/
Автор: Постников Н.П. Рубашов Г.М.
Теги: санитарно-техническое оборудование зданий и его монтаж электроэнергетика электротехника строительство электрооборудование электроснабжение строительно-монтажные работы
ISBN: 5-274-00354-0
Год: 1989
Похожие
Текст
Н.П.Постников, Г.М.Рубашов
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
СТРОЯИЗДАТ 1989
Н. П. ПОСТНИКОВ, Г. М. РУБАШОВ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
Издание 2-е, переработанное и дополненное
Допущено Главным упразлением кадров н социального развития
Мннястерстэа монтажных и специальных строительных работ СССР
в качестве учебника для техникумов
ЛЕНИНГРАД
СТРОЙИЗДАТ, ЛЕНИНГРАДСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ
1989
ББК 31.29-5
П 63
УДК 696.6 0 725.4 (075.32)
Постников Н. П., Рубашов Г. М.
П63 Электроснабжение промышленных предприятий: Учеб,
для техникумов. — 2-е изд., перераб. и доп. — Л.: Стройиз-
дат. Ленингр. отд-ние, 1989. — 352 с.: ил. ISBN 5-274-00354-0
Приведены основные сведения о системах электроснабжения промыш-
ленных предприятий, даны конструкции линий, схемы электрических
сетей, новые типы оборудования подстанций и распределительных систем
электроснабжения. Изд. 2-е дополнено технико-экономическими расче-
тами систем электроснабжения, показано использование ЭВМ при проек-
тировании систем электроснабжения промышленных предприятий, вклю-
чены вопросы, связанные с использованием новейшей полупроводниковой
техники, устройств релейной защиты, естественных заземлителей и их
расчетом.
Для учащихся техникумов, обучающихся по специальности «Монтаж
электрооборудования промышленных предприятий».
3309000000—034
П 047 (01)—69 53—88
ББК 30.29-5
Учебник
Постников Николай Павлович
Рубашов Григорий Маркович
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
Вав. редакнией В. В. Пкепрова
Редактор В. А. Ануфриева
Художественный редактор О. В. Сперанская
Внешнее оформление художника В. Р, Всесвешского
Технический редантор В. В, Живкова
Корректор Е. В. Русакова
ИВ № 4676
Сдано в набор 21.II.88. Подписано в печать 16.08.89. М-38704. Формат 60X90*/i«.
Вум. офсетная № 2. Гарнитура «Литературная». Печать офсетная. Уч..изд. л. 24.72.
Печ. л. 22. Усл. кр.-отт. 22. Тираж 37 300 эка. Изд. № 2639 Л. Заказ № 633.
Цена 1 р. 20 к.
СтроЙиздат. Ленинградское отделение
191011. Ленинград, пл. Островского, 6
Типография № 6 ордена Трудового Красного Знамени издательства «Машиностроение»
при Государственном комитете СССР по печати.
193144, г. Ленинград, ул. Моисеенко, Ю.
© СтроЙиздат, Ленинградское
отделение, О 980
ISBN 5-274-00354-0
© СтроЙиздат, Ленинградское
отделение, 1989
ВЕДЕНИЕ
XXVII съезд КПСС наметил программу ускорения социальио-
кономического развития страны. Двенадцатая пятилетка пред-
••матривает коренную перестройку всех отраслей народного
озяйства, наращивание темпов движения вперед на всех направ-
ениях единого народнохозяйственного комплекса страны. Пред-
сматривается дальнейшее развитие отраслей промышленности,
чр уделяющих научно-технический прогресс: станкостроения,
риборостроения, электротехнической и электронной промышлен-
остей, средств автоматизации производственных процессов.
Ускорение развития машиностроения, атомной энергетики,
повой, химической н нефтехимической промышленности обеспе-
ивается опережающими темпами роста энергетических мощностей
дальнейшей электрификацией производства.
Выработка электроэнергии в 1988 г. составила 1705 млрд
Вг-ч, причем около 70 % пошло на потребление промышлен-
о/ГЬЮ.
Развитие промышленной электротехнологии, электролиза,
гктрохимии, электротермии обеспечивается внедрением но-
• iiiiiiix технологий на базе современного технологического н
юктротехнического оборудования.
Е> результате электрификации концентрируются произвол-
генные мощности. Промышленные предприятия мощностью
. ние 1000 кВт составляют 97 % общего их количества и потреб-
уют 98 % электроэнергии. Установленная мощность электро-
борудования современного прокатного цеха металлургического
«вода достигает 150—200 МВт — около 15 % от мощности элек-
| <)станций, сооруженных по плану ГОЭЛРО. Нагрузка метал-
ургического предприятия, выпускающего в год 9—12 млн т
мли, достигает 500—600 тыс. кВт. Энергоемкие предприятия
।издают высокой степенью энерговооруженности и автомати-
.Ч!ИИ.
Современные системы электроснабжения промышленных пред-
, ичтий обеспечивают необходимые степень надежности электро-
н1бжсния. качество электроэнергии на зажимах электроприе^'?>
1кпв; обеспечивают экономию электроэнергии и других мате-
нгпьных ресурсов.
Выполнение этих задач осуществляется входящими в состав
•"'кгрнческих сетей линиями электропередачи, трансформатор-
ыми подстанциями, распределительными устройствами и комму-
3
тационными пунктами, средствами регулирования напряжения,
устройствами для поддержания качества электроэнергии. Автома-
тизация и телемеханизация сетей электроснабжения, внедрение
диспетчерского управления повышают надежность электроснаб-
жения технологических установок и приводят к сокращению
потерь электроэнергии.
Во втором издании учебника учитывается изменение норма-
тивных материалов и технических разработок в части электро-
снабжения и электрооборудования, внедрение в системы электро-
снабжения полупроводниковой техники, быстродействующих уст-
ройств компенсации реактивной мощности, применение
в проектной практике систем автоматического проектирования
с использованием ЭВЦМ и графопостроителей. Изменен и рас-
ширен справочный материал, что позволяет более широко ис-
пользовать учебник при курсовом и дипломном проектировании.
Главы 7, 8, 9, 10, 14 написаны Г. М. Рубашовым, остальные —
Н. П. Постниковым.
Глава первая
ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О СИСТЕМАХ
электроснабжения ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
§ 1.1. Структура электрических систем и сетей
Электрические сети являются частью электрической системы,
которая, в свою очередь, представляет собой часть энергетической
, истемы.
Энергетической системой называется совокупность электро-
станций, подстанций и приемников, объединенных общим и не-
(.рерывиым процессом выработки, преобразования, распределения
1епловой н электрической энергии.
Единая энергетическая система СССР (ЕЭС) объединяет энер-
гетические системы отдельных районов, соединяя их линиями
электропередачи.
Электрическая система, представляя электрическую часть
энергетической системы, объединяет и связывает линиями элек-
.ропередачи генераторы электрических станций, повысительные,
понизительные и преобразовательные подстанции и приемники
электроэнергии (электроприемники).
Электрической сетью называется совокупность электроустано-
вок для передачи и распределения электроэнергии, состоящая из
подстанций и распределительных устройств, соединенных ли-
ниями электропередачи, и работающая на определенной террито-
рии. Электрическая сеть предприятия, объединяя понизительные
преобразовательные подстанции, распределительные пункты
РП), электроприемникн и ЛЭП, является продолжением элек-
<рической системы.
Прием, преобразование и передача электроэнергии происходят
на подстанции (ТП) — электроустановке, состоящей из
рансформаторов или иных преобразователей энергии, распре-
елительных устройств, устройств управления, защиты, измерения
и вспомогательных устройств.
Распределение поступающей электроэнергии без траисформа-
ни или ее преобразование выполняются на РП, который может
вмещаться с подстанцией, обслуживающей примыкающих к ней
ютребителей.
Как правило, предприятия получают питание от районных
• юктрических сетей на напряжениях от 6 до 220 кВ. На крупные
«псргоемкие предприятия электроэнергия подается на напряже-
ниях’ 330 н 500 кВ. На предприятиях с большим потреблением
। силовой энергии и иа энергоемких предприятиях сооружаются
5
собственные тепловые электростанции (ТЭЦ), генераторы которых
связаны с районными электрическими системами. Связь с системой
осуществляется по ЛЭП непосредственно на генераторном или
повышенном напряжении электростанции либо через отдельные
пункты приема электроэнергии от энергосистемы.
Источниками питания предприятия могут быть: распредели-
тельное устройство (РУ) генераторного напряжения электро-
станции либо распределительное устройство вторичного напря-
жения понизительной подстанции энергосистемы или подстанции
35—220 кВ промышленного предприятия, к которому присоеди-
нены его распределительные сети. Под источниками питания
подразумеваются: подстанции энергосистемы, расположенные
в непосредственной близости от предприятия; его узловая рас-
пределительная подстанция (УРП); главная понизительная под-
станция (ГПП); собственная ТЭЦ предприятия.
Узловой распределительной подстанцией называется централь-
ная подстанция предприятия, получающая электроэнергию от
энергосистемы на напряжениях НО—500 кВ и распределяющая
ее на напряжениях 35—НО кВ по подстанциям глубоких вводов
на территории предприятия. В зависимости от напряжения УРП
может быть чисто распределительной или с частичной трансформа-
цией. Если значительная часть электроэнергии потребляется
предприятием от энергосистемы, его УРП совмещается с под-
станцией.
Главные понизительные подстанции получают питание от
энергосистемы на напряжениях 35—220 кВ и распределяют
энергию на пониженном напряжении — 6—10 кВ по всему объекту
или отдельному его району.
Глубоким вводом называется система электроснабжения с при-
ближением высшего напряжения (35—220 кВ) к электроустанов-
кам потребителей с минимальным количеством ступеней промежу-
точной трансформации и аппаратов. Подстанции глубоких вводов
(ПГВ) размещаются на территории предприятия рядом с наиболее
крупными объектами потребления электроэнергии и получают
питание от энергосистемы, УРП, ГПП или ТЭЦ предприятия.
Приемным пунктом (пунктом приема) электроэнергии назы- .
вается ТП или РП предприятия, куда поступает электроэнергия
от источников питания. В зависимости от потребляемой мощности
и удаленности от источника питания приемным пунктом электро-
энергии может быть: УРП, ГПП, ПГВ, центральный распредели-
тельный пункт (ЦРП), РП, цеховая ТП.
Центральный распределительный пункт получает питание
непосредственно от энергосистемы или ТЭЦ предприятия на
напряжениях 6—20 кВ и распределяет ее на том же напряжении
между РП и ТП по всему объекту или его части.
Цеховой ТП называется подстанция, преобразующая электро-
энергию на пониженном напряжении (до 1000 В) и непосредственно
питающая электроприемники одного или нескольких прилегающих
6
Насосная
1-го подъема
ЛЗЛ35кв
Прокатный рек ?
,, г, 10кВ $20/110/10]
На серпу ппяпияат-1*
щие установки \« 4-рА/т|
ЛЗЛ 220 кВ I
От системы
Рис 1.1. Схема распреде-
ления электроэнергии ме-
таллургического завода
цехов либо части большого цеха. В ряде случаев от тех же под-
станций питаются электроприемники напряжением свыше
1000 В.
В качестве примера рассмотрим скелетную схему распределе-
ния электроэнергии в части крупного металлургического завода
(рис. 1.1), показывающую взаимную связь между источниками
питания и электроприемниками. Источниками питания являются
ГРУ на 10 кВ (главное распределительное устройство), ТЭЦ,
ГПП1 на 110/35/10 кВ и ГПП2 на 220/110/10 кВ. Связь с энерго-
системой-осуществляется на напряжениях НО и 220 кВ. ГПП1,
ГПП2 и ТЭЦ связаны между собой на напряжениях ПО и 10 кВ.
Линия глубокого ввода НО кВ подает питание на ПГВ прокат-
7
/
но го цеха. Ряд цехов и компрессорная получают питание по мощ-
ным токопроводам 10 кВ. На напряжении 10 кВ электроэнергия
распределяется между РП и цеховыми ТП. Некоторые объекты
завода, находящиеся вне его территории, получают питание на
напряжении 35 кВ. Электроприемники цехов питаются на напря-
жениях 10 кВ и 380 В.
Таким образом, передача электроэнергии от источника пита-
ния к электроприемникам осуществляется ступенями. Пункты
приема и цеховые приемники связаны между собой распредели-
тельными сетями, работающими на разных ступенях напряжения.
Число ступеней определяется в зависимости от удаленности
источника питания и его напряжения, мощности и напряжения .
электроприемников, технических возможностей того или иного
конструктивного исполнения сети и других факторов.
Под первой ступенью подразумевается сетевое звено
между источником питания предприятия (УРП, ГПП, ТЭЦ)
и ПГВ, если распределение производится на напряжениях НО—
220 кВ, либо же между ГПП или ТЭЦ и РП или цеховыми ТП,
если энергия распределяется на напряжениях 6—10 кВ.
Под второй ступенью распределения энергии подра-
зумевается сетевое звено между РП или распределительным
устройством вторичного напряжения ПГВ и цеховыми ТП или
отдельными электроприемниками высокого напряжения: элек-
тродвигателями, электропечами, преобразовательными уста-
новками и т. п.
Сети первой и второй ступеней являются межцеховыми и отно-
сятся к распределительным сетям системы электроснабжения
предприятия. Для большей части электроприемников энергия
передается от цеховых ТП на низшей ступени напряжения (до
1000 В) по внутрицеховым сетям.
Межцеховые и внутрицеховые сети составляют внутреннюю
систему электроснабжения предприятия. Под внешним электро-
снабжением понимают часть сети энергосистемы, обеспечивающую
подачу электроэнергии на приемные подстанции предприятия
от точки присоединения к энергосистеме.
Система электроснабжения предприятия определяется не
только характеристиками источников питания, электроприемни-
ков и распределительных сетей, но и технологией производства,
планировкой и строительной частью предприятия, ростом его
производственных мощностей и расширением, совершенствованием
технологического процесса.
Учитывая перечисленные факторы, система электроснабжения
может быть выполнена в нескольких вариантах, из которых
выбирается оптимальный. При ее выборе учитываются также
степень ее надежности, обеспечение качества электроэнергии,
экономичность, простота, удобство и безопасность эксплуатации,
возможность применения прогрессивных методов электромонтаж-
ных работ.
8
§ 1.2. Напряжения сетей и область их применения
Распределение электроэнергии в электрических сетях произ-
водится трехфазным переменным током 50 Гц, номинальные
напряжения которого установлены ГОСТ 721—77.
Номинальным напряжением приемника электроэнергии на-
зывается напряжение, обеспечивающее его нормальную работу.
Номинальное напряжение сети должно совпадать с номиналь-
ным напряжением подключенного к ней электроприемника. Ис-
ходя из этого ГОСТ предусматривает равенство номинальных
напряжений трехфазной сети и электроприемника и устанавливает
следующие междуфазные и фазные (в скобках) напряжения трех-
фазных сетей и приемников: 220 (127); 380 (220); 660 (380) В
и 3; 6; 10; 20; 35; НО; 150; 220; 330; 500; 750 кВ.
С одиннадцатой пятилетки на напряжении 1150 кВ действует
первая промышленная электропередача Итат — Новокузнецк.
Питание цепей управления, сигнализации и автоматизации
электроустановок, а также электрифицированного инструмента
и местного освещения в производственных цехах осуществляется
на постоянном токе напряжениями 12, 24, 36, 48 и 60 В и на
переменном однофазном токе 12, 24 и 36 В.
Электроприемники постоянного тока питаются на напряжениях
НО; 220 и 440 В. Напряжения генераторов постоянного тока 115;
230 и 460 В.
Электрифицированный транспорт и ряд технологических уста-
новок (электролиз, электропечи, некоторые виды сварки) полу-
чают питание на напряжениях, отличных от приведенных
выше.
У повышающих силовых трансформаторов номинальное напря-
жение первичной обмотки совпадает с номинальным напряжением
трехфазных генераторов. У понижающих трансформаторов пер-
вичная обмотка является приемником электроэнергии, и ее номи-
нальное напряжение равно напряжению сети. Номинальные
напряжения вторичных обмоток трансформаторов, питающих
электрические сети, на 5 или 10 % выше номинальных напряжений
сети, что дает возможность компенсировать потери напряжения
в линиях: 230, 400, 690 В и 3,15 (или 3,3); 6,3 (или 6,6); 10,5
(или 11); 21 (или 22); 38,5; 121; 165; 242; 347; 525; 787 кВ.
Трехфазные сети выполняются трехпроводными на напря-
жения свыше 1000 В и четырехпроводными — до 1000 В. Нулевой
провод в четырехпроводной сети обеспечивает равенство фазных
напряжений при неравномерной загрузке фаз от однофазных
электроприемников.
Трехфазные сети на напряжениях 380/220 В (в числителе —
линейное напряжение, в знаменателе — фазное) позволяют питать
от одного трансформатора трех- и однофазные установки. Трех-
фазная система 220/127 В для вновь проектируемых предприятий
не используется, так как она малоэкономична.
9
Напряжение 660 В рекомендуется для питания силовых элек-
троприемников. По сравнению с напряжением 380 В оно имеет ряд
преимуществ: меньшие потери энергии и расход проводникового
материала, возможность применения более мощных электродвига-
телей, меньшее количество цеховых ТП. Однако для питания
мелких двигателей, цепей управления электроприводом и сетей
электроосвещения необходимо устанавливать дополнительный
трансформатор на 380 В.
Напряжение 3 кВ используется только для питания электро-
приемников, работающих на этом напряжении.
Электроснабжение предприятий, внутризаводское распре-
деление энергии и питание отдельных электроприемников вы-
полняются на напряжениях свыше 1000 В.
Напряжения 500 и 330 кВ применяются для питания особенно
крупных предприятий от сетей энергосистемы. На напряжениях
220 и НО кВ осуществляется питание крупных предприятий
от энергосистемы и распределение энергии на первой ступени
электроснабжения.
На напряжении 35 кВ питаются предприятия средней мощ-
ности, удаленные электропотребители, крупные электроприем-
ники и распределяется энергия по системе глубоких вводов.
Напряжения 6 и 10 кВ используются для питания предпри-
ятий малой мощности и в распределительных сетях внутреннего
электроснабжения. Напряжение 10 кВ целесообразнее, если
источник питания работает на этом напряжении, а число электро-
приемников на 6 кВ невелико.
Напряжения 20 и 150 кВ широкого применения на промышлен-
ных предприятиях не находят из-за использования их только
в некоторых энергосистемах и отсутствия соответствующего Элек-
тр ооборудования.
Выбор напряжения сети производится одновременно с выбо-
ром схемы электроснабжения и с учетом факторов, указанных
в § 1.1, а в некоторых случаях — на основе технико-экономиче-
ского сравнения вариантов.
§ 1.3. Режимы работы нейтралей трансформаторов
и источников электроэнергии
Сетями о глухозаземленной нейтралью (рис. 1.2) называются
трехфазные сети, у которых обмотки питающих трансформаторов
соединены в звезду и нейтральные точки электрически соединены
с заземляющей установкой (землей).
Сетями с изолированной нейтралью называются трехфазные
сети, у которых нейтраль трансформатора в -нормальном режиме
о землей не соединена.
Выбор режима работы нейтрали определяется надежностью
и экономичностью работы электроустановок, безопасностью их
' обслуживания и зависит от работы сети при наиболее частых
авариях — однофазных замыканиях на землю.
10
Однофазным замыканием на землю называется электрическое
соединение частей электроустановки, находящихся под напря-
жением, с заземленными конструкциями или непосредственно
с землей. В месте однофазного короткого замыкания (ОКЗ) течет
ток замыкания на землю, а потенциал земли возрастает до рабо-
чего напряжения сети.
При больших токах ОКЗ дуга в месте короткого замыкания
(КЗ) устойчиво и длительно горит, вызывая перенапряжения,
опасные для изоляции неповрежденных фаз, и переход ОКЗ
в междуфазное. При малых токах ОКЗ дуга в месте КЗ неустой-
чива и быстро угасает.
В сетях с глухозаземленной нейтралью при ОКЗ протекают
большие токи замыкания на землю, защита отключает повре-
жденный участок, и ОКЗ не переходит в междуфазное замыкание.
На неповрежденных фазах напряжение относительно земли не
повышается и изоляция может рассчитываться на фазное напря-
жение. Однако при частых ОКЗ возникают тяжелые условия
работы отключающих аппаратов и могут быть повреждены обмотки
трансформаторов.
Быстродействие защиты сокращает время прохождения тока
ОКЗ; для уменьшения его величины в сетях напряжением свыше
1000 В в нейтраль трансформатора включается индуктивное
сопротивление (реактор). Для восстановления питания пред-
назначено автоматическое повторное включение (АПВ) или авто-
матический ввод резервного источника (АВР).
В сети с изолированной нейтралью (рис. 1.3) косвенная элек-
трическая связь с землей происходит из-за несовершенства изоля-
ции, в которой протекают незначительные по величине емкостные
и активные токи утечки, причем их геометрическая сумма равна
нулю. Потенциалы фаз относительно земли равны фазным напря-
жениям.
При ОКЗ потенциал поврежденной фазы равен нулю.
У неповрежденных фаз напряжение возрастает до междуфазного
и емкостные токи увеличиваются пропорционально напряжению
в ]ЛЗ раз. Ток ОКЗ больше нормального емкостного тока в три
раза (рис. 1.3, б):
1Ъ = з/0 = Збф<оС, (1.1)
где со = 2л/ = 314.
Емкость фаз относительно земли зависит от конструкции
сети и ее протяженности. Для сетей свыше 1000 В с изолирован-
ной нейтралью ток ОКЗ можно определить по формуле
/в = U (ZB/350 + ZK/10), (1.2)
где U — междуфазное напряжение, кВ; ZB и ZK — длины электрически связан-
ных воздушных и кабельных линий сети данного напряжения, .км.
Особенность сети о изолированной нейтралью заключается
в том, что при ОКЗ междуфазные напряжения не меняются по
11
рнс. 1.2. Трехфазная четырехпроводная сеть 380/220 В с глухозаземленной ней-
тралью прн КЗ одной фазы на землю
Рнс. 1.3. Трехфазная сеть с изолированной нейтралью
а — схема протекания емкостных токов при ОКЗз б — векторная диаграмма напряже*
ний и токов
Рнс. 1.4. Трехфазная сеть с компенсированной нейтралью
а —«схема протекания емкостных токов прн О КЗ; б —.векторная диаграмма напряже»
ний и токов
величине и направлению, а малые величины токов ОКЗ не тре-
буют немедленного отключения установки,
В Советском Союзе приняты следующие режимы работы
нейтрали в сетях свыше 1000 В:
сети ПО кВ и выше работают с глухозаземленной нейтралью
и по Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) относятся
к электроустановкам с большими токами замыкания на землю
(/8 > 500 А);
сети 3—35 кВ работают с изолированной нейтралью, они
относятся к электроустановкам с малыми токами замыкания
на землю, Токи ОКЗ не должны превышать 10, 20 и 30 А в сетях
35, 10 и, 6 кВ соответственно,
Если емкостный ток превышает указанные значения, то его
можно уменьшить путем компенсации индуктивным током, на-
правляемым в место КЗ в момент загорания дуги. Источником
индуктивного тока является дугогасящая катушка (катушка
индуктивности, помещенная в бак с маслом),
Сетью о компенсированной нейтралью (рис. 1.4, а) назы-
вается сеть, нейтраль которой заземлена через дугогасящую
катушку, компенсирующую емкостные токи замыкания на землю.
При ОКЗ потенциал нейтрали относительно земли возрастает
до фазного напряжения и через катушку к месту замыкания течет
индуктивный ток катушки. При полной компенсации тока ОКЗ
нет (рис. 1.4, б), и тогда имеем:
ЗС/фшС= с/ф/(ш£). (1.3)
Из условий полной компенсации индуктивность дугогасящей
катушки
L = I/(3coaC). (1.4)
Для обеспечения надежной защиты от ОКЗ компенсированные
сети работают с некоторой перекомпенсацией (/L > /с). При
недокомпенсации емкостного тока (/L < 1с) и отключении части
линии в нормальном режиме значение 1С будет мало и некомпен-
сированный ток будет недостаточен для срабатывания защиты.
У дугогасящих катушек или ЗРОМ (защитного реактора одно-
фазного масляного) индуктивность регулируется путем переклю-
чения витков обмотки или изменения воздушного зазора.
В сетях до 1000 В глухое заземление нейтрали выполняется
на 380/220 и 220/127 В. Отключение поврежденной фазы при
ОКЗ предотвращает опасность прикосновения людей к заземлен-
ным конструкциям, оказавшимся под напряжением. Напряжение
на любой фазе по отношению к земле при любых режимах не
превышает 250 В, благодаря чему обеспечивается ‘совместное
питание силовых электроприемников и электроосветительных
установок.
В сетях 660/380 В последнее условие не соблюдается, а потому
они работают с изолированной нейтралью. При ОКЗ поврежден-
ная фаза не отключается, на неповрежденных фазах напряжение
13
относительно земли возрастает до 660 В, питание потребителей
не нарушается. Поэтому в сетях 660 В осуществляется контроль
изоляции с сигнализацией замыкания на землю нлн автомати-
ческим отключением электроустановки при ОКЗ.
Глава вторая
ПРИЕМНИКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЯХ
§ 2.1. Классификация электроприемников
Приемником электроэнергии (электроприемником) является
электрическая часть технологической установки или механизма,
получающая энергию из сети и расходующая ее на выполнение
технологических процессов. Потребляя электроэнергию нз сети,
электроприемник, по существу, преобразует ее в другие виды
энергии: механическую, тепловую, световую или в электроэнер-
гию с иными параметрами (по роду тока, напряжению, частоте).
Некоторые технологические установки имеют несколько электро-
приемников: станки, краны, прокатные станы и т. п.
Электроприемникн промышленных предприятий классифи-
цируются по следующим признакам: напряжению, роду тока,
его частоте, единичной мощности, надежности электроснабжения,
режиму работы, технологическому назначению, производственным
связям, территориальному размещению.
Потребитель электроэнергии объединяет несколько электро-
приемников технологической установки, цеха, корпуса или
предприятия, объединенных несколькими признаками, и харак-
теризуется плотностью электрической нагрузки.
По напряжению электроприемникн разделяются на две
группы: до 1000 В и свыше 1000 В. Номинальные напряжения
электроприемников определяются ГОСТ 721—77.
По роду тока электроприемникн подразделяются иа приемники,
переменного тока промышленной частоты (50 Гц), постоянного
тока и переменного тока частотой, отличной от 50 Гц (повышенной
или пониженной).
Номинальная частота вращения электродвигателей опреде-
ляется ГОСТ 10683—73 и находится в пределах от 100
до 22 000 об/мин.
Единичные мощности отдельных электроприемииков и элек-
тропотребителей различны — от десятых долей киловатта до
нескольких десятков мегаватт.
14
Суммарная установленная мощность электропрнемников
также различна. По этому признаку все предприятия принято
подразделять на небольшие (мелкие) — с установленной мощ-
ностью до 5 МВт; средние — от 5 до 75 МВт; крупные — от 75
до 1000 МВт.
По степени надежности электроснабжения ПУЭ предусматри-
вает три основные категории.
Первая категория объединяет такие электроприем-
ники, перерыв в электроснабжении которых связан с опасностью
для жизни людей, нанесением значительного ущерба народному
хозяйству, расстройством сложного технологического процесса,
повреждением оборудования, массовым браком продукции. Пере-
рыв в электроснабжении приемников первой категории допу-
скается только на время автоматического ввода резервного питания.
Из приемников первой категории выделяется особая
группа, не допускающая перерыва в питании. В случае нарушения
технологического режима при кратковременном перерыве в элек-
троснабжении приемников первой категории эти приемники обес-
печивают безаварийный останов технологического процесса н
предотвращают возможность взрыва, пожара или разрушения
технологического оборудования.
Вторая категория надежности включает приемники,
перерыв в электроснабжении которых может привести к массо-
вому недоотпуску продукции, простою технологических механиз-
мов, рабочих, промышленного транспорта. Перерыв в электро-
снабжении приемников этой категории допускается на время,
необходимое для включения резервного питания силами эксплу-
атационного персонала, но не более 1 суток.
Третья категория объединяет электроприемники,
которые не подходят под указанные выше характеристики. Прием-
ники данной категории допускают перерыв в электроснабжении
не более одних суток.
По режиму работы электроприемникн относят к одному из
трех режимов: продолжительному, кратковременному, повторно-
кратковременному.
В зависимости от вида преобразования электроэнергии элек-
троприемники подразделяются на электропривод, электротехно-
логические и электроосветительные установки.
По общности технологического процесса электроприемники
можно подразделить на общепромышленные установки, производ-
ственные механизмы, подъемно-транспортное оборудование, пре-
образовательные установки, электросварочное оборудование, элек-
тронагревательные и электролизные установки.
§ 2.2. Характеристики электроприемников
К общепромышленным установкам относятся вентиляторы,
насосы, компрессоры, воздуходувки и т. п. В них применяются
асинхронные и синхронные двигатели трехфазного переменного
15
тока частотой 50 Гц, на напряжениях от 127 В до 10 кВ, а там,
где требуется регулирование производительности, — двигатели
постоянного тока. Диапазон их мощностей различен — от долей
киловатта (электродвигатели задвижек, затворов, насосов подачи
смазкн и т. п.) до десятков мегаватт (воздуходувки доменных
печей, кислородные турбокомпрессоры). Характер нагрузки ров-
ный, толчки ее наблюдаются только при пуске. Основным агре-
гатам (насосы, вентиляторы и т. п.) присущ продолжительный
режим. Электродвигатели задвижек, затворов и т. п. работают
в кратковременном режиме. Их коэффициент мощности находится
в пределах 0,8—0,85. Синхронные двигатели работают в режиме
перевозбуждения.
Данная группа электроприемников относится, как правило,
к первой категории надежности, а на ряде производств, особенно
химической промышленности, — к «особой» группе той же кате-
гории. Некоторые вентиляционные и компрессорные относятся
к второй категории надежности.
На промышленных предприятиях преобладает электропривод
производственных механизмов. В зависимости от технологических
особенностей механизма или агрегата используются все виды
двигателей переменного и постоянного тока мощностью от долей
киловатта до нескольких мегаватт, на номинальные напряжения
до 10 кВ.
Регулируемый электропривод технологических механизмов
и двигатели станков с повышенной скоростью вращения получают
питание от преобразовательных установок. Режимы их работы
различны и определяются режимом механизма.
Режим работы некоторых агрегатов (прокатных станов)
характеризуется частыми толчками нагрузки различной длитель-
ности н частоты. Коэффициент мощности находится в широких
пределах (0,5—0,85). Синхронные двигатели системы ДГД рабо-
тают в режиме перевозбуждения.
Как правило, электропривод технологических механизмов
относится к второй категории надежности. Исключение состав-
ляют те механизмы и установки, которые по свойм показателям
относятся к первой категории надежности (технологическое обо-
рудование предприятий нефтехимической промышленности, не-
которые уникальные металлообрабатывающие станки и т. п.).
Преобразовательные установки на промышленных предпри-
ятиях служат для питания электроприемников механизмов н
установок, которые из-за особенностей технологических режимов
должны работать либо на постоянном, либо на переменном токе
с частотой, отличной от 50 Гц. Потребителями постоянного тока
являются: электропривод механизмов с широким регулированием
скорости и реверсированием, электрофильтры, электролизные
установки, внутризаводской электротранспорт. Повышенная или
пониженная частота переменного тока необходима для привода
на асинхронных короткозамкнутых двигателях с плавным нзме-
16
неннем скорости, нерегулируемого высокоскоростного привода
переменного тока, электротермии.
Преобразователями тока служат двигатели-генераторы, ртут-
ные и полупроводниковые выпрямители, питающиеся от трех-
фазных сетей переменного тока промышленной частоты на
напряжениях до 110 кВ. Показатели и характер работы преобра-
зовательных установок зависят от подключенного к ним
технологического оборудования. Коэффициент мощности зависит
от типа преобразователя и его назначения, он изменяется в пре-
делах 0,7—0,9.
К электротехнологическим установкам относятся электрона-
гревательные и электролизные установки, установки электро-
химической, электроискровой и ультразвуковой обработки метал-
лов, электромагнитные установки (сепараторы, муфты),
электросварочное оборудование.
Электронагревательные установки объединяют электрические
печи и электротермические установки, которые по способу превра-
щения электроэнергии в тепловую разделяются на печи сопро-
тивления, индукционные печи н установки, дуговые электри-
ческие печи, печи конденсаторного нагрева.
Печи сопротивления получают питание от трехфазных сетей
переменного тока частотой 50 Гц, в основном на напряжении
380/220 В или на более высоком напряжении через понижающие
трансформаторы. Выпускаются печи в одно- и трехфазном испол-
нении, мощностью до нескольких тысяч киловатт. Характер
нагрузки их ровный, однако однофазные печи для трехфазных
сетей представляют несимметричную нагрузку. Коэффициент мощ-
ности для печей прямого действия 0,7—0,9, для печей косвенного
действия — 1,0. _
Индукционные плавильные печи выпускаются со стальным
сердечником и без него, мощностью до 4500 кВ-А. Питание индук-
ционных печей н установок закалки и нагрева осуществляется
ог трехфазных сетей переменного тока частотой 50 Гц, на напря-
жении 380/220 В и выше в зависимости от мощности.
Индукционные плавильные печи без сердечника и установки
закалки и нагрева токами высокой частоты получают питание
переменным током частотой до 40 МГц от преобразовательных
установок, которые, в свою очередь, питаются от сетей перемен-
ного тока промышленной частоты.
Печи со стальными сердечниками выпускаются в одно-, двух-
и трехфазном исполнении. Коэффициент мощности их колеблется
в пределах 0,2—0,8 (у индукционных установок повышенной ча-
стоты — от 0,06 до 0,25),
Все перечисленные печи и установки индукционного нагрева
относятся к приемникам второй категории надежности.
Дуговые электрические печи по способу нагрева разделяются
на печи прямого, косвенного и смешанного нагрева. Дуговые печи
получают питание от сетей переменного тока промышленной
17
частоты на напряжениях до 110 кВ через специальные понижа-
ющие печные трансформаторы. Мощности современных дуговых
электропечей достигают 100—125 МВ-А.
В период расплавления шихты возникают частые эксплуата-
ционные короткие замыкания в процессе плавки и бестоковые
паузы при выпуске стали и новой загрузке печи, в результате
чего в питающих сетях наблюдаются толчковые нагрузки. На-
грузка от однофазных печей несимметричная. Коэффициент мощ-
ности 0,85—0,95. В отношении надежности электроснабжения
дуговые печи относятся к приемникам первой категории.
Вакуумные электрические печи для выплавки высококаче-
ственных сталей и специальных сплавов относятся к приемникам
особой группы первой категории, так как перерыв в питании
вакуумных иасосов приводит к дорогостоящему браку.
Электротехнологические установки, работающие на постоян-
ном или переменном токе частотой, отличной от 50 Гц, питаются
от преобразовательных установок, характеристики которых опре-
деляются режимом электротехнологической установки. На-
пример, мощности электролизных установок для получения алю-
миния зависят от их производительности и достигают 150—
180 МВ-А. Питание преобразовательных установок электролиза
осуществляется трехфазным переменным током частотой 50 Гц
на напряжениях до ПО кВ (в зависимости от мощности). Нагрузка
их равномерная, симметричная. Коэффициент мощности состав-
ляет 0,8—0,9. Электролизные установки относятся к приемникам
первой категории надежности.
Электросварочное оборудование питается напряжением 380
или 220 В переменного тока промышленной частоты. Мощности
электросварочного оборудования в зависимости от его типа могут
быть от 100 В -А до 10 МВ -А. Дуговая электросварка на перемен-
ном токе выполняется с помощью одно- или трехфазных сварочных
трансформаторов или машинных преобразователей. На постоян-
ном токе применяются сварочные двигатель-генераторы. Для
контактной сварки используются одно- или трехфазные сварочные
установки.
Электросварочное оборудование работает в повторно-кратко-
временном режиме. Однофазные сварочные приемники (трансфор-
маторы и установки) дают неравномерную нагрузку по фазам
трехфазной питающей сети. Коэффициент их мощности колеблется
в пределах 0,3—0,7. Сварочные установки по степени надежности
относятся к второй категории.
Мощность электроприводов подъемно-транспортных устройств
определяется условиями производства и колеблется от нескольких
до сотен киловатт. Для их питания используется переменный ток
380 и 660 В и постоянный ток 220 и 440 В. Режим работы повторно-
кратковременный. Нагрузка на стороне переменного трехфазного
тока — симметричная. Коэффициент мощности меняется соответ-
ственно загрузке в пределах от 0,3 до 0,8. По надежности электро-
16
снабжения подъемно-транспортное оборудование относится
к первой или второй категории (в зависимости от назначения
и места работы).
Электрические осветительные установки являются в основном
однофазными приемниками. Лампы светильников имеют мощности
от десятков ватт до нескольких киловатт и питаются на напря-
жениях до 380 В. Светильники общего освещения (с лампами
накаливания или газоразрядными) питаются преимущественно
от сетей 220 или 380 В, Светильники местного освещения с лам-
пами накаливания на 12 и 36 В питаются через понижающие
однофазные трансформаторы. Равномерная загрузка фаз трех-
фазной сети достигается путем группировки светильников по
фазам. Характер нагрузки — продолжительный. Коэффициент
мощности для светильников с лампами накаливания — 1,0, с газо-
разрядными лампами — 0,96,
Электроосветительные установки относятся к второй категории
надежности. В тех случаях, когда отключение освещения угро-
жает безопасности людей или недопустимо по условиям техноло-
гического процесса, предусматриваются системы аварийного осве-
щения. Лампы ДРЛ, для которых характерно длительное за-
жигание, в таких системах не применяются.
Глава третья
КОНСТРУКЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ линий
§3.1. Кабели, их конструкция и способы прокладки
Кабель — готовое заводское изделие, состоящее из изолиро-
ванных токоведущнх жил, заключенных в защитную оболочку,
которая предохраняется от механических повреждений броней.
Силовые кабели на напряжения до 35 кВ (рис. 3.1) имеют
ьг одной до четырех медных илн алюминиевых жил сечениями
1 —2000 мма. Жилы сечениями до 16 мм2 — многопроволочиые,
свыше — однопроволочные. По форме сечения жнлы одножильных
кабелей и кабелей с отдельно освинцованными жилами круглые,
а многожильных кабелей—сегментные или секторные.
Изоляция жнл выполняется нз кабельной бумаги, пропитанной
маслоканифольным составом, резины, поливинилхлорида и поли-
лилена. Кабели с бумажной изоляцией, предназначенные для
прокладки на вертикальных или крутонаклонных трассах, имеют
обедненную пропитку или пропитку на основе церезина.
Защитная герметическая оболочка предохраняет изоляцию
от вредного действия влаги, газов, кислот и механических по-
19
Рис. 3.1. Трехжильиый кабель с поясиой изоляцией
1 — токопроводящие жнлн; 2 — фазная изоляция: 3 — ме-
ждуфазное заполнение; 4 — поясная изоляция: 5 — свин»
цовая нлн алюминиевая оболочка; 6 — подушка под броню]
7 — стальная ленточная броня; в — антикоррозийный по-
кров
вреждений. Оболочки делаются из свинца,
алюминия, резины и поливинилхлорида.
В кабелях напряжением 20 н 35 кВ каждая
жила дополнительно заключается в свин-
цовую оболочку, что создает более равно-
мерное электрическое поле и улучшает от-
вод тепла. Выравнивание электрического
поля у кабелей с пластмассовой изоля-
цией и оболочкой достигается экраниро-
ванием каждой жилы полупроводящей бу-
магой.
В кабелях на напряжения 1—35 кВ для
повышения электрической прочности между
изолированными жилами и оболочкой про-
кладывается слой поясной изоляции.
Броня кабелей, выполняемая из стальных лент или стальных
оцинкованных проволок, защищается от коррозии наружным
покровом из кабельной пряжи, пропитанной битумом и покрытой
меловым составом,
Марки некоторых кабелей, их конструкция и область при-
менения приведены в табл. 3.1. В обозначении кабеля рядом
с маркой, определяющей его конструкцию, указывается номи-
нальное напряжение, количество и сечение жил. У четырех
жильных кабелей напряжением до 1 кВ сечение четвертой («нуле-
вой») жнлы меньше, чем фазной.
Например, кабель АВПБГ-1 — 3 X 50 + 1 X 25 — кабель
с тремя алюминиевыми жилами сечением по 50 мма и четвертой —
сечением 25 мм2, полиэтиленовой изоляцией на 4 кВ, оболочкой
из поливинилхлоридного пластиката (полихлорвинила), брони-
рованной стальными лентами без наружного противокоррозийного
покрова.
Отдельные отрезки кабелей соединяются соединительными
муфтами. Для присоединения кабеля служат концевые муфты
или концевые заделки.
На промышленных предприятиях наиболее распространены
кабельные линии. Кабели прокладываются в земляных траншеях,
кабельной канализации, тоннелях, кабельных каналах, по ка-
бельным эстакадам, стенам и перекрытиям зданий.
В земляных траншеях (рис. 3.2) кабель прокладывается на
глубине 0,7—0,8 м (при пересечениях с проезжей частью — на
глубине 1 м). Его укладывают в подушку из песка или просеян-
ного грунта и закрывают от механических повреждений кирпичом
20
Таблица 3,1. Марки, конструкция и иазиачеиие силовых кабелей
Меряв Конструкция в наэиаченае
медн алюминия
Кабели с изоляцией из пропитанной бумаги с медными
и алюминиевыми (А) жилами. В свинцовой (С) или
СБ АСБ алюминиевой (А) оболочке, с отдельно освинцован-
АБ ЛЛБ ними (О) жилами, бронированные стальными лентами
ОСБ АОСБ (Б) или стальными оцинкованными проволоками (П)
СП- АСП о наружным защитным покровом — для прокладки
в земле (в траншее)
СБГ АСБГ То же, ио без наружного покрова (Г) — для прокладки
АБГ аАы внутри помещений, в каналах, тоннелях, при воз*
ОСБГ АОСБГ можных механических воздействиях иа кабель
АГ ААГ То же, в алюминиевой оболочке, небронированный —
для прокладки внутри помещений, в каналах, той*
мелях при отсутствии механических воздействий на
кабель
СГТ АСГТ То же, в свинцовой утолщенной (Т) оболочке, иеброни-
рованный—для прокладки в трубах, блоках, тун-
иелях, каналах, внутри помещений при отсутствии
механических воздействий иа кабель
СБВ АСБВ То же. что и кабели марок СБ, АСБ. АБ, ААБ. СБГ.
АБВ ААБВ АСБГ, ААБГ, но с обедненной (В) и нестекающей
СБГВ АСБГВ (Ц) массой—для прокладки на вертикальных
ЦСБ ЦАСБ трассах и с большой разностью уровней
ЦСБГ ЦААБГ
Кабели с медными и алюминиевыми (А) жилами с ре-
зиновой (Р), поливинилхлоридной (в) и полиэти-
леновой (П) изоляцией. В свинцовой (С), поливинил-
СРБ АСРБ хлоридной (В), полиэтиленовой (П), резиновой не-
ВРБ АВРБ горючей (Н) оболочке, с отдельно экранированными
НРБ АНРБ (О) жилами, бронированный стальными лентами
ВВБ АВВБ (Б), с защитным наружным покровом — для про-
ВПБ АВПБ кладки в земле в траншее
ВОВБ АВОВБ
ПОВБ АПОВБ
СРБГ АСРБГ То же, но без наружного покрова (Г) — для прокладки
ВРБГ АНРБГ внутри помещений, в каналах, тоннелях
ВВБГ АВВБГ
НРБГ АНРБГ
СРГ АСРГ То же, небронированные — для прокладки внутри
ВРГ АВРГ помещений, каналах, тоннелях при отсутствии
НРГ АНРГ механических воздейств) 1 на кабель
ввг АВВГ
пвг АПВГ
21
Ряс. 3.2. Прокладка кабелей
в траншее
Рис. 3.3. Прокладка кабелей
в канале
или бетонными плитами. В местах пересечений с проезжей частью,
железнодорожными путями, подземными коммуникациями и на
вводах в здания кабель прокладывается в асбестоцементных тру-
бах, Прн прокладке в одной траншее нескольких кабелей рассто-
яние между ними должно быть не менее 100 мм. Не рекомендуется
в одной траншее прокладывать более шести кабелей напряжением
до 10 кВ и более трех — напряжением 20—35 кВ, ибо в противном
случае ухудшаются условия их охлаждения и значительно увели-
чивается ширина траншеи.
Расстояние трассы кабеля от подземных и наземных соору-
жений определяется ПУЭ. Большая насыщенность территории
предприятия подземными и наземными сооружениями, необхо-
димость параллельной прокладки многих кабелей, агрессивный
грунт и блуждающие токи ограничивают возможность их про-
кладки в земле. Поэтому
более часто кабели про-
кладывают в кабельных
сооружениях, к которым
относятся кабельная ка-
нализация, кабельные ка-
налы, тоннели, эстакады.
Кабельная канализа-
ция выполняется из от-
дельных блоков, изгото-
вляемых из бетонных, ас-
бестоцементных, керамиче-
ских или пластмассовых
труб, укладываемых в
земля Е1ую траншею на
Рис. 3,4. Прокладка кабелей
в тоииеле
22
0,6—1 м от поверхности земли. В местах перехода кабеля из блока
в траншею, при изменении трассы или разветвлении кабелей
и на протяженных участках сооружаются кабельные колодцы
или камеры, служащие для протягивания кабелей и установки
соединительных муфт.
В кабельных каналах (рис. 3.3), тоннелях (рис. 3.4) и по
эстакадам кабели прокладываются по кабельным конструкциям,
В зданиях, по стенам и перекрытиям большие потоки кабелей
укладывают в металлические лотки и короба. Одиночные кабели
могут прокладываться открыто по стенам и перекрытиям или
скрыто: в трубах, в строительных частях здания.
§ 3.2. Провода, их конструкция и выполнение
электропроводок
Изолированные провода используют для питания силовых
электроприемников напряжением до 1 кВ н электроосвещения.
Алюминиевые и медные жилы таких проводов выполняют одно-
и многопроволочными, сечениями от 0,75 до 400 мм2. Изоляция
жил — резиновая или поливинилхлоридная. На провода некото-
рых марок поверх изоляции накладывают защитную оболочку
из хлопчатобумажной тканн илн металлическую. Выпускают
одно- и многожильные провода. Для тросовых электропроводок
применяют многожильные провода со стальным тросом.
Прокладывают провода на роликах, клицах, изоляторах,
тросах, в изоляционных и стальных трубах, в металлических
рукавах, на лотках, в коробах, в бороздах под штукатуркой
и в каналах строительных конструкций. Прокладка проводов на
лотках показана на рнс. 3.5. Трубы и короба прокладывают
открыто, закрепляя их на металлоконструкциях, или скрыто —
в стенах и перекрытиях зданий.
Характеристики проводов некоторых марок и рекомендуемая
область их применения
приведены в табл. 3.2.
Марка провода и спо-
соб прокладки опреде-
ляются назначением сети,
характеристиками произ-
водства и помещения,
условиями защиты от
окружающей среды и ме-
ханических повреждений,
удобством монтажа и экс-
плуатации. Эти условия
должны соблюдаться и
при выборе кабелей.
При выборе марки про-
вода надо учитывать его
Рис. 3.5. Прокладка изолированных прово-
дов и кабелей на лотках
1 — лоток: 2 — напольная стойка; 3 — распреде.
лительиый пункт
23
Таблица 3,2, Марки медных и алюминиевых (А) проводов
и область их применения
Марка Конструкция Область применения
ПР, АПР Одножильный, с резиновой изоляцией, в пропитан- ной оплетке из хлопчато- бумажной ткани Для открытой прокладки на роликах, клицах, изоляторах, в коробах и на лотках
ПВ, АПВ То же, но с поливинилхло- ридной изоляцией без оп- летки То же, а также для прокладки в трубах (открыто и скрыто) и в каналах строительных конструкций
пвто То же, но с поливинилхло- ридной изоляцией Для прокладки в стальных тру- бах
ПРВ, АПРВ То же, с резиновой изоля- цией, в полихлорвинило- вой оболочке Для прокладки на лотках, в тру- бах и коробах, в каналах строительных конструкций
ПРГ Гибкий одножильный с ре- зиновой изоляцией Для подвижной электропро- водки
пвг То же, но с поливинилхло- ридной изоляцией То же
ППВ, АППВ Двух- и трехжильиый с по- ливинилхлоридной изоля- цией и перемычкой меж- ду жилами, плоский Для открытой прокладки по стенам и перекрытиям
ППВС, АППВС То же Для беструбиой скрытой про- кладки
APT Провод с несущим тросом с алюминиевыми жилами, резиновой изоляцией Для тросовой прокладки вну- три помещении в сетях до 660 В
АВТ То же, ио с утолщенной поливинилхлоридной изо- ляцией Для наружной прокладки в се- тях 380 В
назначение, определяемое техническими условиями. Например,
провод ППВ предназначен для открытой прокладки, а ППВС—
для скрытой прокладки в каналах строительных конструкций
и под штукатуркой.
§ 3.3. Токопроводы, их конструктивное исполнение
и применение
Токопроводом называется такое конструктивное исполнение
линии, когда токоведущие части выполнены из одного илн не-
скольких жестко закрепленных медных либо алюминиевых про-
водов или шин-
24
Токопроводы в зависимости от их назначения в сетях 380,
660 В и 6—35 кВ подразделяются на магистральные, распре-
делительные, силовые, троллейные, осветительные. По способам
защиты от прикосновения к токоведущим частям различают
закрытые, защищенные и открытые токопроводы. Шинопроводами
называются защищенные и закрытые токопроводы в сетях напря-
жением до 1000 В.
Комплектный шинопровод заводского изготовления представ-
ляет собой секции сплошного металлического короба, внутри
которого на изоляторах закреплены одно- или двухполосные
шины из алюминиевых сплавов АД31-Т1 или АД.
В магистральных шинопроводах длина прямых секций равна
1,5; 3; 4,5 и 6 м; в распределительных — 3 м. На коробе распре-
делительного шинопровода предусмотрены места для установки
ответвительных коробок, в которых размещены предохранители
с патронами на номинальные токи 63, 100 и 250 А или автомати-
ческие выключатели. Подключение электроприемников выпол-
няется проводами в трубах или в металлорукавах, К строительным
конструкциям шинопроводы крепятся на стойках, кронштейнах
или подвесах. На рис. 3.6 показан пример размещения шино-
проводов в цехе.
Конструкция осветительного шинопровода аналогична,
только внутри короба проложены четыре нзолироваиных медных
провода сечением 6 мм2, а для подключения светильников 1ред-
усмотрены штепсельные разъемы, Длина прямых секций равна
0,5; 1,5 и 3 м.
Силовые шинопроводы применяются в магистральных схемах
питания, Для передачи больших токов наряду с магистральными
шинопроводами на стесненных участках трассы прокладывают
кабели марки АсВВ, выпускаемые в одножильном исполнении
с алюминиевыми жилами сечением до 2000 мм2, с поливинил-
хлоридной изоляцией и оболочкой, Осветительные шинопроводы
применяются в крупных цехах, когда мощные светильники
устанавливаются рядами вдоль цеха или технологической
линии.
Токопроводы 6—35 кВ используются для магистрального
питания энергоемких потребителей при токах 1500—6000 А.
Жесткий симметричный токопровод 6—10 кВ инж. А, М. Сем-
чинова выполнен из шин коробчатого сечения, жестко закреплен-
ных на опорных изоляторах, прикрепленных к общей стальной
конструкции по вершинам равностороннего треугольника. Шины
изготовляются из алюминия марки АТ или алюминиевого сплава
АД31-TI. При прокладке шинопровода внутри помещений при-
меняются изоляторы типов ОМЕ-10 и ОМЕ-20, при наружной
прокладке — ИШД-35, Длина секции — 6 м. Токопровод может
прокладываться открыто — на опорах, на кронштейнах по стенам
вданий или на эстакадах либо скрыто — в тоннелях (рис. 3.7)
и галереях,
25
Рис. 3-5. Прокладка шинопроводов
в цехе
1 — прямая секция; 2 — ответвительная
коробка; 3 — вводная коробка; 4 — ма-
гистральный шинопровод; 5 — ответви-
тельная секция магистрального шинопро-
вода
Рис. 3.7. Прокладка жесткого симме-
тричного токопровода 5—10 кВ в тон-
неле
Рис. 3.6. Гибкие симметричные токопроводы
а — ва 10 кВ; б — иа 35 кВ
Гибкий унифицированный симметричный токопровод 6—10 кВ
представляет собой двухцепную воздушную линию с расщеплен-
ными проводами (рис. 3.8, а). Каждая фаза состоит из 4, 6, 8
или 10 проводов марки А-600, располагаемых на поддерживающих
зажимах по окружности диаметром 600 мм. С помощью специаль-
ной системы подвески на изоляторах все три фазы размещаются
по вершинам треугольника и крепятся к опорам. Для предотвра-
щения схлестывания проводов в фазе и фаз между собой в пролетах
устанавливаются внутри- и межфазовые распорки.
У гибкого токопровода 35 кВ фазы состоят из трех проводов
марки А-600, закреплены в кольцах и посредством несущего
стального троса подвешены на изоляторах к опоре (рис. 3.8, б).
Ороры гибких токопроводов устанавливаются через 50—100 м.
Отпайки от токопроводов к электропотребителям выполняются
шинами или голыми проводами. Характеристики токопроводов
приведены в приложении 3.
§ 3.4. Воздушные линии электропередачи на предприяткях
Основными конструктивными элементами воздушной линии
(ВЛ) являются: опоры, провода, изоляторы, линейная арматура
и грозозащитные тросы.
Алюминиевые провода марок А и АКП — многопроволочиые,
сечениями 16—400 мма, с удельным сопротивлением 0,0287 Ом X
X мма/м (удельная проводимость 35,33 м/0м*мма). В проводе
марки АКП межпроволочные пазы заполнены антикоррозионной
смазкой.
Сталеалюминиевые провода изготовляются сечениями 35—
600 мма и имеют вокруг стального сердечника повивы из алюмини-
евых проволок с различным отношением сечений алюминиевой
н стальной частей: особооблегченные — 12,2—18,1, облегчен-
ные — 7,7—8, нормальной конструкции — 6—6,2, усиленной —
4,3—4,4, особоусиленной — 0,7—1,5. В электрических расчетах
проводимость стальной части не учитывается из-за незначительной
ее величины по сравнению с алюминиевой.
Сталеалюминиевые провода выпускаются следующих марок:
АС — голый провод с сердечником из стальных оцинкованных
проволок и несколькими наружными повивами из алюминиевых
проволок;
АСКС, АСКП — такие же провода, как и АС, ио с заполнением
сердечника (С) или всего провода (П) антикоррозионной смазкой;
АСК — такой же провод, как и АС, но с сердечником, обмо-
танным полиэтиленовой пленкой.
Конструктивные и расчетные данные проводов приведены
в приложении 1.
Провода с антикоррозионной смазкой применяются в районах,
где воздух загрязнен примесями, действующими разрушающе
на алюминий и сталь.
27
Исходя из условий механической прочности алюминиевые
провода применяют на ВЛ 6—10 кВ. Воздушные линии 35 кВ
и выше выполняются сталеалюминиевыми проводами: облегченной
конструкции (АСО, АСКО и т. п.) при толщине стенки гололеда
до 20 мм и усиленной конструкции (АСУ, АСКУ и т. п.) при тол-
щине ее свыше 20 мм.
Для грозозащитных тросов используют стальные оцинкован-
ные канаты марок С-35, С-50 н С-70, По механической прочности
нижний предел сечения проводов и тросов ограничен в зависи-
мости от напряжения ВЛ и условий прокладки. Значения мини-
мально допустимых сечений приведены в ПУЭ.
Изоляторы служат для крепления проводов к опорам ВЛ
и изготавливаются из фарфора или закаленного стекла. По способу
закрепления на опоре они подразделяются на штыревые и под-
весные (рис. 3.9).
На ВЛ до 1 кВ применяются штыревые фарфоровые изоляторы
типов ШН-1 и ШЛН-1; на ВЛ 6—10 кВ — фарфоровые типа
ШФ-10 или стеклянные типа ШЖБ-10с. Штыревые изоляторы
(ШФ-35) на ВЛ 20 и 35 кВ применяются в виде исключения и
только для проводов малых сечений. Штыревые изоляторы кре-
пятся к опорам на крюках или штырях.
Подвесные изоляторы типов ПФ или ПС (фарфоровые или
стеклянные) используются на линиях 35 кВ и выше при нормаль-
ной степени загрязнения (чистая атмосфера с обычными пылевыми
осадками). В районах с повышенным загрязнением проводящими
осадками применяются специальные изоляторы типов ПФГ, ПСГ,
НС, НЗ и ПР, конструкция которых значительно увеличивает
длину пути тока утечки по поверхности изолятора.
Отдельные подвесные изоляторы собираются в гирлянду
(рис. 3.10), закрепленную на опоре. Количество изоляторов в гир-
Таблица 3.3. Количество изоляторов в гирлянде для металлических
и железобетонных опор
Напряжение линий, кВ Количество изоляторов
ПФ-6А, ПФ-6Б, ПФ-6В, ПС-6А пс-и ПФ-20А. ПС-22А
35 3/4 3/4
ПО 7/8 7/7
150 9/Ю 6/6 6'9
220 13/14 12/12 10/(0
Примечание. В числителе — количество ваоляторов в поддерживающей
гирлянде, в знаменателе — в натяжной.
26
Рис. 3.9. Изоляторы воздушных линий
а — штыревой типа ШЛН I] б — штыревой типа
ШС-10] a — подвесной типа ПС'4.5
Рис. 3.11. Расположение проводов на опорах
а __треугольником] б — горизонтальное; a — «обратная елка»] е
шестиугольником
Рис. 3.10. Поддерживающая гирлянда подвес-
ных изоляторов
I — серьга] 2 — ушко] 3 — поддерживающий аажнм
а)
Рис. 3.12. Опоры воздушных линий
а —• промежуточная железобетонная опора 35 кВ]
б — промежуточная металлическая опора 220 кВ
лянде (табл. 3.3) определяется напряжением ВЛ, типом изолятора
и назначением гирлянды (поддерживающая или натяжная).
Опоры ВЛ могут быть деревянными, железобетонными и ме-
таллическими; в зависимости от размещения на трассе ВЛ они
подразделяются на промежуточные и анкерные.
Промежуточные опоры устанавливаются на прямых участках
трассы и поддерживают провода в пролете на необходимой высоте.
29
Анкерные опоры устанавливаются в местах жесткого крепле-
ния провода для обеспечения его тяжения; они делятся на конце-
вые, угловые, промежуточные, переходные.
Конструкция опоры определяет количество цепей ВЛ и взаим-
ное расположение проводов. Одна цепь ВЛ объединяет три провода
трехфазной лииии. Опоры (и линии) выполняются в одно- или
двухцепном варианте, при этом провода на опорах могут раз-
мещаться треугольником, горизонтально, «обратной елкой» и
шестиугольником, или «бочкой» (рис. 3.11).
Деревянные опоры изготовляются из сосны или лиственницы
и пропитываются антисептиком для предотвращения гниения.
Опоры просты в изготовлении, дешевы, удобны в транспортировке.
Недостатком их является загнивание, особенно в нижней части,
на глубину 30—40 см от поверхности земли. Применение железо-
бетонных стульев (пасынков) увеличивает срок службы опор.
Пасынки скрепляются со стойкой стальными бандажами. Опоры
изготовляются только в одноцепном исполнении.
Железобетонные опоры прямоугольного сечения для ВЛ 6—
10 кВ делаются из вибробетона. Опоры — одноцепные с крепле-
нием изоляторов на траверсе. Для ВЛ 35 кВ и выше опоры вы-
полняются из центрифугированного бетона в одно- и двухцепном
исполнении (рис. 3.12, а). Они могут быть свободностоящие (про-
межуточные) и с оттяжками (анкерные).
Металлические опоры для ВЛ 35 кВ и выше изготовляются
из стали марки 3 в одно- и двухцепном исполнении
(рис. 3.12, б). Такне опоры менее экономичны, чем железобетон-
ные, из-за большого расхода металла, они занимают большую
площадь, требуют для их установки сооружения специальных
железобетонных фундаментов и в процессе эксплуатации должны
окрашиваться для предохранения от коррозии.
В СССР разработаны унифицированные опоры различных
типов (промежуточные, угловые, концевые переходные, ответви-
тельные) для ВЛ всех напряжений.
Как правило, ВЛ предприятий сооружаются иа одностоечных
железобетонных и металлических опорах башенного типа в одна-
и двухцепном исполнении.
Деревянные опоры для ВЛ промышленных предприятий реко-
мендуются в лесных районах Урала, Сибири и Дальнего Востока.
Металлические опоры используются в тех случаях, когда тех-
нически сложно н неэкономично сооружать ВЛ на деревянных
и железобетонных опорах (переходы через наземные сооружения,
выполнение отпаек от ВЛ и т. п.).
В системах электроснабжения предприятий ВЛ 35—220 кВ
служат для подачи электроэнергии из энергосистемы на ГПП
предприятия и для распределения ее между ПГВ. На напряже-
ниях 6—35 кВ электроэнергия по ВЛ передается только на объ-
екты предприятия, находящиеся вне его территории (насосные
станции, ремонтно-строительные базы и т. п.).
30
Глава четвертая
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ
§4,1. Основные величины и коэффициенты,
характеризующие работу электроприемииков,
и графики нагрузки
Исходными данными для расчета электрических нагрузок
являются^ установленная мощность электроприемников н харак-
тер изменения нагрузки, определяемый технологическим режи-
мом н отраженный на графике нагрузок. Графики и расчетные
нагрузки связаны между собой коэффициентами, значения кото-
рых определены опытным путем.
В результате расчета определяются перечисленные ниже элек-
трические нагрузки.
Максимальная (расчетная) нагрузка служит для выбора сече-
ний токоведущнх частей по нагреву и экономической плотности
тока, определения потерь и отклонений напряжения и потерь
мощности в сетях, выбора мощности трансформаторов, преобра-
зовательных н компенсирующих установок, расчета защиты.
Расчетная нагрузка соответствует такой неизменной во вре-
мени величине нагрузки, которая эквивалентна переменной на-
грузке по наиболее тяжелому тепловому воздействию — макси-
мальной температуре или тепловому износу изоляции.
За расчетную принимают максимальную из средних нагрузок
длительностью 30 мин в течение смеиы. Различают расчетные
получасовые максимумы активной мощности Рш реактивной
мощности QM и полной мощности Su.
Средняя нагрузка (активная и реактивная) — средняя за
максимально загруженную смену (Рсм; QCM) — необходима для
определения максимальной нагрузки. На основании среднегодо-
вых нагрузок (Ро, р и Qc.p) вычисляют годовые потери электро-
энергии.
Максимальная кратковременная (пиковая) нагрузка воз-
никает периодически при пусках электродвигателей, работе элек-
тросварочного оборудования, дуговых печей и служит для расче-
тов колебаний напряжения, защиты и проверки сетей по
условиям самозапуска двигателей.
Установленная мощность электроприемника р7 [кВт] — опре-
деляемая по паспорту мощность, на которую он рассчитан и может
длительно потреблять из сети при номинальном напряжении
н продолжительном режиме работы.
Для электроприемников продолжительного режима работы
Р7 = Ря> или Ду = $я cos ф, (4.1)
где ря, sa, cos ф — номинальные (паспортные) данные соответственно активной
мощности (кВт), полной мощности (кВ-А) и коэффициента мощности.
31
Для электроприемников повторно-кратковременного режима
установленная мощность приводится к длительному режиму:
Ру^РнКПВн или Р1 = sB cos ф /ПВЯ, (4.2)
где ПВИ — номинальная (паспортная) продолжительность включения в отно-
сительных единицах.
Установленная активная мощность для группы двигателей
или многодвигательного электропривода определяется как
сумма установленных активных мощностей отдельных рабочих
электроприемников при ПВ — 11
Ру = У I Ру1 (4,3)
I
Прн расчете нагрузок используются следующие величины
н коэффициенты,
Коэффициентом использования установленной активной
мощности за наиболее загруженную смену называется отношение
средней активной мощности одного электроприемника или группы
приемников одинакового режима работы к установленной актив-
ной мощности:
Ки = Р см/^у (4.4)
Для группы приемников с разными режимами работы группо-
вой коэффициент использования определяется как
к» = S Р™1 S Ру, (4.5)
п п
где ^РсмН^Ру — суммарные средняя и установленная мощности прием-
I I
ников с разными режимами работы.
Значения Ка для различных технологических групп электро-
приемников приведены в табл, 4.1.
Коэффициентом максимума активной мощности называется
отношение расчетного максимума активной мощности к ее сред-
нему значению за рассматриваемый период времени (смену, год):
= ^м/^см» Км = PtaJPc, г* (4-6)
Коэффициент максимума определяется по кривым рис. 4.1
в зависимости от величины группового коэффициента использо-
вания и эффективного числа приемников (см. 4.14),
Коэффициент спроса активной мощности определяется из
отношения расчетной нагрузки к установленной мощности всей
группы приемников
Кс = Рм/Ру = КЛм. (4.7)
Значения коэффициента спроса для различных технологиче-
ских групп приемников приведены в табл. 4.1.
32
Таблица 4Л. Показатели электрических нагрузок электропрнемников
Электропрвеыввкв ООЗ ф 1g ф
Металлорежущие станки мелкосе- рийиого производства: мелкие то- карные, строгальные, долбежные, фрезерные, сверлильные, кару- сельные, точильные и<г. п. 0,12 . 0,14 0,4 2,30
То же, крупносерийного произвол- ства 0,16 0,2 0,5 1,73
Штамповочные прессы, автоматы, револьверные, обдирочные, зубо- фрезерные, а также крупные то- карные, строгальные, фрезерные, карусельные и расточные станки 0,17 0,25 0,65 1,17
Приводы молотов, ковочных ма- шин, волочильных станов, бегу- нов, очистных барабанов 0,2 0,35 0,65 1,17
Многоподшнпниковые автоматы для изготовления деталей из прутков 0,2 0,23 0,5 1,73
Автоматические поточные линии обработки металлов 0,5—0,6 0,5—0,6 0,7 1,00
Переносный электроинструмент 0,06 0,1 0,5 1,73
Насосы, компрессоры, двигатель- генераторы 0,7 0,75 0,8 0,75
Эксгаустеры, вентиляторы 0,65, 0,7 0,6 0,75-
Элеваторы, транспортеры, шнеки, конвейеры несблокироваииые 0,4 0,5 0,75 0,88
То же, сблокированные 0,55 0,65 0,75 0,68
Краны, тельферы при ПВ = 25% 0,05 0,1 0,5 1,73
То же, при ПВ = 40% 0.1 0,2 0,5 1,73
Сварочные трансформаторы дуговой сварки 0,3 0,35 0,35 2,56
Сварочные машины шовные 0,25 0,35 0,7 1,00
То же, стыковые и точечные 0,35 0,6 0,6 1,39
Сварочные автоматы 0,35 0,5 0,5 1,73
Однопостовые сварочные двигатель- генератор ы 0,3 0,35 0,6 1,39
Миогопостовые сварочные двига- тель-генераторы 0,5 0,7 0,7 1,00
Печи сопротивления с непрерыв- ной автоматической загрузкой изделий, сушильные шкафы 0,7 0,8 0,95 0,33
То же, с периодической загрузкой 0,5 0,8 0,65 0,62
Мелкие нагревательные приборы 0,6 0,7 1,0 0,00
Индукционные печи низкой частоты 0,7 0,8 0,35 2,58
Двигатель-генераторы индукцион- ных печей высокой частоты 0,7 0,8 0,6 0,75
Электроосвещение 0,85—0,9 1,00/0,96 0,00/0,83
2 Псствнков Н. П.,. Ру Samoa F. М.
33
Км
3,5 М
-0,15
Рис. 4.1. Зависимость коэффициента максимума активной мощ-
ности от эффективного числа электроприемников при различных
коэффициентах использования
з,о
К^0,9,0,8,0,7.0,6;0,5;0,9
1,3
1,2
0,3 0,2 0,15 К»=0,1
-0,2
2,5
-0,3
2,0
/,5
- 0,6
-0,7
- 0,8
-0,3
-0,9,
— I
-0'5
100
'%
200 ^50 п эфф
^°0 25 30 35 30 95пЭ(?(т,
Коэффициентом нагрузки {коэффициентом заполнения
фика нагрузки) называется величина, обратная коэффициенту
максимума, характеризующая неравномерность графиков на-
грузки и определяемая для суточных и годовых графиков на-
грузки з
гра-
*н = 1/*м* (4-8)
Коэффициентом включения называется отношение продолжи-
тельности включения одного электроприемника за время цикла
ко всей продолжительности цикла-
kE = tB/t^ (4.9)
Для группы приемников коэффициент включения опреде-
ляется из отношения средней за цикл групповой включенной
активной мощности ко всей установленной мощности группы:
= Е^у Е Ру* (4.Ю)
1 / 1
Коэффициентом загрузки электроприемника по активной мощ-
ности называется отношение фактически потребляемой им средней
активной мощности к его номинальной мощности-
^з ~ Pclpw (4.11)
Групповой коэффициент загрузки определяется из отношения
групповых коэффициентов и Кв:
(4Л2)
34
При отсутствии данных о коэффициенте загрузки можно
принимать: для приемника продолжительного режима работы
= 0,9, повторно-кратковременного режима К3 = 0,75.
Коэффициент участия в максимуме (совмещения максимумов
нагрузок) определяется отношением расчетного максимума по
узлу нагрузки (цех, корпус, предприятие) к сумме расчетных
максимумов отдельных групп приемников:
/п
S ₽„• (4.13)
1
Значения К% находятся в пределах 0,85—-0,95.
Коэффициент сменности по энергоиспользованию а служит
для определения годового расхода электроэнергии и учитывает
неритмичность нагрузки: загрузку отдельных смен, сезонные
колебания нагрузки, неритмичность производства, работу в вы-
ходные и праздничные дни.
Приближенные значения а для некоторых предприятий сле-
дующие:
алюминиевые заводы ............. 0,95
цинковые, магниевые, электролизные заводы ..... 0,92
медеплавильные, никель-кобальтовые, глиноземные за-
воды .............................................. 0,85
коксохимические заводы............................... 0,82
обогатительные и агломерационные фабрики, мартенов-
ские цехи........................................ 0,75
заводы черной металлургии................... 0,7—0,75
доменные и прокатные цехи, заводы тяжелого машино-
строения ........................................ 0,65
вспомогательные цехи заводов черной металлургии. . . 0,55
Годовое число часов использования максимума активной мощ-
ности Тм определяет годовое число часов работы приемников
с максимальной нагрузкой и годовым потреблением электроэнер-
гии, соответствующим действительному графику нагрузки.
Величина Тм зависит от числа смен и характера производства
и имеет следующие значения (ч)з
при односменной работе. . 1800—2500
» двухсменной » . . 3500—4500
» трехсменной > . . 5000—7000
Годовое число часов работы предприятия Tv служит для опре-
деления годового расхода электроэнергии и зависит от числа смен
и их продолжительности (табл. 4.2).
Эффективное (приведенное) число электроприемников — такое
число однородных по режиму работы приемников одинаковой
мощности, которое обусловливает ту же величину расчетной
нагрузки, что и группа действительных приемников, различных
по мощности и режиму работы.
2*
35
Таблица 4.2. Годовое число часов работы
Продолжитель- ность, ч Число смен
1 2 3
Годовое число часов работы Тг, ч
7 8 2000 2250 3950 4500 5870 6400
Эффективное число приемников определяется из соотношения
(п \ 2 | n In
S Ру S Ру = ру S Ру> («-14)
1 / I li I ll
n
где ру — сумма установленных мощностей рабочих приемников с еди-
1
ничной мощностью Ру в количестве п, присоединенных к расчетному узлу на-
грузки.
Если в группе пять и более приемников, то пэ рекомендуется
определять одним из упрощенных способов.’
а) если т = рп, м/ра, мин < 3 (рн. м и рн. мин — номиналь-
ные мощности наибольшего и наименьшего приемников в группе),
допускается принимать п9 — п; при определении т можно исклю-
чить те приемники, суммарная мощность которых не превышает
5 % от номинальной мощности всей группы; при вычислении иэ
эти приемники также не учитываются;
б) если и > 3 и групповой Кт 0,2, то эффективное число
приемников находят по формуле
п
па ~ 2 ^jPh/Ph. м> (4-15)
1
когда па > п, необходимо принимать иэ — п;
в) если т > 3, Кк < 0,2 и имеется большое количество разно-
образных по мощности приемников, то эффективное их число
определяют по выражению
лэ==лэ*л, (4.16)
где лэ# — относительное эффективное число приемников, рассчитываемое по
кривым рис. 4.2 в следующем порядке:
определяют суммарную номинальную мощность Рн всех п
приемников, подключенных к узлу питания;
выбрав из числа п наибольший по мощности приемник, под-
считывают количество приемников у которых номинальная
мощность каждого равна или больше половины мощности наи-
большего из них;
вычисляют суммарную номинальную мощность РН1 наиболее
крупных приемников в количестве гц;
Зв
Рис. 4.2. Кривые для определения эффективного числа электроприемников
определяют относительные значения п* = пх/п и = Рт/Рв,
по кривым рис. 4.2 находят пэн<;
по формуле (4.16) определяют па.
§ 4.2. Определение расчетной нагрузки
1. Метод упорядоченных диаграмм. Этот метод является ос-
новным при расчете нагрузок. Применение его возможно, если
известны единичные мощности электроприемников, их количество
и технологическое назначение. Расчет выполняется по узлам
питания системы электроснабжения (распределительный пункт,
силовой шкаф, питающая линия) в следующем порядке:
приемники делим на характерные технологические группы,
для которых по табл. 4.1 или из справочников находим значения
Кв и cos <р;
для каждой технологической группы из (4.4) рассчитываем
среднюю активную мощность и вычисляем реактивную мощность
Qcm ~ Рем tg ф;
по узлу питания определяем: общее количество приемников п,
их суммарную установленную мощность (4.3), суммарные средние
активную и реактивную мощности;
по (4.5) находим значение группового коэффициента исполь-
зования;
рассчитываем эффективное число приемников;
по кривым рис. 4.1 получаем значение коэффициента макси-
мума;
из (4.6) определяем расчетную активную мощность; расчетную
реактивную мощность принимаем QM = QCM (если п9 10, то
Ом = 1>1Qcm)>
вычисляем расчетные: полную мощность SM = Рм + Ом
и ток /м = SM/(Z3l4).
Пример 4.1. Определить расчетную активную нагрузку группы элек-
троприемников по следующим данным:
3 приемника по 10 кВт; Ки = 0,15
4 » » 20 кВт; Кв = 0,2
8 приемников » 30 кВт; Ки=0,1
10 » » 40 кВт; Ки = 0,14
Г
Решение. Общее число приемников п = 3 + 4 + 8 + 10 = 25. Их сум-
марная установленная номинальная активная мощность
Ру = Е рн= 3-10+ 4-20 + 8-30+ 10-40 = 750 кВт.
Величина т = 40/10 > 3.
Групповой коэффициент использования
„ 3-10-0,15 + 4-20-0,2 + 8-30-0,1 + Ю-40-0,14
Ка = --------------------—-------------------= 0,14,
При т > 3 и K„<Z 0,2 эффективное число приемников определяем по кри-
вым рис. 4.2 следующим образом. Мощность наибольшего электроприемника ,
40 кВт. Число приемников с единичной мощностью не меньше половины наи-
большего (20 кВт):
«1=4+8+ 10= 22.
Их суммарная установленная мощность
РН1 = 4-20 + 8-30 + 10-40 = 720 кВт.
Относительные значения
я, = «1/« = 22/25 = 0,88 и Р, = Ри/Рн = 720/750 = 0,96.
По графику рис. 4.2 находим пэ, = 0,9; тогда
пэ = ппэ, = 25-0,9 = 22.
По графику рис. 4.1 при Ка= 0,14 и пэ = 22 получаем = 1,7-
Расчетная активная мощность
Рм = = 0,14-1,7-750 = 178 кВт.
Зависимости рис. 4.1 выполнены для пэ 4. Если пд < 4,
то расчетная нагрузка определяется как сумма произведений
номинальных мощностей приемников на их коэффициент за-
грузки:
Рм = S -^зРн-
При пэ > 200 и любых Ка или при любых значениях п9 и Кя >
> 0,8 расчетная мощность равна средней: Ры = Рсы.
2. Нагрузки от однофазных электроприемников в трехфазной
сети. Нагрузки определяются так же, как и от трехфазных, при
условии, что нагрузка от однофазных приемников равномерно
распределена по фазам или ее неравномерность не превышает
15 % от суммарной номинальной мощности всех приемников —
однофазных и трехфазных, присоединенных к узлу питания.
Однофазные приемники включаются на фазное или линейное
напряжение. Нагрузка распределяется по фазам, как правило,
неравномерно. В зависимости от числа однофазных приемников
и схемы их включения в трехфазную сеть при неравномерности
распределения нагрузки более 15 % мощность однофазных прием--
ников приводится к условной трехфазной мощности р3. у следу-
ющими способами:
при числе однофазных приемников менее четырех и включении
их на фазное напряжение рн. у = Зрн. м. ф, а при включении
их на линейное напряжение в разные плечи трехфазной системы ,
Рн. у = Зрн. м. д;
38
при одном приемнике, включенном на линейное напряжение,
Рн. у = У^ЗРн. м. л> где рн. м. ф — номинальная мощность при-
емника наиболее загруженной фазы, кВт; рн. м л — номиналь-
ная мощность приемников наиболее загруженного плеча, кВт;
при смешанной схеме включения двух однофазных приемников
(одного на фазное, а второго на линейное напряжение) опре-
деляются условные мощности по пп. а и б, причем за основу
расчета принимается большая мощность.
Расчетная активная нагрузка при четырех и более однофазных
приемниках с одинаковыми Ка и cos <р независимо от схемы
включения определяется по формуле
Рм = ЗКИКМРН. м. ф, (4-17)
где Рц. м. ф — номинальная активная мощность наиболее загруженной фазы.
Эффективное число приемников в этом случае
пя = 2 2 Рн. о/(3рн. о. м), (4-1 8)
где 2 Ps. о — сумма номинальных мощностей однофазных приемников дан-
ного расчетного узла; рн_ 01 м — номинальная мощность наибольшего однофаз-
ного приемника.
Пример 4.2. Определить расчетные нагрузки при включении на линей-
ное напряжение 380/220 В трех однофазных сварочных трансформаторов со сле-
дующими паспортными данными:
первый: фазы АВ ~ 70 кВ-A; nBj = 50 %; cos <рх = 0,5
второй: » AC = 42 кВ-А; ПВ3 = 60 %; cos <р.2 = 0,65
третий: » ВС s., - 34 кВ-А; ПВ3 = 65 %; cos <р3 = 0,5
Решение. Определяем номинальные мощности трансформаторов, приведен-
ные к ПВ = 100 %:
Phi = si cos <Pi VПВ1 = 70-0,5 У0,5 = 24,5 кВт;
Риг = s2 cos <Рг V= 42-0,65 У0,6 — 21,0 кВт;
Риз = s3 cos <Рз VПВ3 = 34-0,5 КО,65 = 14,0 кВт.
Определяем нагрузку наиболее загруженной фазы при включении транс-
форматоров на соответствующие фазы:
Ра = (РаЬ + Рас)/2 = (24,5 + 21)/2 = 22,8 кВт;
Рь — (РаЬ + РЬс)^ = (24,5 + 14)/2 = 19,3 кВт;
Рс = (РЪс + Рас)/2 = (14 + 21)/2 = 17,5 кВт. -
Наиболее загруженной является фаза а.
Условная трехфазная номинальная мощность.
рн, у = Зра = 3-22,8 = 68,4 кВт.
Полная нагрузка и ток составляют:
-8м = Рн. y/cos <Р = 68,4/0,5 — 136,5 кВ-А;
7м = SM/(K3C7H) == 136,5/(КЗ~0,38) = 208 А.
3. Пиковый ток. Определяется из условия пуска электропри-
.'мпика с наибольшим пусковым током при работе всех остальных
приемников:
7 пик “ 7м — 7СИ/Н> м -(- /п. м, (4.19)
39
где 7М — максимальный расчетный ток, А; 7Н, м — номинальный ток прием-
ника с максимальным пусковым током, А; 7П.м — пусковой ток приемника, А;
Кя — коэффициент использования, характерный для приемника с максималь-
ным’ пусковым током.
Пусковой ток для электродвигателей о повторно-кратковре-
менным режимом работы принимается для паспортного значе-
ния ПВ.
Пример 4.3. Определить пиковый ток в линии, питающей группы элек-
троприемников с расчетным максимальным током 7М = 300 А. Максимальный
пусковой ток имеет электродвигатель привода насоса. Технические данные дви-
гателя: номинальная мощность рн = 55 кВт; напряжение 380 В; номинальный
ток ^н. м = ЮЗ А; отношение пускового тока к номинальному (кратность пу-
скового тока) К = 6.
Решение, Определяем значение пускового тока двигателя:
/и. м = *7Н. м = 6- ЮЗ = 618 А.
Коэффициент использования для двигателя привода насоса Кв — 0,7 (по
табл. 4.1).
Пиковый ток в линии
Лшк = Ли — ^иЛт. м “Ь ^п. м = 300 — 0,7-103 618 = 846 А.
4. Определение расчетной нагрузки по удельному расходу
электроэнергии. Определение производится при наличии данных
о годовом объеме выпускаемой продукции (тонны, штуки, метры),
режиме работы предприятия и прогрессивных нормах удельного
расхода электроэнергии.
Нормы удельного расхода электроэнергии определяются рас-
четно-экспериментальным методом; они включают в себя расходы
энергии непосредственно на технологический процесс (техноло-
гические нормы) и на вспомогательные нужды (освещение, венти-
ляция, отопление, транспорт и т. п.). Прогрессивные удельные
нормы учитывают техническое совершенство технологического
процесса, рост удельных расходов энергии при снижении удель-
ных затрат труда, организационно-технические мероприятия по
экономии энергии.
Средняя мощность за максимально загруженную смену
Рсм=(®оМг)/(аТР), ; (4.20)
где — удельный расход электроэнергии нд единицу продукции; Мр —годо-
вой объем выпускаемой продукции; Тв — годовой фонд рабочего времени (см.
§ 4.1); а— коэффициент сменности по энергоиспользованию (см. § 4.1).
5. Расчетная нагрузка по удельной мощности на единицу
производственной площади. Нагрузка определяется по цеху
в целом при условии ее равномерного распределения по всей его
площади. Данный метод используется для ориентировочных
расчетов при отсутствии данных о размещенном в цехе электро-
оборудовании.
Расчетная средняя нагрузка по цеху определяется по формуле
Рр = Р отр = Ро? » (4-21)
где р0 — удельная плотность нагрузки на единицу площади, Вт/ма; F — произ-
водственная площадь, м2.
40
Для некоторых производств удельная плотность силовой
нагрузки составляет (Вт/м2)!
литейные и плавильные цехи ........................ 230—370
механические и сборочные цехи...................... 300—580
механосборочные цехи ........................... . 280—390
электросварочные и термические цехи. • ....... 300—600
цехи металлоконструкций............................ 350—390
инструментальные цехи.............................. 330—590
блоки вспомогательных цехов. . . .'................ 260—300
6. Метод коэффициента спроса (см. § 4.1, п. 4). Метод исполь-
зуется для определения расчетной нагрузки групп электроприем-
ников, цехов или предприятий, если имеются данные об этом
коэффициенте (см. табл. 4.1). Расчетная максимальная активная
мощность вычисляется для каждой группы приемников по (4.7).
^еактавная расчетная нагрузка вычисляется по известному вы-
•ажению: QM = Рм tg <рм.
С достаточной точностью методом коэффициента спроса можно
найти расчетную мощность электрического освещения.
Полную нагрузку по узлу (цеху, предприятию) находят путем
суммирования активных и реактивных нагрузок отдельных групп
фиемников:
Sm”^/(S^m)2+.(SQm)% (4.22)
:е — коэффициент участия в максимуме (4.13).
4.3. Потери мощности и электроэнергии в сетях
В сетях промышленных предприятий теряется около 10 %
предаваемой электроэнергии. Величина потерь определяется ре-
< имом работы электроприемников и отдельных звеньев сети —
! и яий и силовых трансформаторов, Недостаточная загрузка
пансформаторов и электродвигателей, низкий коэффициент мощ-
исти сети увеличивают потери. Рост потерь электроэнергии
’ижает экономический показатель сети, так как повышается
тоимость энергии.
Правильный выбор электрооборудования, определение раци-
нальных режимов его работы, выбор самого экономичного способа
овышения коэффициента мощности дают возможность снизить
.стери в сети и определить тем самым наиболее экономичный
сжим в процессе эксплуатации.
Снижение потерь энергии достигается также путем макси-
-альной загрузки электроприемников, силовых трансформаторов
линий; ограничения времени работы электрооборудования,
«обенно сварочного, на холостом ходу; регулирования уровня
' .пряжения в сети, применения более высокой его ступени, на-
.ример: 600 В вместо 380 В; 10 кВ вместо 6 кВ.
Расчет потерь электроэнергии может быть выполнен исходя
з величины расчетной нагрузки и времени максимальных потерь.
41
Рис. 4.3. Кривые для определения вре-
мени потерь
Временем максимальных потерь
электроэнергии (или временем по-
терь) т называется расчетное
время, в течение которого сеть,
работая с постоянной максималь-
ной нагрузкой, имеет такие же
потери электроэнергии, как и при
работе по действительному годо-
вому графику нагрузки. Время
потерь определяется по кривым
рис. 4.3.
1. Потери мощности и энергии в линиях. Потери активной
мощности в трехфазной линии находятся по формуле
АРЛ = 3/2/?-10-3
-^--22L7?.1O-3 [кВт],
(4.23)
а потери реактивной мощности определяются как
р2 _|_ q2
AQa -= 3/2%. IO-3 = -5L-—!!_ х- IO”3 [квар ], (4.24)
где R и X — активное и реактивное сопротивления линии, Ом; /м — расчетный
ток нагрузки, А; Рм — активная мощность, кВт; QM — реактивная мощность,
квар.
Потери активной энергии в линии рассчитываются в зависи-
мости от числа часов использования максимума нагрузки и коэф-
фициента мощности сети:
дэа, л=АРл'г [кВт-ч]. (4.25)
Потери так называемой реактивной энергии * соответственно
определяются по выражению
ДЭр. л= ДСм'Я [квар-ч], ; (4.26)
где Г — время потерь, определяемое по рис. 4.3.
Пример 4.4. Определить потери энергии в кабельной линии 10 кВ, про-
тяженностью 4,5 км, выполненной кабелем ААБ-10-ЗХ70. Годовой расход элек-
троэнергии предприятия Эа. г = 7800-103 кВт-ч при максимальном токе на-
грузки /м = 95 А и cos <р = 0,95.
Решение, Сопротивление кабельной линии
R = г01 = 0,447-4,5 = 2,01 Ом.
Максимальная активная мощность, передаваемая по линии
Рм = }/'ЗГн/м cos <р = 1^3-10-95-0,95= 1560 кВт.
* Реактивная энергия как работа переменного тока не существует. Реактив-
ная составляющая тока нагрузки обусловливается лишь колебаниями энергии
между источником и магнитным полем приемника. Для краткости в дальнейшем
слова «так называемая» опущены.
42
Число часов использования максимума активной мощности определяем
исходя из годового расхода электроэнергии:
' Т’м = Эа. Р/Рм = (7800-103)/1560 = 5000 ч.
По рис. 4.3 при = 5000 и cos <р = 0,95 находим и = 3300 ч. Годовые
потери активной энергии в линии составляют:
ДЭа я= 3/^т-10“3 = 3-952-2,01-3300-10‘3 = 180-103 кВт-ч,
или
ДЭа. л = (180-103)/7800-103)-100 = 2,3 %.
2. Потери мощности и энергии в трансформаторе. Потери ак-
тивной (АРТ) и реактивной (AQT) мощностей в трансформаторе
содержат две составляющие, зависящие и не зависящие от его
загрузки:
ДРТ = ДРмрз + ДРОТ [кВт], (4.27)
Д<2т = 0,01 (uKP3+ /0) SH [квар], (4.28)
где ДРМ = ДРК — номинальные потери в меди (потери к. з.), кВт; ДРСТ =
= ДР0 — номинальные потери в стали (потери холостого хода), кВт; ик—
номинальное напряжение к. з., %; /0 — номинальный ток холостого хода, %;
SH — номинальная мощность трансформатора, кВ-А; Р = SM/SH—коэффи-
циент загрузки трансформатора.
Для трансформаторов мощностью до 1000 кВ. А о ик до 6,5 %
и /0 до 5 % потери могут определяться из отношений
ДРТ = (0,024-0,025) SM и ДС?Т = (0,14-0,125) SM.
Потери активной и реактивной энергии в трансформаторе
зависят не только от его загрузки, но и от времени подключения
его к сети Та.
Суммарные активные потери электроэнергии
1 ДЭа, т = ДРмР2т+ ДРстТ’п [кВт-ч], (4.29)
а потери реактивной энергии
ДЭр. т = 0,01 (пкРЧ+ 7ОТП) SH [квар-ч]. (4.30)
Пример 4.5. Для питания блюминга на подстанции установлены два
трансформатора типа ТДН-16000/35, напряжением 35/10,5 кВ. Максимальная
нагрузка на шинах 10 кВ подстанции составляет SM = 17 MB-А при среднем
cos<p = 0,8 и Тм — 6500 ч. Определить годовые потери энергии в трансфор-
маторе.
Решение. Каталожные данные трансформатора ТНД-16000/35:
SH = 16 000 кВ-A; ДР0 = 21 кВт; ДРК = 90 кВт; ик = 8 %, /0 = 0,6 %.
По рис. 4.3 находим т = 5500 ч при Тм = 6500 и cos <р = 0,8.
Потребляемая за год электроэнергия
Эа = SM cos <рТм = 17-103-0,8-6500 = 88 300-Ю3 кВт-ч.
Потери активной энергии при работе п трансформаторов в течение года
составляют (п = 2):
ДЭа.т= -^-Р3т+«ДР0Тп = JJ-(-g_)2.55 000 +
+ 2-21-8760 = 438-Ю3 кВт-ч.
43
Снижение потерь энергии достигается путем: максимальной ’
загрузки электроприемников, силовых трансформаторов и линий;
ограничения времени работы электрооборудования, особенно сва-
рочного, на холостом ходу; регулирования уровня напряжения
в сети, применения более высокой его ступени, например: 660 В
вместо 380 В; 10 кВ вместо 6 кВ.
§ 4.4. Определение расхода электроэнергии
Расход электроэнергии определяется, как правило, за год;
при этом учитываются потери в линиях и трансформаторах.
Расход активной энергии отдельным агрегатом, цехом или
предприятием за любой промежуток времени определяется из
выражения (
Эа = и>0М, (4.31)
где М — выпуск продукции за расчетный период (смену, месяц, год); '
удельный расход электроэнергии на единицу продукции в натуральном выра-
жении.
Годовой расход электроэнергии отдельным цехом или пред-
приятием может быть определен по формуле
Эа. г ~ ^см^г05 “ РмТ'м- (4.32)
Если известна относительная загрузка смен, цеха или пред-
приятия, то годовой расход энергии
Эа. г = Рм (Л + Рзт2 + РзТз) С, (4.33)
где Tj, Т2, Т3 — годовое число часов работы отдельных смен; 03, Р9 — коэф-
фициенты загрузки отдельных смен (определяемые как отношение расчетного
максимума отдельных смен к максимуму наиболее загруженной смены); С —
= 0,84-0,95—коэффициент, учитывающий работу в выходные и праздничные
дни, а также месячные колебания нагрузки.
Годовой расход активной энергии осветительных установок
определяется по формуле
Эр. о ~ ^с. 0Рн. оТ’м. о> (4.34)
где Рн. 0 — суммарная номинальная мощность осветительных приемников;
Кс. о — коэффициент спроса осветительной цагрузки; Тм. 0 — годовое число
часов использования максимума осветительной нагрузки.
При работе в одну смену можно принимать Тм, 0 — 600 ч,
в две смены — 2100 ч, в три смены — 4000 ч.
Годовой расход реактивной энергии для приемников с отста- -
ющим током может быть определен по аналогии с (4.32) или (4.33):
Эр. г = aQcM^r = QmT’m. р= Эа tg <р, ^.35) ;
или
Эр. Г « Qcm (Л + iVs + РзТ’з) С, (4.36)
где Тм. р — годовое число часов использования максимума реактивной мощ-
ности; tg <р соответствует средневзвешенному годовому значению коэффициента
мощности электроприемников цеха или предприятия. Остальные обозначения
те же, что и выше.
44
Суммарный годовой расход энергии определяется в учетом
потерь ее в линиях и трансформаторах:
Эа ” ®а. с “Ь Эа. о АЭа. д + ЛЭа. т; (4.37)
Эр = Эр. с + АЭр. д + АЭр. т. (4.38)
§4.5. Графики электрических нагрузок
Изменение мощности во времени отображается в виде графика
нагрузки. Различают графики активной и реактивной нагрузок
индивидуальных электроприемников и групповые графики.
Групповые графики нагрузки строят путем суммирования
ординат индивидуальных графиков; суммируя ординаты группо-
вых графиков, получают график нагрузки цеха или предприятия.
По длительности рассматриваемого периода различают суточные
и годовые графики.
На суточном графике (рис. 4.4) откладывают изменение на-
грузки по времени Pt и потери мощности в линиях и трансформа-
торах АР. Площадь, ограниченная графиком, соответствует суточ-
ному расходу электроэнергии (Эа. сут). Средняя нагрузка опре-
деляется по графику как РСр = 5а. сут/24.
Годовой график составляется на основе характерных суточных
графиков за зимние и летние сутки. Изменение нагрузки на
годовом графике обозначается в порядке убывания во времени.
По годовым графикам нагрузки определяются
Т’м Эа. г/Т’м и Рср— Эа. г/Т’г-
Исходя из графиков нагрузки действующих предприятий
для каждой отрасли промышленности разработаны типовые гра-
фики нагрузки, по которым можно определять значения коэффи-
циентов, указанных в § 4.1 и необходимых для расчетов при
проектировании.
Каждая отрасль промышленности имеет свой характерный
I рафик нагрузки, определяемый технологическим процессом и
сменностью работы пред-
приятий (рис. 4.5).
Неравномерный график
нагрузки присущ одно- и
щухсменным предприятиям,
а также отдельным энер-
1оемким приемникам: элек-
тропечам, прокатным ста-
нам, электролизным уста-
новкам. Невысокий коэф-
фициент заполнения графи-
ка нагрузки (0,67—0,75)
Рис. 4.4. Суточный график нагруз-
ки .промышленного предприятия
5)
Рис. 4.5. Характерные суточные графики нагрузок предприятий
а — цветной металлургии; б — химической промышленности; а — автомобильной про-
мышленности; 1 — активная нагрузка рабочего дня; 2 — то же, реактивная; 3 — актив-
ная нагрузка выходного дня; 6 — то же, реактивная
характерен для предприятий машиностроительной, станкострои-
тельной, автомобилестроительной и электротехнической отраслей.
Неравномерность графика нагрузки ухудшает режим работы
сетей и требует дополнительных капитальных затрат на сооруже-
ние новых сетей и агрегатов электростанций, обеспечивающих
покрытие пиков нагрузки.
Выравнивание суточного графика, снижение пиков нагрузки
осуществляются потребителями-регуляторами — энергоемкими
автоматизированными электротехнологическими установками,
которые могут работать в часы минимальных нагрузок в энерго-
системе и отключаться в часы максимума. Потребителями-регуля- '
торами могут быть: электротермическое оборудование, электро-
печи, холодильные установки, насосные станции, оснащенные ,
заполняемыми емкостями, и др.
Стимулирующим фактором выравнивания графика нагрузки
является оплата электроэнергии по двухставочному тарифу.
Основная ставка, не зависящая от количества израсходованной
электроэнергии, составляет плату за 1 кВт заявленной (договор- •
ной) максимальной мощности (нагрузки) в часы суточного макси-
мума нагрузки энергосистемы или за 1 кВ.А присоединенной
трансформаторной мощности, дополнительная ставка — за каждый
киловатт-час, учтенный счетчиком.
СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И НАДЕЖНОСТЬ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
§5.1. Схемы цеховых силовых сетей до 1000 В
Схема цеховой силовой сети определяется технологическим
процессом производства, категорией надежности электроснабже-
ния, взаимным расположением цеховых ТП или ввода питания
и электроприемников, их единичной установленной мощностью
46
и размещением по площади цеха. Схема должна быть проста,
безопасна и удобна в эксплуатации, экономична, удовлетворять
характеристике окружающей среды, обеспечивать применение
индустриальных методов монтажа.
Линии цеховой сети, отходящие от цеховой ТП или вводного
устройства, образуют питающую сеть, а подводящие энергию
от шинопроводов или РП непосредственно к электроприемникам —
распределительную.
Схемы сетей могут быть радиальными, магистральными и сме-
шанными — с односторонним или двусторонним питанием.
При радиальной схеме (рис. 5-1) энергия от отдельного узла
питания (ТП, РП) поступает к одному достаточно мощному по-
требителю или к группе электроприемников. Радиальные схемы
выполняют одноступенчатыми, когда приемники питаются не-
посредственно от ТП, и двухступенчатыми, когда они подключают-
ся к промежуточному РП.
Радиальные схемы применяют для питания сосредоточенных
нагрузок большой мощности, при неравномерном размещении
приемников в цехе или группами на отдельных его участках,
а также для питания приемников во взрывоопасных, пожароопас-
ных и пыльных помещениях. В последнем случае аппаратура
управления и защиты электроприемников, устанавливаемая на
РП, выносится за пределы неблагоприятной окружающей среды.
Выполняются радиальные схемы кабелями или проводами
в трубах или коробах (лотках).
Достоинства радиальных схем заключаются в высокой надеж-
ности (авария на одной линии не влияет на работу приемников,
получающих питание по другой линии) и удобстве автоматизации.
Повышение надежности радиальных схем достигается соединением
шин отдельных ТП или РП резервирующими перемычками, на
Рнс. 5.1. Радиальная схема питания
i — распределительный щнт ТП; 2 — силовой РП; 3 — электроприемннк; 4 — щит
.квещения
47
Рис. 5.2. Магистральные схемы с односторонним питанием
а — с распределительными шинопроводами! б ~ блок трансформатор-магистраль; в —
цепочка; 1 — распределительный щит ТП; 2 — силовой РП; 3 — электроприемннк;
4 — магистральный шинопровод; 3 — распределительный шинопровод
коммутационных аппаратах которых (автоматах или контакторах)
может выполняться схема АВР — автоматического ввода резерв-
ного питания (рис. 5.3, б).
Недостатками радиальных схем являются: малая экономич-
ность из-за значительного расхода проводникового материала;
необходимость в дополнительных площадях для размещения
силовых РП; ограниченная гибкость сети при перемещениях
технологических механизмов, связанных g изменением техноло-
гического процесса.
При магистральных схемах приемники подключаются к любой
точке линии (магистрали). Магистрали могут присоединяться
к распределительным щитам подстанции (рис. 5.2, а) или к сило-
вым РП либо непосредственно к трансформатору по схеме блока
трансформатор — линия (рис. 5.2, б).
48
Магистральные схемы с распределительными шинопроводами
применяются при питании приемников одной технологической
' линии или при равномерно распределенных по площади цеха
приемниках. Такие схемы выполняются с применением шино-
проводов, кабелей и проводов.
При установке на рабочих местах технологической линии
электроприемников малой мощности целесообразно распредели-
тельные магистрали выполнять модульными проводками. Для
магистрали модульной сети используются изолированные провода,
проложенные в трубах скрыто в полу, с установкой на определен-
ном расстоянии друг от друга (модуле) разветвительных коробок,
на которых крепятся напольные распределительные колонки
о штепсельными разъемами. Электроприемники подключаются
к колонкам проводами в металлорукавах. Модульные проводки
применяются при нагрузках на магистраль до 150 А.
Достоинствами магистральных схем являются: упрощение
щитов подстанции; высокая гибкость сети, дающая возможность
перемещать технологическое оборудование без переделки сети:
: 5.3. Схемы двустороннего питания
. -- магистральная с распределительным шинопроводом; б — радиальная с резерва,
з/ющей перемычкой; а — а взаимным резервированием магистралей
49
использование унифицированных элементов, позволяющих вести
монтаж индустриальными методами.
Магистральная схема менее надежна, чем радиальная, так как
при исчезновении напряжения на магистрали все подключенные
к ней потребители теряют питание. Применение шинопроводов
и модульной проводки неизменного сечения приводит к некоторому
перерасходу проводникового материала. В зависимости от харак-
тера производства, размещения электроприемников и условий
окружающей среды силовые сети могут выполняться по смешанной
схеме.
Часть электроприемников получает питание от магистралей,
часть — or силовых РП, которые, в свою очередь, питаются либо
от щита ТП, либо от магистральных или распределительных <
шинопроводов (рис. 5.2, б). Модульные проводки могут получать
питание от распределительных шинопроводов или от силовых
РП, включенных по радиальной схеме. Такое сочетание позволяет
более полно использовать достоинства радиальных и магистраль-
ных схем.
Для повышения надежности питания электроприемников по >
магистральным схемам применяется двустороннее питание ма-
гистральной линии (рис. 5.3, а).
При прокладке в крупных цехах нескольких магистралей ;
целесообразно питать их от отдельных ТП, выполнив перемычки
между магистралями (рис. 5.3, в). Такие схемы магистрального
питания с взаимным резервированием повышают надежность
питания, создают удобства для проведения ремонтных работ на
подстанциях, обеспечивают возможность отключения незагружен-
ных трансформаторов, в результате чего снижаются потери элек- ‘
троэнергии.
§ 5.2. Схемы сетей электрического освещения
Большая разветвленность, протяженность й доступность, не-
обходимость обеспечения нормального хода технологического
процесса и безопасности людей — все это предъявляет к освети- ,
тельным сетям особые требования.
Система рабочего освещения создает нормальное освещение.
всего помещения и рабочих поверхностей; в такую систему входят t
светильники общего и местного освещения.
Аварийное освещение обеспечивает освещенность для продол-
жения работы или останова технологического процесса и для
эвакуации людей при отключений рабочего освещения.
Участки сети от источника питания до групповых щитков
освещения называются питающими, а от групповых щитков до
светильников — групповыми. Питающие сети выполняются трех-
и четырехпроводными по магистральной или радиально-маги-'
стральной схеме.
50
Рис. 5.4. Вариант схемы питания электроосвещения от двух ТП
1 — распределительный щит ТП; 2 — линии, отходящие к силовым РП; 3 — питающая
силовая магистраль; 4 — распределительный щит освещения; 5 — питающие линии
освещения; б — групповые щитки рабочего освещения; 7 — групповые щитки аварий-
ного освещения; 8 — групповая сеть рабочего освещения; 9 — групповая сеть аварий-
ного освещения
Групповые линии в зависимости от протяженности и нагрузки
могут быть двух-, трех- и четырехпроводными.
При выполнении силовой сети по схеме блока трансформа-
тор — магистраль сеть освещения питается от магистрального
«пинопровода через аппараты защиты и управления.
Питание сетей рабочего и аварийного освещения может осу-
ществляться вместе с силовой сетью от одного трансформатора.
При наличии в цехе нескольких однотрансформаторных под-
танций или одной двухтрансформаторной подстанции сети рабо-
>его и аварийного освещения должны питаться от разных транс-
форматоров.
Групповые линии одного помещения должны получать питание
ак, чтобы при погасании части ламп одних групп оставшиеся
работе группы обеспечивали минимальную освещенность до
иквидации аварии. Пример схемы питания осветительной сети
.виведен на рис. 5.4.
В осветительных сетях промышленных предприятий приме-
потея открытые электропроводки на изолирующих опорах (изо-
яторах и клицах), скрытые проводки в трубах и беструбные.
;аиболее рациональны в цехах тросовые проводки и осветитель-
ые шинопроводы.
51
Рис. 5.5. Схемы питания троллейных линий
а — от одного источника питания для одного крана; б — %ля двух кранов; в — для трех
и более кранов; г — от двух источников питания; 1 — троллейная линия; 2 — вводный
коммутационный аппарат; 3 — секционный рубильник; 6 — троллей ремонтной секции;
5 — подпитка кабелем или проводом; б — подпитка алюминиевой лентой
§ 5.3. Схемы питания троллейных линий
Троллейные линии служат для питания цеховых подъемно- ,,
транспортных устройств (кранов, тельферов, тележек и т. п.).
Для троллеев используют угловую и полосовую сталь, алюмини-
евый профиль, голые круглые или профилированные стальные -
либо медные проводники и комплектный троллейный шинопро-
вод ШТМ.
На рис. 5.5 приведены схемы питания троллейных линий.
Питание может подводиться отдельной линией от щита подстанции,
либо от ближайшего силового РП, либо от шинопровода. На вводе
к троллейной линии устанавливается коммутационный аппарат,
чаще всего рубильник. Подвод питания может производиться •
в любой точке троллейной линии, лучше всего — в ее середине.
Троллеи ремонтных секций подключаются к основным троллеям
через секционные рубильники. При большбй протяженности
троллейной линии или значительной нагрузке потеря напряжения
может оказаться выше допустимой, тогда троллеи подпитываются
кабелем (проводом в трубе) или алюминиевой лентой.
Съем тока с троллейной линии к двигателям передвигающегося
механизма производится установленным на нем токосъемником.
Если из-за неблагоприятных условий среды (взрыво- и по-
жароопасные помещения) или опасности поражения током при
недостаточной высоте выполнить троллейные линии не пред- ‘
ставляется возможным, то питание осуществляется гибкими (шлан-
говыми) кабелями или проводами, подвешиваемыми к стальному
тросу на кольцах или роликах либо наматываемыми на ба-
рабан.
52
§ 5.4. Схемы внутреннего электроснабжения
на 6—10 и 35—110 кВ
Схема внутреннего электроснабжения разрабатывается с уче-
том размещения источников питания и потребителей, величин их
напряжений и мощностей, требуемой надежности, расположения
и конструктивного исполнения линий, РП и цеховых ТП,
а также требований к системе электроснабжения, упомянутых
в § 1.1.
Надежность или экономичность схемы повышаются, если
удовлетворяются следующие условия:
а) сокращается число ступеней трансформации и прибли-
жается источник высшего напряжения к потребителю;
б) не предусматриваются специальные резервные (нормально
не работающие) линии и трансформаторы; все элементы схемы
в нормальном режиме должны находиться под нагрузкой и рабо-
тать раздельно; при аварии одного из элементов (линии, транс-
форматора) оставшийся может работать с допустимой перегрузкой,
предусмотренной ПУЭ, и с отключением части неответственных
потребителей.
в) во всех звеньях системы распределения энергии, начиная
от шин ГПП (ТЭЦ) и кончая шинами на напряжения до 1000 В
цеховых ТП, а иногда и цеховых силовых РП, осуществляется
секционирование шин, а при преобладании нагрузок первой
и второй категории предусматривается устройство автоматиче-
ского ввода резерва (АВР);
г) параллельная работа линий и трансформаторов предусма-
тривается при ударных резкопеременных нагрузках (прокатные
станы, мощные сварочные агрегаты, электропечи) или когда АВР
не обеспечивает необходимое быстродействие восстановления пи-
тания, определяемое режимом электроприемников. Вариант па-
раллельной работы принимается только при технико-экономиче-
ском обосновании его целесообразности.
Электроэнергия на напряжениях 6—10 кВ распределяется
по радиальным и магистральным схемам. Радиальные схемы
(одно- и двухступенчатые) применяются при размещении потреби-
телей в различных направлениях от источника питания.
На небольших предприятиях и для питания крупных сосредо-
точенных нагрузок используются одноступенчатые схемы. Двух-
ступенчатые схемы с промежуточными РП выполняются для
крупных и средних предприятий с цехами, расположенными на
большой территории. От промежуточного РП питаются транс-
форматоры цеховых ТП и крупные электроприемникн. Транс-
форматоры цеховых ТП подключаются к линиям наглухо, и вся
коммутационная аппаратура устанавливается на РП. Обычно
к одному РП подключают четыре-пять ТП.
Радиальные схемы более двух ступеней утяжеляют линию
головных участков, усложняют защиту и коммутацию.
53
При наличии электроприемников первой и второй категорий
РП и подстанции питаются не менее чем по двум раздельно рабо-
тающим линиям. Если в цехе преобладают приемники третьей
катеюрии, то он питается от однотрансформаторной подстанции,
а питание отдельных ответственных нагрузок резервируется
перемычками между подстанциями.
Радиальная схема с промежуточным РП, в которой выполнены •
указанные выше условия, приведена на рис. 5..6.
По радиальным линиям первой ступени питаются РП, ТП1, •
ТП4, ТП5 и ТП6. По линиям второй ступени йолучают питание
ТП2 и ТПЗ. Все коммутационные аппараты размещены на ГПП
и РП. На ТП1, ТП2 и ТПЗ установлено по два трансформатора
с глухим присоединением к питающим линиям. Каждая линия
и трансформатор рассчитаны на покрытие всех нагрузок первой
категории и основных нагрузок второй категории. При отсутствии ;
данных о характере нагрузок каждая линия и трансформатор '
двухтрансформаторных подстанций выбираются х исходя из ’
60—70 % от суммарной нагрузки подстанции.
Шины ГПП, РП, ТП1, ТП2 и ТПЗ секционированы (принцип
глубокого секционирования). Секционные аппараты нормально•
разомкнуты и на них предусмотрено устройство АВР. При аварии
любого элемента (линии или трансформатора) он отключается,
срабатывает устройство АВР на секционном аппарате, который,’
54
включаясь, обеспечивает питание потребителей по парал-
лельному элементу схемы, используя ее перегрузочную способ-
ность.
На ТП4, ТП5 и ТП6 установлено по одному трансформатору.
Для питания приемников второй категории между ТП4 и ТП5
на стороне 0,4 кВ выполнена перемычка. Пропускная способность
низковольтных перемычек, кабельных или шинных (при схеме
блока трансформатор — магистраль), между подстанциями, если
это необходимо по условиям надежности, принимается 15—30 %
от мощности трансформатора.
Питание обособленных однотрансформаторных подстанций при
наличии приемников второй категории производится исходя
из требований ПУЭ по двухкабельной линии. При повреждении
одного из кабелей выключатель отключает всю линию, персонал
отсоединяет разъединителем поврежденный кабель с двух сторон
и включает выключатель. Вся нагрузка переводится на исправный
кабель. ч"
Радиальные схемы применяются при кабельной или воздушной
прокладке линий. Магистральные схемы используются при линей-
ном («упорядоченном») размещении подстанций на территории
предприятия и выполняются в виде одиночных и двойных ма-
гистралей с одно- или двусторонним питанием.
Одиночные магистрали без резервирования (рис. 5.7, а) служат
для питания неответственных потребителей. Схема одиночной
магистрали с двусторонним питанием (рис. 5.7, б) более надежна.
В нормальном режиме .подстанции могут питаться только от
одного источника (при втором — резервном) .или от двух источ-
ников одновременно; при этом магистраль разомкнута на одной
из подстанций. Частным случаем одиночной магистрали с дву-
< горонним питанием является кольцевая схема (рис. 5.7, в).
Схемы двойных магистралей высоконадежны и применяются
при наличии нагрузок первой и второй категорий на подстанциях
• двумя секциями сборных шин (рис. 5.7, а) или на двухтрансфор-
маторных подстанциях бёз сборных шин высшего напряжения.
Каждая магистраль рассчитана на покрытие нагрузок ответствен-
ных потребителей всех подстанций. Секционные выключатели
нормально разомкнуты и оборудованы устройством АВР. Ма-
гистрали могут получать питание от второго источника. Схема
।войной магистрали с двусторонним питанием («встречная» ма-
। штраль) применяется’при наличии двух независимых источников
(рис. 5.8,' б).
Конструктивно магистральные схемы выполняются кабе-
|Ями, токопроводами и воздушными линиями. При кабельных
шниях 6—10 кВ рекомендуется присоединять к одной ма-
истрали не более четырех-пяти трансформаторов мощностью
и 1000 кВ.А. Магистральные схемы с токопроводами целесооб-
мвны при концентрированных мощных потребителях и передаче
юлыпих потоков энергии. Магистральные воздушные линии свя-
55
5)
нм
Рис. 5.7. Схемы одиночных магистралей
а « пктаиие от одного источника; б с двусторонний питанием; з « кольцевая
Рис. 5.8. Схемы двойных сквозных магистралей
а —> двойная сквозная магистраль прн наличии сборных шик высокого напряжения
на цеховых подстанциях; б — с двусторонним питанием прн отсутствии сборных шнн
высокого напряжения на цеховых подстанциях
зывают на напряжениях 35—220 кВ отдельные ГПП и подают
питание на ПГВ.
Глубокие вводы осуществляются в виде магистральных воз-
душных линий с отпайками-ответвлениями к подстанциям 35—
220 кВ или в виде радиальных кабельных и воздушных линий.
Система глубоких вводов позволяет распределять энергию при
повышенном напряжении, сокращает протяженность кабельных
линий 6—10 кВ, дает возможность обходиться без промежуточных
РП 6—10 кВ, разукрупняет мощные ГПП; облегчает регулирова-
ние напряжения и упрощает развитие системы электроснабжения.
§ 5.5. Надежность электроснабжения
Надежность характеризуется способностью системы электро-
снабжения и ее элементов (линий, силовых трансформаторов,
электрических аппаратов) обеспечивать предприятия и отдельные
объекты электроэнергией надлежащего качества (см. гл. 7) без
аварийных перерывов, приводящих к срыву плана производства,
авариям в электрической и технологической частях оборудо-
вания.
Надежность электроснабжения и качество электроэнергии
совместно определяют качество электроснабжения.
Надежность системы электроснабжения зависит от построения
ее схемы, степени резервирования и надежности отдельных эле-
ментов с учетом их перегрузочной способности. В соответствии
с требованиями ПУЭ по обеспечению надежности (бесперебой-
ности) электроснабжения все электроприемники подразделяются
на три категории (см. § 2.1).
Оценивая степень надежности, необходимо понятием «электро-
приемник» объединять как электротехническую, так и технологи-
ческую часть механизма, агрегата или установки. Категория
надежности приемника должна определяться с учетом резерви-
рования в технологической части агрегата. Бессмысленно резер-
вировать электрическую часть агрегата или схему его питания при
отсутствии резерва в технологической части. Например, нельзя
одним насосом обеспечить полную надежность охлаждения нагре-
вательной печи; этого можно достигнуть, только установив один
или два резервных насоса, предусмотрев их питание от независи-
мых источников, а также переключение рабочего и резервного
агрегатов как на стороне электроснабжения, так и на стороне
водоводов.
Для приемников первой категории надежности перерыв в элек-
троснабжении допустим лишь на время автоматического ввода
резервного питания, причем электроснабжение должно осуще-
ствляться от двух независимых источников питания.
Независимым источником питания ПУЭ считают источник,
на котором сохраняется напряжение при исчезновении его на
других источниках. К независимым источникам относятся распре-
57
Энергосистема
Подстанция М1 Подстанция М2
Рис. 5.9. Питание круп-
ного предприятия от двух
независимых источников
Рис. 5.10. Пример схемы
электроснабжения при пи-
тании особой группы элек-
троприемников
делительные устройства двух электростанций или подстанций,
а также две секции сборных шин распределительных устройств
(РУ), электрически не связанные между собой ни на приемном
пункте, ни по питающей сети (рис. 5.9). Глубокое секционирова-
ние всех звеньев системы с устройствами АВР на секционных
выключателях обеспечивает надежность и бесперебойность пита-
ния потребителей первой категории.
Электроприемникн особой группы первой категории требуют
повышенной надежности питания. Их электроснабжение должно
осуществляться от трех независимых источников так, чтобы при
ремонте одного из них питание поступало от оставшихся двух.
В схемах электроснабжения это условие выполняется по резерв-
ным кабельным перемычкам (7) от соседних подстанций
(рис. 5.10) или от специальных дизель-генераторных установок.
Кабельные перемычки (и мощность третьего аварийного источ-
ника) выбираются исходя из нагрузки приемников особой
группы, предназначенных только для безаварийного останова
производства.
58
При небольшой мощности приемников особой группы можно
предусматривать агрегаты бесперебойного питания (АБП) мощ-
ностью 16—260 кВ.А с аккумуляторными батареями.
Электроприемники второй категории не требуют специального
резервирования, а потому они могут питаться от одного источника.
Однако перерыв в электроснабжении приводит к убыткам произ-
водства или ущербу, определяемому стоимостью простоя рабочей
силы, расстройством технологического процесса, недоотпуском
продукции и т. п. На промышленных предприятиях приемников
второй категории большинство, причем некоторые из них по
своим характеристикам приближаются к электроприемникам пер-
вой категории, а некоторые — третьей. Учитывая степень надеж-
ности отдельных элементов системы электроснабжения, ПУЭ
предусматривает питание приемников второй категории либо
по одной воздушной линии или токопроводу, либо по кабельной
линии, расщепленной на два кабеля.
Таким образом, степень резервирования элементов схемы
электроснабжения определяется либо только техническими тре-
бованиями обеспечения бесперебойности питания, либо технико-
экономическим обоснованием с учетом вероятного ущерба при
перерывах питания.
Надежность отдельных элементов схемы характеризуется
удельной повреждаемостью X (параметр потока отказов) или сред-
ним количеством перерывов электроснабжения за год и средним
временем восстановления (/в) электроснабжения при аварии эле-
мента. Данные о повреждаемости и времени восстановления
некоторых элементов системы электроснабжения приведены
в табл. 5.1.
При расчете надежности в схеме электроснабжения выделяют
цепи из последовательно включенных элементов и определяют
для них показатели надежности. Последовательно включенные
элементы заменяют одним эквивалентным, для которого параметр
потока отказов схемы находят по формуле
Ь = £ bt, (5.1)
f=i
а среднее время восстановления цепи (средняя продолжительность
перерыва электроснабжения)
<в=2Мв«/А., (5.2)
;=i
где н (В{ — соответственно параметр потока отказов и время восстановления
1-го элемента последовательной цепи.
Коэффициент простоя цепи определяется как
Ап = М*- (5-3)
Значения показателей надежности используются при опре-
делении ущерба в технико-экономических расчетах (§ 6.6).
59
Таблица 5.1, Удельная повреждаемость к, 1/год (числитель) и время
восстановления tB, ч (знаменатель) элементов системы электроснабжения
Элемент системы Напряжение, кВ
3 — 10 20—35 ПО и выше
Трансформаторы масляные мощностью до 1600 кВ-А 0,015 0,015 0,13
60 90—120 90—120
То же, 1600—6300 кВ-А 0,005 0,005 0,018
60 90—120 90—120
То же, 10 000—100 000 кВ-а 0,0105 0,0105 0,039
60 90—120 90—120
Ячейки РУ с линейными выключа- телями 0,02 15 0,02 20 0,03 25
Ячейки РУ с выключателями генера- торов, трансформаторов, секционные 0,002 0,007 0,01
15 20 25
Ячейки РУ с отделителями — 0,004 15 0,006 15
Выключатели масляные 0,006 5—11 0,02 5—11 0,041 5—11
Выключатели воздушные 0,18 0,11
5—11 5—11
Разъединители, отделители и корот- козамыкатели 0,012 0,012 0,018
3 3 3
Сборные шины РУ 0,023- 0,024 0,018
2 2 2
Кабели, прокладываемые в траншее (на 1 км длины) 0,02—0,08 0,015—0,07
4—10 4—10
То же, в канале или тоннеле (на 1 км длины) 0,008—0,033 0,004—0,003
4—10 4—10
Воздушные линии на металлических и железобетонных опорах (на 1 км длины) 0,015 8 0,015 8 0,0122 4
Примечание. Время восстановления для трансформатора определяет его
полную замену.
60
Пример 5.1. Определить параметры надежности цепи 35 кВ, состоящей
из двух последовательно соединенных ячеек с выключателями, кабельной линии
длиной 2 км и силового трансформатора 6300 кВ-А.
Решение. По табл. 5.1 выбираем параметры надежности элементов:
для ячейки с линейным выключателем = 0,02 1/год; /В1 = 20 ч;
для ячейки с выключателем трансформатора Л2 = 0,007 1/год; /вз = 20 ч;
для кабельной линии Л3 = 0,015 1/год; /вз = 4 ч;
для силового трансформатора &4 = 0,015 1/год; tBi = 90 ч.
Параметр потока отказов
й. = ^ + + 2А.З + = 0,02 + 0,007 + 2-0,015 + 0,015 = 0,072 1/год.
Среднее время восстановления
f “1“ + 2А,3/В3
в X
0,02-20 + 0,007-20+ 2-0,015-4+ 0,015-90 _
Глава шестая
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ И МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТЫ СЕТЕЙ
§6.1. Параметры электрических сетей
Линия и обмотка силового трансформатора обладают активным
и индуктивным сопротивлениями, активной и емкостной про-
водимостями.
Активное сопротивление переменному току несколько больше
омического сопротивления постоянному току вследствие поверх-
ностного эффекта, эффекта близости и потерь мощности на гисте-
резис и вихревые токи.
Поверхностный эффект возникает из-за самоиндукции про-
водника. Ток как бы вытесняется к поверхности, плотность его
в центральной части становится меньше; сечение проводника
используется не полностью, что повышает его сопротивление.
Эффект близости создается в результате взаимодействия маг-
нитных полей близко расположенных проводников. При этом
нарушается симметрия распределения тока по сечению — плот-
ность его становится неодинаковой, что ведет к увеличению
сопротивления.
Гистерезис и вихревые токи вызывают потери активной мощ-
ности на нагрев несущих металлических конструкций и арматуры
линий.
В кабельных и воздушных линиях (ВЛ) упомянутые явления
не оказывают заметного влияния на изменение сопротивления.
Поэтому в практических расчетах активное сопротивление таких
линий определяется по формуле
R = г91, (6.1)
61
где I — длина линии, км; г0 — удельное активное сопротивление (Ом/км), опре-
деляемое по таблицам справочников или из выражения
r0= 1000/yF, (6.2)
где у — удельная проводимость, принимаемая для медных проводников
54,4 м/Ом-мм2, для алюминиевых 32,3 м/Ом-мм8; F — сечение проводника, мм2.
При расчете токопроводов увеличение их омического сопро-
тивления учитывается введением коэффициента добавочных по-
терь:
Ят = Кд/?. (6.3)
Для гибких подвесных симметричных токопроводов Кя —
= 1,14-1,2; для жестких симметричных токопроводов с шинами
трубчатого или корытного профиля Кя = 1,24-1,5; для жестких
несимметричных токопроводов Лд = 2,54-3. При прокладке токо-
проводов в галерее или тоннеле коэффициент Кя увеличивается
на 0,2—0,3 за счет потерь в металлических конструкциях.
Активное сопротивление расщепленной фазы ВЛ или гибкого
токопровода определяется как
1?Ф = R/n, (6.4)
где R — сопротивление одного провода фазы; п — число проводов в расщеп-
ленной фазе.
Индуктивное сопротивление воздушной или кабельной линии
вычисляется по формуле
X = х01, (6.5)
где х0 — удельное индуктивное сопротивление, Ом/км.
При несимметричном расположении проводов ВЛ или фаз
токопровода индуктивности их различны. Выравнивание индук- ’
тивностей достигается взаимным обменом местами фазных про-
водов или шин на разных участках трассы, что называется транс-
позицией-, ее применяют на ВЛ ПО кВ и выше протяженностью
более 100 км и в токопроводах 6—35 кВ при длине более 500 м.
Удельная индуктивность трехфазной ВЛ (Г/км) находится
по формуле
£0 = (4,6 lgD0. г/г + 0,5р.)-10-«, - (6.6)
где Dc. г — среднее геометрическое расстояние Между осями проводов ВЛ:
Ос. г = Zo12o23o13; (6.7)
Oi2> О23, £)13— расстояние между фазами; г—радиус провода; р. —коэффи-
циент магнитной проницаемости (для проводов из цветного металла ц = 1).
Удельное индуктивное сопротивление транспонированной ВЛ
определяется известной формулой: х0 = wL0. Подставляя значе- '
ние Lo из (6.6), получаем:
х0 = 0,145 lgDc r/r+ 0,016р. = х' + х". (6.8) :
Первая составляющая (6.8), зависящая лишь от конструктив-
ного исполнения линии, представляет индуктивное сопротивление,
создаваемое внешним магнитным полем, и называется внешним
индуктивным сопротивлением (хо).
62
Рис. 6.1. Взаимное распо-
гюжение фаз гибкого то-
копровода (а) и одной
фазы, расщепленной на
восемь проводов (б)
Второй член той же формулы называется внутренним индук-
тивным сопротивлением (х'о), которое создается неременным маг-
нитным полем самого проводника, зависит от его магнитной
проницаемости, а следовательно, и от величины тока, протека-
ющего по нему.
Для проводов из цветного металла формула (6.8) имеет вид:
х0 = 0,145 lg Dс. г/г + 0,016. (6.9)
Значения удельных индуктивных сопротивлений кабельных
и воздушных линий приведены в приложении 2.
Индуктивное сопротивление (Ом/км) гибкого симметричного
токопровода о расщепленной фазой
х0 = 0,145 1g Пф/гэ + 0,016, (6.10)
где £>ф — расстояние между центрами фаз токопровода, см; гэ = к —
радиус эквивалентной фазы (см), выполненной из п проводов в расщепленной
фазе радиусами г, см; Рс. г — среднее геометрическое расстояние:
Dc,t~ D2, ..., Оп_г;
Dlt D2, ... — расстояния между проводами расщепленной фазы от одного из них
до остальных п— 1 проводов (рис. 6.1).
Пример 6.1. Определить индуктивное сопротивление унифицированного
гибкого симметричного токопровода, фаза которого выполнена из восьми про-
водов (п = 8) марки А-600, радиусом 1,6 см. Длина токопровода 2 км. Расстоя-
ние между фазами Оф = 200 см (рис. 6.1, а); расстояния между проводами
в фазе (рис. 6.1, б) следующие: Ог = £>, — 30,6 см; £>а = £>в = 56,5 см; D3 —
----- D6 = 74 см; = D = 80 см.
Решение. Среднее геометрическое расстояние между проводами расщеплен-
ной фазы
Dc_ р = ^30^56?5M7F80 = 53,8 см.
Радиус эквивалентной фазы
гэ = |/Тб-’53,8J =34,7 см.
Индуктивное сопротивление токопровода, по (6.5) и (6.9):
X = 2 (0,145 1g 200/34,7 4- 0,016) = 0,252 Ом.
Индуктивное сопротивление 'жестких симметричных токопро-
оодов приведено в приложении 3.
Активная проводимость линий обусловлена несовершенством
изоляции и вызывает потери активной мощности из-за токов
63
утечки через изоляцию и явления короны на проводах воздуш-
ных ЛЭП. При нормальной изоляции токи утечки малы, поэтому
потерями активной мощности пренебрегают, а потери на корону
учитывают.
Явление короны заключается в ионизации воздуха у прово-
дов и протекании разрядного тока между ними, сопровождаю-
щемся характерным потрескиванием, образованием озона и окис- ,
лов азота, фиолетовым свечением (ореолом) вблизи поверхности ;
проводов. Коронный разряд приводит к коррозии проводов. J
Высокочастотные электромагнитные колебания при таком раз-
ряде ухудшают работу высокочастотной защиты и высокочастот-
ной связи, осуществляемых по проводам воздушных ЛЭП, соз-
дают помехи радиоприему и влияют на работу линий связи.
Корона образуется при напряженности электрического поля '
между проводами, превышающей электрическую прочности воз- ;
духа, равную приблизительно 30 кВ/см. Напряжение линии ста- '
новится больше критического напряжения, при котором возни-
кает КОрОна (t/раб > t/Kp).
Критическое напряжение может быть увеличено либо за счет
увеличения расстояния между проводами, либо за счет увеличения ,
диаметра провода. Наиболее действенно увеличение диаметра
или расщепление проводов фазы.
В соответствии с ПУЭ на коронирование проверяются провода
ВЛ НО кВ и выше. С учетом минимальных потерь на корону ПУЭ
установлены диаметры проводов: для линий ПО кВ — не менее
9,5 мм, что соответствует сечению не менее 70 мм2; для линий
150 кВ — не менее 13,5 мм, что отвечает сечению не менее 120 мм2,
для линий 220 кВ — не менее 21,6 мм, что соответствует сечению •
не менее 240 мм2. При расчете сетей до 35 кВ на потерю напряже-
ния активные проводимости не учитываются.
Реактивная емкостная проводимость ВЛ обусловливается #
наличием емкости между проводами и между проводами и землей.
Реактивная емкостная проводимость ВЛ (Ом/км) рассчиты- 1
вается исходя из известной зависимости
” “"“-тп&г <6-">
Большое разнообразие конструкций кабелей и использова-ч
ние в одном кабеле нескольких изоляционных материалов с раз-
личными диэлектрическими проницаемостями затрудняют рас-
чет их емкости. Удобнее поэтому пользоваться готовыми завод-
скими данными об удельных емкостных проводимостях.
Емкостная проводимость (См) линии длиной I (км) опреде-
ляется как
Д = 60/. (6.12)'
В линии, находящейся под напряжением, будет протекать ем-
костный или зарядный ток, который, заряжая рабочую емкость^
64
линии, накапливает в ней реактивную зарядную мощность
Qc = K3tVc = Un^l. (6.13)
Зарядившись, линия становится источником реактивной ем-
костной мощности.
Сети промышленных предприятий до 35 кВ имеют неболь-
шую протяженность, их емкостные токи невелики, а потому ем-
костные проводимости при расчетах на потерю напряжения не
учитываются.
Воздушные и кабельные линии НО кВ и выше обладают за-
рядной мощностью, соизмеримой с нагрузкой линии; поэтому
в расчетах учитываются емкостная проводимость и зарядная
мощность линии.
Параметры силовых трансформаторов определяются на осно-
вании их паспортных данных:
номинальной мощности SH, кВ-А;
номинального напряжения UB (кВ) обмотки, подключен-
ной к расчетной линии;
потерь активной мощности в меди трансформатора (мощ-
ности в режиме КЗ) АРК, кВт;
потерь активной мощности в стали (мощности в режиме хо-
лостого хода) АР0, кВт;
напряжения КЗ ик, %;
тока холостого хода 10, %.
Полное сопротивление (Ом) обмотки двухобмоточного транс-
форматора пропорционально полному падению напряжения в об-
мотке; оно численно равно напряжению *КЗ и определяется по
формуле
zT=lOu„ul/S3. (6.14)
Активное сопротивление (Ом) пропорционально потерям ак-
тивной мощности в обмотке трансформатора при его номиналь-
ной нагрузке, т. е. потерям мощности в режиме КЗ, численно
равным активной составляющей падения напряжения:
rT = 103 ДРкС7и/$и (6.15)
Реактивная составляющая полного падения напряжения в об-
мотке трансформатора up = Vи3 — и3 пропорциональна ин-
дуктивному сопротивлению обмотки хт — V— г%.
Для трансформаторов мощностью более 1000 кВ-А активная
составляющая полного падения напряжения невелика, поэтому
можно принять Up = ик %, или хр — zT.
Индуктивное сопротивление (Ом) силовых трансформаторов
мощностью 1000 кВ-А и выше вычисляется по формуле
*т = 10“к^н/5н- (6-16)
Активная проводимость трансформатора определяется в основ-
ном потерями активной мощности в стали на перемагничивание
3 Постников Н. П., Рубашов F. М, 65
R X и вихревые токи, которые составляют
°---1 I---------------о менее ю % от потерь реактивной
„ „ „ „ намагничивающей мощности транс-
ТХ,-;: форматора и не влияют на резуль-
жениях 6—35 кВ тэты расчетов сетей на потери мощ-
ности и энергии. Исходя из этого
активная проводимость трансформатора в электрических расче-
тах не учитывается.
Намагничивающая мощность (квар) трансформатора пропор-
циональна току холостого хода:
AQU = O,01/oSH. (6.17) '
Реактивная проводимость (См) трансформатора определяется
по формуле
^ = д<<Ж-103). (6-18)
В сетях 6—35 кВ учитываются только активные и индуктив-
ные сопротивления линий и трансформаторов, так как незначи-
тельная величина проводимостей не влияет на результаты рас-
четов.
Схема замещения линии и трансформатора на напряжениях
6—35 кВ представлена на рис. 6.2.
§ 6.2. Выбор сечений проводников по допустимому нагреву
Электрический ток в проводнике выделяет тепловую энер-
гию, часть которой расходуется на повышение его температуры,
а часть выделяется в окружающую среду.
При изменении тока в проводнике или изменении условий
охлаждения изменяется температура его нагрева. Если величина,
тока в проводнике или условия охлаждения не меняются, то ко-
личество выделяемого им тепла соответствует количеству тепла,
выделяемого в окружающую среду. Наступает тепловое равно-
весие, и проводник нагревается до установившейся температуры.
Нагрев изменяет физические свойства проводника. Повы-
шается его сопротивление, а значит, увеличивается бесполезный
расход электроэнергии на нагрев токоведущих частей. Чрезмер-
ный нагрев проводников опасен для изоляции, вызывает пере-
грев контактных соединений, что может привести к пожару или
взрыву.
Надежная, длительная работа проводов и кабелей опреде
ляется длительной допустимой температурой их нагрева, вели-
чина которой зависит от вида изоляции. Учитывая условия на
дежности, безопасности и экономичности, ПУЭ устанавливаю
предельную температуру нагрева проводников в зависимости
длительности прохождения тока, материала токоведущей част
и изоляции провода или кабеля (табл. 6.1).
66
Таблица 6.1. Допустимые температуры нагрева проводников, °C
Проводник и его изоляция Длительная температура нагрева Кратко- временная температура нагрева при перегрузках Температура нагрева прн т. к. з. в провод- никах
медном алюминиевом
Голые провода и шины 70 125 300 200
Провода и кабели с рези- новой или поливинил- хлоридной изоляцией Кабели с бумажной про- питанной изоляцией 55 ПО 150 150
до 3 кВ включительно 80 125 200 200
6 кВ 65 ПО 200 200
10 кВ 60 90 200 200
35 кВ 50 75 125 125
Длительно протекающий по проводнику ток, при котором
устанавливается длительная допустимая температура нагрева,
называется допустимым током по нагреву /д. Величина его за-
висит как от марки провода или кабеля, так и от условий про-
кладки и температуры окружающей среды.
Длительно допустимые токи нагрузки проводов, кабелей и
шин указаны в таблицах ПУЭ, составленных для температур ок-
ружающего воздуха +25 °C, почвы +15 °C, и приведены в при-
ложениях.
Выбор сечения проводника по нагреву длительным током на-
грузки сводится к сравнению расчетного тока с допустимым,
табличным значением для принятых марсщ провода или кабеля
и условии их прокладки. За длительный расчетный 'ток линии
принимается ток получасового максимума. При выборе должно
соблюдаться условие
+ =+<+• (6.19)
Если температура воздуха отличается от +25 °C, а земли —
от +15 °C, или кабели прокладываются параллельно, то условия
охлаждения меняются и табличные значения допустимых токов
нагрузки пересчитываются с помощью поправочных коэффици-
ентов.
При отклонении температуры окружающей среды от норми-
руемой определяется новое значение допустимого тока нагрузки
с поправкой на температуру:
/д = КТ1Я, (6.20)
где Кт — поправочный температурный коэффициент (см. приложение 10).
При параллельной прокладке кабелей в земле или в трубах
условия их охлаждения ухудшаются, что учитывается поправоч-
ным коэффициентом на прокладку /Сп, значения которого даются
3* 67
в зависимости от количества параллельно прокладываемых ка-
белей и расстояния между ними (см. приложение 9):
Zi = KnIv (6.21)
Для проводов и кабелей, прокладываемых в коробах, значе-
ние Кп принимается по таблице приложения 8.
Периодические нагрузки, наблюдаемые при повторно-кратко-
временном режиме работы электроприемников, нагревают про-
водники меньше, чем токи длительного режима. Для сравнения
длительных допустимых токов с токами повторно-кратковремен-
ного режима последние должны быть пересчитаны согласно ПУЭ
на условный «приведенный длительный» ток нагрузки. Выбор
по нагреву производится в таких случаях из условия
/д>/пвГПВ-и-|7Г, (6.22)
где 7пв —ток (А) повторно-кратковременного режима работы электроприем-
ника с продолжительностью включения ПВ, выраженной в относительных еди-
ницах.
По нагреву длительным током нагрузки проверяются все
проводники электрических сетей в нормальном и послеаварий-
ном режимах. Послеаварийный режим возникает при отключе-
нии поврежденного элемента системы электроснабжения (линии,
трансформатора) и длится до восстановления нормального ре-
жима, но не более одних суток. Оставшиеся включенными па-
раллельные линии или трансформаторы в послеаварийном ре-
жиме работают с допустимой перегрузкой, обеспечивая питанием
нагрузки поврежденного элемента.
Для кабельных и воздушных линий до 10 кВ включительно
разрешается увеличивать табличные значения допустимого тока
по нагреву, если при нормальном режиме нагрузка на линию
составляла 80 % от длительного допустимого тока по нагреву,
причем перегрузка может продолжаться не более 5 суток подряд
по 6 ч в сутки. Значения длительно допустимого тока нагрузки
увеличиваются на 25 % на ВЛ и кабелях, проложенных в земле —
в траншее или открыто, и на 15 % при прокладке кабелей в земле —
в кабельной канализации.
Выбор сечения проводника только по нагреву допустимым
током приводит к большим потерям активной мощности на на-
грев и к значительной потере напряжения. Поэтому для окон-
чательного выбора сечения следует провести все расчеты, тре-
буемые ПУЭ: по потере напряжения или мощности, по экономи-
ческой плотности тока. Принять надо наибольшее, определенное
этими расчетами, сечение проводника.
Пример 6.2. По воздушной линии 380 В питается строительная пло-
щадка с нагрузкой 215 кВ-А. Определить сечение проводов по нагреву при
нормальных условиях окружающей среды.
68
Решение. Ток, потребляемый строительной площадкой,
7р = 215/(КЗ-0,38) = 327 А.
По приложению 4 для провода АС-120 ток /д = 330 А; условие (6.19)
выдерживается.
Пример 6.3. Грузовой подъемник имеет двигатель мощностью 400 кВт,
напряжением 3 кВ, с рабочим током 110 А, ПВ = 25 %. Питание к двигателю
подводится трехжильным кабелем марки ААБГ, проложенным в цехе с тем-
пературой воздуха 30 °C. Определить необходимое сечение кабеля по нагреву
длительным током нагрузки.
Решение. Находим условный «приведенный длительшй» ток двигателя
по (6.22): ____
Zp = НО К0,25/0,875 = 63 А.
Допустимый ток с учетом температурного коэффициента по приложению 10
рассчитываем для кабеля ААБГ сечением 25 мм* 2:
7д= 80-0,95 = 76 А;
к прокладке принимаем кабель ААБГ-ЗХ25.
Допустимый ток определяем по приложению 6 для кабеля ААБГ сечением
25 мм2 (80 А). С учетом температурного коэффициента, принятого по прило-
жению 10 (Ат = 0,95), новое значение допустимого тока по нагреву находим
по (6.22).
Выбранный кабель ААБГ-ЗХ25 удовлетворяет условию (6.21): 63 А <3 76 А.
§ 6.3. Предохранители и автоматические выключатели
Плавкие предохранители служат для автоматического размы-
кания электрической цепи при КЗ и токах перегрузки.
• Основным конструктивным элементом предохранителя яв-
ляется патрон, в котором крепится сменяемая плавкая вставка
из легкоплавкого цветного металла (рис. 6.3, а). Работа предохра-
нителя основана на тепловом действии тока: вставка перегорает
и обрывает электрическую цепь при повышении током определен-
ного значения.
Предохранитель и плавкую вставку
дующими параметрами:
а) номинальным напря-
жением, при котором пред-
охранитель работает длитель-
ное время;
б) номинальным током
патрона, на который рас-
считаны его токоведущие
Рис. 6.3. Предохранитель серии ПР
а — разрез; б — ампер-секуидиая ха-
рактеристика; 1 — фибровая трубка;
2 — плавкая вставка; Л — латунная
втулка; 4 — болтовой контакт; 5 —
латунный колпачок; 6 — медный кон-
тактный нож
характеризуют сле-
69
части и контактные соединения по условию длительного на-
грева;
в) номинальным током плавкой вставки в, который она -
выдерживает, не расплавляясь, длительное время;
г) разрывной способностью, определяемой максимальным от-,
ключаемым током, при котором происходит перегорание плавкой
вставки без опасного выброса пламени или продуктов горения /
дуги и без разрушения патрона;
д) время-токовой, или защитной, характеристикой — зависи-
мостью времени полного отключения цепи от величины отклю-
чаемого тока или от кратности этого тока к номинальному току
плавкой вставки ///„. в (рис. 6, б).
Для уменьшения времени плавления вставки ей придают
плоскую форму с несколькими сужениями или на параллельно
соединенные проволоки напаивают оловянные шарики. ?
В предохранителях без наполнителя с закрытыми разбор- ,
ными патронами из фибры дуга гасится газами, образующимися '
при разложении фибры во время горения дуги. Интенсивное га-
зообразование повышает давление в патроне, что способствует
эффективному гашению дуги.
Фарфоровые патроны предохранителей в наполнителем за-
полнены мелкозернистым кварцевым песком. Электрическая дуга t
разветвляется между его зернами и охлаждается вследствие
интенсивной отдачи тепла наполнителю, что значительно сокра-
щает время ее горения.
По времени перегорания плавких вставок предохранители
делятся на инерционные (с большой тепловой инерцией), мало-
инерционные, безынерционные и быстродействующие. В безы-
нерционных и быстродействующих предохранителях гашение
дуги, а значит, и размыкание цепи происходят настолько бы-
стро, что при больших кратностях ток в предохранителе не до-
стигает предельного значения. Такие предохранители обладают ,
свойством токоограничения.
Технические данные некоторых предохранителей приведены
в табл. 6.2.
Плавкие вставки предохранителей выбираются g учетом двух
условий:
1) вставка не должна отключать длительный ток нагрузки:
In. в > ZpJ (6.23)
для единичных электроприемников Zp — ZH! для группы элек-
троприемников /р — /м;
2) вставка не должна перегорать при кратковременных пико-
вых нагрузках, связанных в пусковыми токами электроприем-
ников:
Лт. в ^одк^05» (6.24)
W Лшк — пиковый ток линии, питающей группу электродвигателей, А; /Пин =
= ^пуск — пусковой ток одиночного двигателя или рабочий ток линии, пита-
70
Таблица 6.2. Технические данные предохранителей
Тип предохрани- теля Номиналь- ный ток патрона, А Номинальный ток плавкой вставки, А Характеристика предохранителя
ПР-2 15 60 100 200 350 600 1000 6, 10, 15 15, 20, 25, 35, 45, 60 60, 80, 100 100, 125, 160, 200 200, 225, 260, 300, 350 350, 430, 500, 600 600, 700, 850, 1000 Трубчатый, с закрытым разбор- ным патроном, без наполни- теля, токоограничивающий
НПН-2 15 60 6, 10, 15, 15, 20, 25, 35, 45, 60 Трубчатый, с закрытым нераз- борным патроном с наполни- телем, безынерционный
ПН-2 100 250 400 600 1000 30, 40, 50, 60, 80, 100 80, 100, 120, 150, 200, 250 200, 250, 300, 350, 400 300, 400, 500, 600 500, 600, 750, 800, 1000 Трубчатый, с закрытым разбор- ным патроном, с наполните- лем, безынерционный
ПНБ-3 ПНБ-5 100 150 200 300 500 100 250 400 630 63, 100 150 200 250, 300 400, 500 40, 63, 100 160, 250 315, 400 500, 630 Трубчатый, с закрытым патро- ном, с наполнителем, быстро- действующий
ющей группу мощных ламп накаливания или ламп ДРЛ; а — коэффициент,
определяемый для асинхронных двигателей с легкими условиями пуска а = 2,5,
а для электродвигателей механизмов с тяжелыми условиями пуска (большая
длительность разгона, частые пуски и реверсы) а = 2,04-1,6. ,
Для предохранителей, установленных на линии, питающей
группу мощных ламп накаливания или ламп ДРЛ, а — 1,2.
Для защиты двигателей с фазным ротором и ответвлений
к сварочным аппаратам, выполненным медными проводами се-
чением 6 мм2 и меньше или алюминиевыми проводами сечением
10 мм2 и меньше, плавкие вставки выбираются по условию (6.25).
71
Для защиты ответвлений к сварочным аппаратам, выполнен-
ных медными или алюминиевыми проводами сечениями больше
указанных, плавкая вставка выбирается из условия
/п.в> 1>2/пв КПВ, (6.25)
где /пв — номинальный ток сварочного аппарата при номинальном значении
ПВ в долях единицы.
Автоматический выключатель (автомат) предназначен для
автоматического размыкания электрической цепи при перегруз-
б)
ках, коротких замыканиях и пони-
жениях напряжения, а также для
редких отключений и включений
(рис. 6.4, а). Автоматы выпускаются
в одно-, двух- и трехполюсном ис-
полнении для цепей постоянного
и переменного токов. Управление
ими может быть ручное (местное)
или дистанционное.
Автоматы характеризуются сле-
дующими показателями:
номинальным напряжением—мак-
симальным напряжением постоян-
ного или переменного тока, предна-
значенным для нормальной работы
автомата;
номинальным током автомата
1н. а — максимальным длительным
током главных контактов автомата;
током срабатывания автомата
Цр. а — наименьшим током, при ко-
тором автомат разрывает электри-
ческую цепь;
предельным током отключения
а — наибольшим током, который
может быть отключен автоматом;
номинальным током расцепителя
/н. р — максимальным длительным
током, при котором расцепитель не
срабатывает;
Рис. 6.4. Автомат серии А3100
а — общий вид? б — схематический разрез? 1
основание; 2 — крышка; 3 — шина; 4 — непо-
движный контакт; 5, 6 — подвижный контакт?
7 — гибкий проводник; 8 шинка расцепителей?
9 — якорь электромагнита: 10 — сердечник элек-
тромагнита; 11 — пружина* 12 — термобкметал-
лический элемент; 13 — ось? 14—16 — рычаги
механизма свободного расцепителя; 17 — рукоят-
ка; 18 —дугогасительиая решетка; 19 — отклю-
чающая пружина? 20 собачка расцепителя
72
током уставки расцепителя /у — наименьшим током сраба-
тывания расцепителя, на который он настраивается;
уставкой тока мгновенного срабатывания электромагнитного'
расцепителя, называемой отсечкой.
В зависимости от наличия механизмов, регулирующих время
срабатывания расцепителей, автоматы подразделяются на несе-
лективные с временем срабатывания 0,02—0,1 с, селективные
с регулируемой выдержкой времени и токоограничивающие с вре-
менем срабатывания не более 0,005 с.
Автомат (рис. 6.4, б) имеет контактную систему, состоящую
из одной или нескольких пар контактов (главных, промежуточ-
ных, дугогасительных), заключенных в дугогасительной камере,
и привод управления.
Рукоятка или кнопка ручного привода дает возможность уп-
равлять автоматом непосредственно с места его установки. Ди-
станционное управление осуществляется электромагнитным или
электродвигательным приводом. Механизм свободного расцеп-
ления привода удерживает автомат во включенном состоянии
и быстро его отключает под действием отключающих пружин.
Расцепители, выполняя защитные функции автомата, воздей-
ствуют на механизм свободного расцепления и быстро отклю-
чают автомат. Тепловой расцепитель срабатывает с выдержкой
времени в результате теплового действия тока, проходящего че-
рез его нагревательный элемент. Тепловой расцепитель срабаты-
вает с выдержкой времени от токов перегрузки и имеет защитную
характеристику, аналогичную характеристике предохранителя.
Электромагнитный расцепитель срабатывает мгновенно при боль-
ших значениях тока (ТКЗ).
Автомат, снабженный двумя расцепителями, представляет
собой автомат с комбинированным расцепителем. Автоматы не-
которых типов оснащаются минимальным расцепителем, отклю-
чающим их ,при снижении напряжения, а также механизмом,
регулирующим время срабатывания расцепителей.
Установочные автоматы серии А3100 применяются в силовых
и осветительных сетях постоянного и переменного токов. Они
выпускаются с ручным управлением в одно-, двух- и трехполюс-
ном исполнении с нерегулируемыми тепловыми, электромагнит-
ными и комбинированными расцепителями.
Автоматы серии А3700, селективные или токоограничиваю-
щие, имеют полупроводниковые расцепители максимального тока,
допускающие регулировку тока срабатывания расцепителя и
выдержки времени срабатывания автомата в зоне перегрузок.
Токоограничивающие автоматы оснащены дополнительными элек-
тромагнитными элементами, срабатывающими при десятикратном
номинальном токе. Автоматы могут иметь расцепитель минималь-
ного напряжения, отключающий их без выдержки времени при
снижении напряжения. Управление автоматами — ручное и ди-
станционное.
73
Автоматы серии ABM устанавливаются в шкафах комплект-
ных ТП, на панелях распределительных подстанционных щитов
и шинопроводах. Они изготавливаются в стационарном исполне-
нии илй выдвижными с контактными соединениями. Управление
автоматами — ручное и дистанционное с помощью электропри-
вода. Автоматы комплектуются следующими расцепителями:
мгновенного срабатывания при перегрузках и ТКЗ;
мгновенного срабатывания при ТКЗ с обратнозависимой от
тока выдержкой времени при перегрузках;
с выдержкой времени, с часовым механизмом с замедлением
на срабатывание до 0,6 с, при перегрузках и ТКЗ.
В автоматах может быть установлен расцепитель минималь-
ного напряжения, отключающий автомат при понижении напря-
жения, или расцепитель независимого питания для дистанцион-
ного отключения автомата.
Подстанционные автоматы серии «Электрон» устанавливаются
в распределительных шкафах и на щитах подстанции для работы
в силовых сетях до 440 В постоянного и 660 В переменного тока.
Такие автоматы обеспечивают защиту от перегрузок, КЗ и пони-
жения напряжения; они выпускаются на токи 630—4000 А. Реле
максимально-токовой защиты имеет регулируемую выдержку
времени 0,25—0,7 с при защите от КЗ и до 200 с при защите от
перегрузок. Дистанционное отключение автоматов осуществляется
независимым расцепителем. Управляются они дистанционным
приводом. На передней их панели находятся рукоятки регулировки
уставок по току и времени.
Автоматы единых серий АЕ-1000 и АЕ-2000 служат для за-
щиты силовых и осветительных сетей от перегрузок и ТКЗ.
Их расцепители имеют нерегулируемые уставки по току.
Автоматические выключатели-пускатели АП-50 могут исполь-
зоваться как автоматы для защиты от перегрузок и КЗ, как
пусковые аппараты для ручного включения и отключения Элек-
тр оприемников. Они выпускаются с тепловым (Т), электрома-
гнитным (М) и комбинированным (МТ) расцепителями. Уставки
тепловых расцепителей могут плавно регулироваться в пределах
от 1 до 50 А.
Технические данные некоторых типов автоматов приведены
в табл. 6.3.
При выборе автоматов должны соблюдаться следующие ус-
ловия:
а) номинальный ток автомата не должен быть меньше paq-
четного:
^н. а р! (6.26)
б) уставка тока мгновенного срабатывания (отсечки) элек-
тромагнитного или комбинированного расцепителя принимается
по пиковому току линии или по пусковому току электроприем-
ника из условия
7у. (1,254-1,5) /дик* (6.27)
74
Таблица 6.3. Технические данные автоматов
Серия автомата Число полюсов Номи- нальный ток автомата, А Номинальный ток теплового расцепителя ^н. т» Пределы тока мгно- венного срабатывания электромагнитного расцепителя (отсечка), А
АП-50 2, 3 50 1,6; 2,5; 4; 6,4; 10; 16; 25; 40; 50 11—350
АЕ-1000 1 10 0,32; 0,4; 0,5; 0,6; 0,8; 1; 1,25; 1,6; 2; 2,5; 3,2; 4 (12-J-18) /н, т
25 6; 10; 16; 25
АЕ-2000 3 25 0,6; 0,8; 1; 1,25; 1,6; 2; 2,5; 3,2; 4; 5; 6; 8; 10; 12,5; 16; 20; 25 у
63 10; 12,5; 16; 20; 25; 32; 40; 50; 63
100 16; 20; 25; 32; 40; 50; 63; 80; 100
АЗ 160 1, 2, 3 50 15; 20; 25; 30; 40; 50
А3110 2, 3 100 15; 20; 25; 30; 40; 50; 60; 80; 100
А3120 2, 3 100 15; 20; 25; 30; 40; 50; 60; 80; 100 430—800
А3130 2, 3 200 120; 140; 170; 200 840—1400
А3140 2, 3 600 250; 300; 350; 400; 500; 600 , ' 1750—4200
А3710 2, 3 160 20—160 400—1600
А3720 2, 3 250 160—250 1600—2500
А3730 2, 3 400 160—400 2500—4000
А3740 2, 3 400 160—400 4000—6300
630 250—630
АВМ-10 3 750 500; 600; 750 4000—8000
АВМ-15 3 1500 1000; 1150; 1200; 1400; 1500 8000; 10 000
АВМ-20 3 2000 1000; 1200; 1500; 1800; 2000 8000; 10 000
75
в) уставки тепловых расцепителей с нерегулируемой обрат-
нозависимой от тока характеристикой выбираются по (6.28).
Для тепловых расцепителей с регулируемой обратнозависимой
от тока характеристикой должно соблюдаться условие
7У. т>1,6/р. (6.28)
Одним из важных требований к защитным аппаратам яв-
ляется избирательность (селективность) действия, которая за-
ключается в последовательном отключении участков сети с опре-
деленными интервалами во времени в направлении от места
повреждения к источнику питания. Селективность двух последо-
вательно включенных автоматов или предохранителей осуще-
ствляется путем сопоставления их защитных характеристик. За-
щитная характеристика ближайшего к источнику питания аппа-
рата должна располагаться над характеристикой более удален-
ного аппарата.
Избирательность срабатывания селективных автоматов до-
стигается изменением времени их срабатывания. Селективное
перегорание плавких вставок однотипных предохранителей обес-
печивается, если номинальные их токи различаются на две сту-
пени при токах до 100 А или на одну ступень при токах свыше
100 А.
§ 6.4. Выбор сечений проводников напряжением до 1000 В
с учетом защитных аппаратов
Одновременно с электроприемниками надо защищать от
ТКЗ и перегрузок питающие и распределительные линии, сече-
ния которых выбраны по нагреву длительным током нагрузки.
Согласно ПУЭ от перегрузок необходимо защищать:
силовые и осветительные сети, выполненные внутри поме-
щений открыто проложенными изолированными незащищенными
проводниками с горючей изоляцией;
силовые сети, когда по условиям технологического процесса
или режима их работы могут возникать длительные перегрузки;
сети взрывоопасных помещений и взрывоопасных наружных
установок независимо от условий технологического процесса
или режима работы сети.
Сечение проводника, выбранного по нагреву, проверяется по
условию соответствия выбранному аппарату защиты:
7д>^з> (6,29)
где Кв — кратность допустимого длительного тока проводника по отношению
к номинальному току или току срабатывания защитного аппарата /3 (табл. 6.4).
Сечение проводника принимается наибольшее из выбранных
по условиям § 6.2 или (6.29).
Пример 6.4. Выбрать предохранители для защиты линии в сети 380 В
к асинхронному двигателю 80 кВт с номинальным током 143 А (кратность
76
Таблица 6.4. Кратности допустимых токов защитных аппаратов
Ток защитного аппарата 2 9 Сети, для которых защита от перегрузки обязательна Сети, «не тре- бующие защиты от пере- грузки
проводники о резиновой и аналогичной по тепловым характеристикам изоляцией кабели с бумаж- ной изоля- цией
взрыво- и пожароопас- ные произ- водственные, служебио- бытовые помещения невзрыво- и непожаро- опасные помещения
Номинальный ток плавкой вставки предохранителя 1,25 1,0 1,0 0,33
Ток уставки автоматического выключателя, имеющего толь- ко максимальный мгновенно действующий расцепитель 1,25 1,0 1,0 0,22
Номинальный ток расцепителя автоматического выключа- теля с нерегулируемой об- ратнозависймой от тока ха- рактеристикой 1,0 1,0 1,0 1,0
Ток трогания расцепителя авто- матического выключателя с регулируемой обратнозависи- мой от тока характеристикой 1>0 1,0 0,8 0,66
пускового тока равна пяти, условия пуска легкие) и проверить соответствие
проводов АПРТО-ЗХ70, проложенных в стальных трубах, выбранной плавкой
вставке для случаев: а) проводка не требует защиты от перегрузки; б) линия
к двигателю проложена во взрывоопасном помещении класса В-16.
Решение. Определяем ток плавкой вставки по (6.24):
7„. в > /пуск/2,5 = (5-143)/2,5 = 286 А.
По табл. 6.2 выбираем предохранители ПН-2 с номинальным током патрона
400 А и плавкой вставкой на 300 А (ПН-2-400/300).
По (6.29) проверяем соответствие проводов выбранным предохранителям.
Длительный допустимый ток 7Д = 145 А.
Кратность тока защитного аппарата Ка находим по табл. 6.4.
а) Защита от перегрузки не требуется, Ка = 0,33; тогда
KaIa. в = 0,33-300 « 100 А.
Поскольку 7Д=145 А, следовательно, сечение проводов, выбранное по
условию нагрева длительным током, соответствует выбранному предохранителю.
б) Защита от перегрузки необходима, Ка = 1,25; тогда
Ка1а. в = 1,25-300 = 375 А,
что превышает 7Д = 145 А, а потому провода принятого сечения не могут быть
защищены выбранным предохранителем, в связи с чем надо увеличить их сечение.
Выбор алюминиевых проводов или кабелей с 7Д > 375 А затруднен. По-
этому выбираем кабель с бумажной пропитанной изоляцией марки СБГ сечением
150 мм2, для которого Ка = 1,0. При прокладке на воздухе 7Д = 300 А; тогда
Ка1п. в = 1-300 = 7Д = 300 А,
е. предохранитель защищает двигатель и питающий кабель.
77
§ 6.5. Расчет сетей на потерю напряжения
Нормальный режим работы электроприемника, по ГОСТ
721—77, обеспечивается при нормальном напряжении сети, ко-
торое должно совпадать с номинальным напряжением прием-
ника в точке его присоединения. Повышение или снижение
уровня напряжения сети ухудшает режим работы электроуста-
новок.
Повышенное напряжение на зажимах асинхронного двига-
теля приводит к перегреву обмотки статора и ускоряет износ
изоляции. При понижении уровня напряжения уменьшается
вращающий момент двигателя, падает частота вращения, нару-
шается режим работы электропривода, увеличивается потребляе-
мый ток и перегревается изоляция.
Отклонение напряжения от номинального в электропечах на-
рушает технологический режим плавки или термообработки.
Снижение напряжения на сварочных электроустановках ухуд-
шает качество сварки. Пониженное напряжение на лампах умень-
шает световой поток и снижает освещенность. Стабильность
напряжения с допустимыми отклонениями от номинального
установлена ГОСТ 13109—67.
Отклонением напряжения называется алгебраическая раз-
ность между фактическим напряжением сети и номинальным
напряжением электроприемника, отнесенная к номинальному
напряжению:
±7 = Uc ~ Us-100 [% I. (6.30)
Uh
В нормальном режиме работы отклонение напряжения на
зажимах электродвигателей и аппаратов пуска и управления
должно быть не более ±5 %, в отдельных случаях 4-10 %.
Для установок рабочего освещения производственных поме-
щений, общественных зданий и наружного прожекторного осве-
щения допускается отклонение напряжения от —2,5;% до 4-5 %.
В послеаварийном режиме допустимо дополнительное снижение
напряжения на 5 %.
На рис. 6.5 изображена схема линии с равномерно распреде-
ленной нагрузкой по ее длине и график распределения напря-
жения по линии. Номинальное напряжение на вторичной об-
мотке трансформатора подстанции согласно ГОСТ 721—77 при-
нято на 4-5 % выше номинального напряжения сети. Допустимое
максимальное снижение напряжения у наиболее удаленного
электроприемника составляет —5 % от номинального значения.
Электроприемники 1—4 получают питание на напряжении
выше номинального; электроприемники 6—10 питаются на по-
ниженном напряжении. В точке б напряжение линии совпадает
с номинальным напряжением приемника. Таким образом, сни-
жение напряжения в линии от источника питания до наиболее
78
Рис. в.в. Линия трехфазиого то-
ка с одной нагрузкой на конце ° “2
Рис. 6.7. Векторная диаграмма од- I,COS(f
ной фазы трехфазиой линии с одной S—P—jQ,,
нагрузкой иа конце '
+
удаленного приемника может составить 10 % от номинального
значения.
Алгебраическая разность между напряжением у источника
питания и напряжением в месте подключения потребителя к сети
называется потерей напряжения:
^U=Ui—Uit (6.31)
или в процентах к номинальному напряжению:
At/ % = t/1yr U*.. 100. (6.32)
Падением напряжения называется геометрическая разность
векторов напряжений переменного тока в начале и конце рас-
сматриваемого участка сети:
Vi - U2 = 1Z = 7 (R + /X). (6.33)
На рис. 6.6 представлена схема трехфазной линии с актив-
ным (R) и индуктивным (X) сопротивлениями. Нагрузка на
79
конце линии может быть задана током I и cos <р или мощностью
S = Р — jQ и носит активно-индуктивный характер. Напряже-
ние в начале линии 11ф1, в конце — иф2.
Рассмотрим векторную диаграмму, выполненную для одной
фазы (рис. 6.7). Вектор Оа == иф2 представляет напряжение
в конце линии. Ток I электроприемника отстает от напряжения Оф2
на угол <р2. Активное падение напряжения (вектор ab = IR =
== Д(7а) совпадает по направлению с вектором тока I. Реактивная
составляющая падения напряжения (вектор be = IX = Д(7Р)
направлена под углом 90° к вектору ab. Геометрическая разность
векторов Ос — Оа = ас соответствует полному падению напряже-
ния IZ == иф1 — иф2, численное значение которого определяется
как
IZ = К (IR)2 + (/X)2.
Проекция вектора ас на горизонтальную ось (отрезок ad =
— At/ф) называется продольной составляющей падения напря-
жения и представлена отрезком ad = af + fd, или
At/ф = IR cos ф3 + IX sin tp2>
Л„ _ PR.QX PR + QX
Ас/Ф- 1ГВ + 1ГВ = -17H"
(6.34)
Проекция вектора IZ на вертикальную ось (отрезок cd —
= St/ф) называется поперечной составляющей падения-напряже-
ния и определяется отрезком cd = eg — dg, или
5С7ф = IX cos ф3 — IR sin ф3, '
или Rr. РХ QR PX — QR
ф UH UB~ UB J
Напряжение в начале линии определяется отрезком
Ос = К (Оа + ad)2 + (cd)2,
ИЛИ
^Ф1 = /(^Ф1 + ^ф)2 + е4 .
Падение напряжения в линии определяется ^отрезком
ас = К (ad)2 + (de)2,
ИЛИ
(6.36)
fZ=/At72 + St/2. . (6.37)
Потеря напряжения является алгебраической разностью на-
пряжений (7ф1 и иф2 и на векторной диаграмме представлена
отрезком ае, получаемым при совмещении векторов Ос и Оа.
В сетях до 35 кВ включительно угол мал, так как вели-
чина его определяется емкостной проводимостью линии. Отрез-
ком de пренебрегают и принимают вместо действительной по-
тери напряжения ае продольную составляющую падения напря-
жения ad = А11ф. Ошибка в расчетах не превышает 0,3 %, что
не играет существенной роли.
80
Заменив в (6.34) значения сопротивлений через длину линии
I (км) и удельные сопротивления г0 и х0 (Ом/км), подставив зна-
чение тока I (А), мощностей Р (кВт) и Q (квар), определим по-
терю напряжения в процентах от номинального напряжения
UB (В).
Для двухпроводной линии однофазного переменного тока
АС/% 100 = ^//(г0 соз"ф+х0 sin ф), (6.38)
С/д с/д
ИЛИ
4 9.105/ 9.105
= —^(^о+Q%o)= 4~^^(Го + хо1йФ). (6.39)
ив
Для трехфазной линии переменного тока
АС/ % = —3~—° и (Го cos ф + х0 sin ф), (6.40)
ИЛИ
At/% =l^./(Pro+Qxo) = -^-P/(ro+xotg?). (6.41)
ин ив
При активной нагрузке cos <р = 1 и sin <р = 0 формулы (6.38),
(6.39), (6.40) и (6.41) принимают вид:
АС/% = 200/^е = 2-ipsp/ro.
^н
АС/ % = Y^ls. . ЮО = 105. (6.43)
t/н и2и
Для двухпроводной сети постоянного тока потеря напряже-
ния определяется по (6.42). Произведения Р1 или II называются
моментами нагрузок по мощности или току.
Пренебрегая индуктивным сопротивлением линии перемен-
ного тока (х0 = 0), потерю напряжения с достаточной точностью
можно определить по (6.38)—(6.41). Без учета индуктивного
сопротивления можно рассчитывать линии до 1000 В при усло-
вии, что сечения не превышают значений, указанных в табл. 6.5.
Потеря напряжения в 'линии с несколькими нагрузками оп-
ределяется как сумма потерь напряжений на отдельных участках
Таблица 6.5. Предельные сечения кабелей и проводов,
при которых х0 = 0
Исполнение сети cos ф, не меиее
0,95 0,9 0,85 0,8 0,75 0,7
Кабели и провода в трубах 95 50 50 35 25 25
Провода, проложенные открыто 35 25 16 10 10 10
81
„ т.п ~ < 7 «.₽„.• т „ 2 Рис. 6.8. Линия трехфаз
_______12 ’ ,2 ,2______ иого тока с двумя нагруз
• Т-— 1 ками /
• < ками
Uo Pof > Q01 Ut Pft i Q12 ^2
lot 1)2
p2>q2'’i£
сети (рис. 6.8): \U = Д(701 + + ••• Обозначим нагрузки на
отдельных участках сети через / (А), Р (кВт) и Q (квар), длины
участков через I (км).
Суммарная потеря напряжения в сети однофазного перемен-
ного тока
Д U % = S II (r0 cos <р + *о sin <р), (6.44)
ИЛИ
дс/ % = Уг 2 (Рг* + ^о)1 “ дт? 2 pl х
С7* U*
X (г0 + *о tg <р). (6.45)
Для сети трехфазного переменного тока с несколькими рас-
пределенными нагрузками потеря напряжения
Д U % = S И (r0 cos q> + х0 sin ф), (6.46)
с'н ’
или
Д£/% = -Й-Е^о+МйФ). (6.47)
Если заданы нагрузки в отдельных точках сети i, р, q и рас-
стояния от источника питания до точек подключения нагрузок,
то с помощью известных зависимостей 2 II = 2 iL или 2 Р1 =
= 2 pL и 2 = 2 <7£ преобразование указанных выше фор-
мул не представляет затруднений.
Величины допустимых потерь напряжения не. нормируются.
Однако, учитывая допустимые нормируемые отклонения напря-
жения от номинального у электроприемников й возможности
его регулирования на подстанциях, можно считать, что потеря
напряжения в силовых сетях до 1000 В не должна превышать
64-7 %, а в сетях 6—35 кВ — 64-8 % от номинального. В после-
аварийном режиме, до восстановления нормального питания, до-
пустимая потеря напряжения может быть принята большей на
44-5 %.
§ 6.6. Технико-экономический расчет сетей
При проектировании систем электроснабжения выбор опти-
мального варианта производится с учетом возможности удовле-
творения технических требований и подкрепляется экономиче-
скими показателями. На основе технико-экономических расчетов
82
(ТЭР) выбираются: схема электроснабжения, оптимальное на-
пряжение сети, вид канализации электроэнергии, силовые транс-
форматоры, средства компенсации реактивных нагрузок. Окон-
чательный выбор осуществляется путем сравнения нескольких
сопоставимых по техническим показателям вариантов.
Показателем экономичности варианта являются приведен-
ные затраты, которые при сроке строительства менее года и оди-
наковой надежности сравниваемых вариантов рассчитываются
по формуле
П = Енк + И, (6.48)
где Ен=0,15 — нормативный коэффициент эффективности для вновь соору-
жаемых электроустановок; К — единовременные капитальные вложения, опре-
деляемые сметной стоимостью проекта, руб/год; И — ежегодные издержки
производства, руб/год.
Сметная стоимость проекта принимается по прейскурантам
на электрооборудование и материалы или по укрупненным по-
казателям стоимости систем электроснабжения (УПС-ЭС).
Ежегодные издержки производства слагаются от отчислений
на амортизацию Иа, расходов на текущий ремонт и обслужива-
ние Иоб, стоимости потерь электроэнергии Сэ:
И = Иа + Иоб + Сэ. (6.49)
Отчисления на амортизацию и расходы на текущий ремонт
и обслуживание определяются в зависимости от отчислений от
капитальных вложений: Иа = ЕаК и Иоб = ЕобК, где Еа и Еоб —
отчисления от капитальных вложений на амортизацию и обслу-
живание.
Подставив в (6,49) значения Иа и ИОб и выполнив преобра-
зования, приведенные затраты вычисляем по формуле
П=ЕК + СЭ, (6.50)
где Е = Ен + Еа + Еод — коэффициент суммарных отчислений от капиталь-
ных вложений в системах электроснабжения, имеющий следующие значения:
ВЛ 35—150 кВ на металлических и железобетонных опо-
рах и кабельные линии до 10 кВ включительно, проло-
женные в помещениях и открыто по эстакадам и конструк-
циям •...............................................0,152
ВЛ до 20 кВ на металлических и железобетонных опорах,
токопроводы 6—10 кВ, кабельные линии 35 кВ, проло-
женные в помещениях, а также открыто по эстакадам и
конструкциям, и кабельные линии 110 кВ в земле и под
водой..................................................0,160
ВЛ 220 кВ и выше на железобетонных или металлических
опорах и кабельные линии 10 кВ в земле и под водой . . . 0,148
Кабельные линии 35 кВ в земле и под водой..............0,181
Силовое электротехническое оборудование, распределитель-
ные устройства и подстанции..........................0,193
Батареи статических конденсаторов......................0,203
Измерительные приборы и регулирующие устройства. . . 0,250
Стоимость потерь электроэнергии определяется по тарифам
для той энергосистемы, от которой предусматривается питание
83
предприятия. Минимальная стоимость киловатт-часа для эйерго-
систем с преобладанием гидравлических электростанций состав-
ляет 0,4—1 коп/(кВт-ч), для систем с преобладанием тепловых
электростанций 1—2 коп/(кВт-ч).
Стоимость потерь по двухставочному тарифу на электроэнер-
гию определяется по формуле
Св = (а/Тм + 0,01Р), (6.51)
где АРМ — наибольшие' потери активной мощности, кВт; а — основная ставка
тарифа за каждый киловатт максимума активной нагрузки в год, руб/год; 0 —
стоимость киловатт-часа, руб/(кВт ч); Тм — годовое число часов использования
максимума нагрузки; с0 — удельная стоимость потерь активной энергии,
руб/(кВт- ч).
Если варианты имеют различную надежность, то приведен-
ные затраты вычисляются с учетом народнохозяйственного
ущерба из-за возможных нарушений электроснабжения, и (6.50)
принимает вид:
П=ЕК + СЭ+У, (6.52)
где У — вероятный народнохозяйственный ущерб за год из-за перерывов в элек-
троснабжении, величина которого зависит от особенностей технологического
процесса и параметров системы электроснабжения, характеризующих его на-
дежность.
Величину ущерба можно определить по формуле
У = Уо' Рс. ^в>
где у0 — удельный ущерб от недоотпущенной электроэнергии в результате пере-
рывов в электроснабжении, руб/кВт-ч, величина которого определяется по
справочникам; Ро. р — среднегодовая нагрузка предприятия, кВт; X и tB —
определяют на основании данных о повреждаемости и времени восстановления
элементов сети (§ 5.5).
Наиболее экономичным считается вариант с минимальными
приведенными затратами. Окончательный выбор варианта про-
изводится с учетом качественных показателей. Из сравниваемых
вариантов лучшим по этим показателям считается тот, который
имеет:
большую надежность элементов системы электроснабжения;
более высокое номинальное напряжение сети о лучшим ка-
чеством;
меньшее число ступеней трансформации о меньшими потерями
энергии и напряжения;
меньшее количество оборудования, кабелей и материалов и
большую наглядность схемы;
большую приспособляемость к росту нагрузок предприятия
без существенной реконструкции действующей сети;
лучшие условия для индустриального монтажа и большие
удобства и безопасность в эксплуатации.
§ 6.7. Выбор сечений по экономической плотности тока
Увеличение сечения линии повышает капитальные затраты
на ее сооружение. С уменьшением сечения затраты снижаются,
но возрастает стоимость потерь электроэнергии, величина кото-
84
рой прямо пропорциональна потерям активной мощности и об-
ратно пропорциональна площади поперечного сечения провод-
ника.
По (6.50) можно определить приведенные затраты на соору-
жение линии с различными сечениями проводников. Минимум
этих затрат будет соответствовать сечению проводника, которое
называется экономическим. На его величину влияет ряд факто-
ров (стоимость строительной части линии в различных районах
СССР, стоимость потерь электроэнергии в зависимости от испол-
нения линии, экономия цветных металлов и др.), учесть которые
математически затруднительно.
На основе анализа всех факторов, влияющих на величину
экономического сечения, и технико-экономических расчетов ПУЭ
рекомендуют в практических расчетах экономическое сечение
определять в зависимости от экономической плотности тока /эк,
величина которой зависит от материала проводника, конструк-
тивного исполнения линий, приведенных затрат на их соору-
жение и продолжительности использования максимума на-
грузки.
Нормированные значения экономической плотности тока при-
ведены в табл. 6.6.
Экономическое сечение (мм2) определяется по формуле
Т'эК = ^м//эн» (6.53)
Экономическая плотность тока мощных токопроводов при
большой продолжительности использования максимума нагрузки
находится в пределах 0,5—0,7 А/мм2. Более точно экономическое
сечениё мощных токопроводов рассчитывается по минимуму при-
веденных затрат, величина которых зависит от параметров токо-
провода, конструктивного его исполнения, способа прокладки,
стоимости потерь электроэнергии и ряда других факторов.
Таблица 6.6. Экономическая плотность тока, А/мм?
Провода, кабели Продолжительность использования максимума нагрузки, ч/год
1000—3000 3000—5000 5000—8700
Голые провода и шины медные 2,5 2,1 1,8
То же, алюминиевые Кабели с бумажной и провода с рези- 1,3 1,1 1,0
новой и поливинилхлоридной изо- ляцией с медными жилами 3,0 2,5 2,0
То же, с алюминиевыми Кабели с резиновой и пластмассовой 1,6 1,4 1,2
изоляцией с медными жилами 3,5 3,1 2,7
То же, с алюминйевыми 1,9 1,7 1,6
85
При выполнении линии одним сечением о равномерно распре-
деленной по длине нагрузкой экономическая плотность тока
в начале сети увеличивается в К.у раз:
/I2L
<6Ы)
где /1( /2, 1п— нагрузки отдельных участков линии; /1( /2, ..., 1п— длины
участков; L — полная длина линии.
Экономическое сечение линии в этом случае
Гак = /м/(/эк^у)- (6-55)
При максимуме нагрузки, приходящейся на ночное время,'
ПУЭ рекомендуют увеличивать экономическую плотность тока
на 40 %.
Расчетная величина экономического сечения округляется до
ближайшего стандартного сечения (в большую или меньшую
сторону).
При экономическом сечении свыше 150 мм2 одну кабельную
линию целесообразно выполнять из двух и более кабелей мень-
ших сечений. Суммарное сечение всех кабелей должно соответ-
ствовать экономическому. Если к обеспечению • резервирования
питания потребителей второй категории надежности не предъяв-
ляют особых требований, то при сечениях кабеля 150 мм2 и ме-
нее прокладывают один кабель.
По экономической плотности тока не выбираются сечения ли-
ний напряжением до 1000 В при числе часов использования мак-
симума нагрузки до 4000—5000; осветительных сетей всех на-
значений; ответвлений к отдельным электроприемникам напря-
жением до 1000 В; сборных шин распределительных устройств
всех напряжений и сетей временных сооружений и сооружений
со сроком службы до 3—5 лет.
Пример 6.5. Определить по экономической плотности тока сечение двух-
цепной воздушной линии 35 кВ при питании предприятия первЬй категории
надежности с максимальной нагрузкой 14 000 кВ^А и временем ее использо-
вания 4200 ч. Предприятие сооружается в Центральной Сибири.
Решение. Определяем максимальный той нагрузки иа одну цепь линии:
!м = 14 000/(2 КЗ-35) = 116 А.
При Тм= 4200 ч по табл. 6.6 для проводов АС экономическая плотность
тока /эк = 1,1 А/мм2; тогда экономическое сечение
F8K= 116/1,1 = 105 мм2.
Полученное сечение округляем до стандартного АС-95
§ 6.8. Расчет силовых сетей до 1000 В
Для силовых сетей до 1000 В сечения проводов и кабелей
выбираются по нагреву длительным током. За расчетный ток
принимается максимальный ток участка питающей сети, вели-
86
I
чина которого определяется методами, изложенными в § 4.2.
Выбор сечений проводников распределительной сети к индиви-
дуальным электроприемникам производится по номинальному
их току. Сечения по нагреву берутся из таблиц длительных до-
пустимых токов в зависимости от исполнения сети (см. § 6.2).
Выбор защиты и проверка выбранных сечений по условиям
защиты выполняются в зависимости от необходимости защиты
сети только от коротких замыканий или от коротких замыка-
ний и перегрузок (см. § 6.4).
Питающие сети проверяются на потерю напряжения с уче-
том допустимой его потери 6—7 %. Индуктивное сопротивле-
ние линии учитывается согласно рекомендациям, изложенным
в § 6.5. Если расчетная потеря напряжения превышает допу-
стимую, сечение проводников питающей сети, выбранное по на-
греву, надо увеличить.
По экономической плотности тока сечения питающих сетей
выбираются только при годовом числе часов использования
максимума нагрузки более 5000 ч (см. § 6.7); причем выбран-
ное сечение проверяется на допустимую потерю напряжения.
Проверка сечения по нагреву, как правило, не производится.
Проверка на нагрев и допустимую потерю напряжения не-
обходима для послеаварийного режима работы питающей сети.
При этом не учитывается нагрузка тех электроприемников, ко-
торые по технологическим условиям производства допускают
перерыв в питании при аварии в сети электроснабжения. Как
правило, это приемники третьей категории надежности. В про-
тивном случае сечения питающих линий неоправданно завы-
шаются .
В послеаварийном режиме допускается работа сети с пере-
грузкой, если в нормальном режиме максимальная нагрузка
не превышает 80 % длительно допустимого тока по нагреву.
Перегрузка не должна превышать 130 % длительно допустимого
тока при продолжительности ее не более 6 ч в сутки и не более
5 суток подряд. Послеаварийная допустимая потеря напряжения
может быть увеличена до 10—12 %.
Пример 6.6. Произвести расчет сети, схема которой приведена иа
рис. 6.9. Участок сети питает группу асинхронных трехфазных короткозамкну-
тых двигателей и осветительную нагрузку мощностью 12 кВт. Напряжение
сети 380/220 В. Силовой пункт (СП) питается от щита подстанции (РЩ) по ка-
белю, проложенному в траншее, длиной 50 м. Остальная часть сети находится
в производственном помещении с нормальной средой. Проводка к электродви-
гателям Д/, Д2 и ДЗ выполнена изолированными проводами в трубах; к двига-
телю Д4 и к щитку освещения (ЩО) — кабелями, проложенными открыто по
стенам помещения.
Температура почвы не превышает +15 °C, температура воздуха в поме-
щениях, где установлены двигатели Д1, Д2 и ДЗ, составляет +30 °C, а дви-
гатель Д4 и осветительная сеть расположены в помещениях с температурой
+25°C. Защита на СП осуществляется предохранителями, а на щите подстан-
ции — автоматическими выключателями.
Параметры двигателей приведены в табл. 6.7. Пуск их — легкий, режим
работы исключает перегрузку сети.
87
Рис. 6.9. Однолинейная схема сети
Требуется рассчитать и выбрать защитную аппаратуру, сечения проводов
и кабелей.
Решение. Учитывая, что температура в производственном помещении +30 °C,
для расчета проводов к электродвигателям Д1, Д2 и ДЗ по приложению 10
принимаем поправочный коэффициент, равный 0,91.
1. Ответвление к двигателю Д1. Ток плавкой вставки определяем по наи-
большей величине из (6.23) и (6.24):
^р = ^н! = 4,9 А <3 /д. в = 6 А;
в > /пуок/« = (4,9.7)/2,5 = 13,7 А.
Исходя из второго условия принимаем плавкую вставку 15 А. Из условия
/д > (К37п. в)/Кн = (0,33-1,5)/0,91 = 5,4 А
по приложению 6 намечаем к прокладке три одножильных провода
АПВ-3 (1 Х2,5) с допустимой токовой нагрузкой 19 А.
2. Ответвление к двигателю Д2. Как и для двигателя Д1, плавкую вставку
выбираем также по двум условиям. Принимаем вставку на 20 А. Длительный
ток при 7П. в = 20 А составляет 7,2 А. По приложению 5 намечаем к прокладке
провод АПВ-3 (1X2,5).
3. Ответвление к двигателю ДЗ. Выбираем плавкую вставку и определяем
длительный ток в проводе так же, как и для двигателя Д1. Номинальный ток
вставки 7П. в = 60 А. Длительный ток провода равен 20,9 А. К прокладке
принимаем провод АПВ-3 (1X4) с 7Д=28 А.
Т а б л и ц а 6.7. Параметры электродвигателей
Двигатель Номинальная мощность, кВт Номинальный ток, А Кратность пускового тока 003 ф
Д1 2,2 4,9 7 0,83
Д2 3,0 6,5 7 0,84
ДЗ 10,0 19,7 7 0,87
Д4 30,0 57,3 7 0,88
88
4. Ответвление к двигателю Д4. Ток плавкой вставки определием по вто-
рому условию:
G. в= (57,3-7)/2,5 = 160 А.
Длительный ток нагрузки
К91д = 0,33-160 = 52,8 А.
Принимаем по приложению 5 для прокладки кабель марки АВВ-1-ЗХ25
с допустимым током 65 А.
5. Магистраль к двигателям Д1 и Д2. Расчетный ток магистрали прини-
маем равным сумме номинальных токов:
/hi+ Zhs = 4.9+6,5= 11,4 А.
Ток плавкой вставки определяем из двух условий:
/р= 11,4 А< /п.в = 15 А;
7пин _ ^и! + I пуска
2,5 2,5
£• ,U
Следовало бы принять плавкую вставку на 20 А, но исходя из условий
селективности принимаем вставку на 25 А.
Сечение провода для магистрали выбираем по двум длительным токам:
/р/Яп = 11,4/0,91 = 12,5 А;
KslylKn = (0,33-11,4)/0,91 = 9,1 А.
По наибольшему току 12,5 А принимаем провод АПВ-3 (1X2,5) с Iд = 19 А.
6. Магистраль к щитку освещения. Расчетный ток
/р= 12/(КЗ-0,38) = 18,2 А.
Принимаем плавкую вставку из условия /р <3 в = 20 А.
Длительно допустимый ток для кабеля АВРГ находим по приложению 5.
Принимаем к прокладке кабель АВРГ-ЗХ2.5+ 1X1,5.
7. Расчет питающего кабеля от РЩ до СП. Расчетный ток равен суммар-
ному номинальному току с учетом Ка = 0,8:
/р = (4,9 + 6,5 + 19,7 + 57,3 + 18,2)-0,8 = 85,3 А.
По расчетному току можно было бы выбрать автомат А3130 с номинальным
током расцепителя 120 А, но на СП установлен предохранитель на 160 А.
Поэтому для обеспечения селективности защиты принимаем автомат АЗ 130
о номинальным током расцепителя 200 А.
Длительно допустимый ток кабеля определяется из выражения
/длит = = 1-200 = 200 А,
что соответствует четырехжильному кабелю АВВ-ЗХ70+ 1X25 с /д = 210 А,
Проверяем выбранный кабель на потерю напряжения:
Д// = КЗ 11 (r0 cos <р + х0 sin Ф) = КЗ'106,6Х
Х0,05 [1000/(32-70)-0,9 + 0,06-0,44] = 3,95 В,
или
Д//% = Д/////в-100 = (3,95-100)/380 = 1,04,
что допустимо.
§ 6.9. Расчет сетей электроосвещения
Сети электроосвещения характеризуются большой разветвлен-
ностью и протяженностью. Основное требование ПУЭ к их расчету
заключается в выборе такого сечения проводников, при котором
.отклонения напряжения на источниках света находятся в допу-
89
стимых пределах; это требование обусловлено нормируемой осве-
щенностью и сроком службы ламп.
Правила пожарной безопасности регламентируют такое се-
чение сети, которое обеспечивает протекание тока, не превы-
шающего допустимой величины по нагреву. В соответствии
с этим расчет осветительных сетей производится по потере на-
пряжения и по условиям допустимого нагрева проводников.
Из двух сечений, согласно расчетам, принимается большее.
Допустимый уровень напряжения у наиболее удаленных
светильников должен быть не менее 97,5 % от номинального.
Снижение напряжения более 10 % от номинального не гаран-
тирует надежное зажигание и горение газоразрядных ламп.
Располагаемая потеря напряжения определяется о учетом
потери в трансформаторе;
ЛУд = Ух. х - ЛУ, - UB, (6.56)
где С7Х. х — напряжение холостого хода трансформатора, соответствующее но-
минальному напряжению на зажимах вторичной обмотки трансформатора по
ГОСТ 721—77 и равное 105 % от номинального напряжения лампы; А/7Т —
потеря напряжения в трансформаторе, %; Un —минимально допустимое напря-
жение лампы в процентах от номинального.
Считая, что (7х.х = 105 % UH, Ua = 97,5 % UH,
А/7Д % = 105 —At/T—97,5=7,5—А/7Т. (6.57)
Потеря напряжения во вторичной обмотке трансформатора
зависит от его загрузки и параметров, а также от коэффициента
мощности сети;
At7T = Р cos <р (па + ир tg ф), (6.58)
где Р = S/SH — коэффициент загрузки трансформатора с номинальной мощ-
ностью SH (кВ-A) и расчетной мощностью сети S (кВ-A); иа = 0,1 ^PK/SB —
активная составляющая напряжения КЗ, %; АРК — потери мощности в режиме
/~ t) 9
короткого замыкания, Вт; = у и* — и* — реактивная составляющая на*
пряжения КЗ, %; ик — напряжение КЗ, %; cos ф — коэффициент мощности
в сети вторичного напряжения и соответствующий ему tg ф.
Пример 6.7. Определить допустимую похерю напряжения у наиболее
удаленного светильника сети рабочего освещения при напряжении на лампе
97,5 % от номинального, если номинальная мощность трансформатора 400 кВ-А,
Р = 0,8, cos ф = 0,85.
Решение. По каталогу для трансформатора 400 кВ-А находим АРК = 5,5 кВт
и ик = 5,5 %, откуда
па = 5500/(400-10) = 1,37 %; «р = К5,53 — 1,37а = 4,25 %.
Потеря напряжения во вторичной обмотке трансформатора составляет
(6.58):
А//т = 0,8-0,85 (1,37+ 4,25-0,62) = 2,72 %.
Принимая /7Х. х = Ю5 %, имеем:
А/7д = 7,5 — 2,72 = 4,8 %.
В сетях напряжением 12—36 В допустимая потеря напряже-
ния принимается до 10 %.
90
Сети освещения обычно выполняются проводниками о оди-
наковым сечением, единичные мощности светильников и значе-
ния их коэффициента мощности одинаковы. Пренебрегая ин-
дуктивностью сети, на основании выводов § 6.5 потерю напряже-
ния для однофазной линии переменного тока определяем по
формуле
А., 07 2-105 2-Ю2 М
Л У % = —2-т Е PL = —J------р-. (6.59)
U&F Ufy F
Обозначим коэффициентом С величину, зависящую от ма-
териала проводника, номинального напряжения, рода тока и
системы сети. Приняв Д(7 = Д(7д и преобразуя (6.59), находим
необходимое сечение, мм2!
F = Ml (С Л. Up), (6.60)
где М — момент нагрузки данного участка сети, кВт-м; ДС7Д — допустимая
потеря напряжения (%), определяемая согласно (6.56), (6.57) и (6.58); С —
коэффициент, значение которого принимается по табл. 6.8.
Поскольку осветительная нагрузка равномерно распределена
по длине сети, сумму моментов нагрузки можно заменить сум-
марной нагрузкой, подключенной в середине линии!
£ pL = 0,5£ £ р.
По мере удаления от источника питания нагрузка в сети
уменьшается. Экономически целесообразно осветительную сеть
выполнять проводниками G убывающим сечением от источника
Таблица 6.8. Значения коэффициента С
Выражение коэффи- циента С Система сети и род тока Номиналь- ное напряжение сети, В Значение коэффи- циента С для
меди алюминия
Трехфазная с нулевым 380/220 72 44
проводом и без него (380) 220/127 24 14,7
(220)
105 Трехфазная без нулевого 36 0,648 0,396
провода 24 0,288 0,176
12 0,072 0,044
№ 2,25-105 Двухфазная с нулевым 380/220 32 19,5
проводом 220/127 10,7 6,5
2-105 Двухпроводная перемен- 220 12 7,4
кого или постоянного 127 4 2,46
тока 36 0,324 0,198
24 0,144 0,088
12 0,038 0,022
91
Таблица 6.9. Значения коэффициента а
Система сети Ответвление а
Трехфазная с нулевым прово- дом Однофазное 1,85
Двухфазное с нулевым прово- дом 1,39
Двухфазная с нулевым прово- дом Однофазное 1,33
Трехфазная без нулевого про- вода Двухпроводное 1,15
питания. Наименьший расход проводникового материала в раз-
ветвленной сети освещения (питающей и групповой) вычисляется
для каждого ее участка по величине приведенного момента, исходя
из располагаемой потери напряжения на участке;
F = (ЕЛ4+аЕт)/(СДС7д), (6.61)
где ® Е т — приведенный момент, кВт- м; £ М — сумма моментов дан-
ного и всех последующих по направлению тока участков с тем же числом про-
водов, что и иа данном участке, кВт-м; £ т — сумма моментов линий, питаемых
через данный участок, с иным числом проводов, чем на данном участке, кВт-м;
а — коэффициент приведения моментов, зависящий от числа проводов в основ-
ной линии и ответвлении (табл. 6.9).
При выборе сечений нулевых проводов осветительной сети
необходимо учитывать неравномерность загрузки по фазам пи-
тающей сети, возникающую при одновременном включении све-
тильников в групповой сети.
В трехфазных сетях с газоразрядными лампами даже при
равномерной загрузке фаз в нулевом проводе протекает уравни-
тельный ток; его появление связано с несинусоидальностью кри-
вой тока и высшими гармониками, причинами которых являются
нелинейность вольт-амперной характеристики люминесцентных
ламп и наличие в их цепи катушки индуктивности со сталью и
емкости.
Поэтому для осветительных сетей с лампами накаливания
сечение нулевого провода в питающей сети принимается рав-
ным половине фазного, а для питающих линий с газоразряд-
ными лампами — равным фазному. Для двухпроводных линий
сечения нулевого и фазного проводов должны быть одинаковы.
Пример 6.8. Определить сечение алюминиевых проводов осветительной
сети 380/220 В. Допустимая потеря напряжения 3,2%. Схема линии с нагруз-
ками приведена на рис. 6.10. Четырехпроводными выполнены питающая ли-
ния 1—2 длиной 150 м и распределительные линии 2—4 и 2—5 длиной по 40 м;
линия 2—3 длиной 20 м — двухпроводная.
92
Рис. 6.10. Схема освети-
тельной сети
20м 3
1111 |~П Рг1,5кВг
1 150 м
о--------
2 ЬОм 4
I I I I I I J Р2=5кВт
I I I I I I I Рз=5кВт
Решение. По табл. 6.9 для четырехпроводной сети 380/220 В коэффициент
С = 44, для двухпроводной сети С = 7,4. Для линии 2—3 коэффициента = 1,85
(табл. 6.9).
Определим моменты всех участков. Для линий 2—3, 2—4 и 2—5 заменим
равномерно распределенную по длине нагрузку сосредоточенной в середине
линии:
Л112 = (Pi + Р2 + Р8) /is = 11,5-150 = 1720 кВт-м;
ЛГаз — Р),Ъ1ъзР1 = 10-1,5 = 15 кВт-м;
М,4 — 5*20 = 100 кВт-м; /И25 = 5-20 = 100 кВт-м.
Для линии 1—2 сечение определяем по (6.61):
₽ (1720+ Ю0+ Ю0)+ 1,85-1Ч5 - 2
Pis = --------------44^2------------= 1'3,8 ММ *
Принимая стандартное сечение 16 мм2, находим по (6.60) потерю напря-
жения в линии 1—2:
&U1S = 1720/(44-16) = 2,34 %.
Для участков 2—3, 2—4 и 2—5 располагаемая потеря напряжения
Д//22 = ДС/м = Д//2В = Д//д — Д//13 = 3,2 — 2,34 = 0,86 %.
Сечения по участкам следующие:
Раз = 15/(7,6-0,86)= 2,25 мм2, принимаем 2,5 мм2;
F54 = FaB = 100/(44-0,86) = 2,52 мм2, принимаем 2,5 мм2.
§ 6.10. Расчет троллейных линий
Троллейные линии выполняются из профилированной стали.
Их сечение выбирается по нагреву длительным током нагрузки
и проверяется на потерю напряжения. Суммарная допустимая
потеря напряжения от источника питания до двигателя крана
не должна превышать 12%, распределяясь на потерю напря-
жения в питающей линии (&Ua.a = 4+5 %) и в главной трол-
лейной линии (Д(7Т.л = 6+7 %).
При выборе по нагреву расчетный ток принимается равным
току тридцатиминутной максимальной нагрузки
^80 = /Ч+<2з2о/(^н) ’ <6-62)
где Р30 = Рн^зо/Л — максимальная расчетная активная мощность; Q30 =
= Р30 tg ф — максимальная расчетная реактивная мощность; Рв, UB, 4 — соот-
93
Рис. 6.11. Коэффициент спроса для крано-
вых установок, работающих в режиме
/ — весьма тяжелом; 2 — тяжелом; 3 —- среднему
4 ,— легком; 5 — особо легком
ветственно номинальные мощ-
ность (кВт), напряжение (кВ)
и КПД крановых двигателей, %;
К30 — коэффициент спроса актив-
ной мощности, определяемый
по кривым рис. 6.11 в зависи-
мости от режима работы крана
и па, рассчитанного по (4.14).
Значение tg <р прини-
мается по коэффициенту
мощности, который для
кранов составляет cos <р =
= 0,45н-0,6.
Расчетная величина то-
ка 130 не должна превос-'
ходить допустимого значения для принятого профиля троллеев
(табл. 6.10).
Выбранное по нагреву сечение угловой стали проверяется
на потерю напряжения:
А(7%=т/, (6.63)
где т— удельная потеря напряжения (%/м), принимаемая в зависимости от
максимальной величины пикового тока по табл. 6.11; I—расстояние от точки
присоединения питающей линии до наиболее удаленного конца троллейной
линии, м.
Пиковый ток определяется из выражения
Лшк= Ло+ К/пв — /пв (6-64)
L 'ПВ
где /С — кратность пускового тока самого мощного двигателя с номинальным
током /пв! Е /пв — сумма номинальных токов всех двигателей в режиме ПВ.
Величина расчетного пикового тока не должна превышать
значений, указанных в табл. 6.12 для принятого размера трол-
леев (/пик /п.д).
Пример 6.9. Выбрать по потере напряжения троллеи из угловой стали
для питания кранов с расчетной пиковой нагрузкой /пик = 170 А. Наибольшая
длина троллейной линии от точки питания 60 м.
Решение. По табл. 6.11 для угловой стали 5OXJ5OX5 выбираем удельную
потерю напряжения т — 0,12 %/м при условии /пик — 170 А < /п. д = 177 А.
Тогда, согласно (6.66), А(7 = 0,12-60 = 7,2 %, что превышает допустимую
потерю напряжения.
Увеличив сечение троллеев до 75X75X8 и приняв т — 0,09, получаем:
Д(7 = 0,09-60 = 5,4 %.
При невозможности обеспечения допустимой потери напря-
жения, особенно при протяженных троллеях, предусматривается
подпитка троллейной линии с секционированием отдельных ее
участков.
Для подпитки используется кабель или провода в трубах,
присоединяемые к троллеям шлейфом в точках на расстоянии
между присоединениями (шаг подпитки), определяемом расчетом
(безындукционная подпитка).
94
Таблица 6.10. Допустимые значения токов троллеев
Нойер профиля Размер, мм Длительно допустимый переменный ток, А Номер профиля Размер, мм Длительно допустимый переменный ток, А
2,5 25Х 25Х 3 155 4 40X40X5 278
2,5 25X25X4 163 4,5 45Х 45х 5 312
3 30 X 30 X4 193 5 50Х 50Х 5 345
3,5 35X35X4 226 6 60X60X6 416
4 40Х 40X4 260 7.S 75X75X8 545
Таблица 6.11. Удельные потери напряжения
Максимальный пиковый ток (А) при размерах угловой стали, мм Удель- ная потеря напряже- ния, %/м Максимальный пиковый ток (А) при размерах угловой стали, мм Удельная потеря напряже- ния, %/м
БОХБОХ Х5 60X60X6 75Х7БХ8 50X50X5 60X60X6 75 X 75 X 8
95 111 140 0,07 214 • 259 334 0,14
ПО 130 168 0,08 232 280 362 0,15
125 150 194 0,09 250 300 390 0,16
140 171 222 0,10 277 334 427 0,17
158 193 250 0,11 304 368 472 0,18
177 215 278 0,12 331 402 520 0,19
195 237 306 0,13 358 436 562 0,20
Таблица 6.12. Параметры алюминиевой ленты для
из угловой стали 50X50X5
подпитки троллеев
Расстояние между фавами, мм Параметры троллеев Параметры ленты
в®» Ом /км потеря напряжения, В/А.км, прн соз ф размер, мм ®л» Ом/км отношение гл/*т
0,5 0,7
250 2,08 3,32 3,53 20X3 30X3 40X3 50X3 60X4 80X5 0,583 0,425 0,348 0,320 0,248 0,210 0,280 0,204 0,167 0,154 0,119 0,101
380 2,11 3,39 3,58 20X3 30X3 40X3 50X3 60X4 80X5 0,675 0,443 0,368 0,325 0,273 0,240 0,320 0,210 0,175 0,154 0,129 0,114
95
Индукционная подпитка выполняется алюминиевой лентой,
подключаемой к троллею с постоянным шагом, равным расстоя-
нию между конструкциями для крепления троллеев. При ин-
дукционной подпитке возникают дополнительные потери, вы-
званные взаимоиндукцией между троллеями и лентой. Однако
по капитальным затратам и технологии монтажа индукционная
подпитка имеет больше, преимуществ, а потому применяется
шире.
Расчет индукционной подпитки производится по допустимой
потере напряжения. Максимально допустимый ток в троллее
можно вычислить по формуле
П‘Т ]/~3tT (rT cos ф + хт sin ср)- 10-а А//т/т-10?’
где АС7д — допустимая потеря напряжения в троллейной линии, В; А/7Т—
то же, на 1 А-км (см. табл. 6.12); 1Т —длина троллейной линии от точки пита-
ния, м; гт и хт— активное и реактивное сопротивления троллеев, Ом/км.
Пиковый ток ленты /п. л определяется как разность пиковых
токов нагрузки 7ПИК и троллеев 1П. т!
Ль л = fПИК Ль т- (6.66)
На основании отношения пиковых токов троллеев и ленты
или отношения их сопротивлений 7П. т//п. л = Хп/г? выбирается
сечение ленты (см. табл. 6.12).
Полные сопротивления ленты гл и троллеев гт включают
в себя активные и реактивные составляющие, а также дополни-
тельные реактивные сопротивления, вызванные взаимоиндукцией.
Пример 6.10. Выбрать алюминиевую ленту для подпитки троллейной
линии напряжением U ~ 380 В, длиной от точки питания до конца линии
/т = НО м. Пиковый ток /Пик = 355 A; cos ф = 0,5. Допустимая потеря напря-
жения А/7д= 5,7%, или 21,7 В. Расстояние между фазами троллеев 380 мм.
Троллеи выполнены из угловой стали 50Х 50Х 5.
Решение. Допустимая потеря напряжения в троллейной линии (табл. 6.12)
А//т = 3,39 В/А-км.
Максимально допустимый ток в линии (6.65)
/п. т = 21,7/(3,39-110-10-3) = 59 А.
Ток в ленте 1
/п. л = Лшк — Ль т = 355 — 59 = 296 А,
Отношение
гл/гт = /п. Т/Ль л = 59/296 = 0,199.
По табл. 6.12 принимаем алюминиевую ленту размером 30X3, при которой
Z^Z? = 0,21.
§ 6.11. Расчет токопроводов
Выбор токопроводов 6—35 кВ производится исходя из тех-
нико-экономических показателей: надежности, стоимости, по-
терь мощности и напряжения, удобства монтажа и эксплуатации.
Сечения токопроводов выбираются по экономической плот-
ности тока (§ 6.7), по нагреву в нормальном и послеаварийном
96
режимах согласно условию (6.19), с проверкой на термическую
и динамическую устойчивость токам короткого замыкания.
Потери активной мощности в трехфазном токопроводе опре-
деляются по формуле
д₽т = (6-67)
где 1а, в, в — токи в фазах; Ra,b,b— активные сопротивления фаз.
При равномерной загрузке фаз и равных сопротивлениях
АРТ= 3/2М/?Т-Ю-3 [кВт], (6.68)
где /м — расчетный ток, A; £т — активное сопротивление токопровода (6.3)
с учетом коэффициента добавочных потерь.
Потери реактивной мощности при симметричной системе токо-
провода находят по формуле
AQT = 3/^оЛ1О-3 [квар], (6.69)
где х0 — удельное индуктивное сопротивление токопровода.
Потери активной и реактивной мощностей можно опреде-
лять по кривым зависимости потерь от тока нагрузки и кон-
струкции токопровода.
Фазная потеря напряжения определяется из (6.34):
АС7ф = Ли (Ят. фСО8ф+ Хт. ф81Пф), (6.70)
где £т. ф и Xi, ф — активное и индуктивное сопротивления каждой фазы
токопровода.
Фазное напряжение за токопроводом U2(Sf определяется ис-
ходя из фазного напряжения в начале токопровода (71ф:
£4ф = ^1ф — At/ф = ^Лф — (Rt, ф сО8 ф “Ь Xi, ф sin ф). (6.71)
В одиночных симметричных токопроводах Ri.$ и Хт, ф всех
фаз равны и линейное напряжение за токопроводом
и2л — и1л — J<3/M (Ri cos Ф + Xi sin ф). (6.72)
С достаточной степенью точности выражением (6.72) можно
пользоваться для расчета несимметричного токопровода, при-
нимая для Ri и Хт средние значения сопротивлений фаз.
В неработающем токопроводе под воздействием токов, про-
текающих в соседнем токопроводе, вследствие индуктивной связи
наводятся ЭДС, величины которых определяются током в рабо-
тающем токопроводе и значениями коэффициентов взаимоиндук-
ции между фазами рядом проходящего токопровода.
Величина наводимой ЭДС может достигать нескольких сотен
вольт; она вычисляется по формуле
£ = /7МХ<М>, (6.73)
где /м — расчетный ток в соседнем работающем токопроводе; Х<-а^ — сопро-
тивление взаимоиндукции.
4 Постников H. П., Рубащов Г. М.
97
Рис. 6.12. Падение напряжения в фазе
токопровода иа 1 А нагрузки и 1 м
длины
Пример 6.11. Определить по-
терю напряжения в симметричном
токопроводе длиной 1 км, с шинами
из двух алюминиевых швеллеров
размером 100Х 45Х 6 мм. Коэффициент
добавочных потерь Кя = 1,3, переда-
ваемая мощность 38,9 МВт при на-
пряжении 10 кВ и cos ф = 0,9.
Решение. Активное сопротивление
токопровода определяем по (6.1)
и (6.3). Согласно приложению 3 г0 =
= 0,026 Ом/км, тогда
= 1,3-0,026-1 = 0,034 Ом.
Индуктивное сопротивление определяем по (6.5) при х0 = 0,178 Ом/км
(прилож. 3); тогда
Хт = 0,178-1 = 0,178 Ом.
Расчетный ток
7р = 38 900/(/3-10,5) = 2500 А.
Потерю напряжения находим по (6.40):
At7 = /3-2500 (0,034-0,9+ 0,178-0,44) = 465 В.
При напряжении на шинах питающей подстанции 10,5 кВ напряжение
за токопроводом составит
10 500 — 465 = 10 035 В.
Для магистральных шинопроводов серии ШМА на напряжении
до 1000 В фазная потеря напряжения при cos <р = 0,8 на 100 м
длины шинопровода составляет 5,5—9,5 В, для распределитель-
ных шинопроводов серии ШРА — 12,5—14,6 В.
Падение фазного напряжения в магистральных шинопроводах
можно определить по кривым рис. 6.12.
§ 6.12. Метод расчета линий 6—35 кВ
Электрический расчет кабельной или воздушной линии пре-
дусматривает выбор сечения по экономической плотности тока
с последующей проверкой на нагрев длительным током нагрузки
и на потерю напряжения. Расчет производится без учета транс-
форматора в схеме замещения. Потери мощности в трансфор-
маторе на приемном конце учитываются в нагрузке потребителя.
Активные и реактивные проводимости линии и потери мощ-
ности в ней не учитываются, так как они малы и не влияют на
результаты расчетов. Расчетные нагрузки потребителей могут
быть заданы составляющими полной мощности Р и Q или ак-
98
О 1*01 2 км 1 7/2 Зкм 2
S01= 1800 -j 870 S,2= fOOd -j*80
Sf=800-j390 Si^lOOO-j^O
Рис. 6.13. Расчетная схема сети 10 кВ
тивной мощности Р и cos ф. Расчеты производятся на основе
положений, изложенных в § 6.1, 6.2, 6.5 и 6.7.
Рассмотрим на конкретном примере метод расчета сети 10 кВ,
питающей потребителей электроэнергии с числом часов исполь-
зования максимума нагрузки = 5500 ч. Расчетная схема
линии приведена на рис. 6.13. На участке Z01 линия выполнена
кабелем, на участке 102 — воздушная.
1. Определяем токи нагрузки на отдельных участках сети!
а) на участке О—1
. _ /poi + Qoi И'8002 + 8702 .
/ЗС7В /3-10
или
foi=- = - 18°°- -=116 А;
/3t7Hcos<p /3-10-0,9
б) на участке 1—2
+ Q12 /10002 + 480’ „. .
/12 = ---7=----= ------7=------ — 04 А.
/ зив / 3-10
2. Выбираем сечение по экономической плотности тока!
а) на участке О—1 для кабеля марки ААБ-10 по табл. 6.6
принимаем /вк — 1,2 А/мм2, тогда
Fm = /о1//вк= 116/1,2= 96,5 мм’.
Выбираем стандартное сечение 95 мм2. Намечаем к прокладке
кабель ААБ-10 = 3x95. По приложению 6, 1„ = 205 А > /01 =
=116 А.
б) на участке 1—2 для голого провода марки АС принимаем
по табл. 6.6 /вк = 1 А/мм2, тогда
Fgft = /12^/вК = 64/1 = 64 мм2.
Выбираем стандартное сечение 70 мм2. Принимаем к про-
кладке провод марки АС-70. По приложению 4, /д = 265 А >
> /12 = 60 А.
4*
99
3. Проверяем сеть на потерю напряжения!
а) на участке 0—1
ДС70 = Poi^oi + Qoi^ol 1800-0,66+ 870-0,16 в,
С7В 10
ИЛИ
At/0I = (Яо1 cos ф + Xol sin Ф) = КЗ' 116 (0,66-0,9 +
+ 0,16-0,44) = 133 В,
где
Я01 = 10OOZol/(?Fol) = (1000-2)/(32-95) = 0,66 Ом;
•Xoi = xo/oi = 0,08-2 = 0,16 Ом.
Потеря напряжения составляет:
At701 % = A^01/(^s)-100 = 13 300/10 000 = 1,33%;
б) на участке 1—2
_ -P12-R15 + Q13X13 _ 1000-1,32+ 480-1,2
ДС713----------------------------------------= 190 В,
где
Я12 = (1000/12)/(yF12) = 3000/(32-70) = 1,32 Ом,
= xolis = 0,4-3 = 1,2 Ом.
Потеря напряжения составляет
At/12 % = AC713/(Z7H)-100 = 19 000/10 000 = 1,9%.
Суммарная потеря напряжения Д(702 % — 1,33 + 1,9 = 3,23 %,
т. е. меньше допустимой потери напряжения.
§ 6.13. Метод расчета сетей с двусторонним питанием
Надежное электроснабжение нескольких ответственных по-
требителей может быть обеспечено по замкнутым сетям. В про-
стых замкнутых сетях питание к потребителю поступает с двух
сторон, в сложных замкнутых сетях — не менее чем с трех сто-
рон. Простая замкнутая сеть может быть либо кольцевой с одним
источником питания, либо сетью с двусторонним питанием
от двух источников.
На промышленных предприятиях сети о двусторонним пи-
танием (или кольцевые) работают при нормально разомкну-
том кольце, каждая половина которого представляет разом-
кнутую радиальную сеть.
При расчетах замкнутых сетей надо прежде всего опреде-
лить распределение нагрузки по отдельным их участкам. Рас-
смотрим линию с двусторонним питанием и тремя нагрузками,
подключенными в разных ее точках (рис. 6.14). Полные сопро-
тивления участков этой линии Zlt Z2, Zs и Z4; нагрузки Ilt Z2
и Is. Напряжения у источников питания А и В одинаковы- UA =
= UB.
Потерю напряжения от А до В представляем как
Мав = иА- ив= АС7Л1 + + А£/28 + At/sB = 0,
100
Рис. 6.14. Схема сети с двусторонним питанием
или, заменив потери напряжения через сопротивления и токи
на участках, можем записать!
IAZt + Z12Z2 + 7MZ3 + 7BZ4 = 0. (6.74)
Пользуясь первым законом Кирхгофа, определяем:
Ла= 7л — 71‘, 723 = 715 72; 7В = 72j 7g. (6.75)
Подставив в (6.74) значения токов на участках сети из (6.75),
находим ток из источника А:
7л = ( У1 я 7п^-п | / 2лв-
\ 1 11
Аналогично ток из источника Bi
?В = ( S А 7п^п | / 2лв.
\ 1 / /
(6.76)
(6.77)
Если по длине линии сечение и материал проводника не ме-
няются, то можно заменить сопротивления участков их длинами.
S В 7д7п 2 А
(6.78)
Из (6.78) следует, что нагрузка, потребляемая от одного
из источников питания, определяется как сумма моментов по-
требителей относительно другого источника, отнесенная к пол-
ной длине сети. Зная нагрузки, потребляемые от каждого источ-
ника, можно определить величины нагрузок на отдельных уча-
стках сети.
Примем для схемы на рис. 6.14 следующие значения токов
нагрузки потребителей: 1Х = 50 А; /2 = 60 А; /3 = 80 А. Длины
отдельных участков составляют: 1А = 300 м; 112 = 200 м; 1аз —
— 500 м; 1В = 400 м.
На основании (6.78) определим значения токов от источни-
ков А и В:
_ 50 (200 + 500 + 400) + 60 (500 + 400) + 80-400 _
‘А 300 + 200 + 500 + 400 1U1 А’
, _ 80 (500 + 200 + 300) + 60 (200 + 300) + 50-300 _ оп д
/в ~ 300 + 200 + 500 + 400 89 А*
101
Расчет верен, так как сумма токов потребителей (190 А) со-
ответствует сумме токов, потребляемых сетью от источников
А и В.
Значения токов на участках сети исходя из (6.75) следующие!
f13 = 101 — 50 = 51 А; 723 = 713 — 73 = 51 — 60 = — 9 А;
IB = !а — h — h — h = 101 — 50 — 60 — 80 = —89 А.
Токи 123 и 1В имеют отрицательные значения, что показы-
вает их обратное направление — от источника В в точку 2. По-
требитель, подключенный в точке 2, получает питание одновре-
менно от двух источников; такая точка называется точкой токо-
разд ела.
Выбор сечений проводников в сетях с двусторонним питанием
производится для двух режимов: нормального, когда питание
осуществляется одновременно от двух источников, и послеава-
рийного — при питании от одного источника.
Для нормального режима работы сети выбор сечений согласно
ПУЭ производится либо по экономической плотности тока и
нагреву, либо только по нагреву длительным током нагрузки,
исходя из нагрузки на отдельных участках сети при питании
от двух источников. Потери напряжения определяются раздельно
от каждого источника до точки токораздела.
В послеаварийном режиме происходит перераспределение на-
грузки на отдельных участках. Выбор сечений выполняется
только по нагреву длительным током нагрузки с учетом допу-
стимой перегрузки сети на 30 % и последующей проверкой на
потерю напряжения в послеаварийном режиме. Для данного
случая рассмотрим два послеаварийных режима: последователь-
ное отключение сначала источника А, затем источника В.
При отключении источника А нагрузка на отдельных участках
сети составляет:
/л = 0; Аг = 50 А; /23 = 110 А; 1В = 190 А,
а при отключении источника В
1А = 190 А; 712 = 140 А; 1г3 = 80 А; 1В = 0.
В результате трех раздельных расчетов для каждого из уча-
стков принимаем наибольшее сечение линии.
§ 6.14. Основы механического расчета проводов
воздушных линий электропередачи
Механический расчет проводов воздушных линий (ВЛ) пре-
дусматривает определение расчетных напряжений в проводе и
стрел провеса при различных климатических условиях. В резуль-
тате расчета находят габариты линии, а для отдельных про-
летов составляют монтажные таблицы, используемые при мон-
таже линий.
102
Пролетом, или длиной проле-
та, Zp (рис. 6.15) называется рас-
стояние между опорами ВЛ. Макси-
мальное расстояние между проводом
и горизонтальной прямой, соединя-
ющей точки крепления провода,
называется стрелой провеса f. Габа-
ритом линии (И) называется наи-
меньшее расстояние между проводом
и землей или до различных соору-
жений.
Нормируемый ПУЭ габарит от
нижних проводов линий 3—НО кВ
Рис. 6.15. Характеристика про-
лета воздушной линии
до поверхности земли составляет
7 м. Средние величины пролетов: 50—100 м — для линий 6—
10 кВ, 150^—200 м — для линий 35 кВ и 170—250 м — для
линий НО кВ.
На провод, висящий в пролете, в зависимости от климатиче-
ских условий действуют внешние нагрузки от собственной его
массы, массы гололеда и давления ветра. Расчетные климатиче-
ские условия принимаются в соответствии с приведенными в ПУЭ
нормативными скоростными напорами ветра (Н/м2) (или скоро-
стями ветра, м/с) и толщинами стенок гололеда (мм), определяе-
мыми согласно картам климатических районов СССР.
Внешние нагрузки, действующие на провод и выраженные
в килограммах, отнесенных к 1 м длины и 1 мм2 поперечного сече-
ния, называются приведенными нагрузками (Н/м3).
1. Нагрузка от собственной массы провода
Vi = Pi/F,
(6.79)
где Pf — масса 1 м провода, кг; F — площадь его поперечного сечения, мм2.
2. Нагрузка от массы гололеда
у2 = лЬ (d + b) D/F, (6.80)
где b — нормативная толщина стенки гололеда (мм), определяемая в соответ-
ствии с картой районирования территории СССР по гололеду; d — диаметр
провода, мм; D = 0,9Х 10-3 кг/м3 — плотность гололеда.
3. Нагрузка от массы провода при гололеде
% = Vi + %. (6.81)
4. Нагрузка от давления ветра на провод, свободный от го-
лоледа,
= 10_8> (682)
где QH = о2/16 — нормативный скоростной напор ветра (кгс/м2), определяемый
в соответствии с картой районирования территории СССР по скоростному напору
ветра; v — нормативная скорость ветра, м/с; а = 1-т-0,7 — коэффициент нерав-
номерности скоростного напора ветра по пролету, принимаемый в зависимости
от Qh‘> — аэродинамический коэффициент (коэффициент лобового сопротив-
103
ления), принимаемый: 1,1 —для проводов диаметром 20 мм и более, свободных
от гололеда; 1,2 —для проводов диаметром менее 20 мм и для всех проводов,
покрытых гололедом.
5. Нагрузка от давления ветра на провод при гололеде
у5 = аС^^+ 26). ю-з. (6.83)
6. Суммарная нагрузка от массы провода и давления ветра
на провод, свободный от гололеда, определяется как геометри-
ческая сумма вертикальных и горизонтальных составляющих
нагрузок:
Тб = / Yi + у1- (6.84)
7. Суммарная нагрузка от массы провода и давления ветра
на провод при гололеде _______________
Т7 = / т| + Тб- (6-85)
В практических расчетах используют табличные данные при-
веденных нагрузок, составленные для проводов различных марок
и сечений и различных климатических районов Советского
Союза.
Провод, висящий в пролете, можно рассматривать как рав-
номерно нагруженную по длине гибкую нить, подвешенную
в двух точках. Кривая провеса провода выражается уравнением
цепной линии, которое с учетом влияния внешних факторов
(изменение температуры окружающего воздуха, нагрузки от
ветра и гололеда) имеет вид:
Z2£v2 l^Ey2
= (6.86)
240* 24о*
где ом — максимально допускаемое напряжение материала провода (кгс/мм2)
при приведенной нагрузке ум (кгс/м-мм2) и температуре воздуха /м (°C); ах—
напряжение при расчетной температуре ix и расчетной нагрузке уж; Е — модуль
упругости материала провода, Н/мм®; а — температурный; коэффициент линей-
ного расширения, 1/°С.
Напряжение материала провода ах определяется с учетом
влияния различных внешних нагрузок и температуры окру-
жающего воздуха tx из (6.86).
Стрела провеса в середине пролета при соответствующем
расчетном режиме определяется по формуле
^=0pTj/(8oJ- (6-W
Максимальная стрела провеса может быть при наивысшей
температуре 4-40 °C или при гололеде без ветра и температуре
гололеда tr = —5 °C.
Если принять Zp = 0, то из (6.86) следует, что напряжение
в проводе меняется в зависимости от температуры окружаю-
104
щего воздуха; при Zp — оо оно определяется внешними нагруз-
ками. Цри постоянных внешней температуре и дополнительной
нагрузйе напряжение в проводе изменяется с изменением длины
пролета.
Таким образом, в пределах от нуля до бесконечности воз-
можен пролет такой длины, при котором максимальное напря-
жение в проводе наступает как при наинизшей температуре
—40 °C (из-за сжатия материала провода), так и при максималь-
ной внешней нагрузке от ветра и гололеда при температуре го-
лоледа —5 °C. Такой пролет называется критическим и опре-
деляется по формуле
^Р=290М|/'(6.88)
Сравнивая расчетный пролет с критическим, можно устано-
вить режим максимальных напряжений в материале про-
вода:
а) если Zp < 1кр, то максимальное напряжение наступает при
низшей температуре воздуха и отсутствии внешних нагрузок
(^ = —40 °C и ум = ух);
б) если /р > /кр, то максимальным напряжение становится
при наибольших внешних нагрузках (ZM =—5 °C и ум = у7).
Зная условие, при котором в материале провода наступает
максимальное напряжение, из (6.89) и (6.90) можно определить
напряжение и стрелу провеса при любых температурах и внеш-
них нагрузках.
Расчетные напряжения в материале провода определяются
для температур tx от -(-40 °C до —40 °C через каждые 10 °C. Тя-
жение в точке крепления провода можно определить как Т =
= ax-F, кгс.
Монтажные таблицы составляются для каждого расчетного
пролета с учетом отсутствия ветра и гололеда при монтаже линии
(Ух — Т1) по следующей форме:
Расчетная температура, °C Расчетное напряжение, кгс/мм* Расчетная стрела провеса, м Тяжеиие, кго
Результаты расчетов можно представить в виде монтажных
кривых зависимостей расчетных величин от температуры.
105
Глава седьмая
КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СИСТЕМАХ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
§7.1. Требования к параметрам качества электроэнергии
Обеспечение качества электроэнергии на зажимах электро-
приемников — одна из наиболее сложных задач, решаемых
в процессе проектирования и эксплуатации систем электроснаб-
жения. Появление в системах электроснабжения мощных вен-
тильных электроприводов, дуговых электропечей и других при-
емников с резкопеременной нагрузкой создало проблему их
электромагнитной совместимости с системой электроснабжения,
успешное решение которой обеспечивает рациональную работу
как таких приемников, так и приемников со спокойной нагруз-
кой, присоединенной к той же системе (освещение, электродви-
гатели и др.).
Показатели качества электроэнергии регламентируются тре-
бованиями ГОСТ 13109—67. Показателями качества электроэнер-
гии для трехфазных сетей переменного тока являются:
отклонение частоты; отклонение напряжения; размах колеба-
ний частоты; размах изменения напряжения; коэффициент не-
синусоидальности напряжения; коэффициенты несимметрии и
неуравновешенности напряжений.
Высокое качество электроэнергии по всем перечисленным
параметрам способствует увеличению выпуска продукции и об-
щей рентабельности производства.
Отклонения напряжения. Отклонением напряжения назы-
вается медленное его изменение, обусловленное изменениями ре-
жима напряжения центра питания (ЦП) и режимами нагрузки,
когда скорость изменения напряжения менее Ц-% в 1 с. Поддер-
жание напряжения в центрах питания имеет важное значение
для нормальной работы электроприемников. Отклонение на-
пряжения в ту или иную сторону от номинальных параметров
наносит значительный экономический ущерб.
При понижении напряжения возрастает скольжение и умень-
шается частота вращения асинхронных двигателей, являющихся
основными токоприемниками на промышленных предприятиях.
При этом возрастает потребляемый ток, двигатели перегреваются
и быстрее изнашивается изоляция. Вращающий момент асинхрон-
ного двигателя пропорционален квадрату напряжения, поэтому
при его понижении затрудняются пуск и самозапуск двигателей
под нагрузкой. В связи с этим установлены пределы отклонения
напряжения (±5 %) на зажимах двигателей. В отдельных слу-
106
чаях допускается длительная работа электродвигателей при
напряжении на 10 % выше номинального.
Понижение напряжения сказывается на работе печей сопро-
тивления и дуговых сталеплавильных печей. При резком сни-
жении напряжения работа последних может стать вообще не-
возможной.
Весьма чувствительны к изменению напряжения косинус-
ные конденсаторы. Реактивная мощность, выдаваемая ими, про-
порциональна квадрату подводимого напряжения. Таким обра-
зом, при понижении напряжения на 10 % мощность конденса-
тора снизится до 81 %. Повышение напряжения на 10 % уве-
личивает реактивную мощность конденсатора до 121 % и при-
водит к его перегрузке. Согласно ГОСТ для конденсаторов допу-
скается увеличение напряжения не более чем на 10 %.
Значительное влияние оказывают отклонения напряжения
на работу электросварочных установок, ухудшая качество сварки.
Для рационального ведения этого процесса отклонения напряже-
ния на сварочных установках должны быть в пределах ±5 %,
в отдельных случаях — 10 %.
Высокие требования к качеству напряжения предъявляют
осветительные установки. При отклонениях напряжения изме-
няется сила ламп накаливания и срок их службы. Сила света
изменяется при этом пропорционально третьей-четвертой сте-
пени изменения напряжения. Повышение напряжения на 10 %
сокращает срок службы ламп накаливания примерно в три раза.
ГОСТ 13109—67 допускает отклонения напряжения!
на зажимах электроосветительных приборов от —'2,5 до
+ 5 % ;
на зажимах электродвигателей, станций их управления—
от —5 до 4-10 %;
на зажимах остальных электроприемников ±5 %;
в послеаварийных режимах — дополнительное понижение на-
пряжения на 5 %.
Колебания напряжения. Колебаниями напряжения назы-
ваются быстро протекающие, кратковременные изменения напря-
жения. Колебания напряжения оцениваются размахом измене-
ния напряжения — разностью между следующими друг за дру-
гом экстремумами огибающей действующих значений напря-
жения и частотой изменений напряжения.
Допустимые размахи изменений напряжения 8V в зависи-
мости от частоты изменения напряжения (т/Т 1/с), нормируе-
мые ГОСТом, показаны на рис. 7.1. Как видно из рисунка, за-
висимость допустимых колебаний от частоты их повторения
носит нелинейный характер и имеет минимум, соответствую-
щий частотам с наибольшим раздражением, воспринимаемым
глазом человека.
Несинусоидальность формы кривой напряжения оценивается
по ГОСТу коэффициентом несинусоидальности kBC — отноше-
107
Рис. 7.1. Зависимость колебаний напряжения от частоты
их возникновения
нием действующего значения гармоник несинусоидального на-
пряжения к напряжению основной частоты:
/ со п
]/ S
-----7#-----100 « ---100 [%],
(7.1)
где Uv —действующее значение напряжения v-гармоники; п — номер последней
из учитываемых гармоник.
Высшие гармонические токи и напряжения обусловливают
дополнительные потери электроэнергии, приводят к нагреву
электрооборудования, увеличивают интенсивность старения изо-
ляции электрооборудования и кабелей, оказывают влияние на
коммутационные процессы вентильных преобразователей. Осо-
бенно неблагоприятно влияют эти гармоники на работу конден-
саторных батарей, вызывая дополнительные потери в них и даже
выход из строя конденсаторов.
Высшие гармонические могут приводить также к резонанс-
ным явлениям. В связи с этим ГОСТ 13109—67 нормирует форму
кривой напряжения у электроприемников, допуская действующее
значение всех высших гармоник не более 5 % от действующего
значения напряжения основной частоты. Источниками высших
гармоник в системах электроснабжения являются вентильные
преобразователи и дуговые электропечи (см. § 7.3).
Несимметрия характеризуется коэффициентом несимметрии
напряжения в2 — отношением напряжения обратной последова-
тельности основной частоты (определяемым разложением на сим-
108
метричные составляющие системы линейных напряжений) к но-
минальному линейному напряжению!
в» = ^.100 [%]
и коэффициентом неуравновешенности напряжений в0 — отно-
шением напряжений нулевой последовательности основной ча-
стоты к номинальному фазному напряжению:
в0 = 100 [% ].
Несимметрию напряжения создают однофазные нагрузки!
дуговые печи, сварочные установки, электровозы внутрикарьер-
ного транспорта и др. Несимметрия трехфазной системы отри-
цательно сказывается на работе основных электроприемников,
создает тормозные моменты двигателей, увеличивает их нагрев.
В связи с этим ГОСТ допускает длительную несимметрию на-
пряжений на зажимах симметричного трехфазного электропри-
емника не более 2 %.
Частота питающего напряжения. В СССР в соответствии
с ГОСТ 13109—67 на качество электроэнергии допускается от-
клонение частоты ±0,1 Гц, что часто вызывает затруднения
в энергосистемах. Поэтому стандарт допускает временную ра-
боту системы, а также работу отделившейся части системы, не
имеющей устройств автоматического регулирования частоты,
с отклонениями ±0,2 Гц. Данные нормы не распространяются
на послеаварийный период. В аварийных режимах при снижении
частоты до 47—48 Гц должна предусматриваться частотная раз-
грузка. Соблюдение нормированных значений частоты является
в основном обязанностью энергоснабжающей организации.
§ 7.2. Расчет отклонений напряжения
Обозначим отклонения или «добавки» напряжения через 6(7С,
и тогда (6.32) примет вид:
6t7c % = 100, (7.2)
С'н
где Uc и UB — фактическое и номинальное напряжения в данной точке сети, В.
Под «добавками» напряжения подразумеваются отклонения,
создаваемые силовыми трансформаторами, устройствами регу-
лирования. Добавки могут быть положительными и отрица-
тельными.
Если в сети установлены регулирующие устройства, то для
цепи одной ступени напряжения в рассматриваемый момент
времени отклонение напряжения
6t/ci = a 6t7f — S At7f, (7.3)
где S 6C7f — алгебраическая сумма «добавок» напряжения (В), т. е. сумма его
отклонений, создаваемая центром питания (ЦП) и устройствами регулирования;
Е At7j — сумма потерь напряжения цепи от ЦП до данной точки.
109
Напряжение на стороне обмотки низшего напряжения по-
нижающих трансформаторов (В или кВ) вычисляется по формуле
с/8 = (с/ах
__Ug \ Uj
100 / С70Т
(7.4)
где t/2I — напряжение холостого хода обмотки низшего напряжения; Ut —
напряжение на зажимах обмотки высшего напряжения; Uot — напряжение
выбранного ответвления; АС7Т — потеря напряжения в трансформаторе по (6.61).
Отклонение напряжения на стороне обмотки низшего на-
пряжения может быть определено по приближенной формуле
6t/2 « 6Ui + 6t7T — At/T, (7.5)
где 6t7j — отклонение напряжения на стороне обмоток высшего напряжения, %;
617 т — «добавка», создаваемая трансформатором, зависящая от выбранного
ответвления, %. Для распределительных (цеховых) трансформаторов 6t7T = 0,
5, 10 % при ответвлениях соответственно 5, 0, —5%.
Пример 7.1. Определить величину отклонения напряжения на стороне
обмотки низшего напряжения цехового трансформатора с ответвлением —5 %,
если отклонение напряжения на стороне обмотки высшего напряжения 6Ut =
= —5 %, 6t7T = 3 %.
Решение. По (7.5) имеем;
= —5+ Ю — 3 = 2 %.
Для цепи с двумя и более ступенями трансформации по ана-
логии с (7.3) можно написаты
1—т 1—п
6t/CT = S (6t/f)f - S (kt &U)b (7.6)
;=i
где 6t7CT — отклонение напряжения в точке С в момент времени t; 6Ut — «до-
бавка» напряжения в момент времени t; kt — отношение потери напряжения АС7;
иа данном участке цепи в рассматриваемый момент времени t к максимальному
ее значению АС/ на том же участке; т — число «добавок» i в рассматриваемой
цепи от ЦП до данной точки; п — число участков I в той же цепи.
Применительно к цепи, показанной на рис. 7.2, для режима
максимальных нагрузок kt = 1 формула (7.6) примет вид:
6UC= (6t7n+6t7f)-(At7B+ At7T+ At/н), (7.7)
где Un — отклонение напряжения на шинах ЦП, %; 6U,
ваемая трансформатором, %; At7B, АС7Т,
su„
ЦП
'т —‘«добавка», созда-
АС7Н — потери напряжения соответ-
ственно в сети высшего напряже-
ния, трансформаторе, в сети низ-
шего напряжения, %.
На рис. 7.2 приведен гра-
фик отклонения напряжения
в сети, иллюстрирующий все
члены уравнения (7.7) для
Рис. 7.2. График распределения
напряжения вдоль питающей ли-
нии
некоторых конкретных значений 8Ua, &UB, ^.UT, SU?, MJB. При
регулировании напряжения расчет потери напряжения (%) произ-
водят по (6.40)—(6.45).
§ 7.3. Качество электроэнергии в сети
с ударными нагрузками
Основными электроприемниками с ударными нагрузками яв-
ляются: двигатели прокатных станов, питающиеся через вентиль-
ные преобразователи, дуговые печи, мощные сварочные уста-
новки; двигатели ряда технологических механизмов. Единичные
мощности подобных установок имеют тенденцию к росту и в на-
стоящее время достигают: двигателей прокатных станов — 20 МВт
и более, вентильных преобразователей — 2x10 МВт; наибольшая
единичная емкость современных электропечных установок со-
ставляет 200 т.
Толчки активной мощности при работе синхронных двига-
телей прокатных станов доходят до 280 %, а пусковые токи —
до семикратных. Указанные электроприемники потребляют зна-
чительную реактивную мощность, что снижает коэффициент
мощности до 0,35—0,45 при работе обжимных станов и до 0,65—
0,85 при работе листопрокатных станов.
Вентильные преобразователи создают толчки реактивной мощ-
ности, которые, например, на станах холодной прокатки дости-
гают 100 Мвар и более при скорости нарастания 2000 Мвар/с.
Быстрые изменения реактивной мощности в сетях с ударной
нагрузкой создают в них колебания напряжения. Коммутаци-
онные КЗ преобразователей вызывают искажения формы кри-
вой напряжения в питающей сети и вследствие этого — появле-
ние высших гармоник. \
Как показывает практика, в сетях специального назначения,
питающих дуговые печи и тиристорный электропривод^ нормы
ГОСТа на качество электроэнергии, как правило, не соблюдаются.
Однако в сетях общего назначения, связанных с сетями с удар-
ной нагрузкой, должны выдерживаться нормы ГОСТа, ибо при
невыполнении данного требования может быть нанесен значи-
тельный народнохозяйственный ущерб.
Колебания напряжения из-за толчков активной и реактивной
нагрузок могут быть ориентировочно рассчитаны по формуле
би = (АРг + AQx)/t72, (7.8)
где АР и AQ — изменения (набросы) активной и реактивной мощности, МВт
и Мвар; т и х — активное и реактивное сопротивления на фазу, Ом; U — линей-
ное напряжение, кВ.
Формула (7.8) может быть преобразована к виду:
6U = (ДР -L-+ Aq) ISK , (7.9)
где SK — мощность КЗ (МВ-А) в точке сети, в которой проверяются колебания
напряжения; г — полное сопротивление, Ом.
111
Рис. 7.3. Схема питания дуговой стале-
плавильной печи и общецеховой на-
грузки от общих шин
Рис. 7.4. Схема для стабилизации на-
пряжения с использованием сдвоен-
ного реактора
Учитывая, что активные сопротивления элементов системы
электроснабжения существенно меньше, чем реактивные сопро-
тивления (за исключением кабельных линий), формулу (7.9)
можно существенно упростить:
6t7=±AQ/SK. (7.10)
Таким образом, как следует из (7.10), величина колебаний
напряжения определяется толчком реактивной мощности и мощ-
ностью КЗ сети. Для ограничения колебаний напряжения при-
емники с ударной нагрузкой надо подключать к сети с наибольшей
мощностью КЗ.
При совместном питании дуговой сталеплавильной печи и об-
щецеховой нагрузки (рис. 7.3) колебания напряжения на шинах
6—35 кВ понизительного трансформатора могут быть с достаточ-
ной для практики точностью определены по формуле
6t7 = )Лз А 7 (г cos ф + х sin ф), (7.11)
где А/ — бросок тока дуговой печи, А; т и х — активное и реактивное сопро-
тивления (Ом) на участке между источником питания и ршнами 6—35 кВ.
Пренебрегая активным сопротивлением и принимая <р = 90°,
имеем:
6U % = ^3^Zx-100. (7.12)
Принимая за расчетный размах тока 100 % /н, получим:
AZ = 7Н = ST/(j<3t7H) « ST/(j<3t7);
тогда (7.12), с учетом х - U2/SR, примет более простой вид:
SU% = ф-100. (7.13)
Как видим, формула (7.13), определяющая колебания напря-
жения при работе дуговой печи, аналогична (7.10) и показы-
112
вает, что эти колебания обусловливаются в основном мощ-
ностью КЗ.
При совместной работе нескольких дуговых печей необхо-
димо вводить коэффициент k, учитывающий возрастание коле-
баний напряжения при совместной их работе, так как склады-
вать величины 6[7 арифметически нельзя из-за несовпадения
толчков во времени. Для печей одинаковой емкости k =
В сетях с вентильными преобразователями колебания напря-
жения могут быть вычислены непосредственно по (7.10). Для
таких преобразователей, питающих электроприводы, характерен
широкий диапазон изменения напряжения и тока. В связи с этим
набросы реактивной мощности AQ определяются режимом ра-
боты преобразователя, т. е. кратностью тока 7d/7dH, потребляе-
мого преобразователем, и его коэффициентом регулирования по
напряжению еЛ = Ud/Ed0 (где Id3— номинальный выпрямлен-
ный ток; ил — выпрямленное напряжение преобразователя; Еао —
ЭДС преобразователя в режиме холостого хода).
Поскольку регулирование активной мощности, передаваемой
в нагрузку, в вентильном преобразователе осуществляется пу-
тем изменения реактивной мощности, а полная мощность преоб-
разователя остается приблизительно постоянной и /равной но-
минальной мощности (PdH = Ed0Id3), максимальное значение
потребляемой реактивной мощности при токе, равном номи-
нальному IdB, для преобразователей с симметричным управле-
нием может стать равным Pd3. С учетом этого максимальные
колебания напряжения на шинах понизительного трансформатора
с достаточной для практики точностью можно определить так:
6t7M% = PdsId/SK, (7.14)
При изменении выпрямленного напряжения преобразователя
в диапазоне от —еа до ed будет изменяться сдвиг первой гармо-
нической сетевого тока по отношению к напряжению питающей
сети, что характеризуется коэффициентом сдвига
*0 = (7-15)
где Pd — активная мощность, потребляемая преобразователем из сети при дан-
ном значении коэффициента регулирования ed; Q — реактивная мощность,
потребляемая преобразователем при том же значении ed.
На основании (7.10) и (7.15) можно оценить необходимую
мощность КЗ сети при допустимых колебаниях напряжения 1,5 %
(ГОСТ 13109—67). Одной из особенностей влияния на сеть вен-
тильного преобразователя является генерирование им в сеть
высших гармонических, в связи с чем несинусоидальность формы
кривой напряжения может стать ограничением при выборе мощ-
ности питающей сети.
В соответствии с ГОСТ 13109—67 действующие значения всех
высших гармоник не должны превышать 5 % от действующего
113
значения основной гармоники. Расчетные величины гармоник
тока преобразователей с достаточной точностью можно вычис-
лять без учета угла коммутации по формуле
lvp = Sp/(j<3t7v)s (7.16)
где /vp — расчетная нагрузка преобразователя, приведенная к напряжению
сети, A; U — линейное напряжение сети, кВ; v — номер гармоники.
Для ограничения колебаний напряжения в системах элек-
троснабжения с резкопеременными нагрузками осуществляют
следующие технические решения:
выделение на отдельные линии или трансформаторы элек-
троприемников, резко реагирующих на колебания напря-
жения;
присоединение ударных и «спокойных» нагрузок к разным
плечам сдвоенного реактора (рис. 7.4); при использовании этой
схемы необходимо проводить проверку на допустимую потерю
напряжения на приемниках, подсоединенных к ветви реактора,
питающей ударную нагрузку;
применение на ГПП трансформаторов с расщепленной об-
моткой с подключением ударных и «спокойных» нагрузок к рас-
щепленным обмоткам.
Перечисленные мероприятия не требуют специального обо-
рудования, однако в ряде случаев они могут оказаться неэф-
фективными, и тогда применяют указанные ниже устрой-
ства.
1. Специальные синхронные компенсаторы (СК). Их преиму-
ществом является возможность кратковременной перегрузки по
реактивной мощности. Наиболее эффективны СК с тиристорным
возбуждением, работающим в режиме «слежения» за реактивным
током.
2. Синхронные двигатели с автоматической форсировкой воз-
буждения. Для ограничения колебаний напряжения может быть
использована резервная мощность синхронцых двигателей со
«спокойной» нагрузкой. Быстродействующей тиристорное воз-
буждение на упомянутых двигателях при значительном диапазоне
регулирования делает подобное решение приемлемым для ком-
пенсации толчков реактивной мощности.
3. Статические источники реактивной мощности (ИРМ). Их
схемы приведены в § 8.2. Быстродействующие ИРМ являются
весьма эффективным средством снижения колебаний напряжения
в питающей сети. Необходимо отметить, что форма кривой тока,
потребляемая ИРМ, несинусоидальна, в связи с чем требуются
мероприятия по подавлению высших гармоник.
4. Двухобмоточные сдвоенные реактивы. «Спокойные» (7) и
ударные (2) нагрузки (рис. 7.4, 7.5) питаются от разных плеч
реактора. Сопротивление каждого плеча обмотки управляемого
114
Рис. 7.5. Схема для стабилиза-
ции напряжения с использова-
нием сдвоенного реактора
Рис. 7.5. Схема подключения конденсатор-
ных батарей для демпфирования колебаний
напряжения на шинах, питающих дуговые
сталеплавильные печи
реактора равно х + х3, где х — сопротивление взаимной индук-
ции; х3 — индуктивное сопротивление рассеяния. Управляемый
реактор имеет обмотку подмагничивания, питающуюся от ис-
точника постоянного тока.
Стабилизация напряжения на зажимах спокойной нагрузки
может быть обеспечена путем настройки индуктивного сопро-
тивления управляемого реактора по отношению к внутреннему
сопротивлению сети.
5. Управляемые конденсаторные батареи. Они служат важным
техническим средством ограничения колебаний напряжения при
работе ударных электроприемников и являются разновидностью
ИРМ. На рис. 7.6 приведена применяемая за рубежом схема под-
ключения подобных батарей, обеспечивающая демпфирование
колебаний напряжения при работе дуговых (стотонных) электро-
печей. Электропечные трансформаторы 1 и 2 имеют мощность
60 МВ-А. К шинам 20 кВ подключена постоянно включенная ба-
тарея 40 Мвар и переменная ее часть, включенная через проме-
жуточный трансформатор 3 с обмоткой низшего напряжения
1 кВ.
На стороне обмотки низшего напряжения включены батареи
конденсаторов 6 и 7 через тиристорные ключи 4 и 5, осуществляю-
щие подключение батарей, регулирующих переменную составляю-
щую реактивной мощности и устраняющих колебания напряжения
в сети.
115
§ 7.4. Устройства для регулирования напряжения в сетях
промышленных предприятий
Для выбора средств регулирования напряжения и их раз-
мещения в системе электроснабжения необходимо выявить уровни
напряжения в различных ее точках с учетом мощностей, пере-
даваемых по ее отдельным участкам, технических параметров
этих участков, сечения линий, мощностей трансформаторов, ти-
пов реакторов и т. д. При определении средств регулирования
исходят не только из технических, но и из экономических кри-
териев.
Основными техническими средствами регулирования напря-
жения в системах электроснабжения промышленных предприя-
тий являются:
силовые трансформаторы с устройствами регулирования под
нагрузкой (РПН);
вольтодобавочные трансформаторы с регулированием под на-
грузкой;
конденсаторные батареи продольного и поперечного включения;
синхронные двигатели с автоматическим регулированием тока
возбуждения;
статические источники реактивной мощности (см. § 8.2);
генераторы местных электростанций, имеющихся на боль-
шинстве крупных промышленных предприятий.
На рис. 7.7 показана схема централизованного регулирова-
ния напряжения в распределительной сети промышленного пред-
приятия; оно осуществляется трансформатором с устройством
для автоматического регулирования напряжения под нагрузкой.
Трансформатор установлен на главной понизительной подстан-
ции (ГПП) предприятия. Трансформаторы, имеющие устройства
РПН, комплектуются блоками для автоматического регулирова-
ния напряжения под нагрузкой (АРН).
Централизованное регулирование напряжения в ряде слу-
чаев оказывается недостаточным. Поэтому для электроприем-
ников, чувствительных к отклонениям напряжения, в распреде-
лительной сети устанавливают вольтодобавочные трансформа-
торы или индивидуальные стабилизаторы напряжения. Цеховые
трансформаторы распределительных сетей, трансформаторы Т1—
ТЗ (см. рис. 7.7), как правило, не имеют устройств для регу-
лирования напряжения под нагрузкой и оснащаются устрой-
ствами регулирования без возбуждения типа ПБВ, позволяющими
переключать ответвления силового трансформатора при отклю-
чении его от сети. Указанные устройства используются обычно
для сезонного регулирования напряжения.
Важным элементом, улучшающим режим напряжения в сети
промышленного предприятия, являются устройства компенсации
реактивной мощности — конденсаторные батареи поперечного и
продольного включения.
116
Установка последовательно включенных конденсаторов
(УПК) дает возможность снизить индуктивное сопротивление
и потерю напряжения в линии. Для УПК отношение емкостного
сопротивления конденсаторов хк к индуктивному сопротивлению
линии хл называется процентом компенсации:
С = (хк/хл)-Ю0 [%]. (7.17)
Устройства УПК осуществляют параметрическое, зависимое
от величины и фазы тока нагрузки, регулирование напряжения
в сети. На практике прибегают лишь к частичной компенсации
реактивного сопротивления (С < 100 %) линии. Полная компен-
сация при резком изменении нагрузки и в аварийных режимах
может вызвать перенапряжения. В связи с этим при значитель-
ных величинах С устройства УПК должны быть оснащены ком-
мутаторами, шунтирующими часть батарей.
Для систем электроснабжения разрабатываются УПК с шун-
тировкой части секций батареи тиристорными ключами, что рас-
ширит область применения УПК в системах электроснабжения
промышленных предприятий.
Конденсаторы, подключаемые параллельно сети, генерируют
реактивную мощность и одновременно напряжение, так как
уменьшают потери в сети. Реактивная мощность, генерируемой
подобными батареями — устройствами поперечной компенсации,
QK = U2-2nfC. Таким образом, реактивная мощность, отдавае-
мая батареей поперечно включенных конденсаторов, в значи-
тельной мере зависит от величины напряжения на ее зажимах.
При выборе мощности конденсаторов исходят из необходи-
мости обеспечения соответствующего нормам отклонения напря-
жения при расчетной величине активной нагрузки, что опреде-
ляется разностью потерь линии до и после включения конден-
саторов:
At7 = At/j — At72 = +g^c). > (7Л8)
U
где Pt, Qt, Р2, Qs — передаваемые по линии активные и реактивные мощности
до и после установки конденсаторов; гс> *с — сопротивления сети.
Учитывая неизменность передаваемой по линии активной
мощности (Pi = Р2), из (7.18) имеем:
6t/peP=(QA)/^ (7-19)
Как следует из (7.19), регулирующий эффект от подключе-
ния параллельно сети конденсаторной батареи пропорционален
хс, т. е. повышение напряжения у потребителя в конце линии
больше, чем в ее начале.
Основным средством регулирования напряжения в распредели-
тельных сетях промышленных предприятий являются трансфор-
маторы с регулированием под нагрузкой. Регулировочные от-
ветвления таких трансформаторов располагаются на обмотке
высшего напряжения.
117
Рис. 7.7. Схема централизованного
регулирования напряжения в рас-
пределительной сети промышлен-
ного предприятия
VS9
1
Рис. 7.9. Статический переключа-
тель отпаек с токоограничивающим
резистором
БАУ
Рис. 7.8. Переключающие уст-
ройства силовых трансформато-
ров
а — переключатель типа РНТ; Р —-
реактор, РО — регулировочная
часть обмотки; ПК — подвижные
контакты переключателя; б — пе-
реключатель типа РНТА; ТС —
токоограничивающее сопротивле-
ние; ПГР переключатель грубой
регулировки; ПТР — переключа-
тель тонкой регулировки
Переключатель размещают обычно в общем баке с магнито-
проводом и приводят в действие электродвигателем. Приводной
механизм оснащен конечными выключателями, размыкающими
электрическую цепь питания двигателя при достижении переклю-
чателем крайнего положения.
На рис. 7.8, а представлена схема многоступенчатого пере-
ключателя типа РНТ-9, имеющего восемь позиций и глубину
регулирования ±10 %. Переход между ступенями осуществляется
посредством шунтирования смежных ступеней на реактор.
Отечественная промышленность выпускает также переклю-
чатели серии РНТА с активным токоограничивающим сопротив-
лением, имеющие более мелкие ступени регулирования — по
1,5 %. Показанный на рис. 7.8, б переключатель РНТА имеет
семь ступеней тонкой регулировки (ПТР) и ступень грубой ре-
гулировки (ПГР).
В настоящее время электротехнической промышленностью
осваиваются статические переключатели отпаек силовых транс-
форматоров, позволяющие производить быстродействующее ре-
гулирование напряжения в сетях промышленных предприятий.
На рис. 7.9 представлена одна из осваиваемых электротех-
нической промышленностью систем переключения отпаек сило-
вого трансформатора — переключатель «через резистор». На ри-
сунке показана регулировочная зона трансформатора, имеющая
восемь отпаек, соединенных с выходным его зажимом посредством
биполярных групп VS1—VS8. Кроме этих групп, имеется бипо-
лярная тиристорная переключающая (VS/7) группа, соединенная
последовательно с токоограничивающим резистором R.
Принцип работы переключателя состоит в следующем: при
переходе с отпайки на отпайку во избежание короткого замыка-
ния секции или разрыва цепи полностью гасится выходящая
из работы биполярная группа путем перевода тока на отпайку
с резистором, а затем ток переводится на необходимую отпайку.
Например, при переходе с отпайки VS5 на VS4 происходит сле-
дующий цикл: включается VS; ток КЗ секции ограничивается
токоограничивающим резистором R; гасятся тиристоры VS3;
включается VS4; отключаются тиристоры KS. Аналогично
выполняются другие коммутации. Биполярные тиристорные
группы VS10 и VS11 производят реверсирование регулировочной
зоны. Переключатель имеет усиленный блок тиристоров VS9,
осуществляющий нулевую позицию регулятора.
Особенностью работы переключателя является наличие блока
автоматического управления (Б А У), выдающего команды управ-
ления на VS9 в интервале включения трансформатора на холо-
стой ход. БАУ работает в течение некоторого времени, необходи-
мого для того, чтобы источники, питающие тиристорные группы
VS1—VS11 и VS, вышли на режим, поскольку источником
питания системы управления переключателя служит сам транс-
форматор.
119
Глава восьмая
КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
§8.1. Реактивная мощность. Коэффициент мощности.
Мощность компенсирующих устройств
Электроприемникн промышленных предприятий требуют для
своей работы как активной (Р), так и реактивной (Q) мощности.
Реактивная мощность вырабатывается, как и активная, синхрон-
ными генераторами и передается по системе электроснабжения
к потребителям. Величина активной мощности, отдаваемой в сеть
источником тока, определяется известным соотношением:
Р = ГЗ U1 cos <р = J<3 S cos <р. (8.1)
Угол между векторами тока и напряжения определяет степень
использования мощности источника тока. Величина полной мощ-
ности связана с величинами активной и реактивной мощностей
соотношением:
S2 = Рг + Q2. (8.2)
Снижая потребление приемниками реактивной мощности,
можно уменьшать установленную мощность генератора, трансфор-
маторную мощность подстанций, увеличивать пропускную спо-
собность системы электроснабжения, не увеличивая сечения ка-
белей, проводов и других токоведущих частей.
Учитывая, что потребляемый ток обратно пропорционален
cos <р, потери мощности в сети ДР = (//созф)2-г обратно про-
порциональны cos2 ф.
Основными электроприемниками реактивной мощности на про-
мышленных предприятиях являются асинхронные двигатели —
на их долю приходится 65—70 % потребляемой реактивной мощ-
ности, 20—25 % приходится на трансформаторы и около 10 % —
на воздушные линии, линии электропередачи и другие приемники
(люминесцентные лампы, индукционные печи* реакторы).
Компенсация реактивной мощности имеет большое народно-
хозяйственное значение. Так, увеличение коэффициента мощности
на 0,01 в масштабах страны дает возможность дополнительно вы-
работать до 500 млн-кВт-ч электроэнергии в год.
На рис. 8.1 приведена диаграмма, иллюстрирующая работу
компенсирующего устройства. При снижении потребления реак-
тивной мощности Q до Q—QK величина угла фх уменьшается до фа,
что приводит к увеличению коэффициента мощности при постоян-
ной величине передаваемой активной мощности.
В каждый момент времени коэффициент мощности промышлен-
ного предприятия определяется соотношением:
cos <рг = Рг/5г = PJ-/Pj + Q], (8.3)
где Pf, Sf, Qt— активная, полная, реактивная мощности в момент времени fj.
120
На начальной стадии проек-
тирования определяются наи-
большие суммарные активные
и реактивные нагрузки пред-
приятия Рм и Qm (при естествен-
ном коэффициенте мощности).
Наибольшая суммарная ре-
активная нагрузка предприя-
тия, принимаемая для опреде-
ления мощности компенсиру-
ющих устройств (КУ),
Qmi = k- QM, (8.4)
где k — коэффициент, учитывающий
несовпадение по времени наибольших
активной нагрузки энергосистемы и
реактивной мощности предприятия.
Рис. 8.1. Диаграмма работы компен-
сирующего устройства
Значения коэффициента k принимаются в зависимости от от-
расли промышленности:
нефтеперерабатывающая, текстильная....................0,95
черная и цветная металлургия, бумажная, стройматериалы 0,9
угольная, газовая, машиностроительная, металлообраба-
тывающая ...........................................0,85
торфообрабатывающая и деревообрабатывающая...........0,8
прочие................................................0,75
Значение наибольших суммарных реактивной QM1 и активной
Рм нагрузок сообщаются в энергосистему для определения зна-
чения экономически оптимальной реактивной (входной) мощности,
которая может быть передана предприятию в режимах наиболь-
шей и наименьшей активных нагрузок энергосистемы, соответ-
ственно Q31 и Q32. По входной реактивной мощности Q31 опреде-
ляется суммарная мощность КУ предприятия, а в соответствии
с Сэ2 — регулируемая часть.
Суммарная мощность компенсирующих устройств QK1 опреде-
ляется необходимым балансом реактивной мощности на границе
электрического раздела предприятия и энергосистемы в период ее
наибольшей активной нагрузки:
Qki = Qmi — Qei» . (8-5)
§ 8.2. Способы и средства компенсации
реактивной мощности
При проектировании промышленного предприятия и его экс-
плуатации рассматриваются и внедряются мероприятия, не тре-
бующие специальных компенсирующих устройств; эти мероприя-
тия целесообразны практически всегда. К ним относятся:
упорядочение технологического процесса для повышения ко-
эффициента мощности;
121
использование синхронных двигателей во всех случаях, когда
это рационально и возможно;
правильный выбор мощности трансформаторов и двигателей
с их оптимальной нагрузкой;
применение устройств, ограничивающих холостой ход прием-
ников — асинхронных двигателей, трансформаторов;
замена и временное отключение малозагруженных трансфор-
маторов и т. д.
Электрические сети предприятия по функциональным призна-
кам работы электроустановок и средствам компенсации реактив-
ной мощности условно подразделяются на сети общего назначения
и сети со специфическими (нелинейными, несимметричными и рез-
копеременными) нагрузками.
Технические средства, компенсирующие реактивную мощность
в сетях общего назначения, приведены ниже.
1. Конденсаторные батареи. Основным средством компенсации
реактивной мощности на промышленных предприятиях являются
конденсаторные батареи, включаемые параллельно сети, — ба-
тареи поперечного включения. К достоинствам таких батарей
относятся простота, невысокая стоимость, малые удельные потери
активной мощности, к недостаткам — пожароопасность, наличие
остаточного заряда.
2. Синхронные двигатели (СД). Такие двигатели, широко ис-
пользуемые на промышленных предприятиях, способны отдавать
реактивную мощность в сеть на месте потребления при полезной
нагрузке на валу, допускают форсировку возбуждения и имеют
широкие пределы регулирования реактивной мощности.
В системах электроснабжения промышленных предприятий
целесообразно также совместное использование конденсаторов
и синхронных двигателей. При этом конденсаторы компенсируют
базисную часть суточного графика реактивной мощности, а дви-
гатели снижают главным образом пики графика.
3. Реактивная мощность, генерируемая воздушными и кабель-
ными линиями. Она должна учитываться при- выборе средств
компенсации. Эта мощность пропорциональна ‘ длине линии и
квадрату напряжения.
Мощность, генерируемая упомянутыми линиями, может быть
определена по средним значениям, приведенным в справочниках.
К техническим средствам компенсации реактивной мощности
(КРМ) в сетях со специфическими нагрузками кроме вышепере-
численных следует отнести фильтрокомпенсирующие устройства
(ФКУ), симметрирующие (СУ) и фильтросимметрирующие устрой-
ства (ФСУ), устройства динамической и статической компенсации
реактивной мощности с быстродействующими системами управле-
ния (СТК) и специальные быстродействующие синхронные ком-
пенсаторы (ССК).
В частности, на рис. 8.2 представлена схема источника реак-
тивной мощности, который устанавливается в сетях с резкопере-
122
менными нагрузками (дуговые печи, приводы прокатных станов
и т. д.).
В этой схеме в качестве регулируемой индуктивности исполь-
зуется индуктивность 1 и нерегулируемая емкость 2. Регулирова-
ние индуктивности осуществляется биполярно включенными ти-
ристорными группами 3. Недостаток схемы состоит в появлении
высших гармонических, которые могут возникнуть при глубоком
регулировании. Подробнее эти вопросы будут рассмотрены в § 8.4.
§ 8.3. Компенсация реактивной мощности в электрических
сетях общего назначения
Определение мощности батарей конденсаторов в сетях до 1000 В.
Суммарная расчетная мощность батарей конденсаторов напря-
жением до 1000 В (НБК) определяется двумя последовательными
расчетными этапами:
выбор экономически оптимального числа трансформаторов
цеховых трансформаторных подстанций (ПС);
определение дополнительной мощности НБК в целях опти-
мального снижения потерь в трансформаторах и в сети 6—10 кВ
предприятия, питающей эти трансформаторы.
Суммарная расчетная мощность НБК
Qh. К = Qh. К <1)4" Qh. к (2>, (8.6)
где QBt к (1) и (?н. к (2) — суммарные мощности батарей, определенные на двух
указанных этапах расчета.
Суммарная (QH. к) мощность НБК распределяется между
отдельными трансформаторами пропорционально их реактивным
нагрузкам.
123
О 0,2 Ofi 0,6 OJB V/м О 0,2 «4 0,6 OJB
Рис. 8.3. Зоны для определения дополнительного
числа трансформаторов
а — ет = 0,74-0.8; б - ₽т = 0,94-1
1. Для каждой технологически концентрированной группы
цеховых трансформаторов одинаковой мощности минимальное их
число, необходимое для питания наибольшей активной нагрузки,
определяется по формуле
Nt mln= Рм. т/(Рт^т) ДЛ1, (8.7)
где Рм. т — наибольшая суммарная расчетная активная нагрузка данной груп-
пы трансформаторов; 0Т —коэффициент загрузки трансформаторов; ST — при-
нятая номинальная мощность одного трансформатора; Д2У — добавка до бли-
жайшего большего Целого числа.
Экономически оптимальное число трансформаторов опреде-
ляется по формуле
Nt. э = N-г т> (8.8)
где т — дополнительное число трансформаторов, определяемое в зависимости
от AfT шт и Д# по рис. 8.3. ;
При трех и менее трансформаторах их мощность выбирается
исходя из наибольшей активной нагрузки согласно условию:
St>₽m. т/(Рт-М. (8.9)
По выбранному количеству трансформаторов определяют наи-
большую реактивную мощность, которую целесообразно передать
через трансформаторы в сеть напряжением до 1000 В:
QT = /(^т.эРт5т)3-П.т- (8- Ю)
Суммарная мощность НБК для данной группы трансформа-
торов (по первому этапу расчета)
Qh. к (1) = Qm. т — Qt > (8.11)
где QM. т — суммарная (наибольшая) расчетная реактивная нагрузка.
124
Рис. 8.4. Кривые определения коэффициента у для радиальной схемы питания
трансформатора напряжением 6 (а) и 10 (б) кВ
Рис. 8.5. Кривые определения коэффициента у для магистральной схемы пита-
ния трансформатора при напряжении сети 6 (а) и 10 (б) кВ
Если окажется, что QH. к и) <2 0, то по первому этапу рас-
четная установка НБК не требуется и Qh.k (i) = 0.
2. Дополнительная суммарная мощность НБК для данной
группы трансформаторов Qh.k(2> определяется по формуле
Qh. к (2> = Qm. т — Qh. к (1> — У^т. э^т, (8.12)
где у — расчетный коэффициент, определяемый в зависимости от показателей
и k2 и схемы питания цеховой ПС: для радиальной схемы — по рис. 8.4; для
магистральной с двумя трансформаторами — по рис. 8.5; для магистральной
с тремя и более у = ^/30; для двухступенчатой схемы питания трансформаторов
от РП-6 — 10 кВ, на которых отсутствуют источники реактивной мощности
(ИРМ), у = ^/60.
Значение рекомендуется принимать по табл. 8.1, значение
&2 — по табл. 8.2. Если окажется, что Qa. к (2) < 0. то для
данной группы трансформаторов Qh.k(2) = 0.
Распределение мощности батарей конденсаторов в цеховой
сети напряжением до 1000 В. Для каждой цеховой трансформатор-
125
Таблица 8.1. Значения удельного коэффициента потерь kt
Объединенная Энергосистема Коли- чество рабочих смен Коэффи- циент fet Объединенная энергосистема Коли- чество рабочих смен Коэффи- циент
Центра, Севере- 1 24 Сибири 1 15
Запада, Юга 2 12 2 15
3 11 3 15
Урала 1 22 Средней Азии 1 19
2 14 2 19
3 11 3 16
Северного Кавка- 1 14 Дальнего Восто- 1 9
за, Закавказья 2 13 ка 2 9
3 12 3 9
Т а б л и ц а 8.2. Значения коэффициента к2
Мощность трансформа- тора, кВ.А Коэффициент k, при длине питающей линии, ки
До 0,5 ОТ 0,5 До 1,0 от 1,0 До 1,5 от 1,5 До 2,0 евнше 2,0
400 2 4 7 10 17
630 2 7 10 15 27
1000 2 7 10 15 27
1600 3 10 17 23 40
2500 5 16 26 36 50
ной ПС ранее найденная мощность НБК распределяется в ее
сети исходя из соображений дополнительного снижения приве-
денных затрат, с учетом технических возможностей подключения
отдельных батарей.
Рекомендуется полученную величину мощности НБК округ-
лять до ближайшей стандартной мощности комплектных конден-
саторных устройств (ККУ).
Если распределительная сеть выполнена только кабельными
линиями, ККУ любой мощности рекомендуется присоединять
непосредственно к шинам цеховой ПС. При питании от одного
трансформатора двух и более магистральных шинопроводов к каж-
дому из них присоединяется только по одной НБК. Общая рас-
четная мощность батарей QH.K распределяется между шино-
проводами пропорционально их суммарной реактивной на-
грузке.
На одиночном магистральном шинопроводе следует преду-
смотреть установку не более двух близких по мощности ККУ
суммарной мощностью
Q.H. к = Qh. к (1) 4“ Qh. к (2)» (8.13)
126
Рнс. 8.6. Схема подключения НБК к магистральным
шинопроводам
Если основные реактивные нагрузки шинопровода присоедине-
ны во второй его половине,следует устанавливать толь'коодну НБК.
Точка ее подключения определяется условием \
QhQh. ц/2 Qh+1> 'ч (8-14)
где Qh и Qh+i — наибольшая реактивная нагрузка шинопровода передчузлом h
и после него соответственно (рис. 8.6, а).
При присоединении к шинопроводу двух НБК (рис. 8.6, б)
точки их подключения находят из следующих условий:
точка подключения дальней НБК
Qf > Qh. к (2) Qf+1’ (8.15)
точка подключения ближней НБК
Qh — Qh. к (2) Qh. к (1)/2 Qh+i — Qh. к (2)- (8.16)
Определение реактивной мощности, генерируемой синхронными
двигателями. Каждый установленный синхронный двигатель
является источником реактивной мощности (ИРМ), минимальная
величина которой определяется формулой
Qcfl = -РсДномРсД tg Фном, (8.17)
где бедном— номинальная активная мощность; Рсд — коэффициент загрузки
по активной мощности; Фном — номинальный коэффициент реактивной мощности.
При необходимости выполнения КРМ на напряжении 6 или
10 кВ следует рассматривать возможность получения дополни-
тельной реактивной мощности от СД, если их 0СД < 1.
При этом, если номинальная активная мощность СД равна
или больше указанной в табл. 8.3, экономически целесообразно
использовать полностью располагаемую реактивную мощность
синхронного двигателя, определенную по формуле
<2сдв = “м5сдноМ = “м ]ЛрсдН0М + QcthoM - (8-18)
где ам — коэффициент допустимой перегрузки синхронного двигателя, завися-
щий от его загрузки по номинальной мощности (определяется по номограмме
рис. 8.7).
127
Таблица 8.3. Значения активной мощности СД
Объединенная Энергосистема Коли- чество рабо- чих смен Номинальная активная мощность СД, кВт, при частоте вращения, об/мин
3000 1000 750 600 500 375 300 250
Центра .Севере- 1 1000 1000 1600 1 600 1 600 2000 2000 2500
Запада, Юга 2 2500 5000 6300 5 000 6 300 —
3 2500 5000 6300 5 000 6 300 — — —
Средней Волги 1 1250 1600 2000 2 000 2 000 2500 2500 3200
2 2000 2500 3200 3 200 4 000 —
3 2500 5000 6300 5 000 6 300
Урала 1 1000 1000 1600 1 600 1 600 2000 2000 2500
2 2000 2500 3200 3 200 4 000
3 2500 5000 6300 6 300 — — — —
Северного Кав- 1 2000 2500 3200 3 200 4 000 6300 6300 —
каза, Закав- 2 2000 3200 4000 4 000 4 000 6300 6300
казья 3 2500 5000 6300 5 000 6 300 — — —
Сибири 1 2000 2500 3200 3 200 4 000 — — —
2 2000 2500 3200 3 200 4 000
3 2000 2500 3200 3 200 4 000 — — —
Средней Азии 1 1250 1600 2000 2 000 2 000 2500 2500 3200
2 1250 1600 2000 2 000 2 000 2500 2500 3200
3 1600 2000 2500 2 500 3 200 3200 4000 —
Дальнего Во- 1 5000 6300 8000 10 000 10 000 __ — —
стока 2 5000 6300 8000 10 000 10 000
3 5000 6300 8000 10 000 10 000 — — —
Для синхронных двигателей номинальной активной мощностью
менее указанной в табл. 8.3 принимаем ССДэ = фСд.
Определение мощности батарей конденсаторов в сетях напря-
жением свыше 1000 В (ВБК) и корректирующие балансовые рас-
четы. Для каждой цеховой ПС определяется нескомпенсированная
реактивная нагрузка на стороне 6 или 10 кВ каждого транс-
форматора
Qt. наг = Qm. т Qh.k. ф “Ь ^Qt » (8-19)
где QMT — наибольшая расчетная реактивная нагрузка трансформатора;
Qhk. ф — фактически принятая мощность НБК; AQT — суммарные реактивные
потери в трансформаторе при его коэффициенте загрузки 0Т (табл. 8.4).
Для каждого распределительного пункта (РП) или ПС опре-
деляется его нескомпенсированная реактивная нагрузка Qpn
как сумма реактивных мощностей питающихся от него цеховых
ПС и других потребителей.
Суммарная расчетная реактивная мощность ВБК для всего пред-
приятия определяется из условия баланса реактивной мощности:
Qb. к = S Qprij Qbi> (8.20)
1=1
126
Рис. 8.7. Номограмма определения располагаемой реактивной мощности син-
хронных двигателей при UH0M = 1 и номинальном токе возбуждения
где <?рп; — расчетная реактивная нагрузка иа шинах 6 или 10 кВ i-го распре-
делительного пункта; п — количество РП (или ПС) на предприятии; (?Bi — вход-
ная реактивная мощность, заданная энергосистемой на шинах 6 или 10 кВ.
Если окажется, что мощность QB. к < 0, следует принять ее
равной нулю и по согласованию с энергосистемой, выдавшей
технические условия на присоединение потребителей, установить
новое значение входной мощности.
Суммарная реактивная мощность ВБ К распределяется между
отдельными РП или ПС пропорционально их нескомпенсированной
реактивной нагрузке на шинах 6 или 10 кВ и округляется до
ближайшей стандартной мощности ККУ. К каждой секции РП
рекомендуется подключать ККУ одинаковой мощности, но не
менее 1000 квар. При меньшей мощности батареи ее следует уста-
навливать на питающей ПС, если она принадлежит промышлен-
ному предприятию.
Таблица 8.4. Суммарные реактивные потери в трансформаторе, квар
Номинальная мощность транс- форматора, кВ* А Загрузка трансформатора
0.S 0,6 0,7 0,8 0.9 1.0
400 13 15 18 20 23 26
630 20 23 28 33 39 45
1000 28 34 41 49 58 69
1600 41 5Ь 62 75 90 107
2500 62 79 99 121 146 175
5 Поативков Н. П., Рубашов F. М.
129
Пример 8.1. Определить суммарную мощность НБК Для формовочного
цеха. Исходные данные: наибольшая расчетная суммарная активная мощность
Рм_ т = 26,5 МВт; расчетная реактивная мощность группы одинаковых транс-
форматоров QM_T = 21,31 Мвар; напряжение питающей сети С7Ном = Ю кВ;
цех работает в две смены и расположен в центральной части СССР.
Предварительные условия:с учетом удельной плотности нагрузки цеха еди-
ничная мощность трансформаторов ST = 2500 кВ-А; коэффициент загрузки
трансформаторов (электроприемники второй категории) рт = 0,9; цеховые
трансформаторы питаются по радиальной схеме.
Решение. 1. Определяем минимальное количество цеховых трансформаторов
(первый этап расчетов);
Мт min = -Рм. т/(Мт) + ДМ = 26,5 (0,9-2,5) + 0,2 = 12.
Оптимальное количество трансформаторов рассчитаем по рис. 8.3:
Мт. в = Мт min + т — 12 + 1 = 13.
2. Определяем наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно
передать через все 13 трансформаторов при расчетной суммарной активной
мощности Рм. т = 26,5 МВт:
QT = /(Мт. э₽т$т)2 - р2м. т = У (13-0,9-2,5)2 —26,52 = 12,31 Мвар.
3. Мощность НБК по первому этапу расчета
Qh. к <i) Qm. т — Qt = 21,31 — 12,31 = 9,0 Мвар.
4. Определяем дополнительную мощность НБК по условию потерь (по вто-
рому этапу расчета). Согласно рис. 8.4 у = 0,32 (при = 12, й2 = 22), тогда
Qh. к (2) Qm. т — Qh. к (1)— ?Мт. Э5Т= 21,21 —9,0 — 0,32-13-2,5= 2,0 Мвар.
5. Суммарная мощность НБК цеха
Qh. к = Qh. к (1) "Ь Qh. к <25 = 9,0 + 2,0 = 11,0 Мвар.
6. Суммарная мощность НБК распределяется пропорционально их реак-
тивным нагрузкам (табл. 8.5).
7. Учитывая, что на каждой секции КТП предусмотрены по три магистраль-
ных шинопровода, принимаем по три комплекта ККУ.
Пример 8.2. Определить место присоединения конденсаторных устано-
вок к магистральному шинопроводу.
Таблица 8.5. Распределение суммарной мощности НБК
Трансфор- матор Расчетная нагрузка Qm.t> кваР Расчетная МОЩНОСТЬ Сц.к» квар Принятая мощность Ои.к.ф, аваР Разбивка мощности НБК по трем магистралям» i квар
1Т 1750 905 900 300+300+300
2Т 1750 905 900 300+300+300
ЗТ 1750 905 900 ЗОО+ЗЪО+ЗОО
4Т 1530 789 800 300+300+200
5Т 1600 825 800 300+300+200
6Т 1550 800 800 300+300+200
7Т 1930 995 1000 400+300+300
8Т 1700 877 900 300+300+300
9Т 1780 918 900 300+300+300
ЮТ 1550 800 800 300+300+200
НТ 1320 681 700 300+200+200
12Т 1750 905 900 300+300+300
13Т 1750 905 700 300+200+200
130
Qhk(3)
Рис. 8.8. Схема подключения реактивной нагрузки
к шинопроводам
ЮкВ РП
1-2,5 н.м
Рис. 8.9. Схема внешнего электроснабжения цеха
к8А
Рмт’800 к8т
Qmt РООиВор
^г-1
Ф
Рис. 8.10. Схема электроснабжения компрессорной
станций
Исходные данные: к шинопроводам ШМА-1600 реактивная нагрузка при-
соединена, как показано на рис. 8.8; реактивные нагрузки пролетов шинопро-
водов Qh даны в киловольт-амперах реактивных; расчетная суммарная реактив-
ная нагрузка трансформатора (?м. т = 1550 квар; суммарная мощность кон-
денсаторов (?н. к = 800 квар (300 + 300 + 200); на каждом шинопроводе преду-
смотрена установка одной ККУ.
Решение. 1. Определяем место присоединения ККУ к шинопроводу Ш1-1
согласно условию
Qh Qh. к/2 Q&+X’
ККУ подключается к узлу 3.
2. Аналогично определяются точки присоединения QB_ к (2> и (?н. к (8).
Пример 8.3. Определить мощность ККУ и оптимальную мощность транс-
форматора для однотрансформаторной КТП.
Исходные данные: работа цеха А односменная; предприятие расположено
в центральной части СССР; схема электроснабжения и расчетные данные приве-
дены на рис. 8.9.
Решение. 1. Определяем мощность трансформатора:
S„ > Рм. т/₽т-ЛГ = 800/1.1 = 800 кВ.А.
5*
131
Принимаем трансформатор мощностью и
ST = 1000 кВ-А.
2. Находим реактивную мощность, которую можно передать через выбран-
ный трансформатор
QT = /(! 1-I)2 — 0,82 = 0,6 Мвар.
3. Мощность НБК по первому этапу расчета
Qh. к (1) Qm. т — Qt = 500 — 600 = —100 квар.
Отрицательное значение мощности означает, что установка конденсаторов
не требуется и следует к (j) принять равной нулю.
4. Определяем дополнительную мощность НБК по условию снижения по-
терь: значение принимаем по табл. 8.1 (kr = 24); значение k2 находим по
табл. 8.2 (k2 = 27); согласно рис. 8.4 у = 0,61; тогда (?н. к (2) = Qm. т т
— Qh. к (1) — э^т = 500 — 0 — 0,61 1 1000 = —НО квар, т. е. для дан-
ного цеха установка НБК вообще не требуется.
Пример 8.4. Определить дополнительную мощность СД, которую можно
использовать как источник реактивной мощности на шинах 10 кВ РП.
Исходные данные: к шинам РП 10 кВ компрессорной станции присоединены
две группы СД разной мощности (рис. 8.10) со следующими техническими дан-
ными:
I группа II группа
Активная мощность Род» кВт.......... 3200 1600
Реактивная мощность QcflHoM> квар. . 1600 800
Частота вращения п, об/мин.............. 3000 750
Коэффициент загрузки.................... 0,85 0,7
Коэффициент мощности.................... 0,9 0,9
Количество рабочих СД .................. 5+1 1+1
резервный резервный
Нагрузка компрессорной на напряжении 380 В составляет Рм. т = 3360 кВт,
QM т = 2480 квар. Предполагается принять два трансформатора при Рт = 0,75.
Станция работает в две смены и расположена в центральной части СССР.
Решение. 1. Суммарная расчетная реактивная мощность всех СД была
учтена при определении QM предприятия при выдаче данных энергосистеме^
п
(?сд = S МсД1 = 5 (0,85.1600) + 1-(0,7-800) = 7360 квар.
1=1
2. Целесообразно использовать полностью располагаемую реактивную мощ-
ность СД, у которых Род < 1.
По табл. 8.3 определяем, что СД активной мощностью 3200 кВт экономи-
чески целесообразно использовать как ИРМ (см. рис. 8.7):
Qc4b » “м ^bHOM+Q^HOM = 0,49 /3,22+ Кб2 - 1,75 Мвар,
где ам = 0,49.
3. Экономически целесообразную реактивную мощность СД активной мощ-
ностью 1600 кВт принимаем как
<2сд0 = Qcp, = 0,7-800 = 560 квар.
4. Суммарная располагаемая мощность всех СД
Ссдр = Ссдв = £ Qcyu = 5-1750 + 560 = 8750 + 560 = 9310 квар.
1=1
5. Определяем мощность трансформаторов и НБК:
= 3360/(0,75-2) = 2200 кВ-А,
132
ринимаем
ST = 2500 кВ А, тогда при = 12, = 5, у = 0,48
QT = /(0,75-2-2,5)2 — 3,362 = 1670 квар;
Qh. к(1) = 2^80 — 1670 = 810 квар;
Qh. к <2) = 2480 — 810 — 0,48-2- 2500 = —730 квар, т. е. QH. н са) = 0;
Qh. к 810 + 0 = 810 квар.
Принимаем две ККУ мощностью по 400 квар, тогда QH. к. ф = 800 квар.
6. Суммарная реактивная нагрузка на шинах 10 кВ
Qm. наг = Qm. т Qh. к. ф ^Qt — Qc4B =
= 2480 — 800 + 220 — 9310 = —7410 квар.
§ 8.4. Компенсация реактивной мощности в электрических
сетях с специфическими нагрузками
Компенсация реактивной мощности в электрических сетях
с нелинейными нагрузками. В узле сети предприятия с нелиней-
ными нагрузками допускается применение в качестве источника
реактивной мощности батареи конденсаторов, если выполняются
следующие условия;
для вентильных преобразователей
^к/'5нл> 200;
для других нелинейных нагрузок
^к/^нл >100,
где SK — мощность короткого замыкания; 5НЛ — суммарная мощность нели-
нейной нагрузки.
При выполнении этих условий вопрос о КРМ в узле сети о не-
линейной нагрузкой должен решаться согласно § 8.3.
Для оценки влияния нелинейных нагрузок на сеть предприя-
тия необходимо определить коэффициент несинусоидальности
(в процентах) по формуле _____________
<о = Ю01/£ £72 / С7И0М, (8.21)
Г v=2 /
где U4 — действующее значение напряжения v-й гармоники; £/ном — номи-
нальное напряжение сети; п — порядковый номер последней из учитываемых
гармоник.
Для вычисления kBC необходимо определить уровень напря-
жения отдельных гармоник, генерируемых нелинейной нагрузкой.
Фазное напряжение гармоники в расчетной точке питающей
сети находится из выражения
= ^vV^hh^hom/Sk» (8.22)
где 1Ч — действующее значение фазного тока v-й гармоники; v — порядковый
номер гармоники; £7НЛ — напряжение нелинейной нагрузки (если расчетная
точка совпадает с точкой присоединения нелинейной нагрузки).
133
Для расчета Uv необходимо предварительно определить ток
соответствующей гармоники, который зависит не только от элек-
трических параметров, но и от вида нелинейной нагрузки.
Определение токов гармоник, генерируемых нелинейными на-
грузками. 1. Для ДСП при определении токов гармоник достаточно
учитывать только 2- и 7-ю гармоники. Токи гармоник (кроме
тока 2-й гармоники, который принимается равным току 3-й)
зависят от количества и мощности ДСП, и для практических рас-
четов рекомендуется принимать;
для одной ДСП
^П. т/1'’8»
где /пт1— номинальный ток печного трансформатора для группы одинаковы!»
ДСП; '
для группы установок
vrp ~ I'; VNt.
где N •— число печей, одновременно работающих в режиме расплавления.
2. Для установки дуговой или контактной электросварки пере-
менного тока (рекомендуется учитывать только 3- и 5-ю гармо-
ники) определяются:
для единичной установки
где ST — номинальная мощность трансформатора; Ров — коэффициент за-
грузки; ПВ — продолжительность включения;
для группы установок дуговой электросварки при незави-
симом режиме
где IVi — ток v-й гармоники i-й установки; л — общее число работающих уста-
новок.
3. Токи гармоник (рекомендуется учитывать только 5-, 7-
и 11-ю гармоники) единичной установки дуговой электросварки
постоянного тока определяются по формуле
= /cb/v,
где 10в — номинальный первичный ток установки.
4. В преобразователях (в зависимости от схемы выпрямления)
рекомендуется учитывать следующие гармоники тока: при 6-фаз-
ной схеме — 5-, 7-, 11-, 13-, 20-ю, при 12-фазной схеме—11-,
13-, 23-, 25-ю, при 24-фазной схеме.— 23-, 25-, 47-, 49-ю.
Допускается токи гармоник до 13-го порядка- вычислять по
формуле
~ snp7(t7BOMv у'з).
134
Не вычисляя токи и напряжения гармоник, можно определить
feHC непосредственно по формуле
^НС —
*5 пр -1Л 0,955 sin ф
5к ' 5пр/5к + хпр
(8.23)
где х*р = t7K (1 + &р/4) Snp/(100ST) —индуктивное сопротивление преобразо-
вательного агрегата; UK — напряжение КЗ трансформатора, %; — коэф-
фициент расщепления; ST — номинальная мощность трансформатора; Snp —•
потребляемая мощность преобразователя; sin ф = Qnp^np-
При работе нескольких преобразователей k„c вычисляется
по приведенной выше формуле, в которой Snp и ST — соответ-
ственно суммарная мощность одновременно работающих преоб-
разователей и трансформаторов.
Выбор мощности и типа компенсирующих устройств. При коэф-
фициенте несинусоидальности менее 5 % рекомендуется приме-
нять в качестве устройства КРМ батареи конденсаторов в ком-
плекте с защитным реактором или фильтры. Мощность БК на-
ходится из условия баланса реактивной мощности (§ 8.3).
Напряжение БК следует определять по формуле
^БК^^Ш^ом/^п-1)- (8.24)
где vmln — наименьший порядковый номер гармоники; С7Н0М— номинальное
напряжение сети, в которс- устанавливается конденсатор, защищенный реак-
тором.
При применении БК с последовательно включенным защитным
реактором необходимо обеспечить индуктивный характер цепи
на частоте, наименьшей из генерируемых суммарной нелинейной
нагрузкой гармоник. Индуктивное сопротивление (Ом) защитного
реактора на частоте 50 Гц определяется из условия
^>1’lt/4OM/(v2QBKH0M)« (8-25)
где — реактивная суммарная мощность БК (по данным вавода-изго-
ЛНоМ
товителя).
При коэффициенте несинусоидальности, равном 5 % и более,
рекомендуется применять фильтры высших гармоник. Фильтры
рассчитываются по найденному значению ksc исходя из состава
и уровня гармоник. Расчет фильтра следует начинать с фильтра
наименьшей гармоники. Необходимо провести проверку на до-
пустимость загрузки фильтров током соответствующих гармоник.
Суммарная реактивная мощность, генерируемая фильтрами, дол-
жна выбираться из условия баланса реактивной мощности (§ 8.3).
Компенсация реактивной мощности в электрической сети
с резкопеременными нагрузками. Для определения допустимости
колебания напряжения в расчетной точке сети исходными данными
являются графики работы резкопеременной нагрузки.
135
Размах эквивалентного колебания напряжения определяется
по формуле (%) _________
Vf =100 1/ £ BQ|/nK SK, (8.26)
вкв F |
где 6Qt — значение 7-го размаха реактивной мощности, определенное по гра-
фику; лк — суммарное число размахов ва время расчетного цикла.
При значениях суммарных активного rs и реактивного
сопротивлений сети в расчетной точке одного порядка влияние
колебаний напряжения определяется по формуле:
6С7=(67аТе + 67рхб)/С7ном’ (8-27)
где 67А = АР//3 77НОМ;
67р = AQ//3 77НОМ.
Здесь АР, А(? — размах изменений активной и реактивной мощности на наи-
более критическом участке графика нагрузки.
Для ДСП при отсутствии графиков реактивной мощности ре-
комендуется определять размах эквивалентного колебания на-
пряжения по формуле (%)
Ut3KB= 1004/7У«п.т/5к, (8.28)
где W — количество печей; Sn. т — мощность печного трансформатора; SK —
мощность короткого замыкания.
Эквивалентные колебания напряжения для практических рас-
четов считаются допустимыми, если они не превышают 1 %.
Выбор типа и мощности компенсирующих устройств. При вы-
боре средств КРМ в узле сети с резкопеременными нагрузками
рекомендуется предусматривать быстродействующие источники
реактивной мощности, основанные на принципе прямой или
косвенной компенсации.
При использовании принципа косвенной компенсации по
схеме с управляемыми реакторами для группы одинаковых ДСП
мощность определяется:
тиристорной группы (рис. 8.2)
<2тир>5п.1/ЛГ-7<доп5к/100; (8.29)
генерируемой нерегулируемой частью БК
Qbk > (Sn. т YN - Г4дОП«к/200) £ср, (8.30)
где Ftjjon — допустимое значение размаха колебаний напряжения; йСр =
= 1 — fg фдоп/tg Фер — доли компенсации постоянной составляющей (средней)
реактивной мощности; tg Фдоп/tg фср = Фермер— соответственно допустимое
и среднее значения коэффициента реактивной мощности резкопеременной на-
грузки.
Следует еще отметить, Что к электрическим сетям со специфи-
ческими нагрузками относятся сети с несимметричными нагруз-
ками.
136
Несимметрия в сетях ха-
рактеризуется коэффициен-
том несимметрии и не долж-
на превышать 2 %:
ег7ДОп = ^2^Н0М 0,02,
где С73 — напряжение обратной
последовательности.
Для КРМ при несиммет-
рии напряжения более 2 %
рекомендуется применять
симметрирующие и фильтро-
симметрирующие устройства.
Рис. 8.11. Схема подключения нагрузок
к секции шин 10,5 кВ
Пример 8.5. Определить мощность фильтрующего устройства в узле
сети с вентильными преобразователями.
Исходные данные: секция шин 10 кВ является общей для преобразова-
тельных агрегатов и общепромышленной нагрузки 10 и 0,4 кВ; допустимый
коэффициент реактивной мощности на шинах 10 кВ tg фдоП = 0,2; нагрузка
вентильных преобразователей симметричная и спокойная (рис. 8.11); суммарная
номинальная мощность группы однотипных вентильных преобразователей
5Пр. гр = 7,5 MB -А; среднее значение напряжения КЗ трансформаторов группы
преобразователей £7К = 10 %; среднее значение коэффициента реактивной мощ-
ности преобразовательных агрегатов tg фср = 1; схема выпрямления 6-фазная,
йр = 0.
Решение. 1. Значение ___________________________
- 7.S/150 / 0.°1 - и ».
2. На основе расчетов, приведенных в § 8.3, определяем долю реактивной
мощности, приходящейся на фильтры напряжением 10 кВ. Необходимая мощ-
ность фильтров 10 кВ составляет КУ — <?ВК = 2200 квар.
3. Реактивная нагрузка группы преобразователей
Qnp. гр = 5Пр. Гр cos фСр tg фСр = 7,5-0,7-1 — 5,25 Мвар.
4. Допустимое значение реактивной мощности преобразователей
Qnp. доп = 5Пр. гр c°s фдоп Фдоп = 7,5-0,7-0,2 = 1,05 Мвар.
5. Значение реактивной мощности преобразователей, подлежащее компен-
сации,
Qxy = Qnp. гр — Qnp. доп = 5,25 — 1,05 = 4,2 Мвар.
6. Генерируемая мощность фильтров, необходимая для компенсации реак-
тивной мощности всей нагрузки на шинах 10 кВ,
Qcp = Qkv + Qm = 4,2 + 2,2 = 6,4 Мвар.
7. Значение тока гармоник, генерируемых вентильными преобразователями,
4 = Snp. гр/(/3 t/номУ) = 7,5-108/(3-10,5- 5-103) = 86,5 А;
7, = 61,8 А; 1и = 39,3 А; /18 = 33,3 А.
8. По суммарной генерируемой мощности фильтров (6,4 Мвар) и расчетным
значениям токов гармоник выбираем типы фильтров (табл. 8.6).
Суммарная реактивная мощность фильтров
= 4000 + 1930 + 515 = 6545 квар.
Фильтр 11-й гармоники не устанавливаем, так как имеем перекомпенсаци ю
на 145 квар.
137
Таблица 8.6. Типы фильтров
Тип фильтра Генерируемая мощность, квар Допустимый ток, А
Ф-5-4000/10 4000 170
Ф-7-2400/10 1930 70
Ф-13-800/10 615 35
Пример 8.6. Выбрать компенсирующие устройства для схемы с двумя
дуговыми сталеплавильными печами.
Исходные данные указаны на рис. 8.12, шинами общего назначения являются
шины 220 кВ.
Решение. 1. Колебания напряжения на шинах 220 кВ
^tBKB = Snp VnISk = 60 |<2/4000-100 = 1,8 %,
т. е. превышают С7*доп = 1 %. На этом основании предполагается установить
на шинах 35 кВ статический компенсатор реактивной мощности (СТК) с тири-
сторно-реакторной группой.
2. Параметры СТК определяем по формулам:
Qiap > St. п Vn — SKUiRoa/m = 60 $Л2 — 4000-1/100 = 32 Мвар;
Qbk (Sn. т ^ср =
= (60 ^ 2 — 4000-1/200) (1 — 0,2/1) = 41,6 Мвар,
где йСр =1 tg фдоп/tg Фер-
Пример 8.7. Решить вопрос о целесообразности установки компенси-
рующих -устройств для сети с нелинейными и резкопеременными нагрузками.
Исходные данные: схема приведена на рис. 8.13, а. Мощность КЗ на шинах
10 кВ равна 250 MBA; связь ГПП с РП осуществляется по кабельным линиям
10 кВ. Кабель АА ШВ (ЗХ185),
I = 1,5 км.
Удельное активное и реактив-
ное сопротивления вычисляются по
формулам:
г0 = 0,169 Ом/км;
х0 = 0,077 Ом/км.
График импульсно-тиристорной
нагрузки показан на рис. 8.13,6.
Импульсно-тиристорная на-
грузка — преобразователь с транс-
форматорами ТМНП-6300/10У2
с 12-фазной схемой выпрямления;
Snp = 6400 кВ • А;
sin фпр = 0,716; С7К=7%;
kp = 4; ST = 6300 кВ-А.
Определим уровень колебания
напряжения на основании графика
ДСП-100 iff 1.°
Рис. 8.12. Схема включения дуговых ста-
леплавильных печей
138
Рис. 8.13. Схема подключения нелинейной, резкопере-
меиной нагрузки (а); график нагрузки (б)
нагрузки. Предварительный анализ показывает, что наиболее критическими
участками графиков Р (t) и Q (i) является участок от 8 до 9,5 с, на котором
наибольшая крутизна изменений Р и Q одного знака. Размах изменений актив-
ной мощности на этом участке составляет ДР = 11,9 МВт, реактивной—
Дф = 2 Мвар.
Находим реактивное сопротивление системы в расчетной точке 1 (активным
можно пренебречь):
х0 = U2/SK = 10,5®/250 = 0,44 Ом.
Сопротивление линии связи:
хд = х01 = 0,077-1,5 = 0,12 Ом;
гя = г01=- 0,169-1,5 = 0,25 Ом.
Суммарное сопротивление системы и линии связи в расчетной точке 11
«и = ХС + хп = °-56 Ом;
где
ГЕ = гл = 0,25 Ом.
Уровень колебания напряжения в точке 1
6t7=(AV2+AVx)/t/HOM-
Д7а = ДР/уз и= 11,9-103/(/3-10,5-103) = 650 А;
Д/р = Д(>//3 U = 2- 10е/(/3-10,5-103) = ПО А.
Определим коэффициент несинусоидальности йне и токи гармоник при
работе преобразователя: __________________
ь <г /<г 1 / 0,955 sin q; _
*н0-5пр/5к|/ -^/Sk+x5p -0.91-
0,955-0,716
б’4/250 ]/~6)4/250+ [7(! + 4/4)-6,4/Ю0 (6,3-2)] 0,91 6,4 %
139
где
*Sp = м1 + fep/4) Snp/100ST,
fv = Snp/(t7HoMv‘ 3),
При 12-фазной схеме выпрямления генерируются 11-я и 13-я гармоники,
токи которых определяются по формулам:
7И = 6,4-Юв/10,5-103-11-3 = 33 А;
71а = 30 А.
Как следует из вышеприведенных расчетов, колебания напряжения в точке
присоединения резкопеременной нагрузки и &нс на шинах 10 кВ присоединения
нелинейной нагрузки превышают нормируемые ГОСТом значения.
Таким образом, рассматриваемая схема электроснабжения не обеспечивает
требований ГОСТа к качеству электроэнергии, поэтому необходима установка
фильтрокомпенсирующнх устройств для снижения 5U и йнс.
§ 8.5. Конструкция и установка конденсаторных батарей
Конденсаторные батареи изготовляются на номинальные на-
пряжения 220, 380, 660, 3150, 6300, 10 500 В. Конденсаторы
допускают работу при длительном повышении напряжения до
НО % и перегрузках по току до 130 %.
Силовые конденсаторы имеют масляное (КМ) или соволовое
(КС) заполнение. Мощность соволового конденсатора при равном
объеме примерно на 30—50 % больше масляного. Однако соволо-
вые конденсаторы не могут работать при температуре ниже —10 °C,
тогда как масляные действуют даже при —40 °C, что является
их существенным преимуществом. Секции конденсаторных бата-
рей 220, 380, 660 и 3150 В имеют плавкие предохранители, встроен-
ные внутрь конденсаторов и включенные последовательно с каж-
дой секцией. Конденсаторы 6—10 кВ не имеют встроенных пре-
дохранителей, их защита осуществляется выносными предохра-
нителями типа ПК.
Конструктивное исполнение конденсаторных батарей должно
обеспечивать удобство и безопасность обслуживания при замене
конденсаторов и предохранителей, пожарную безопасность, хо-
рошее охлаждение, непосредственно влияющее на долговечность
конденсаторов.
В помещениях конденсаторных батарей свыше 1000 В с общим
количеством масла более 600 кг под установкой должен быть
устроен маслоприемник, рассчитанный на 20 % общего количе-
ства масла во всех конденсаторах.
Конденсаторы для устройств компенсации реактивной мощ-
ности поставляются в виде комплектных конденсаторных уста-
новок (ККУ). Тип УК-0,38 кВ мощностью 50—75 квар выполнен
в виде одного комбинированного шкафа, в верхней части кото-
рого установлен автомат, а в нижней — конденсаторы. ККУ
мощностью 100 квар и более имеет отдельный шкаф ввода и не-
сколько шкафов о конденсаторами. В шкафу ввода размещена
140
Рис. 8.14. Конденсаторная установка на напряжение 380 В
и мощность 280 квар
Рис. 8.15. Конденсаторная установка на напряжение 6—10 кВ и мощ-
ность 500 квар
вспомогательная аппаратура: предохранители, контакторы, транс-
форматоры тока, разрядные сопротивления, устройства изме-
рения и автоматического регулирования.
На рис. 8.14 показана конденсаторная батарея на напряжение
380 В и мощность 280 квар, а на рис. 8.15 — конденсаторная
батарея на напряжение 6—10 кВ и мощность 500 квар. Конденса-
торная установка (КУ) скомпонована из шкафа ввода и несколь-
141
ких шкафов с конденсаторами: В шкафу ввода установлен мало-
объемный выключатель с дистанционным приводом или предо-
хранителем ПК6-10, а также два однофазных трансформатора
напряжения для разрядки конденсаторов. В шкафах для кон-
денсаторов размещены конденсаторы типа КМ-6,3 или КМ-10,5
с защитными предохранителями типа ПК-10.
Глава девятая
КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ В СИСТЕМАХ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
§ 9.1. Основные понятия и соотношения
В системах электроснабжения промышленных предприятий
могут возникать короткие замыкания (КЗ), приводящие к рез-
кому увеличению токов. Поэтому все основное электрообору-
дование системы электроснабжения должно быть выбрано с учетом
действия таких токов.
Различают следующие виды коротких замыканий:
трехфазное симметричное КЗ:
двухфазное — две фазы соединяются между собой без соеди-
нения с землей;
однофазное — одна фаза соединяется с нейтралью источника
через землю;
двойное замыкание на землю — две фазы соединяются между
собой и землей.
Основными причинами КЗ являются нарушения изоляции
отдельных частей электроустановок, неправильные действия пер-
сонала, перекрытия изоляции из-за перенапряжений в системе.
Замыкания нарушают электроснабжение потребителей, в том числе
и йеповрежденных, Подключенных к поврежденным участкам
сети, вследствие понижения на них напряжения и нарушения
работы энергосистемы^ Поэтому КЗ "должньГ ликвидироваться
устройствамйзащйты"в возможно короткие сроки.
На рис. 9.1 показана кривая изменения тока при КЗ. С мо-
мента его возникновения в системе электроснабжения протекает
переходный процесс, характеризующийся изменением двух со-
ставляющих тока КЗ (ТКЗ): периодической и апериодической.
На рис. 9.1 обозначены: iH.o — мгновенное значение номи-
нального тока в момент КЗ; i7 — мгновенное значение ударного
тока через полпериода (0,01 с) после возникновения КЗ; м
и in — максимальное и мгновенное значения периодической со-
ставляющей ТКЗ; /а. м и ia.a — максимальное и мгновенное зна-
чения апериодической составляющей ТКЗ; /«, — действующее
142
t
Рис. 9.1. Кривая изменения тока при КЗ
значение установившегося ТКЗ (по этой величине проверяют
аппараты на термическую устойчивость); Г = /в.о—начальное
действующее значение периодической составляющей ТКЗ.
Апериодическая составляющая затухает по закону экспоненты:
:'а = 7а. ме а, (9Л)
где Та — постоянная времени затухания апериодической составляющей:
Та = ^к/гк = хк/314гк;
здесь хк и гк — индуктивное и активное сопротивления цепи КЗ.
Ударный ток, соответствующий времени 0,01 с,
iy=‘a + 7В.‘м, (9-2)
гДе ^n.M = Vr2/B0 — максимальное значение периодической составляющей.
Подставляя (9.1) в (9.2), получим:
*у=/а.ме“</Га+7в.м. (9.3)
В момент t = 0 (см. рис. 9.1) /в.м = 1а.м; тогда
7у = 7В. м (1 + е“</Га) = /2 7В0 (1 + (9.4)
Обозначив 1 + e~t,TB. = feyi находим:
iy = k? /2 7ВО. (9.5)
Величина ударного коэффициента ky зависит от Т& и, следо-'
вательно, от соотношения активного и реактивного сопротивле-
ний контура повреждения.
143
Таблица 9.1. Значения коэффициента ку
Место короткого замыкания Значения ky
Выводы явнополюсного гидрогенератора Выводы турбогенератора Высоковольтная сеть без учета активного сопротивления На стороне обмотки низшего напряжения силового транс- форматора (кВ-А) 2500—1600 1000—630 400—100 кВА Удаленная точка с учетом активного сопротивлении 1,95 1,91 1,8 1,4 1,3 1,2 1,0
Постоянная времени Та для установок свыше 1000 В состав-
ляет примерно 0,05 с, при этом /гу = 1,8 и ударный ток
iy = 1,8 /2 7В.О = 2,557в.о. (9.6)
При питании от источника бесконечной мощности ЭДС его
неизменна и периодическая составляющая ТКЗ будет неизменна:
7“ = 7в.о = 7К.
При удаленных от источника КЗ, часто происходящих в си-
стемах электроснабжения промышленных предприятий (поврежде-
ния за трансформаторами малой мощности, кабельными линиями
и т. д.), ударный коэффициент ky зависит от величины Та. Зна-
чение ky в расчетах принимается по табл. 9.1.
§ 9.2. Система относительных единиц
На практике расчет ТКЗ в сетях высокого напряжения наи-
более часто ведут в относительных единицах. При этом все рас-
четные данные приводят к базисному напряжению и базисной
мощности.
За базисное напряжение принимают средненоминальные на-
пряжения UB = 0,23; 0,4; 0,69; 3,15; 6,3; 10,5; 20; 37; 115; 230 кВ.
За базисную мощность S6 принимают (исходя из условий) мощ-
ность системы, суммарную номинальную мощность генераторов
электростанций или удобное число, кратное ста (100, 200...
1000 MBA). Базисный ток определяется 7б = S6/j/3 (7б.
Реактивное и активное сопротивления в относительных еди-
ницах (обозначаемые звездочками в индексах) представляют
собой отношение падения напряжения на данном сопротивлении
при номинальном токе к номинальному напряжению:
К"3 /нх 5В
“ Un -Х'й*
К3 7нг _ SH
ив г и* •
(9.7)
(9.8)
144
Сопротивление элементов системы электроснабжения дано
в относительных единицах.
.1. Относительное сопротивление источника
х»б = x0S6/Ss. (9.9)
2. Относительное сопротивление питающей линии
«.б = *ог«б/^с2р.и, (9-10)
где £7Ср. н — среднее номинальное напряжение линии; х0, I — соответственно
удельное сопротивление и длина линии.
3. Относительное сопротивление трансформатора
х»б.тр = 0,01«и% (9.11)
он. тр
г.б. тр = /\з (9-12)
°н. тр
где SH. тр — номинальная мощность трансформатора; /\з —• потери меди
трансформатора, т. е. мощность короткого замыкания, кВт,
4. Относительное сопротивление реактора
х. в. р = 0,01хр % -----(9.13)
1 н. р и В
гДе ^н. р — номинальный ток реактора.
§ 9.3. Сопротивление элементов системы электроснабжения
в режиме короткого замыкания
При вычислении ТКЗ в установках свыше 1000 В учитывают
индуктивные сопротивления элементов, существенно влияющих
на величину этих токов. К таким элементам относятся генераторы,
компенсаторы, электродвигатели, силовые трансформаторы, реак-
торы, воздушные и кабельные линии.
Активное сопротивление перечисленных элементов, как пра-
вило, не учитывают, за исключением случаев расчета ТКЗ при
большой протяженности воздушных и кабельных линий. Руко-
водящие указания по расчету токов короткого замыкания ре-
комендуют учитывать суммарное активное сопротивление цепи
КЗ (гБ) в том случае, если оно больше одной трети суммарного
индуктивного сопротивления цепи КЗ (х2):
> *х/3.
При вычислении ТКЗ в установках ниже 1000 В учитывают
сопротивления и некоторых других элементов системы электро-
снабжения (см. § 9.8). При расчете ТКЗ принимают указанные
ниже сопротивления элементов системы электроснабжения.
1. Синхронные генераторы, компенсаторы, двигатели. Син-
хронные машины учитывают их индуктивным сопротивлением
для начального момента КЗ (сверхпереходным сопротивлением
145
по продольной оси полюсов) x"d. Значения & для различных
машин можно брать из каталогов (см. приложение 13). При отсут-
ствии таких данных можно принимать средние значения
отнесенные к номинальной мощности и номинальному напря-
жению машины:
для турбогенераторов.....................................0,125
» гидрогенераторов с успокоительной обмоткой .... 0,2
» гидрогенераторов без успокоительной обмотки, . . , 0,27
I синхронных компенсаторов...............................0,16
a s двигателей..............................0,2
Сопротивление источника питания (сопротивление системы)
в именованных единицах
..2
= (9.14)
2. Силовые трансформаторы. Индуктивное сопротивление си-
лового трансформатора задается напряжением КЗ ик %. По-
скольку ик % численно равно падению напряжения в трансфор-
маторе при номинальной нагрузке, то исходя из понятия отно-
сительного сопротивления следует, что ик % =* zT %, а без
учета активного сопротивления ик % =* хт %. Значения ик %
принимают по каталогам на силовые трансформаторы (см. при-
ложение 12).
Для двухобмоточных трансформаторов ик % = 5,5-=-14 %,
а для трехобмоточных значения ик % даются для каждой пары
обмоток: uR 1_ц %, uKi_in %, ukii-hi %, причем их отно-
сят к номинальной мощности трансформатора, за которую
принимают мощность первичной обмотки.
Сопротивление двухобмоточного трансформатора в именован-
ных единицах:
U3
хтр = 0,01ик % -х—5-; (9.15)
^н. тр
п
^ТР - ^КЗ Q .
°н. тр
Индуктивные сопротивления каждой обмотки трехобмоточного
трансформатора определяют по формулам
XI = 0,5 («к г-н + «к 1-ш — «к и-ш):
хц = 0>5 (“к 1-п + “к п-ш ~ “к 1-ш);
XIII = 0,5 (ик 1_щ + ик Ц_1Ц — ик 1_ц).
(9.16)
Сопротивления трансформатора с расщепленной обмоткой низ-
шего напряжения определяют по формулам
-'-к! = (1 ^р/4) ^kI-(2+S) = 0>125xk1_(5+s),
(9.17)
XKS = xkS = ^р/2 *Ki-(2+S) = 1>75xki_(2+S),
где xKi — сопротивление первичной обмотки трансформатора; xRi и хкз—со-
противления расщепленной обмотки; kp — коэффициент расщепления: kp —
= *к2-з/*к1-с2+з)>‘ здесь хк2_з — сопротивление между расщепленными обмот-
146
ками; xKi-(2+s> — сквозное сопротивление, т. е. сопротивление трансформатора
при параллельном соединении расщепленных обмоток.
Значения /гр для отечественных общепромышленных транс-
форматоров составляют 3,4—3,6.
3. Реакторы. Сопротивление реактора в именованных еди-
ницах
= 0,01х„ % (9.18)
р р /н ГЗ
Индуктивные сопротивления реакторов задаются в омах или
процентах (см. приложения 18, 19).
Если индуктивное сопротивление задано в процентах,то при
учете сопротивления реактора необходимо знать его номинальное
напряжение и ток. Для сдвоенного реактора нужно знать вели-
чину коэффициента связи kc. У наиболее часто применяемых
реакторов хр = Зч-10 %; хн = 0,14-0,5 Ом. Индуктивное со-
противление одной ветви сдвоенного реактора 0,14—0,5 Ом,
индуктивные сопротивления обеих ветвей сдвоенного реактора
0,4—1,7 Ом; kc « 0,5.
4. Воздушные и кабельные линии. Сопротивление линии
в именованных единицах
Хл = х„/77^-. (9.19)
иср. и
Индуктивные и активные сопротивления на фазу высоковольт-
ных линий приведены в § 6.1 и приложениях 1, 2 и 4.
5. Асинхронные двигатели. Для расчета ТКЗ с учетом под-
питки от асинхронных двигателей должны быть известны:
номинальные мощность и напряжение двигателя;
номинальная скорость двигателя;
кратность пускового тока.
Перечисленные выше параметры принимаются по каталож-
ным данным асинхронных двигателей с короткозамкнутым или
фазным ротором или берутся из каталожных данных.
Расчетные схемы и определение результирующих сопротивле-
ний цепи КЗ. При расчете ТКЗ пользуются упрощенной одноли-
нейной схемой установки, называемой расчетной. На ней указы-
вают параметры элементов, которые должны быть учтены при
расчете ТКЗ. Для выбранной точки КЗ К составляют схему
замещения, в которой все элементы связаны электрически. На-
магничивающими токами трансформаторов пренебрегают.
Суммарное, или, как его принято называть, результирующее,
сопротивление цепи КЗ может быть определено в именованных
или относительных единицах.
Определение результирующего сопротивления в именован-
ных единицах (Ом). Система электроснабжения имеет, как пра-
вило, несколько ступеней напряжения, связанных между собой
трансформаторами (рис. 9.2). При этом сопротивления всех эле-
147
U2
Л1
^5
Рис. 9.2. Схема сети с несколькими ступенями напряжения
ментов цепи КЗ должны быть приведены к одному и тому же
базисному напряжению. За базисное удобно принимать среднее
номинальное напряжение той ступени, на которой определяется КЗ.
Приведение сопротивления, выраженного в омах, к базис-
ному напряжению производят по формуле
Xе = х (klt ki, knY, (9.20)
где kf, k2, ..., kn — коэффициенты трансформации трансформаторов, посред-
ством которых сопротивление х связано со ступенью базисного напряжения.
Для схемы на рис. 9.2, в частности, сопротивления, приведен-
ные к базисному напряжению UB — t/4, будут:
для генератора Г
для трансформатора Т1
для линии Л1
( Ui U3 \2 и%
^ = яА~й7'~й7) =*8WHT д-
Как видно из этих соотношений, промежуточные коэффи-
циенты трансформации при определении сопротивлений сокра-
щаются, и пересчет сопротивлений можно вести прямо на базисное
напряжение:
ив
хиб ~ xui [j2 > (9-21)
где хив — индуктивное сопротивление на фазу данного элемента, приведенное
к базисному напряжению, Ом; — индуктивное сопротивление на фазу дан-
ного элемента на ступени напряжения, где включен данный элемент, Ом; знак
приведения здесь опущен.
Активные и полные сопротивления приводятся аналогичным
образом.
Указав на схеме замещения сопротивления элементов схемы
в омах, определяют результирующее сопротивление хрез, поль-
зуясь известными из теоретических основ электротехники пра-
вилами преобразования схем.
148
В реальных схемах электроснабжения определение хрез может
быть упрощено в процессе преобразования треугольника сопро-
тивлений в эквивалентную звезду и наоборот (рис. 9.3):
при преобразовнии треугольника в эквивалентную трехлуче-
вую звезду
g *12*31
1 *12 + *23 + *31 ’
______*12*23____ .
*12 + *23 + *31 ’
______*23*31____ .
*12 + *23 + *31
(9.22)
при преобразовании трехлучевой звезды в эквивалентный
треугольник
* 12 — *1 + *2 Н---------
*3
, , *2*3
* 23 — *2 + *3 Ч-~-
*1
, , *1*3
* 31 = *1 + *3 + —“
*2
(9.23)
и кабельных
линий — по
Рис. 9.3. Преобразование треугольника со-
противлений в эквивалентную звезду
Определение результирующего сопротивления в относитель-
ных единицах. При таком определении относительные сопротив-
ления всех элементов цепи КЗ должны быть вычислены при
одних и тех же базисных условиях. Дальнейшее определение
результирующего сопротивления осуществляется путем обычных
преобразований схемы замещения.
Чтобы привести сопротивления к принятым базисным усло-
виям, определяют относительные базисные сопротивления: для
генераторов и трансформаторов — по формуле (10.11), для реак-
торов — по (9.13), для воздушных
(9.10). Для генераторов и
трансформаторов прини-
мают х* = Хв*, т. е.
номинальное их напряже-
ние считают равным сред-
нему номинальному на-
пряжению ступени. Для
реакторов /б и U6 должны
быть приняты обязательно
для той ступени напря-
жения, где установлен
реактор. Для воздушных
и кабельных линий в ка-
честве номинального на-
пряжения используется
среднее номинальное на-
пряжение, т. е. UH = С7ср.
149
В расчетах ТКЗ широко пользуются так называемым расчет-
ным сопротивлением цепи КЗ Хр*;
S„y
жр* = Лрез • > (9.24)
где ЗнБ — суммарная мощность системы.
Величина хр* однозначно характеризует электрическую уда-
ленность точки КЗ от источника.
§ 9.4. Расчет ТКЗ при питании от системы
неограниченной мощности
Электрической системой неограниченной мощности условно
можно считать такую, напряжение на шинах которой можно
полагать практически неизменным при любых изменениях тока
(в том числе и при КЗ) в присоединенной к ней маломощной цепи
(SK = 0; хс* == 0; гс* = 0)- Такое допущение возможно в том
случае, если сопротивление системы не превышает 5—10 % от
результирующего сопротивления цепи КЗ. Периодическая со-
ставляющая тока трехфазного КЗ
/(3) _______t/cp __
и /3/?реа + х*еа ’
(9.25)
Для сетей высокого напряжения, как правило, гра8 хрвз,
поэтому ТКЗ
/СЗ) = , . (9.26)
3 хрвз
При расчете ТКЗ в относительных единицах результирующее
сопротивление цепи КЗ при базисных условиях определяется
в соответствии с (9.7):
хрез<=^бХрез. (9.27)
и б
Определив отсюда храз и подставив в (9.26), получим
Jk— £ср/£в. (9.28)
'б *рез •
Поскольку t/Cp — U6, величина ТКЗ в именованных еди-
ницах составит
^3) = ВД=/б/*ре9.- (9-29)
Величина ударного тока КЗ определяется в соответствии с при-
веденными в § 9.3 соотношениями. При расчете ТКЗ с учетом
активного сопротивления цепи КЗ значение ударного коэффи-
циента следует определять по (9.5), предварительно вычислив
постоянную времени цепи КЗ Та.
150
Рис. 9.4. Кривые для опре-
деления коэффициента зату-
хания апериодической состав-
ляющей ТКЗ
На рис. 9.4 приве-
~~ит
дены кривые е ' а ~
= f (t, Т&), позволя-
ющие быстро находить
мгновенное значение пе-
риодической составля-
ющей ТКЗ. По кривой
t = 0,01 с находим зна-
чение е—0,01/га, а затем
ударный коэффициент
Ку = 1 + в~ °'01/Га.
Умножив левую и
правую части (9.29)
на /3 и Ucp, получим
выражение для мощно-
сти КЗ:
5к=5б/хрез,. (9.30)
П р и м е р 9.1. Рассчитать ток и мощность КЗ в точках системы электро-
снабжения, показанных на рис. 9.5.
Решение. Примем базисную мощность Sg равной 100 МВ-А. Базисные отно-
сительные сопротивления элементов для простоты обозначим без индексов:
— сопротивление линии электропередачи: х3 и х3 — сопротивления транс-
форматоров; х4 — сопротивление реактора; х5 и хд — сопротивления кабельных
линий.
Сопротивление х± определяем по (9.10)
^=0,4-50-^ = 0,151.
Относительное результирующее сопротивление до точки Kt
*рез1»= *1= 0,151.
Принимая Uв = 115 кВ, получим
Sg 100
J<3 U6 /3-115
= 0,5 кА.
Ток КЗ в точке Kt находим по (9.29):
/б 0.5
Хрез1* 0,151
3,3 кА.
Ударный ток КЗ в точке Kt
iy= 2,55-3,31 = 8,44 кА.
151
sc=°°
ХсгО
-------115 кВ
Воздушная ЛЗП
X=O,‘t Ом/км
Рис. 9.5. Расчетная схема (а) к схема замещения (б)
ж2 = «з = 0,105
Мощность КЗ в точке Кг
е 100 ййл чп л
*рез1. 0,151
Сопротивления х2 и х$ рассчитываем по (9.11):
^--0,35.
Результирующее сопротивление цепи КЗ до точки К2
*рез2» = *1 + *2/2 0,151 + 0,35/2 = 0,326.
Принимаем 11g = 6,3 кВ, Ig = 100/(1^3-6,3) — 9,16 кА. Ток и мощность
КЗ в точке К2
/к = 9,16/0,326 = 28,1 кА; гу = 2,55-28,1 = 71,6 кА;
SK = 100/0,326 = 307 МВ-А.
Сопротивление х4 определяем по (9.13):
х4 = 4/100-9,16/0,6-6/6,3 = 0,58.
152
Результирующее сопротивление до точки Кг ~-------------
Хрез г* = Xi + х2/2 + х3 — 0,151 + 0,35/2 + 0,58 = 0,906.
Ток и мощность КЗ в точке Кг
1К = 9,16/0,906 = 10 кА; i7 = 2,55-10 = 25,5 кА;
SK = 100/0,906 = 110 МВ-А.
Относительное сопротивление кабелей 5 и 6 определяем по (9.10) при
Uq = 6,3 кВ, /д = 9,16 кА. Индуктивное сопротивление кабеля принимаем
0,08 Ом/км:
х5 = хв = 0,08-2-100/6,З2 = 0,4.
Активное сопротивление кабеля
/•1000 2-1000___qQ_
'•наб = = -^70 - 0,539 Ом.
Относительное базисное активное сопротивление кабеля
г6 = гв = 0,539-100/6,32 = 1,36.
Результирующее сопротивление цепи КЗ:
Грев • = Л>/2 = 1.36/2 = 0,68;
Хрез.=Х1 + -^-+х< +-§- = 0,151+ 0,58 +-М-= 1,106.
В данном случае грез »/хрез * = 0,68/1,106 > 1/3, поэтому активное сопро-
тивление кабелей должно быть учтено:
гРез « = К 1,Ю62 + 0,682 = 1,298.
Ток КЗ в точке Кг
к = ^б/гРез • = 9,16/1,298 = 7 кА.
Постоянная времени цепи КЗ
Т’а = Хрез »/(314Грез .) = 1,106/(314-0,58) = 0,004.
Воспользовавшись кривыми рис. 9.4, определяем величину ударного коэф-
фициента;
6=1 + e-D>DI/ra = j + 0>08 = lj08.
Ударный ток КЗ
/у = бу F"2 7Н = 1,08 /'г-7 = 10,7 кА.
Мощность КЗ
SK = 100/1,298 = 77 МВ-А.
Весьма часто требуется определить предельно возможные
значения ТКЗ, за каким-либо элементом цепи: силовым транс-
форматором, реактором и т. д. При этом данные о параметрах
питающей сети и других элементах схемы могут отсутствовать.
Предельные ТКЗ могут быть рассчитаны:
а) за трансформатором
/ -I 100 •
1я~1в ик% ’
(9.31)
б) за реактором
I j ЮР t7eP .
в р,в хр% ’ t/p.B ’
(9.32)
153
в) для воздушных и кабельных линий
или при гп = О
I = _
К /3 2Л
Ir~
^ср
ГЗхл’
(9.33)
(9.34)
§ 9.5. Определение ТКЗ по расчетным кривым
Если точка КЗ находится вблизи источника питания (на
шинах электростанции или на линии, примыкающей к ней),
то периодическую составляющую ТКЗ можно определить по
расчетным кривым (кривым затухания), приведенным на рис. 9.6
и представляющим собой зависимость кратности периодической
составляющей ТКЗ kt от расчетного сопротивления хр# (для
времени, принимаемого от начала возникновения КЗ).
Рис. 9.6. Расчетные кри-
вые периодической состав-
ляющей тока трехфазного
КЗ при питании от турбо-
генератора с АРН
154
6.3 кВ
30 MB A
30 MB A
х*1=0,1Н
Рис. 9.7. Расчетная схема (а) и схема замещения (б)
Сопротивление хр# — это результирующее сопротивление
схемы замещения, отнесенное к суммарной номинальной мощ-
ности источника!
Поскольку при расчете принимается S6 = SH2, то хр# = х^.
Периодическая составляющая ТКЗ при пользовании расчетны-
ми кривыми
S
= (9’36)
где /2 — суммарный тон источника питания; UB — номинальное напряжение
ступени, для которой рассматривается КЗ; мощность КЗ при этом
Si = ^SH2. (9.37)
Пример 9.2. Определить ТКЗ в точках Kt и К2 электростанции с турбо-
генераторами, имеющими АРН (рис. 9.7).
Решение. Принимаем за базисную мощность суммарную мощность генера-
торов: S, = S _ = 2-30 = 60 МВ-А. '
Для точки Ki расчетное сопротивление
*1 x<i Зб 0,1/4 2-30 °’1/4‘
155
По расчетным кривым (рис. 9.6) находим для xt = 0,174 коэффициент крат-
ности тока ki = 6 для времени t = 0. При данном kt
I* = fe,/ =6-5,5 = 33 кА,
где
/ = _ — = JO--------=55 кА;
z ^3t/H J<3-6,3
iy = ky У2Г = 1,91 J<2"-33 = 89 кА;
вдесь величина ky взята из табл. 9.1.
Мощность КЗ
S* = fetSH2 = 6-60 = 360 МВ-А.
Для t — оо по тем же кривым kt = 2,6, при этом
7оо = fetZs = 2>6‘5>5 = 14-5 кА-
При расчете ТКЗ в точке К2 относительное сопротивление реактора находим
по (9.13); принимаем 7б = 72=5,5 кА; Ug = 6,3 кВ, тогда
к R.6
*р = 0-05ТОй=1’31-
Расчетное сопротивление до точки К2
х2 = хх + Хр = 0,174 + 1,31 = 1,48.
Для времени t = 0, kt = 0,65:
Г = ktl„ = 0,65-5,5 = 3,6 кА;
I Л
iy = ky J<2/“ = 1,8 J<2-3,6 = 9,2 кА,
где ky взято из табл. 9.1;
S’ = ktSH= 0,65-60 = 39 МВ-А.
Если для расчета ТКЗ в системе электроснабжения имеются
все данные: параметры генераторов, трансформаторов, линий
и т. д., то его ведут, как изложено выше.
В ряде случаев система задается номинальной мощностью
установленных генераторов Sc и суммарным сопротивлением хс*
ее элементов до некоторой точки высоковольтной сети, к которой
присоединяется проектируемая подстанци»; тогда расчет ведется
так же, как указано выше, причем система принимается за экви-
валентный генератор суммарной мощностью Sc, имеющий со-
противление хс#.
При расчете ТКЗ на промышленных подстанциях часто при-
нимают Sc = оо, хс* = 0. Такой подход особенно оправдан,
когда система развивается и нужно выбрать оборудование с учетом
перспективы ее развития. В этом случае при расчете учитываются
только сопротивления элементов сети — линий передачи, транс-
форматоров и т. д.
Весьма часто система задается номинальной мощностью SH
и мощностью КЗ в некоторой точке сети. По этим данным опре-
деляют сопротивление системы, а далее расчет ведут, как обычно.
При отсутствии исходных данных о параметрах системы иногда
156
имеется лишь указание о типе установленного выключателя на
отходящей линии. По справочным данным находят мощность
отключения выключателя, которую и принимают за мощность
КЗ от системы.
§ 9.6. Расчет ТКЗ с учетом различной удаленности
источников питания от места КЗ
В ряде случаев конфигурация сетей вынуждает учитывать
удаленность источников питания от места КЗ. Различные условия
изменения периодической составляющей ТКЗ наблюдаются при
питании места КЗ, от станции с турбо- и гидрогенераторами.
Возможно питание места КЗ от источника конечной мощности
и системы неограниченной мощности.
Простейший случай питания места КЗ от двух источников,
находящихся на различных расстояниях от него, показан на
рис. 9.8, а. Здесь каждый источник непосредственно связан
с местом КЗ. Полный ТКЗ при этом равен сумме токов от источ-
ников. Если ТКЗ определяются по расчетным кривым, то сопро-
тивление каждого луча должно быть отнесено к суммарной но-
минальной мощности генераторов, подключенных к данному лучу,
т. е. — к Shsi, х^2 к Shxs-
Рис. 9.8. Схемы к расчету ТКЗ с учетом различной удаленности источников
питания от места КЗ
157
Если токи от обоих источников протекают через общее сопро-
тивление х*3, то вести расчет ТКЗ. от каждого источника нельзя»
тогда схему рис. 9.8, б преобразуют в схему 9.8, в при следующих
условиях:
токи КЗ, протекающие к месту КЗ, остаются неизменными;
общее сопротивление схемы замещения должно равняться
действительному сопротивлению.
Ниже изложен порядок расчета.
1. Задаются базисной мощностью Sg и приводят к ней все
сопротивления схемы, а затем преобразуют схему к виду рис. 9.8, б,
где сопротивления х#а и х#3 приведены к S6.
2. Определяют результирующее сопротивление схемы!
*рез » = ~—*д_*х---**а‘
*♦1“Г ‘*'♦2
3. Принимают относительное значение периодической состав-
ляющей ТКЗ за единицу (/к#" = 1) и находят коэффициенты
распределения, т. е. долю участия каждого источника в точке КЗ.
На основании закона Кирхгофа
/;i+^2=/;. = u
Решая последние уравнения, находим коэффициенты распре-
деления!
Ci = I » = 4- *»2)> ^2 = = **i/(**i 4“ **2)1 (9.38)
ИЛИ
*э*/**1> ^2 (9.39)
где хв* — эквивалентное сопротивление лучей от отдельных источников:
**1*»2
*в*------дГ?-- •
*»1 Т" *»2
Формула (9.39) удобна для вычисления коэффициентов рас-
пределения при нескольких источниках питания. Правильность
вычислений проверяют по условию Сг 4-Са = 1.
4. Преобразуют действительную схему рис. 9.8, б в лучевую
(см. рис. 9.8, в), соблюдая упомянутые' выше условия!
*»1**2___ _____________ 1^2___^2
। хрез« и / / г* ’
где и xi3 — условные сопротивления, связывающие непосредственно источ-
ник с точкой КЗ:
*'я1=Хрев./С1 и <2=*рез./С2- (9-40)
Здесь неизвестными являются xpe3*s Сх; Са. Сопротивления
х'1 и х'2 можно найти, преобразуя при двух источниках пита*'
ния схему звезды в схему треугольника. Используя (10.23), имеем
x'tl = xtt + х»3 + *8 ;
* X *11 *О I v г
*♦2
X х (9-41)
Ж»2 — а»2 + Х»3 4-** *8 •
158
Если число источников питания больше двух, целесообразно
пользоваться (9.39) для определения коэффициентов токораспре-
деления и затем находить сопротивления лучей (9.40), которые
отнесены к произвольно выбранной базисной мощности. Приводим
их к суммарной номинальной мощности генераторов и находим
расчетные сопротивления!
S
*р*1 = «»1 -|б-;
„ „ Зн22
*Р»2 — *»2 .
(9.42)
5. Далее определяют токи от источника; сумма их дает об-
щий ТКЗ. Учет различных изменений периодической составля-
ющей ТКЗ существенно усложняет их расчет. Такой учет оправ-
дан при питании места КЗ от источников несоразмерной мощности,
при наличии тепловых и гидроэлектрических станций.
Не следует производить расчет с учетом различных изменений
периодической составляющей ТКЗ за реакторами и на стороне
вторичного напряжения подстанций большой и средней мощности,
так как их сопротивления обычно значительно превышают сопро-
тивления других элементов цепи КЗ, что сильно сглаживает раз-
личие в удаленности источников. Последний случай не относится
к расчету ТКЗ с учетом двигательной нагрузки, когда в зависи-
мости от конфигурации схемы расчет ТКЗ надо вести, учитывая
различную удаленность источников питания от места КЗ.
Пример 9.3. Определить ТКЗ в точке К для времени t = 0,2 с. Расчет-
ные данные приведены на рис. 9.9.
Решение. Принимаем Sg = 100 тыс. кВ-А и приводим к ней сопротивления
схемы замещения:
So А 100
*1 Хд *g х* _
“Н
ик$б______________
1 Ч *о 1005н 100 • 40
200/0,85 = 0,081 ’
= 0,091; х10 = 0,4 7°’12°-== 0,212;
110*
£°£°° -о 121
1152 -и,1^1.
*11, *12 в эквивалентную
0,153 жйГ= 0,408;
- 10,5 100 =0,263;
ха = х
-Т5-• -W“‘’•М4; '•-°'19
So 30-100
IJ2 “и’* 1152
и н
*И= 0,4 ££g°- = 0,06; х12 = 0,4
Преобразуем треугольник сопротивлений xi0,
звезду х18, xlt, x1s, используя (9.22):
*ю*п 0,212-0,06
*13- *ю+*п+*12 “ 0,212+ 0,06 4- 0,121
у __ xioxis 0,212*0,121 _ г.с,
Х11 - *ю+*н+*И = “ 0,393 = 0,065>
= *11*12 = 0,06-0,121 _ n nlR
18 *ю + *и+*13 0,393 °’018-
0,212-0,06
0,393 - O,Od’
159
Рис. 9.9. Расчетная схема (а) и схемы замещения (б—г)
На рис. 9.9, в приведена преобразованная схема замещения, где
Xjg Xg Xjg 0,091 0,03 == 0,121;
*17 = *s + *? + *м = 0,081 + 0,044 + 0,065 = 0,19;
х18 = х6/3 + х16 = 0,263 + 0,018 = 0,281;
х1я = Xj/З = 0,408/3 = 0,134.
Ток КЗ от генераторов 1, 2 и 3 ТЭЦ:
SH2= 3-30/0,8 = 112,5 тыс. кВ-А;
/н2= 112,5/(1^3-10,5)= 6,19 кА;
*р» = *реа» 4г= 0’134-^-= 0,151.
160
По расчетным кривым рис. 9.6 при I — 0,2 с находим /, 0,2 = 4,3; тогда
4,2 = /»о,2/н = 4,3-6,19 = 26,6 кА.
От системы и генератора 8 расчет ведем с учетом различных изменений пе-
риодической составляющей ТКЗ, для чего переходим к лучевой схеме (рис. 9.9, г),
воспользовавшись (9.41):
Хрез. с* = хи + х18 + = 0,121 + 0,281 + = 0,581;
Хрез. рЭС» = х17 + х18 + = 0,19 + 0,281 + = 0,912.
Ток КЗ от системы: поскольку Sc = оо, то периодическая составляющая
ТКЗ неизменна и определяется по формуле
/к ~ ^б/хрез* = 5,5/0,581 = 9,5 кА,
где
/б = 100/(j<3-10,5) =5,5 кА.
Номинальный ток генератора 8
I-------?29___ — 21 2 кА- х =0 912 200 = 2 026
'н8 ~ 0,9-10,5 ’ ’ р* °’ 0,9-100
По расчетным кривым для I = 0,2 с находим /,0,2 = 0,52, тогда
/0>5 = 0,52-21,2 = 11 кА.
Полное значение ТКЗ в точке К
4,2к = 26,6 4- 9,5+ 11 = 47,1 кА.
§ 9.7. Расчет ТКЗ в сетях предприятий
с двигательной нагрузкой
Системы электроснабжения современных промышленных пред-
приятий характеризуются разветвленной сетью 6—10 кВ с дви-
гательной нагрузкой. При расчете ТКЗ в подобных установках
токи подпитки от двигателей могут быть значительными и в ряде
случаев превосходить ТКЗ от системы.
При расчете ТКЗ с учетом двигателей определяются лишь
начальные значения периодических составляющих ТКЗ (/") без
учета их сдвига по фазе, а ток в любой момент определяется
с помощью расчетных кривых и таблиц. Метод расчета ТКЗ
с учетом двигателей зависит от места их расположения в расчетной
схеме.
На рис. 9.10 показана схема промышленной подстанции с дви-
гательной нагрузкой. Следует различать радиальную схему
(рис. 9.10, а), в которой каждый двигатель связан с точкой трех-
фазного КЗ внешним индивидуальным сопротивлением zBHi, и
схемы, в которых точка КЗ находится за общим для группы
двигателей сопротивлением zBH (рис. 9.10, б) или за общим для
двигателей и системы сопротивлением (рис. 9.10. в).
Если по радиальной схеме включены разнотипные двигатели
(асинхронные и синхронные с разными параметрами), то их
надо учитывать индивидуально каждый. Остальная часть схемы
6 Постников Н. П., Рубашов Г. М. 161
должна быть преобразована относительно точки КЗ результи-
рующим сопротивлением системы. Последнее определяет состав-
ляющую ТКЗ от системы, неизменную во времени. Начальное
значение периодической составляющей тока /д0 от асинхронного
двигателя определяется через кратность пускового тока 1*а,
приводимую в каталоге.
Если внешнее индивидуальное сопротивление 2ВН* не пре-
вышает 10—20 % от с верх пер сходного сопротивления двигателя
(x'dt ~ 1//п.), то его при расчете /д0 учитывать не надо (таким
сопротивлением обладает, например, кабель длиной не более
200—300 м, и сечением не менее 50—70 мм2); тогда для всех дви-
гателей, кроме серий ВДД и ДВДА,
(9.43)
162
Для асинхронных двигателей вертикального исполнения се-
рий ВДД и ДВДА
/до = Ъ2/»ц/н> (9.44)
Если | zBH | > (0,1 4- 0,2) Xd9, то
а для двигателей серий ВДД и ДВДА
1,2/,п/н
Д° “ 1 +|гвн|/*4/
(9.46)
Периодическую составляющую ТКЗ от асинхронного двига-
теля в произвольный момент времени можно определить так:
ht = (9.47)
где Т'р — расчетная постоянная времени.
При учете внешнего сопротивления постоянная вычисляется
как
где Тр д — расчетная постоянная времени двигателя при КЗ на его выводах
(табл. 9.2).
Начальное значение периодической составляющей ТКЗ син-
хронного двигателя при учете его внешнего сопротивления, когда
за базисные условия принимаются его номинальный ток и на-
пряжение, рассчитывается по формуле
K(^ + Sh.)2+49 ’
(9.49)
где х"Лл —сверхпереходное сопротивление, отн. ед. (см. приложение 14); —
сверхпереходная ЭДС в начальный момент КЗ, отн. ед.; хвн* и гВН9 — индук-
тивная и активная составляющие внешнего сопротивления, отн. ед.
Таблица 9.2. Постоянные времени и значения д двигателей
Пара- метр А АО ДАЗО АТД ATM ВЛД, ДВДА ДАМСО
г;.д>с 0,04 0,04 0,09 0,06 0,075 0,06 0,044
Та. д> с 0,04 0,03 0,02 0,058 0,043 0,05 0,035
^у.д 1,56 1,49 1,60 — 1,67 1,66 1,55
6*
163
Величина E”tQ определяется с учетом того, что двигатель ра-
ботал в номинальном режиме с перевозбуждением:
£"0 = /cos2 <pH + (sin<pH + x^)2 , (9.50)
где cos <рн — номинальный коэффициент мощности двигателя в режиме пере-
возбуждения.
Значения периодической составляющей ТКЗ от синхронного
двигателя в произвольный момент времени следует находить
с помощью расчетных кривых приложения 16, а. При их по-
строении принята предельная форсировка возбуждения, рав-
ная 1,4.
Расчет периодической составляющей ТКЗ синхронного дви-
гателя, отделенного от точки КЗ сопротивлением zBH> произво-
дится в следующем порядке:
1) определяют /д0 в соответствии с (9.45);
2) по кривым приложения 16, а для нужного момента t на-
ходят /д«//д0;
3) вычисляют ТКЗ в именованных единицах:
Апериодическая составляющая ТКЗ двигателя (асинхронного
и синхронного) в любой момент t
= (9.51)
При необходимости учета внешнего сопротивления постоянная
времени определяется по формуле
где Та. д — постоянная времени затухания апериодической составляющей дви-
гателя при КЗ на его выводах; для асинхронных двигателей она определиется
по табл. 9.2, для синхронных — по кривым приложения 16, б.
Ударный ТКЗ двигателя (асинхронного и синхронного)
i-y. д = fey. д К"2 /до- (9.53)
Если внешнее сопротивление надо учитывать, то значения ky, д
определяют по формулам:
для асинхронного двигателя
6у.д = 0“О'О1/ГР+ e-D,Dl/T.; (9е54)
для синхронного двигателя
д = 1 + е-о.м/т.. (9.55)
Если внешнее сопротивление не учитывается, то значения ky. д
для асинхронных двигателей берутся из табл. 9.2, для синхрон-
ных — по приложению 15, б.
Периодическая и апериодическая составляющие в точке КЗ
определяются арифметическим суммированием периодических и
апериодических составляющих токов всех источников радиальной
164
схемы — двигателей и системы, т. е. периодическая составля-
ющая в точке КЗ
h — /i+ 7с,
1=1
(9.56)
апериодическая составляющая в точке КЗ
^=^£^о^/Гог + ^^/Г°С
1=1
(9.57)
где Тос — постоянная времени составляющей ТКЗ от системы; п — число дви-
гателей.
Ударный ток в точке КЗ вычисляется арифметическим сум-
мированием ударных токов двигателей и системы:
(-у = j<2 S kyllwi + Г2 Мс.
<=1
—0,01/7’
где ky = 1 + е ' ос — ударный коэффициент цепи системы.
(9.58)
Пример 9.4. При трехфазном КЗ в точке К схемы промышленной под-
станции (рис. 9.11) определить для места КЗ начальное значение периодической
составляющей тока КЗ /п0, периодическую и апериодическую составляющие
тока к моменту t — 0,1 с и ударный ток /у. Номинальные данные двигателя
приведены на рис. 9.11, а (в таблице). В соответствии с изложенным при опре-
делении ТКЗ нужно учитывать двигатели только секции 1. Эквивалентная схема
для определения ТКЗ от системы изображена на рис. 9.11,6. Здесь все сопро-
тивления выражены в относительных единицах при следующих базисных усло-
виях: Sg = 40 MB-A; U $ = 6,3 кВ; /д = 3,66 кА.
Решение. Периодическая составляющая ТКЗ от системы
7с = 7д/хс*х = 3,66/0,252 = 14,5 кА.
Постоянная времени затухания апериодической составляющей ТКЗ от
системы
Поскольку двигатели секции 1 подключены короткими кабелями, их внеш-
ними сопротивлениями можно пренебречь, т. е. хвн = 0.
Начальное значение периодической составляющей ТКЗ от двигателей Д1
секции 1 в соответствии с (9.43) составит:
In = nltals = 3-6-0,107= 1,93 кА.
Для определения начальных значений периодических составляющих от
двигателей Д2 и ДЗ найдем предварительно их сверхпереходные ЭДС, используя
(9.50). Для двигателей Д2 xd, = 0,118, для двигателей ДЗ x"dt = 0,21, поэтому
д;02 = j< о,92 + (0,436 + 0,118)3 = 1,06;
Е;0з = 0,9s + (0,436 + 0,21)2 = 1,11.
Начальные значения периодических составляющих токов от синхронных
двигателей
7(1,2 — п
x"d»
1,11-0,182
1,9 кА.
165
С1 6 к8
4 4
Sf5000 МВ-А
SH=U) МВ-А
UK=10,5 %
Р6АСМ-6-2*2500-10
при-
4 4
В соответствии с (9.56) начальное значение периодической составляющей
в точке КЗ
7до = 1,93 + 6,7 + 1,9 + 14,5 = 25 кА.
Периодическая составляющая ТКЗ от асинхронных двигателей к моменту
I = 0,1 св соответствии с (10.51)
7tl = 1,93е~°'1/0'04 = 0,16 кА.
Согласно расчетным кривым (см. приложение 16) относительные значения
периодических составляющих синхронных двигателей к моменту 7= 0,1 с сле-
дующие: для двигателя Д2 типа СТМ — 0,78, для двигателя ДЗ типа ВДС — 0,62.
В именованных единицах они будут равны: для двигателя Д2 Its =
= 0,78-6,7 = 5,2 кА, для двигателя ДЗ It3 = 0,62-1,9 = 1,2 кА.
166
Периодическая составляющая тока в точке КЗ в соответствии с (9.56)
It = 0,16 + 5,2 + 1,2 + 14,5 = 21,1 кА.
Апериодическая составляющая в точке КЗ определяется по (9.58). Постоян-
ная времени для двигателя Д1 равна 0,04 с (см. табл. 9.2); для двигателей Д2
и ДЗ — 0,094 и 0,057 с по кривым приложения 16,5. Ударный ТКЗ составит
iat = К2-1,93е-0’1/0’04 + К2-6,7е~°’1/0-094 + J<2-1,9е-°'1/0-051 +
+ /2- 14,5е“О-’/о.о™ = 9>6 кд.
Для расчета ударного тока находим значения ударных коэффициентов:
для цепи системы
/гц 0 = 1 + е-0.1/0.078 = 1>88.
для асинхронного двигателя Д1 (см. табл. 9.2)
kyt = 1,56;
для синхронных двигателей Д2 и ДЗ по расчетным кривым (см. приложе-
ние 16, б)
йуз = 1,82; й-уз = 1,81,
Ударный ток в точке КЗ в соответствии с (9.53)
17 = 1,88 К2-14,5 + 1,56 К2-1,93 + 1,87 J<2.6,7 + 1,81 J<2-1,9 = 65,2 кА.
При учете общего сопротивления, связывающего точку КЗ
с группой разнотипных двигателей, целесообразно группу дви-
гателей заменять одним расчетным двигателем со следующими
параметрами!
п! п2
ZH.H= S /nf+ 1.2 S 7пЬ <9-59)
1=1 1=1
где п1 — число асинхронных двигателей в группе (кроме двигателей верти-
кального исполнения); п2 — суммарное число асинхронных и синхронных дви-
гателей вертикального исполнения, Ini и Ini — номинальные токи гго и 1-го дви-
гателей.
Кратность пускового тока
^»п = ^дот/^н. д> (9.60)
где /дот — начальное значение периодической составляющей суммарного тока
группы двигателей при КЗ на сборных шинах этой группы, определяемой по
формуле
п! п2
7дош = ^до! + ^до!> (9.61)
1=1 1=1
где /дог — начальное значение периодической составляющей тока 1-го асин-
хронного двигателя группы (не считая двигателей вертикального исполнения),
определяемое по (9.43); /д0; — начальное значение периодической составляющей
тока 1-го синхронного или асинхронного двигателя вертикального исполнения,
определяемое по (9.44).
Сверхпереходное сопротивление эквивалентного двигателя
= 1/',п- (9-62)
. 167
Постоянные времени периодической и апериодической состав-
ляющих эквивалентного двигателя!
п! п2
S T'piIfiPl + S 7д0!
Тд = , (9.63)
' дош
п! п2
Тaz до/ + Та!^до!
Та. д = ------г—, (9.64)
1 дош
где T'pi и Т'р1 — расчетные постоянные времени периодической составляющей
1-го и 1-го двигателей (для асинхронных двигателей они определяются по табл. 9.2,
для синхронных принимаются по расчетным кривым приложения 15, в); Tat и
T&i — постоянные времени апериодических составляющих токов i-ro и 1-го дви-
гателей.
Пример 9.5. При трехфазном КЗ в точке К промышленной подстанции,
схема которой показана на рис. 9.12, определить начальное значение периоди-
Рис.
меру
800м
го=О,2О6 Ом/км
ха=0,07А Ом/км
п=1 п=1 л=7
Обозна- чение Тип Серия Рн, кВт Он, к В 1н, кА
Д1 Асимр А юоо 6 107 6,2
Д2 Синхр СТМ 3500 Б 375 7,9
ДЗ н ВДС 1100 6 182 4.8
168
ческой составляющей тока, периодическую и апериодическую составлиющие
тока к моменту t = 0,1 с и ударный ток.
Решение. При КЗ в точке К следует учитывать только ток от двигателей,
присоединенных к секции 1С через кабельные линии. Периодическая состав-
ляющая ТКЗ от системы и постоянная времени затухания апериодической со-
ставляющей тока от системы Тй с были рассчитаны в примере 9.4: /с = 14,5 кА;
Та. с = 0,078 с. За базисный ток целесообразно принять в соответствии с (9.59)
1б = £ Ini + 1,2£ 1П1 = + 1,2 (375 + 182) = 775 А.
По (9.61) вычисляем начальное значение периодической составляющей тока
группы двигателей Д1, Д2, ДЗ при КЗ на сборных шинах ЗС этой группы:
7дош= 6,2-107 + 1,2-7,9-375 + 1,2-4,8-182 = 5267 А.
Двигатели Д1, Д2, ДЗ объединяем в один эквивалентный с параметрами,
определяемыми по (9.60), (9.62), (9.63), (9.64):
7П, = 5267/775 = 6,8;
х’в= 1/6,8 = 0,147;
0,04-6,2-107+ 0,34-1,2-7,9-375+ 0,37-1,2-4,8-182
ГД -------------------------5267-----------------------= °’31 с;
0,04-6,2-107 + 0,094-1,2-7,9-375 + 0,067-1,2-4,8-182 _ _ __
1 а- «------------------------5267 0,08 С*
Начальное значение периодической составляющей тока эквивалентного
двигателя при КЗ в точке К в соответствии с (9.45)
, 6,78-775 , о .
fn°- 1 + 0,0137/0,147 - 4’8 кА5
где _
Гвн« = 4" fo* -Q/c- = 4-0,206-0,8 з’775 = 0,0123;
О C/Q О 0,0
«вн* = -4-0,074-0,8 .L3^0’77-- = 0,0044;
О 0,0
zBH* = Fr0,01232+ 0.00442 = 0,0137.
Начальное значение периодической составляющей тока в точке КЗ
70 = 1С + 2/д0 = 14,5 + 2-4,8 = 24,1 кА.
Периодическая составляющая тока эквивалентного двигателя к моменту
I = 0,1 с по (9.57)
/д1= 4,8е_'0'1^0'32 = 3,5 кА,
где
Т' = Тд(1 + хвн.7Хд,) = 0,31 (1 + 0,0044/0,147) = 0,32 с.
Поэтому периодическая составляющая в точке КЗ к моменту I = 0,1 с
It = 7С + 27д/ = 14,5 + 2-3,5 = 21,5 кА.
Апериодическая составляющая тока эквивалентного двигателя к моменту
I = 0,1 с по (9.51)
(д/ = V2 -4,8e"°’I/Q-0328 = 0,1 кА,
где То определяется по (9.52):
0,147+ 0,0044 п 0398 л
Т° =-------7----0147--------------Г- = 0,0328 с-
314 (ww + °’0123)
169
i
Суммарное значение периодической составляющей тока в точке КЗ к мо-
менту t
lnt = М + 2<д1 = К2 • 14,5е'—0,1,/0'078 + 2-0,1 = 5,9 кА.
Ударный ток эквивалентного двигателя согласно (9.53)
«у. д = 1,63 /Г-4,8 = 11 кА,
где
ky. д = а-°-01/0’32 + е~°’01/0,0328 = 1)63
Ударный ток в точке КЗ
«у, д = «у. с + 2iy. д — 1,88 К2 • 14,5 + 2-11 = 60 кА,
где
с= е—0,01/0,078 _ 1)88>
§ 9.8. Расчет ТКЗ в электроустановках до 1000 В
Электроустановки промышленных предприятий напряжением
до 1000 В обычно получают питание от электрических систем
через понижающие трансформаторы. Мощность трансформаторов
цеховых подстанций находится в пределах 200—2500 кВ-А.
Наиболее часто на этих подстанциях устанавливают трансформа-
торы мощностью ST - 630, 1000, 1600 кВ-А.
Если мощность КЗ SK на шинах высшего напряжения
SK > 50ST, (9.65)
то периодическая составляющая ТКЗ будет неизменной. В боль-
шинстве случаев это соотношение имеет место в системах электро-
снабжения промышленных предприятий. Если соотношение (10.65)
не выполняется, величина сопротивления системы находится
по значению ТКЗ на выводах обмотки высшего напряжения по-
низительного трансформатора!
*с= ЦцЖз'Л (9.66)
где UCp — среднее номинальное значение напряжения обмотки высшего напря-
жения трансформатора.
При отсутствии данных о величине /'к3> значение хс может
быть определено по номинальной мощности отключения SH. 0
выключателя, установленного в сети питания понизительного
трансформатора;
= </5н. о- (9-67)
На величину ТКЗ в сетях до 1000 В существенное влияние
оказывают:
сопротивления таких элементов короткозамкнутой сети, как
провода небольшой длины, кабели, трансформаторы тока, токовые
катушки автоматических выключателей и др.;
сопротивления контактных соединений, особенно контактов
аппаратов, распределительных устройств;
переходные сопротивления в месте КЗ.
1 70
Расчет ТКЗ в сетях до 1000 В целесообразно производить
в именованных единицах. Ниже рассмотрен выбор сопротивлений
' элементов таких сетей.
1. Активное
трансформатора
и индуктивное сопротивления (мОм) силового
приведены к ступени низшего напряжения:
- Л
«и
/4-(АРк/105н)з UI ,10в)
SH
трансформаторе, кВт; Un — номинальное линейное
ГТ —
Хт
КЗ в
(9.68)
где ДРК — потери
напряжение обмотки низшего напряжения, кВ; SH — номинальная мощность
трансформатора, кВ-А.
2. Параметры некоторых типов шинопроводов до 1000 В при-
ведены в приложении 4. При отсутствии этих параметров их
определяют расчетным путем (см. § 6.1).
3. Активное и индуктивное сопротивления кабелей приведены
в каталогах или определяются расчетом (§ 6.1).
4. Переходное сопротивление (мОм) контактного соединения
; любого вида может быть найдено по формуле
г„ = k/(0,W2F^m, (9.69)
где FK — сила нажатия в контакте, Н; т — коэффициент, равный 0,5 для то-
чечного контакта, 0,5—0,8 — для линейного, 1,0—для плоского; k — коэф-
фициент, зависящий от материала контактов и состояния их поверхности; вели-
чина его принимается по следующим
алюминий—алюминий
алюминий—латунь . ,
алюминий—медь . . ,
алюминий—сталь . ,
сталь—сталь . . . ,
Переходные сопротивления
тов приведены в табл. 9.3.
5. При расчете ТКЗ в сети до 1000 В надо учитывать как
активные, так и реактивные сопротивления измерительных транс-
, • форматоров тока, которые имеются в цепи КЗ. Данные о сопро-
тивлениях трансформаторов тока приведены в табл. 9.4.
Таблица 9.3. Ориентировочные значения переходных сопротивлений
контактов аппаратов, МОм
3—6
. 1.9
. 0,98
. 4,4
. 7,6
данным:
латунь—железо .... 3,0
латунь—латунь .... 0,67
медь—медь.............0,4
серебро—серебро . . . 0,06
контактов отключающих аппара-
Номи- нальный ток аппа- рата, А Автомат Рубиль- ник Разъеди- нитель Номи- нальный ток аппа- рата, А Автомат Рубиль- ник Разъеди- нитель
50 1,3 600 0,25 0,15 0,15
100 0,75 0,5 — 1000 — 0,08 0,08
200 0,6 0,4 — 3000 0,02
400 0,4 0,2 0,2
171
Таблица 9.4. Сопротивление первичных обмоток трансформаторов
тока, МОм
Коэффициент трансформации X р Коэффициент трансформации X Г
20/5 40/5 75/5 Действующее в сети до 1000 следует определ. 67 17 4,8 значен В без у ять по сс /(3 42 И 3 ие пер г чета по; ютношен /3 150/5 300/5 500/5 юдической сост щитки асинхро! ИЮ Uev + *2 1,2 0,3 0,07 авляющс 1НЫХ дв 0,75 0,2 0,05 ш ТКЗ чгателей (9.70)
где г2 и — суммарные соответственно активное и реактивное сопротивления
контура КЗ их величины вычисляются алгебраическим суммированием сопро-
тивлений элементов контура КЗ.
Действующее значение периодической составляющей тока од-
нофазного КЗ в сети до 1000 В рассчитывается по формуле
<9-7”
, V з 2фо
где 2ф0 — полное сопротивление петли фаза — ноль.
При расчетах ТКЗ в сетях до 1000 В параметры отдельных
элементов контура КЗ часто неизвестны. В связи с этим ряд
проектных организаций применяет метод, при котором в рас-
четный контур КЗ вводится добавочное сопротивление 0,015—
0,03 Ом. При этом значения ТКЗ получаются сильно заниженными
по сравнению с действительными. Особенно существенна разница
в сетях до 1000 В, получающих питание от мощных трансформа-
торов 1000, 1600, 2500 кВ - А. Поэтому ВНИИПроектэлектромонтаж
рекомендует вводить снижающий коэффициент feCH. Умножая
расчетный ток КЗ на feCH, получают расчетный ТКЗ в сети 0,4 кВ
с учетом сопротивления дуги. При этом рекомендовано:
1) для выбора уставок автоматов принимать feCH = 0,3;
2) для проверки оборудования на динамическую устойчи-
вость :
а) при замыканиях на КТП с трансформаторами мощностью
1000—2500 кВ-A feeH = 0,7;
б) при расчетной величине ТКЗ 40 кА feeH = 0,8;
в) при расчетной величине ТКЗ 20 кА feCH = 0,9.
Значения ударного коэффициента берутся из табл. 9.1. При
КЗ на магистральных шинопроводах, удаленных более чем на
100 м от трансформатора, ky принимается равным единице.
«72
Токи КЗ от асинхронных двигателей присоединенных непо-
средственно к месту КЗ, учитываются только при определении
ударного ТКЗ:
1у = k j/~2 /н д яа 6,5/н. д,
где /н> д — номинальный ток одновременно работающих двигателей, кА; k =
- 7П/7Я. д = 4,5.
§ 9.9. Электродинамическое и термическое действие ТКЗ.
Ограничения ТКЗ
Электродинамическое действие ТКЗ. При КЗ в результате
прохождения по конструкциям распределительных устройств ава-
рийных токов возникают электродинамические усилия и меха-
нические напряжения в металле. Последние должны быть мень-
ше максимально допустимых для данного металла.
Электродинамическое действие ударного ТКЗ при трехфаз-
ном КЗ определяется наибольшей силой К(3> (Н), действующей
на шину средней фазы при условии расположения шин в пло-
скости;
Fts> = i76_L(.2.10-2> (9.72)
где I и а — длина и расстояние между токоведущими частями.
Рассматривая шину как равномерно нагруженную балку,
можно определить максимальный изгибающий момент (при трех
и более пролетах):
М = [кгс-см]; (9.73)
тогда наибольшее напряжение в металле при изгибе и трехфаз-
ном КЗ
м 1,76-10—3Z2i2
а =---= ------------— [кгс/см2], (9.74)
w aw ' '
где I — расстояние между опорными изоляторами, см; i? — ударный ток, кА;
а — расстояние между осями шин смежных фаз, см.
При расположении шин плашмя (рис. 9.13, а)
w = bh2l& = 0,167Wi3 [см3]. (9.75)
При расположении шин на ребро (рис. 9.13, б)
w = b2h/&'= 0,l67b2h [см3]. (9.76)
Расчетные напряжения в металле <тр должны быть меньше
допустимого напряжения од.
Конструкции распределительных устройств обычно обеспе-
чивают частоту собственных колебаний, отличающуюся от резо-
нансной на ±(104-15) %. Проверка шин на механический резо-
нанс согласно ПУЭ не обязательна.
Термическое действие ТКЗ. Токоведущие части элементов
системы электроснабжения при КЗ нагреваются значительно
173
Рис. 9.13. Расположение
шин иа изолиторах
а плашмя; б ** на ребро
больше, чем при номинальном режиме. Для обеспечения термиче-
ской устойчивости расчетная температура тр должна быть ниже
допустимой тд для данного материала.
Действительное время, при котором элементы системы элек-
троснабжения находятся под действием ТКЗ, слагается из вре-
мени действия защиты t3 и выключающей аппаратуры tBi
(9.77)
При проверке токоведущих частей на термическую устойчи-
вость пользуются понятием приведенного времени (пр, при котором
установившийся ТКЗ выделяет то же количество тепла, что
и действительный ток за действительное время.
Приведенное время определяется составляющими времени
периодического и апериодического ТКЗ<
^пр ~ ^пр. аТ~ ^пр. п« (9.78)
174
При действительном времени t < 5 с величина /пр. п нахо-
дится по кривым /пр. п = f (₽") (рис. 9.14), где
Z7Zoo. (9.79)
При действительном времени t > 5 с величина /пр. п = /пр6 -р
4- (/ — 5) где /прб — приведенное время для t = 5 с.
Приведенное время апериодической составляющей
/пр. а = 0,005₽"з. (9.80)
При действительном времени t »> 1 с величина /пр. а не учи-
тывается.
Расчет на термическую устойчивость токоведущих частей про-
изводится по кривым нагрева различных металлов (рис. 10.15),
представляющим зависимость т = f (j2, /цр), где / =- I/F — плот-
ность тока, А/мм2; /пр — приведенное время действия ТКЗ, с.
Если известны величины и /пр, то, зная максимально до-
пустимую для данного металла температуру тд, по указанным
кривым определяют А = (/„,/Е)7лр. По ней по известным
и tnp находят сечение проводника F.
Если известна начальная температура нагрева проводника
Тнач, то по тем же кривым нагрева для тнач определяют величину
Анач. Количество тепла, выделившегося в проводнике при КЗ,
Рис. 9.14. Кривые приведенного времени периодической составляющей тока
прн питании о г турбогенератора с АРН
175
Рис. 9.15. Кривые нагрева токоведущих частей при КЗ
Температура нагрева кабеля в нормальном режиме опреде-
ляется по формуле
Т'Нач =: Tq “F (ТдоП — То) (/ном/^доп)3»
где т0 —температура окружающей среды (почвы), °C; Тд01! — допустимая тем-
пература при нормальном режиме; /доп — допустимый ток для выбранного
сечения А.
Определив значение Дкон по кривым рис. 9.15, находим ве-
личину ткон и сопоставляем ее со значениями тдоп по табл. 6.1.
Должно соблюдаться условие тдоп ткон-
Минимальное сечение проводника по условию термической .
устойчивости
Fмин = Zoo ^пр/Мкон 4нач) • (9.82)
Для удобства расчетов (9.82) может быть представлена в виде
*?мин== Zco 1ОПр)/С, (9.83)
где С — коэффициент, соответствующий количеству выделенного тепла в про-
воднике до и после КЗ, он равен: для кабелей 6—10 кВ с медными жилами —
140, с алюминиевыми — 95; для медных шин — 170, для алюминиевых — 95,
для стальных — 60.
Ограничения ТКЗ. Крупные промышленные предприятия под-
ключаются, как правило, к мощным электроэнергетическим си-
стемам. При этом ТКЗ могут достигать весьма значительных
величин, вызывая затруднения в выборе электрооборудования по
условиям устойчивости при КЗ. Большие сложности возникают
также при построении систем электроснабжения с большим
количеством мощных электродвигателей, питающих точку КЗ.
176
В связи с этим при проектировании систем электроснабжения
приходится определять оптимальную величину ТКЗ. Наиболее
распространенными способами его ограничения являются:
раздельная работа трансформаторов и питающих линий;
включение в сеть дополнительных сопротивлений — реак-
торов;
применение трансформаторов с расщепленной обмоткой.
Использование реакторов особенно целесообразно при под-
ключении сравнительно маломощных электроприемников к шинам
электростанций и к подстанциям большой мощности. При под-
ключении приемников с ударной нагрузкой — мощных печей,
вентильного электропривода — увеличение реактивности сети пу-
тем установки реакторов зачастую невозможно, так как оно при-
водит к увеличению колебаний и отклонению напряжения.
На рис. 9.16 приведена схема подстанции 110 кВ, питающей
резкопеременные нагрузки. В ней не предусмотрено реактирова-
ние на выводах и линиях 3, питающих мощную ударную нагрузку,
чтобы не увеличивать реактивность сети и толчки реактивной
мощности. На этих присоединениях применены мощные выклю-
чатели 1. На прочих линиях предусмотрено реактирование и обыч-
ные сетевые выключатели 2 с отключаемой мощностью до 350—
500 МВ-А.
На современных промышленных предприятиях с разветвлен-
ной двигательной нагрузкой (обогатительные фабрики и др.)
для ограничения ТКЗ применяют разработанную систему элек-
троснабжения с управляемым аварийным режимом.
Рис. 9.16. Схема подстанции ПО кВ, питающей резкоперемениые нагрузки
/ — мощные выключатели; 2 —• сетевые выключатели средней мощности; 3 —• линии
к электроприемиикам с резкопеременной ударной нагрузкой
177
ио! б,з
Рис. 9.17. Схема электроснабжения с групповым статическим токоограничи-
вающим устройством
На рис. 9.17 показана схема электроснабжения обогатитель-
ной фабрики. Как видно из рисунка, при КЗ в точке К через
выключатель поврежденного присоединения (В) протекает сумма
аварийных токов — от сети и подпитки от неповрежденных
двигателей. Для ограничения ТКЗ, протекающего через выклю-
чатель поврежденного присоединения, на период аварии вклю-
чают тиристорные токоограничители шунтового типа VS1, VS2,
ограничивая составляющую ТКЗ от сети. После отключения
выключателем В тока подпитки VS1, VS2 отключаются. Степень
токоограничения регулируется токоограничивающим рези-
стором R.
Для ряда ответственных механизмов, не допускающих само-
запуска при номинальной нагрузке и перерывов в электроснабже-
нии, применяется схема частичной параллельной работы транс-
форматоров, показанная на рис. 9.18. Схема представляет собой
двухсекционное распределительное устройство со сдвоенными
реакторами L1 и L2. В нормальном режиме выключатели Q3,
Q4 отключены, выключатель Q5 включен'. По ветвям а сдвоенных
реакторов протекают нагрузочные токи, по ветвям б — уравни-
тельный ток, который между источниками ограничен сопротив-
лениями ветвей сдвоенных реакторов. Схема позволяет, в част-
ности, в сетях с двигательной нагрузкой поддерживать остаточ-
ные напряжения, обеспечивающие устойчивость двигателей.
В последние годы на промышленных объектах стали созда-
ваться сложнозамкнутые сети 0,4 кВ, в которых осуществляется
* параллельная работа цеховых трансформаторов ТМ 1000-4-
2500 кВ-А.
В таких сетях обеспечивается высокое качество электрической
энергии, рациональное использование трансформаторной мощ-
ности. На рис. 9.19, а показана схема, в которой ограничение
аварийных токов при параллельной работе трансформаторов
1 78
обеспечивается за счет дополнительных реакторов, введенных
в сети 0,4 кВ. В ряде случаев естественное удаление трансформа-
торов позволяет организовать схему рис. 9.19, а без использова-
ния реакторов. На рис. 9.19, б показана сложнозамкнутая сеть
Рис, 9.18. Схема с частичной параллельной работой источников
Рис. 9.19. Схемы с параллельной работой цеховых трансформаторов 6/0,4 кВ
а — с секционными реакторами; б —* о использованием высоковольтный тиристорных
выключателей
179
Как видно из рис. 9.19, б, силовые трансформаторы подклю-
чены к питающей сети через тиристорные выключатели, которые
в аварийном режиме обеспечивают опережающее отключение части
трансформаторов; при этом ток короткого замыкания ограничи-
вается за счет естественных сопротивлений сложнозамкнутой
сети, получающей в этом случае питание от неотключенных транс-
форматоров.
Глава десятая
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ПОДСТАНЦИЙ
§ 10.1. Изоляторы и шины распределительных устройств
Токоведущие части распределительных устройств крепятся
и изолируются друг от друга посредством изоляторов. Послед-
ние делятся на линейные, аппаратные, опорные и проходные.
Линейные изоляторы предназначены для крепления проводов
линий электропередачи.
Аппаратные изоляторы служат для крепления и вывода то-
коведущих частей электрических аппаратов, крепления шин.
Опорные изоляторы внутренней установки типа ОФ на 6—
10—35 кВ используют для крепления шин и аппаратуры распре-
делительных устройств. Их изготавливают с овальными, круг-
лыми или квадратными основаниями; они имеют металлическую
арматуру для крепления и заделки. Опорные изоляторы наруж-
ной установки (ОНШ на 6—35 кВ, ОНС на 10—35—ПО кВ и др.)
выполняют с более развитой поверхностью, чем изоляторы вну-
тренней установки.
Проходные изоляторы предназначены для вывода токоведущих
частей из зданий, прокладки шин через стены и перекрытия. Наи-
большее распространение получили проходные изоляторы вну-
тренней установки типов П и ПК с токоведущими стержнями
круглого и прямоугольного сечений на 6—20 кВ и токи 250—
2500 А; они используются в комплектных распределительных
устройствах типа КРУ. .
Линейные вводы наружной установки типов ПНВ и ПНБ
выпускают на 6—36 кВ и 400—4000 А. Маслонаполненные фар-
форовые вводы служат для ввода проводов высокого напряжения
из баков трансформаторов, выключателей или прохода проводов
высокого напряжения через стены зданий. Вводы изготавливают
на 110—500 кВ, 400—2000 А.
Шины распределительных устройств напряжением выше 1000 В
делают из меди, алюминия, стали; они имеют прямоугольное,
180
круглое или коробчатое сечение. Наиболее распространены алю-
миниевые прямоугольные шины. Медные шины в закрытых рас-
пределительных устройствах используют только в особых слу-
чаях, в открытых устройствах — при агрессивной среде (на
территории химических заводов и др,).
В зависимости от величины тока шины собирают по одной,
- две, три и более полос в одном пакете на фазу. Для токов свыше
3000 А применяют шины коробчатого сечения. Окраска шин в рас-
пределительных устройствах следующая: фазы А — желтая,
фазы В — зеленая, фазы С — красная. При монтаже плоских
; или коробчатых шин их делят на отдельные участки, соединяемые
гибкими компенсаторами. В средней точке пролета между ком-
пенсаторами устанавливается опорный изолятор. Нагрев шин
в эксплуатации не должен превышать 70 °C во избежание окис-
ления контактов,
г
§ 10.2. Коммутационная аппаратура
В сетях 0,4 кВ подстанций используются автоматические
выключатели, рубильники и предохранители (см. гл. 6).
’ Коммутационный аппарат напряжением свыше 1000 В —
наиболее ответственный элемент распределительных устройств
подстанций промышленных предприятий. Основным коммута-
ционным аппаратом является выключатель, предназначенный для
коммутации рабочих и аварийных токов. При разрыве цепи кон-
тактами выключателя возникает электрическая дуга, которая
должна гаситься коммутационным аппаратом. При конструирова-
нии аппаратов для этой цели предусматриваются специальные
устройства, способствующие гашению дуги, — охлаждение дуги
посредством перемещения ее в окружающей среде, обдувание
дуги воздухом, расщепление ее на несколько параллельных дуг
малого сечения, удлинение, дробление и соприкосновение дуги
, с твердым диэлектриком, создание высокого давления в дуговом
промежутке и т. п.
Наиболее распространены выключатели,в которых дугогася-
щей средой служит жидкость или газ, называемые масляными
и воздушными. В масляных выключателях дугогасящей средой
является трансформаторное масло, в воздушных — сжатый воз-
‘ дух, Помимо воздушных и масляных, имеется много других типов
- выключателей. Так, в автогазовых выключателях используется
дутье газов, образующихся под действием высокой температуры
, дуги, которая, в свою очередь, воздействует на вкладыши дугога-
, сительной камеры со стенками из органического стекла или
фибры. В элегазовых выключателях гашение дуги осуществляется
в среде элегаза.
Выпускаемые отечественной промышленностью масляные вы-
' ключатели имеют в основном две конструктивные разновидности:
много- и малообъемные.
181
На рис. 10.1 показан разрез полюса многообъемного выключа- .
теля У-ПО (серия «Урал»), который предназначен для установки
на открытых частях станций и подстанций ПО кВ. Номинальный
ток выключателя 2000 А, номинальный ток отключения 50 кА.
Выключатель У-ПО — трехполюсный аппарат, полюса которого
жестко соединены между собой. При отключении он работает по
двухступенчатому циклу: сначала размыкаются контакты дуго- ‘
гасительного устройства, при этом происходит гашение основного
тока выключателя, а затем в открытом разрыве обрывается ток,
протекающий через шунт сопротивлением 150 Ом, включенный
параллельно контактам выключателя.
Для распределительных устройств 6—10 кВ наибольшее рас-
пространение получили малообъемные выключатели серий:
ВМП-10/350 — на номинальный ток до 3000 А и отключаемую
мощность 350 МВ-А; ВМППЭ-10/500 — на номинальный ток
до 3200 А и отключаемую мощность 500 МВ • А; ВМГ — на номи-
нальные токи 630 и 1000 А, отключаемый ток 20 кА и отключае-
мую мощность 350 МВ-А; ВМПП-10/350; ВМПЭ-10/350.
Выключатели серии ВМП-10 выпускаются в двух исполнениях:
ВМП-10 — для сборных камер распределительных устройств КСО
и ВМП-ЮК — для камер КРУ. На рис. 10,2 показан малообъем-
ный выключатель типа ВМП-ЮК колонковой подвесной конструк-
ции.
На лицевой стороне стальной рамы 5 установлены фарфоровые
изоляторы 6, на которых подвешены баки 7 выключателя. Вал 4
выключателя связан тягой 3 и рычагом 1 с его подвижными кон-
тактами, находящимися внутри баков. Внутри рамы размещена
отключающая пружина 2. Бак выключателя состоит из прочного
влагостойкого цилиндра 21 из изоляционного материала, арми-
рованного металлическими фланцами — нижним 20 и верхним И.
Внутри нижнего фланца на его крышке 15 находится неподвиж-
ный розеточный контакт 19. На верхнем фланце 11 установлен
металлический корпус 24, внутри которого смонтированы подвиж-
ный стержневой контакт 12, кинематически связанный с ним ме-
ханизм управления 9, роликовое токосъемное устройство 10 ,
и направляющие 23, обеспечивающие возвратно-поступательное
движение подвижного контакта вдоль своей оси. • ,
Корпус снабжен крышкой 25, в которой имеется отверстие для
заливки в бак масла, закрываемое пробкой 3. Для слива масла
в нижнем фланце находится отверстие 16, закрываемое проб-
кой 17. Над розеточным контактом расположена дугогасительная
камера поперечного дутья 13. Для контроля за уровнем масла
в баке служит маслоуказательное стекло 14.
При включенном положении выключателя ток протекает через
вывод 22, токосъемное устройство 10, подвижный контакт 12,
неподвижный контакт 19 и вывод 18. При отключении выключа-
теля, в момент размыкания контактов 12 и 19, между ними воз-
никает электрическая дуга. Под действием высокой температуры
182 !
>•
Рис, 10,1. Разрез полюса
выключателя
1 — бак; 2 — трубчатые
нагреватели; 3 — траверса
с подвижными контактами;
4 — дугогасигельное ус-
тройство с шунтом; 5 — на-
правляющее устройство; 6 —
изоляция бака; 7 — транс-
форматоры тока; 8 — меха-
низм выключателя; 9 — мас-
лонаполненный ввод
Рис. 10.2» Масляный выключатель
ВМП-10
а — общий вид; б — бак выключателя;
1 — рычаг; 2 — отключающая пружина;
3 — тяга; 4 — вал; 5 — рама; 6 — изоля-
торы; 7 — бак; 8 и 17 — пробки; 9 — ме-
ханизм управления; 10 — токосъемное уст-
ройство; 11 и 20 — фланцы; 12 — стержне-
вой контакт; 13 — камера поперечного
дутья; 14 — маслоуказательиое стекло;
15 и 25 — Крыши; 16 — отверстие; 18 и
22 — выводы; 19 — розеточный контакт;
21 — цилиндр; 23 *=* направляющая; 24 —
корпус
дуги происходит разложение масла и бурное газообразование.
Давление в нижней части бака резко возрастает, масло и про-
дукты его разложения устремляются в верхнюю часть бака, про-
ходя по поперечным каналам дугогасящей камеры, благодаря
чему дуга гаснет.
Для сетей 6 и 10 кВ выпускаются также выключатели с элек-
тромагнитным дутьем типа ВЭМ-10 на номинальный ток до 1000 А
и отключаемую мощность 350 МВ-А, а также вакуумные выклю-
чатели. Указанные аппараты используются в электроустановках
с частыми коммутациями.
Приводы выключателей предназначены для управления ими:
включения, отключения, удержания во включенном положении.
По принципу действия приводы делятся на электромагнитные
(соленоидные), грузовые, пружинные, электродвигательные, пнев-
матические. При включении привод потребляет наибольшую
энергию, преодолевая сопротивление системы передач выключа-
теля — пружин и пр. При отключении привод должен обладать
максимальным быстродействием. Потребляемая мощность при
этом невелика, так как при отключении требуется только освобо-
ждение защелки, удерживающей привод во включенном положе-
нии. Отключение самого выключателя производится отключа-
ющими пружинами. * 1
На ’электростанциях и подстанциях наиболее часто приме-
няются электромагнитные (соленоидные) приводы. Промышлен-
ностью выпускаются два их
типа! ПС-10 и ПЭ-11; по-
следний наиболее соверше-
нен и предназначен для
работы с выключателя-
ми ВМГ-10,ВМП-10,ВМП-35.
На рис. 10.3 пока-
зан электромагнитный при-
вод ПЭ-11 для управления
выключателями 6—10 кВ.
Он состоит из включающе-
го 7 и отключающего 6 элек-
тромагнитов и управляемого
ими механизма, который
соединяется кинематически
с валом выключателя.
Рис. 10.3. Электромагнитный при-
вод ПЭ-11
1 и 13 — рычаги; 2 в 11 — ролики;
3 и 10 — защелки; 4 — рукоятка; 5 —
боек; 6 и 7 — электромагниты; 8 —
сердечник; 9 — обмотка; 12 и 15 —
серьги; 14 — вал
185
Pin, JO.5. Кварцевый предохра-
ни ie.n> i ипа ПК на 10 кВ
Рис. 10.4. Выключатель нагрузки типа ВНП-16
1 — предохранители ПК: 2 — каркас для предохранителей; 3 — резиновые шайбы: 4 ••
отключающая пружина; 5 — неподвижный контакт рабочего контура; 6 — дугогасн-
тельн - камера; 7 — неподвижный контакт рабочего контура; 8 — подвижный контакт
дугог<о ительного контура (нож); 9 — подвижный контакт рабочего контура; 10 •— сталь-
ные полосы
Напряжение подводят к обмотке 9 включающего электромагнита,
сердечник 8 втягивается, и его шток поднимает ролик 11,
а последний через серьгу 12 и рычаг 13 приводит во вращение
вал 14 привода, соединенный с валом выключателя. Выключатель
включается, а механизм привода запирается защелкой 3, которая
через рычаг 1 и серьгу 15 не позволяет ролику 11 сдвинуться
с места, фиксированного защелкой 10; последняя удерживает
ролик в верхнем положении. Для отключения выключателя за-
щелка 3 должна быть повернута по часовой стрелке рукояткой 4
или бойком 5 отключающего электромагнита. Ролик 2 скатывается
с защелки и отпирает рычаг 1 последней. Ролик 11 смещается
вправо, скатываясь с защелки 10, и выключатель под действием
своих пружин отключается.
В установках напряжением 6—10 кВ, особенно в распреде-
лительных пунктах, на цеховых подстанциях предприятий, в го-
родских установках, широко применяются выключатели нагрузки
с небольшой дугогасительной камерой. Выпускаемые отечествен-
ной промышленностью выключатели нагрузки ВНП-16 и ВНП-17
в сочетании с высоковольтными предохранителями типа ПК
в известной мере заменяют силовой выключатель. Выключатели
нагрузки выполняются на номинальный ток до 200 А, 10 кВ и
400 А, 6 кВ; они рассчитаны на сквозной ударный ток 30 кА.
В сетях промышленных предприятий ударные ТКЗ обычно пре-
186
вышают эти значения, однако в сочетании с предохранителем типа
ПК выключатели нагрузки могут использоваться в сетях, ибо
такой предохранитель является токоограничивающим эле-
ментом.
На рис. 10.4 изображен выключатель нагрузки ВНП-16 с пре-
дохранителем ПК.
Общий вид и разрез патрона предохранителя типа ПК на
10 кВ показаны на рис .10.5. Патрон предохранителя вставляется
латунными колпачками 1 пружинящие контакты 3, укрепленные
на фарфоровых изоляторах 4. Патрон выполнен в виде фарфоро-
вой трубки 2, внутри которой находится несколько медных спи-
ралей 5, 6 с напаянными на них шариками из олова. В патроне
размещена также стальная пружина 7, соединенная якорем
с указателем 8. В момент срабатывания эта пружина перегорает
и освобождает указатель, выталкиваемый вниз специальной пру-
жиной.
Для снижения перенапряжений в предохранителях применяют
плавкие вставки из медных посеребренных проволочек разных
сечений. Сначала перегорает вставка меньшего, а затем большего
сечения; при этом уменьшается длина пробиваемого промежутка
и ограничивается перенапряжение, которое должно быть не более
чем в 2,5 раза больше номинального.
§ 10.3. Разъединители, короткозамыкатели, отделители
Разъединителем называется электрический аппарат для опе-
ративного переключения под напряжением участков сети с ма-
лыми токами замыкания на землю и создания видимого разрыва
цепи. По условиям техники безопасности при производстве работ
в установках необходимо иметь видимые разрывы цепи, откуда
может быть подано напряжение. Указанное требование обеспечи-
вается разъединителями, которые не имеют устройств для гашения
дуги и не допускают переключений под нагрузкой. Поэтому их
оснащают блокировкой, предотвращающей отключение нагрузоч-
ного тока.
Правилами устройства электроустановок допускается отклю-
чать разъединителями холостой ход трансформаторов: 10 кВ —
мощностью до 630 кВ-А; 20 кВ — до 6300 кВ-А; 35 кВ — до
20 000 кВ-А; ПО кВ — до 40 500 кВ-А; токи замыкания на
землю, не превышающие 5 А при 35 кВ и 10 А при 10 кВ; уравни-
тельный ток линий при разности напряжений не более 2 %.
Конструктивно разъединители могут быть внутренней и на-
ружной установки. Общий вид разъединителя внутренней уста-
новки типа РВ-10/600 показан на рис. 10.6, разъединители на-
ружной установки типов РЛН-35 и РЛНД-110—на рис. 10.7.
Короткозамыкатели (рис. 10.8) — аппараты для создания
искусственного КЗ на подстанциях без выключателей со стороны
высшего напряжения. Короткозамыкатели типов КЗ-110 и КЗ-220
187
Рис. 10.6. Трехполюсный разъединитель внутренней уста-
новки типа РВ-10/600
833 (f500
Рис. 10.7. Разъединители наружной уста-
новки типов РЛН-35 (размеры без скобок)
и РЛНД-110 (размеры в скобках)
Рис. 10.8. Короткозамыкатели ти-
пов КЗ-35 (размеры без скобок) и
КЗ-110 (размеры в скобках)
188
изготавливают в виде однополюсных аппаратов, короткозамы-
катели КЗ-35 — в виде двухполюсных. Управление короткозамы-
кателем осуществляется приводом ШПК, выполняемым с двумя
реле максимального тока и катушкой отключения. Короткозамы-
катель включается автоматически под действием защиты, а отклю-
чается вручную.
Отделители представляют собой двухколонковые разъедини-
тели с ножами заземления (ОДЗ) или без них (ОД); они управ-
ляются общим приводом, размещенным в шкафу ШПО, при
напряжении до НО кВ. При 220 кВ отделители выполняются
в виде трех отдельных полюсов с самостоятельными приводами.
Отделитель отключается автоматически под действием пружин
при срабатывании блокирующего реле или отключающего элек-
тромагнита. Включение отделителя производится вручную. От-
делители могут отключать токи намагничивания трансформаторов
мощностью до 16 МВ-А при напряжении 35 кВ и до 63 МВ-А
при напряжении 110 кВ. На рис. 10.9 показан отделитель типа
ОДЗ-35 с ножами заземления.
жами заземления
Рис. 10.9. Отделитель типа ОДЗ-35 с г
Рис. 10.10. Проходные трансформаторы
тока
а — миоговитковый типа ТПФМ-10: 1 — за-
жимы первичной обмотки; 2 — чугунные кол-
паки; 3 — проходные изоляторы; 4 — зажимы
вторичных обмоток; 5 — фланец; 6 — кожух?
б — одновитковый типа ТПОФ-10: 1 — токо-
ведущий стержень (первичные обмотки); 2 —
проходной изолятор; 3 — зажимы вторичной
обмотки; 4 — стальной фланец? 5 « кожух?
в м шиииый типа ТПШФ
аджАУШжжм/
189
§ 10.4. Трансформаторы тока
Трансформаторы тока — электромагнитные устройства для
преобразования измеряемого тока до величины, допускающей
подключение измерительных приборов и аппаратов защиты (реле).
В установках свыше 1000 В они выполняют также функцию изо-
ляции цепей высокого напряжения от измерительных цепей.
Принцип работы трансформаторов тока и схемы их включения
рассмотрены в гл. 16.
Трансформаторы тока имеют классы точности 0,2; 0,5; 1; 3;
10, соответствующие токовым погрешностям в процентах. Так,
при расчетах за пользование электроэнергией класс точности
должен быть 0,5 %, для лабораторных приборов — 0,2 %, для
щитовых электроизмерительных приборов— 1 %, для устройств
релейной защиты — 3 %. Как правило, высоковольтные транс-
форматоры тока имеют две обмотки с различными классами точ-
ности, соответственно подключаемые к измерительным приборам
и реле.
Конструктивное исполнение трансформаторов тока весьма
разнообразно. Для установок до 20 кВ их выполняют проход-
ными с фарфоровой изоляцией: многовитковые типа ТПФМ
(рис. 10.10, а) на токи до 400 А, одновитковые типа ТПОФ
(рис. 10.10, б) на токи 600—1600 А. На токи более 2000 А транс-
форматоры выпускают с литой изоляцией. Первичной обмоткой
таких трансформаторов является сама шина. В наружных уста-
новках 35—220 кВ применяют трансформаторы типа ТФН с фар-
форовым корпусом, залитые маслом, а также встроенные в про-
ходные изоляторы, например ТПВ-35.
§ 10.5. Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения предназначены для преобразо-
вания высокого напряжения сети в напряжение, удобное для
измерения обычными приборами, а также длй изоляции этих
приборов. Номинальное напряжение вторичных обмоток прини-
мается 100 В или 100/}/3 В. Номинальный коэффициент транс-
формации равен отношению чисел витков обмоток:
Ан = Wx/w2 = UJUi (10.1)
Погрешность трансформатора напряжения определяется ве-
личиной тока холостого хода и величиной нагрузки вторичной
обмотки. Как и трансформатор тока, трансформатор напряжения
может работать в зависимости от вторичной нагрузки в различных
классах точности: 0,2; 0,3; 1; 3. Наивысший класс точности счи-
тается номинальным.
Трехфазные трехобмоточные (пятистержневые) трансформа-
торы напряжения имеют группу соединений «звезда—звезда»
190
Рис. 10.11. Схемы соединения
трансформаторов напряжения
и третью обмотку (соединенную в разомкнутый треугольник),
которая служит фильтром напряжения нулевой последователь-
ности и предназначена для питания защиты и сигнализации от
замыканий на землю.
Номинальное напряжение дополнительных вторичных обмо-
ток, соединяемых в открытый треугольник, подобрано так, чтобы
максимальная величина 3U0 составляла примерно 100 В при
номинальном междуфазном напряжении сети. Сумма фазных
191
напряжений трех фаз в нормальном режиме, а также при трех-
и двухфазных КЗ равна нулю; следовательно, напряжение между
выводами обмоток, соединенных в открытый треугольник, будет
равно нулю (практически напряжение небаланса 0,5—2 В).
При однофазном КЗ в сети с изолированной нейтралью на вы-
водах обмотки, соединенной в открытый треугольник, возникает
напряжение (равное геометрической сумме напряжений непо-
врежденных фаз), которое может использоваться для цепей сигна-
лизации и защиты.
Трансформаторы напряжения выполняются однофазными
(НОС-0,5, НОМ-Ю) и трехфазными (НТМ-10). Цифра обозначает
наивысшее номинальное напряжение, на которое рассчитан
трансформатор.
На рис. 10.11 приведены наиболее часто встречающиеся схемы
соединения трансформаторов напряжения: на рис. 10.11, а —
схема включения двух однофазных трансформаторов, применя-
ющаяся для измерения и контроля междуфазных напряжений;
на рис. 10.11, б — схема из трех трансформаторов напряжения,
контролирующая междуфазные напряжения и напряжения по
отношению к земле; на рис. 10.11, в — схема трехфазного транс-
форматора напряжения типа НТМК-10, позволяющая за счет
соединения вторичных обмоток компенсировать искажения на-
пряжения при однофазном КЗ в сети высшего напряжения; на
рис. 10.11,г — схема включения пятистержневого трансформа-
тора, применяемая для измерения контроля изоляции.
§ 10.6. Бесконтактная коммутационная аппаратура
Достижения полупроводниковой электроники позволили соз-
дать статические (бесконтактные) коммутационные аппараты,
применяемые в системах электроснабжения промышленных пред-
приятий. Бесконтактная коммутационная аппаратура, выпускае-
мая на базе мощных полупроводниковых приборов, обеспечивает!
высокое быстродействие; практически не ограниченный ресурс;
отсутствие перенапряжений при коммутации; возможность ис-
пользования однотипных элементов в сетях различного напряжения
путем замены тиристоров одного класса тиристорами другого
класса; отсутствие дуги при коммутации; возможность работы во
взрыво- и пожароопасных помещениях.
Важнейшими преимуществами бесконтактной коммутационной
аппаратуры являются ее дополнительные функции, не реализуе-
мые контактной коммутационной аппаратурой: токоограничение;
фазовключение; регулирование мощности, подводимой к элек-
троприемнику; обеспечение безударного пуска и торможения дви-
гателей.
На рис. 10.12 приведены схемы однофазных бесконтактных
коммутационных аппаратов (БКА).
На рис. 10.12, а показана схема с одним тиристором, шунти-
рованным обратно включенным диодом; тиристор выбирается
192
по прямому падению напряжения и тока. Данная схема приме-
няется сравнительно редко.
Наиболее распространена схема, приведенная на рис. 10.12, б,
в которой используется биполярно включенная группа тиристоров;
в нейчтиристоры выбираются как по напряжению переключения,
так и по обратному напряжению.
Схема рис. 10.12, в представляет собой модификацию схемы
рис. 10.12, б, где тиристор защищен от обратного напряжения.
Схема рис. 10.12, в характеризуется сниженным КПД.
На рис. 10.12, г изображена схема с реактором в диагонали.
При ее включении ток в реакторе практически сглажен и равен
амплитуде тока нагрузки. В этот момент при достаточной доброт-
ности реактора он в течение большей части периода шунтирован
проводящими тиристорами моста и лишь кратковременно, на
несколько градусов, подключается через соответствующую пару
тиристоров в цепь нагрузки. На реакторе появляются однополяр-
ные всплески напряжения, среднее значение которых равно
сумме падений напряжений на активном сопротивлении реактора
и тиристорах моста, т. е. в установившемся режиме оно близко
к нулю. В режиме КЗ первая волна ударного тока, проходящего
через одну из пар тиристоров, ограничивает амплитуду КЗ.
Рис. 10.12. Силовые схемы однофазных Б КА
7 Постников Н. П., Рубашов Г. М.
193
На рис. 10.12, д показана схема биполярного ключа, осна-
щенного индивидуальными контурами искусственной коммутации.
Контур коммутации содержит источник подзаряда, заряженную
емкость, реактор L, вспомогательный тиристор Т. При появлении
волны ТКЗ с помощью вспомогательного тиристора Т подклю-
чается коммутирующий конденсатор С, доводящий ток в главном
тиристоре до нуля. Контур коммутации обеспечивает время,
необходимое для восстановления вентильных свойств основного
тиристора. Скорость тока в контуре коммутации ограничивается
реактором L.
На рис. 10.13 представлены схемы трехфазных бесконтактных
коммутационных аппаратов (БКА). На рис. 10.13, а—г тиристоры
включены после нагрузки и работают в облегченных режимах,
при этом схема рис. 10.13, г нуждается в устройстве для прину-
дительного гашения тиристора, включенного в диагональ постоян-
ного тока трехфазного мостового выпрямителя.
На рис. 10.13, д и е приведены схемы трехфазных Б КА с при-
нудительной коммутацией тиристоров; они состоят из двух групп
тиристоров, одна из которых включена последовательно в контур
нагрузки, другая — параллельно сети. При этом возможно ис-
пользовать одну, общую' для всего аппарата, коммутирующую
емкость С для гашения всех видов повреждений.
В схеме рис. 10.13, д разряд коммутирующей емкости про-
ходит через точку КЗ, в схеме рис. 10.13, е контур разряда емко-
сти отделен от контура повреждения. На рис, 10.13, д и е показан
контур разряда емкости при двухфазном замыкании, тиристоры,
находящиеся под током, зачернены. Как видно из рисунка, при
этом виде повреждения в схеме рис. 10.13, д происходит гашение
двух тиристоров, в схеме рис, 10,13, е — одного. Поэтому схема
рис. 10,13, е может использоваться только в сетях с изолирован-
ной нейтралью.
Приведенные на рис. 10,12 и 10.13 схемы БКА коммутируют
ток в цикле естественной коммутации при снятии импульсов
управления и прохождения тока через нулевое значение или
в цикле искусственной, принудительной Коммутации за счет
энергии внешнего накопителя — заряженной емкости. Наряду
с функциями коммутации БКА могут быть использованы для
регулирования мощности, подводимой к электроприемнику.
Бесконтактная коммутационно-регулирующая аппаратура в си-
стемах электроснабжения позволяет:
осуществить быстродействующее токоограничение, в частности
создать безреакторные сети 6, 10 кВ с мощностью КЗ до 1000-4-
-4-1500 MB-А, выполненные на базе электромеханических аппара-
тов с отключающей способностью 200, 350 МВ-А (пример исполь-
зования быстродействующего токоограничения приведен в § 9.9);
осуществить плавное управление реактивными элементами —
конденсаторными батареями, реакторами, осуществить быстро-
действующее регулирование напряжения (см. гл.. 7);
194
Рис. 10.13. Силовые схемы трехфазных БКА
обеспечить быстродействующий перевод мощных синхронных
двигателей без гашения поля на резервный источник (см. § 15.2);
создать сложнозамкнутые сети 0,4 кВ (см. § 9.9).
§ 10.7. Выбор и проверка токоведущих устройств,
изоляторов и электрических аппаратов
Основное оборудование подстанций должно проверяться на
соответствие номинальных параметров расчетным наибольшим
величинам в нормальном режиме и при КЗ.
7*
195
Выбор шин и изоляторов. Шины распределительных устройств
выбирают по номинальным параметрам (току, напряжению) в со-
ответствии с максимальными расчетными нагрузками и проверяют
по режиму КЗ. Наибольшие напряжения в металле не должны
превосходить 70 % временного сопротивления по ГОСТу, что
составляет: для меди марки МТ ад = 1400 кгс/см2 при t = 250 °C;
для алюминия марки АТ ад = 700 кгс/см2 при t = 200 °C; для
стали стд = 1600 кгс/см2 при / = 300 °C. Сборные шины распре-
делительных устройств не проверяют на экономическую плотность
тока.
Изоляторы выбирают на номинальное напряжение и номи-
нальный ток и проверяют на механическую нагрузку при трех-
фазном КЗ. Расчетную нагрузку F3 на опорные изоляторы опре-
деляют по (9.72). Полученное F3 не должно превышать 60 % от
разрушающей нагрузки для данного типа аппарата.
Выбор кабелей. Кабели, как и шины, выбирают по номиналь-
ным параметрам и проверяют на термическую устойчивость
при КЗ. Максимально допустимые кратковременные превышения
температуры тд при КЗ принимаются по табл. 6.1.
Проверку сечения кабеля на термическую устойчивость про-
изводят по (9.83).
Пример 10.1. Кабель АСБ напряжением 6 кВ выбран по расчетному
току сечением 50 мм’. Проверить кабель на термическую устойчивость к ТКЗ,
если /к = loo = 9 кА, расчетное (приведенное) время действия защиты Znn =
= /8ащ+/в = 0,15+0,45 = 0,6 с.
Решение. Находим минимальное сечение кабеля по термической устойчи-
вости к ТКЗ по (9.83):
РМин = /оо Кt~/C = (9000 КО/95 = 73 мм’. (10.2)
Следовательно, выбранное сечение кабеля не удовлетворяет расчетному
току термической устойчивости, а потому надо или увеличить сечение, или
уменьшить время действия защиты.
Выбор реакторов. Производится по расчетному току линии
и заданной величине допустимого ТКЗ. Расчетное сопротивление
реактора (%)
Ярасч = (Ц5---«б») ..100>' (10-3>
\ -* к / J б^н. р
гДе /н. р и 1/н. р — соответственно номинальные ток и напряжение реактора;
7Н — допустимый для расчетной точки ТКЗ, выбираемый в зависимости от типа
устанавливаемой аппаратуры; хд» — относительное базисное сопротивление
схемы замещения до точки установки реактора при токе 7g.
По Храсч выбирается тип реактора, который должен ограни-
чить ТКЗ до требуемой величины и обеспечить остаточное напря-
жение (700т (%) на шинах подстанции!
Iя
^оот = Храоч — . (Ю-4)
‘в
Выбор высоковольтных выключателей более 1000 В. Они выби-
раются по номинальным току и напряжению, конструктивному
196
исполнению, месту установки, отключаемому току (/к-<Л>ткл)
и мощности (5К<С5ОТКЛ) путем сравнения каталожных данных
с расчетными. При этом динамическую устойчивость аппаратов
проверяют посредством сравнения iM (по каталогу) с iy (по рас-
чету).
Термическую устойчивость проверяют по формуле
It > !<*> (Ю.5)
где It — ток термической устойчивости, задаваемый заводом-изготовителем
в течение времени t.
Выбор высоковольтных предохранителей. Осуществляется по
конструктивному исполнению, номинальным току и напряжению,
предельно отключаемым току /откл и мощности 50ТКл.
Высоковольтные предохранители проверяют по устойчивости
к ТКЗ /откл №> и S0TKJi > SK, где /откл — наибольший ток,
отключаемый предохранителем (по каталогу).
Выбор трансформаторов тока. Они выбираются по номиналь-
ным току и напряжению, конструктивному исполнению, классу
точности, допустимой нагрузке, 10 %-ной погрешности в цепях
защиты и проверяются на динамическую и термическую устой-
чивость. В каталогах приводятся значения кратности динамиче-
ской (&дин) и термической (kt) устойчивости. Величина kt отно-
сится к времени 1, с.
Условия динамической и термической устойчивости
&дин l'y V2/н; (10.6)
kt (/оо V(10-7)
Номинальная мощность трансформатора тока Sa должна быть
не менее мощности, потребляемой приборами (Snp), и мощности,
теряемой в переходных контактах и проводах!
S2 > Snp + Il (гпр + rK), (10.8)
Сопротивление всех переходных контактов принимается 0,1 Ом,
величина тока /а = 5 А. Схемы соединения трансформаторов тока
и формулы для расчета их нагрузки приведены в приложении 19.
Выбор трансформаторов напряжения. Они выбираются по но-
минальным параметрам, классу точности и нагрузке, опреде-
ляемой мощностью, потребляемой измерительными приборами,
подключенными к данному трансформатору.
Номинальная мощность трансформатора напряжения SH
должна быть выбрана из условия
SH>Sa>/P|+Qi., (10.9)
где Р2 = Snp cos фпр — суммарная активная мощность, потребляемая катуш-
ками приборов, Вт; <?2 = Рпр tg ф — реактивная мощность, вар.
Мощности, потребляемые параллельными катушками при-
боров (Рпр), и их cos <р приводятся в справочниках.
197
Пример 10.2. Выбрать масляный выключатель, разъединитель и транс-
форматор тока для линии 10 кВ, /н = 500 А, = 20 кА, IK = loo = 14 кА,
^Пр = 2 с.
Решение. Выбираем выключатель ВМГ-10 (630 А, 10 кВ) и составляем
таблицу сравнения расчетных и допустимых по каталогу данных:
Выключатель Разъединитель
Расчетные данные Данные каталога Расчетные данные Данные каталога
UH = 10 кВ ин= 10 кВ UB = 10 кВ UB = 10 кВ
1в = 500 А 1в = 630 А 1в = 500 А 7Н = 600 А
/у = 20 кА /у = 52 кА iy = 20 кА iy = 35 кА
1к = 14 кА Iоткл = 20 кА
/аС = 142-2 = 10 = ^ПГ= 142’2 = Ifts= 202-5 =
= 392 кАа-с = 1960 кАа-с = 392 кАа-с = 2000 кАа-е
SK = Гз UIR = 50ТКЛ = 350 МВ-А
= 1,73-10-14 =
= 242 МВ-А
Выбираем трансформатор тока типа ТПОФ-Ю-600-0,5/3 с двумя вторич-
ными обмотками для приборов и защиты, /гдин = 130; kt = 80. Составляем
сравнительную таблицу:
Расчетные данные Данные каталога
ив = 10 кВ 7Н = 500 А UB = 10 кВ 1в = 600 А
iy = 20 кА iy = Адин = 130 J<2"X 0,6 = = НО кА
фпр= 142-2 = 392 кА2-с (^iZ1)2 = (80-0,6)2= 2300 кАа-с
§ 10.8. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
на подстанциях
Для питания цеховых потребителей служат главным образом
комплектные трансформаторные подстанции (КТП), распола-
гаемые возможно ближе к центру нагрузок. Их выполняют как
внутрицеховые подстанции, встраиваемые в здание цеха или
в пристроенное к нему помещение. Отдельно стоящие подстанции
целесообразны при питании от одной подстанции нескольких
цехов, во взрывоопасных помещениях, при невозможности разме-
щения их в цехе по технологическим условиям.
Наиболее просты и дешевы однотрансформаторные подстан-
ции. При наличии на предприятии резервных трансформаторов
198
или связей на вторичном напряжении эти подстанции обеспечи-
вают надежное электроснабжение потребителей третьей катего-
рии, а зачастую и второй. Если основную часть нагрузки состав-
ляют потребители первой или второй категории, не допускающие
перерыва в электроснабжении, то устанавливают двухтрансфор-
маторные подстанции. Мощность каждого трансформатора такой
подстанции рассчитывают по условию обеспечения питания всех
потребителей первой категории и основных нагрузок второй
категории.
Цеховые подстанции с числом трансформаторов более двух,
как правило, экономически неоправданны; их можно применять
в виде исключения в следующих случаях: когда имеются мощные
приемники, сосредоточенные в одном месте, например прокатные
станы; при необходимости сосредоточения трансформаторной мощ-
ности по условиям технологии или окружающей среды (химические,
предприятия и др.); при раздельной работе трансформаторов,
питающих силовые и осветительные нагрузки.
При выборе мощности трансформаторов нужно:
трансформаторы мощностью более 1000 кВ-А предусматривать
только в цехах с высокой удельной плотностью нагрузок, при
наличии электроприемников с частыми пиками нагрузки (напри-
мер, сварочных установок) и приемников большой мощности
(электропечей);
стремиться к наибольшей однотипности трансформаторов;
располагать в цехе с расчетной мощностью более 1000 кВ-А
не менее двух трансформаторов, даже при отсутствии нагрузок
первой категории;
при двухтрансформаторных подстанциях, а также при одно-
трансформаторных с магистральной схемой электроснабжения
мощность каждого трансформатора выбирать так, чтобы при вы-
ходе из строя одного трансформатора оставшийся в работе транс-
форматор мог нести всю нагрузку потребителей первой и второй
категорий (с учетом допустимых нормальных и аварийных пере-
грузок).
Число и мощность трансформаторов выбираются: по графику
нагрузок потребителей и расчетным значениям средней и макси-
мальной мощностей; по технико-экономическим показателям от-
дельных вариантов систем электроснабжения; по условию обеспе-
чения режима работы системы электроснабжения с минимумом
потерь электроэнергии при заданном графике нагрузки.
Ориентировочный выбор числа и мощности трансформаторов
может быть произведен по удельной плотности нагрузки (кВ -А/м2)
и полной расчетной нагрузке объекта (кВ-А). Например, при
удельной плотности нагрузки более 0,2—0,3 кВ-А/м2 и суммарной
нагрузке 3000—4000 кВ-А будут целесообразны цеховые транс-
форматоры 1600—2500 кВ-А. При удельной и сумьррной нагруз-
ках ниже указанных наиболее экономичны трансформаторы 400—>
630—1000 кВ-А.
199
Рис. 10.14. Суточный график
нагрузки
Рис. 10.15. Зависимость допу-
стимой перегрузки трансформа-
тора в период максимума на-
грузки от продолжительности
последней t и от коэффициента
заполнения суточного графика а
Число и мощность трансформаторов выбираем с учетом их
перегрузочных характеристик. По суммарному графику суточной
нагрузки потребителя (рис. 10.14) определяем продолжительность
ее максимума t (г) и коэффициент заполнения графика
а = SCp/SM= 7Ср//м>
где Scp, SM, IСр, /м—средние и максимальные мощности и нагрузки трансфор-
матора. По а и t находим коэффициент кратности допустимой нагрузки (рис. 10.15):
fea= 7М/7Н= SM/SH.
200
Как видно из кривых, чем больше значения а и t перегрузки,
тем меньше значения fea. При значении а, близком к единице,
перегрузочная способность трансформатора близка к нулю.
После решения вопроса о перегрузочной способности транс-
форматоров рассматривают вопрос об обеспечении надежности
и резервирования при выходе из строя одного из трансформа-
торов.
В этом случае согласно ПУЭ допускается послеаварийная
перегрузка оставшегося трансформатора не более чем на 40 %,
на время максимума общей суточной продолжительностью не
более 6 ч — не более 5 суток. При этом коэффициент заполнения
суточного графика нагрузки трансформатора а в условиях его
перегрузки не должен превышать 0,75, т. е. должно быть выдер-
жано соотношение
а--7Г~Т4ТГ-Т457<0’75’
или
Scp С 0,75-1,4SH< 1,053ц.
Следовательно, в указанных послеаварийных условиях превы-
шение среднесуточной нагрузки трансформатора над его номи-
нальной мощностью допускается не более 5 %.
При проектировании подстанций, для которых график на-
грузки потребителей неизвестен, мощность трансформаторов при-
нимают на основании расчетной максимальной нагрузки с учетом
коэффициента максимума потребителей (см. гл. 4):
ST ^м^ср = ^м-
Пример 10.3. Максимальная нагрузка на шинах 10 кВ ГПП составляет
18 000 кВ-А при длительности максимума 2 ч. Средняя загрузка трансформа-
торов 13 000 кВ-А. Поребители первой и второй категорий составляют 75 %
от SM. Выбрать число и мощность трансформаторов.
Решение. Учитывая наличие потребителей первой категории, устанавли-
ваем на ГПП два трансформатора. Коэффициент заполнения графика
а = Scp/SM = 13 000/18 000 = 0,72.
По величине а и времени максимума 2 ч (рис. 11.21) находим коэффициент
допустимой перегрузки ka = 1,18. Номинальная мощность трансформатора
SH=SM/fea= 18 000/1,18 = 15 500 кВ-А.
Принимаем и установке на ГПП два трансформатора по 15 000 кВ-А. Про-
веряем установленную мощность трансформатора в аварийном режиме при
отключении одного трансформатора и необходимости питания потребителей пер-
вой и второй категорий в период максимума с допустимой
1,4ST = 1,4-15 000 = 21 000 > 0,72SM = 0,72-18 000 =
Следовательно, выбранные трансформаторы обеспечивают
предприятия как в нормальном, так и в аварийном режиме.
Пример 10.4. Максимальная нагрузка цеховой подстанции 830 кВ-А.
Для обеспечения нагрузок первой категории предусмотрена связь с соседней
подстанцией дл? взаимного резервирования нагрузок первой категории, рас-
считанная на передачу мощности 320 кВ-А. Среднесуточная нагрузка на данной
подстанции составляет 700 кВ-А.
нагрузкой 140 %:
13 000 кВ-A.
электроснабжение
201
Требуется определить, будет ли работа цеховой подстанции в условиях
послеаварийной перегрузки соответствовать условиям ПУЭ.
Решение. Выбран один трансформатор мощностью 1000 кВ-А. Коэффициент
заполнения суточного графика нагрузки данной подстанции при аварии с*транс-
форматором соседней подстанции с учетом мощности, передаваемой по пере-
мычке, определяется как
а = (700 + 320)/(1,4- Ю00) « 0,73,
что удовлетворяет условию ПУЭ.
При нормальном режиме трансформатор будет загружен в период макси-
мума на 830-100/1000 = 83 %, т. е. близко к своей номинальной мощности.
При послеаварийном режиме трансформатор будет перегружен в период
(830 + 320 — Ю00),„
максимума на '-------------------<-100= 15%, т. е. в пределах, допускае-
мых ПУЭ.
Глава одиннадцатая
СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ
УСТРОЙСТВ
§ 11.1. Классификация и выполнение схем подстанций
Схемы трансформаторных подстанций и распределительных
пунктов подразделяются на схемы соединений первичных цепей,
или первичные, и схемы соединений вторичных цепей, или вторич-
ные схемы.
Вторичные схемы включают элементы вторичного оборудова-
ния, соединенные между собой в той последовательности, которая
обеспечивает работу схемы. Вторичным оборудованием являются
контрольно-измерительные приборы, реле защиты и автоматики,
аппаратура управления и сигнализации, соединенные между
собой проводами и контрольными кабелями. 'Вторичное оборудо-
вание служит для управления первичным оборудованием, его
защиты, контроля за работой.
По назначению схемы подразделяют на принципиальные и
монтажные.
Принципиальные схемы, отображая электрическую связь между
оборудованием и последовательность его работы, составляются
для установки в целом или для отдельного элемента электриче-
ской цепи (например, принципиальная схема питающей линии,
принципиальная схема защиты линии).
На основе принципиальных первичных и вторичных схем
строятся полные схемы, включающие элементы первичного и
вторичного оборудования, непосредственно относящегося к рас-
сматриваемой цепи.
202
Рис. 11,1. Полная схема вторичных цепей защиты
а совмещенная} б » развернутая
Максимально -токовая защита
Токовые цепи Оперативные цепи
(раза 4 сраза С общий привод реле тока и времени электро- магнит отключе- ния
По способу изображения принципиальные и полные схемы
бывают одно- и многолинейными, совмещенными (свернутыми) и
развернутыми.
На однолинейных схемах все фазные провода условно обо-
значают одной линией, на многолинейных — каждую фазу вы-
черчивают отдельно. В однолинейном изображении вычерчивают
только принципиальные первичные схемы.
На совмещенных схемах всю аппаратуру и приборы в собран-
ном виде представляют условными обозначениями и показывают
электрические связи между ними. На развернутых схемах при-
боры и аппараты изображаются отдельными элементами, соеди-
ненными между собой в цепи в направлении протекания тока от
полюса к полюсу.
Для четкой рриентации приборам, аппаратам и их частям
присвоена одинаковая буквенная маркировка. Если схема со-
держит несколько одинаковых аппаратов, то их нумеруют.
На развернутых схемах цепи и их ряды располагают так, что
схема читается снизу вверх и слева направо или слева направо
и сверху вниз.
На рис. 11.1 представлена полная схема защиты линии в сов-
мещенном и развернутом виде. Первичная схема выполнена в одно-
линейном исполнении. В той ее части, где в/двухфазные провода
включены трансформаторы тока, схема дана в трехлинейном
изображении. Все оборудование маркируется буквами; Q —•
203 *
выключатель, Kso—'электромагнит отключения, КТ—• реле вре*
мени и т. д.
Одинаковые аппараты дополнительно помечают цифрами. Так,
при наличии двух токовых реле одно из них обозначается 1/СД,
другое —2/СД; если в трансформаторе тока имеются две обмотки,
одна из них обозначается 1ТА, другая—2ТА. На развернутой
схеме дается пояснение отдельных цепей. Условные обозначения
на схрмах наносят согласно ГОСТ 2.702—75.
Монтажная схема составляется на основе принципиальной
и является рабочим чертежом для монтажа вторичной комму-
тации. Такое ее назначение требует изображения на ней прибо-
ров, аппаратуры и клеммных зажимов, раскладки соединитель-
ных проводов и кабелей в соответствии с их размещением.
Монтажные схемы строятся для отдельных узлов установки
(камера РУ с выключателем, панель релейного щита и т. п.), что
дает возможность вести монтаж одновременно на всех узлах. На
схемах узлов показано расположение аппаратов и приборов,
а также прокладка соединительных проводов до сборок зажимов
(рис. 11.2).
Соединение узлов оборудования, расположенных в разных
местах, выполняется соединительными проводами или контроль-
ными кабелями от сборок соединительных зажимов одного узла
установки до другого. Эти внешние соединения отражаются на
схеме кабельных связей (рис. 11.3).
На монтажных схемах должна быть четко нанесена маркировка
всех аппаратов, приборов, зажимов, проводов и жил кабелей,
а также контрольных кабелей (рис. 11.4).
В случае сложных схем со многими контрольными кабелями
и большой протяженностью связей строится чертеж раскладки
кабелей и ведется кабельный журнал, в котором указывается
маркировка кабелей по монтажной схеме, их направление, марки,
количество и сечение жил.
На основе принципиальных и монтажных схем составляют
комбинированные принципиально-монтажные схемы, которые ото-
бражают взаимодействие отдельных элементов схемы и дают воз-
можность ориентироваться в монтаже при наладочных работах
(рис. 11.5). Скорректированные в процессе монтажа и наладки
комбинированные схемы служат исполнительными схемами для
эксплуатации.
Первичные схемы показывают пути прохождения электриче-
ской нагрузки на рабочем напряжении от источника к потреби-
телю и объединяют элементы оборудования (трансформаторы,
коммутационную аппаратуру) и токоведущие части (шины, ка-
бели).
Первичные схемы подразделяются в зависимости от назначения
ТП или РП, характеристик подключенных потребителей, схемы
электроснабжения, конструктивного исполнения ТП или РП.
204
Рис. 11.2. Монтажная схема панели релейной защиты
Рис. 11.3. Схема кабельных связей
1. Схемы с одной системой сборных шин применяются для
питания нескольких силовых понижающих трансформаторов,
а также подключенных к РП силовых электроприемников.
Схемы выполняются секционированные и несекционированные.
Схемы, секционированные выключателем или разъединителем
на две или три секции шин, применяются при питании потреби-
телей первой или второй категории надежности. Если требуется
автоматическое резервирование, то на шинах устанавливается
секционный выключатель с применением схемы АВР.
Примеры секционированных схем с одной системой сборных
шин приведены на рис. 11.7 и 11.10, а.
2. Схемы с двумя секционированными системами шин выпол-
няются на крупных ГПП (рис. 11.9), преобразовательных под-
станциях (рис. 11.7) или когда режим эксплуатации требует
раздельного питания потребителей (рис. 11.10, б).
205
3. Схемы в обходной, байпасной системой шин применяются,
когда характер работы потребителя требует частных оперативных
переключений, которые выполняются, например, на печных под-
станциях (рис. 11.10, в).
4. Блочные схемы подстанций выполняются без сборных шин
высшего, а иногда и низшего напряжений. При блочнйх схемах
трансформатор ТП подключается непосредственно к линии, под-
ходящей на подстанцию. Подключение линии к трансформатору
+ ШУ
-ШУ
шнь
производится или через коммута-
ционный аппарат, или «глухим»
присоединением.
Существуют следующие блоч-
ные схемы.’
блок-линия 35—220 кВ —
трансформатор ГПП;
блок-линия 35—220 кВ —•
трансформатор ГПП — токопро-
вод 6—10 кВ;
блок линия 6—10 кВ — транс-
форматор цеховой ТП;
блок-линия 6—10 кВ—транс-
форматор ТП — магистральный
токопровод 0,38—0,66 кВ;
ТСН
102 | 1 1 1 | 102
2
L-1 о/ I з |Т~
t f t t t
1 2 3 2 /
3/РУ 0411 _ А4/Г 1/РУ AW
Рис. 11.4. Маркировка проводов, зажимов
и жил
/ — биркиз 2 •- иакоиечиикиз 8 зажимы
Рис. 11.6. Комбинированная монтажная
схема
31/РЗ А 4//
О—0—О-у-О
1TAi-
Ч/РУ 0411 С411 2/РУ 0411 32/P3 0411 2/ПУ
>045—-фбмР ----О—0—Р-----<1—0—
4 4 I ,0 11
206
бло^-линия — трансформатор — двигатель.
Призеры блочных схем приведены на рис. 11.6; 11.8; 11.9;
11.12. \
На первичных схемах указываются типы оборудования, номи-
нальные напряжения, марки и сечения шин и кабелей и т. п.
(рис. 11.9\.
§ 11.2. Схемы подстанций с вторичным напряжением до 1000 В
Схемы Цеховых трансформаторных подстанций (ТП) опреде-
ляются характеристикой электроприемников и схемами меж-
цехового и внутрицехового распределения энергии.
При отсутствии приемников напряжением свыше 1000 В и
радиальном питании по схеме блока линия — трансформатор
схемы цеховых ТП выполняются упрощенными, без сборных
шин на первичном напряжении 6—10 кВ и с глухим присоеди-
нением трансформатора к питающей линии (рис. 11.6, а).
Коммутационные аппараты на вводе необходимо устанавли-
вать в следующих случаях:
при питании от пункта, находящегося в ведении другой эк-
сплуатирующей организации;
при удалении пункта питания от ТП на 3—5 км;
при питании от воздушной линии;
если отключающий аппарат нужен по условиям защиты,
например для воздействия газовой защиты на выключатель на-
грузки (рис. 11.6, в).
В магистральных схемах электроснабжения на вводе уста-
навливают разъединитель или выключатель нагрузки с предо-
хранителями, что необходимо для селективного отключения
трансформатора при его повреждении (рис. 11.6, г).
Согласно ПУЭ применение выключателя нагрузки с предо-
хранителем разрешается для трансформаторов мощностью до
1600 кВ.А, электродвигателей — до 1500 кВт,
батарей статических конденсаторов —до 400 квар,
в том случае обеспечивается защита от их не-
нормальных режимов работы, а расчетные пара-
метры допускают установку выключателя по
всем показателям.
Распределительный щит до 1000 В не уста-
навливается при питании цеховых электроприем-
ников по схеме блока трансформатор — маги-
страль. Магистральный шинопровод подклю-
чается непосредственно к трансформатору через
автомат, обеспечивающий быстрое отключение
магистрали при аварии, пожаре, несчастном
случае и т. п.
Радиальные схемы питаются от щита низ-
кого напряжения, к которому через рубильники
207
и предохранители или автоматы подключаются линии отдель-
ных цеховых РП или крупные электроприемники. На двухтран-
сформаторных подстанциях сборные шины щитов низкого на-
пряжения секционируются рубильниками или автоматами
(рис. 11.6, б). При раздельном питании силовой и осветитель-
ной нагрузок соответствующие щиты низкого напряжения по-
лучают питание каждый от своего трансформатора.
Питание приемников свыше 1000 В или наличие связи с со-
седними подстанциями при радиально-проходных схемах элек-
троснабжения требуют распределения электроэнергии на на-
пряжении 6—10 кВ. При этом цеховая ТП может совмещаться
с распределительным устройством (РУ), выполняемым с одной
несекционированной или секционированной системой шин.
Несекционированная система шин применяется при питании
по одной линии и неответственных потребителях третьей кате-
гории надежности. Наличие потребителей первой и второй ка-
тегорий требует секционирования шин нормально разомкнутым
разъединителем или выключателем. Каждая секция питается по
отдельной линии. Секционный аппарат включается при исчезно-
вении напряжения на шинах и отключении питающей линии.
Тип аппарата определяется характеристикой потребителя. Вы-
ключатели устанавливаются при автоматическом резервирова-
нии питания, применении релейной защиты и дистанционном
управлении. Обычно на цеховых РУ выполняются две секции
шин.
На рис. 11.7 приведена схема двухтрансформаторной под-
станции с распределением энергии на напряжении 6—10 кВ.
208
Сборные шины РУ 6—10 кВ разделены на две секции секцион-
ным рубильником PC. Каждая секция питается раздельно по
линиям и Л2. С шин РУ 6—10 кВ получают питание силовые
трансформаторы данной ТП и две подстанции смежных цехов
(ЛТП-1 и ЛТП-2). Линии и трансформаторы подключены через
масляные'выключатели, что дает возможность применять релей-
ную защиту. Измерительные трансформаторы напряжения под-
ключены чФрез разъединители и предохранители.
На напряжении 400/230 В выполнен секционированный ру-
бильником ^распределительный щит, к которому подключаются
питающие внутрицеховые линии силовой и осветительной сетей.
Рубильник нормально разомкнут. Резервирование питания при
J бЛОкв
Секция 2
Л ТП-1
Рис. 11.7. Однолинейная схема трансформаторной подстанции 6—10/0,4 кВ
209
МО/230 В
о
выходе одной из питающих линий 6—10 кВ или силового транс-
форматора осуществляется вручную эксплуатационным/ персо-
налом. На схеме указаны измерительные трансформаторы тока
и подключаемые к ним измерительные приборы и реле/защиты.
§ 11.3. Схемы подстанций с вторичным напряжением /
свыше 1000 В /
Для одно- и двухтрансформатррных ГПП и ПГВ /на первич-
ном напряжении 35—220 кВ применяются упрощенные схемы
без сборных шин с присоединением трансформаторов к питающим
линиям через разъединители, отделители или выключатели
(рис. 11.8).
Схемы, представленные на рис. 11.8, а, б и в, применяются
при питании трансформатора отдельной линией от УРП пред-
приятия или энергосистемы по схеме блока линия — трансфор-
матор .
На однотрансформаторных подстанциях трансформатор к ли-
нии подключается наглухо или через разъединитель.
Рис. 11.8. Упрощенные схемы подстанций на первичном напряжении 35—220 кВ
210
Глупое присоединение трансформатора (рис. 11.8, а) произ-
водится\ при размещении подстанции в зоне с агрессивной или
загрязненной атмосферой. Отсутствие коммутационной аппара-
туры снижает повреждаемость, а отключение трансформатора на
время ревизии или ремонта выполняется «ремонтным» разъемом.
Оперативные включения и отключения трансформатора осуществ-
ляются выключателем, установленным в начале питающей ли-
нии. По лйниям связи на выключатель подается отключающий
импульс (5) от всех защит трансформатора.
Установка разъединителя (без короткозамыкателя и отклю-
чающего импульса) по схеме рис. 11.8, б возможна для транс-
форматоров мощностью до 4—6,3 МВ. А, для которых ПУЭ раз-
решает не применять газовую защиту. Релейная защита на го-
ловном выключателе питающей линии защищает от ненормаль-
ных режимов одновременно трансформатор и линию. Мощность
трансформатора на подстанции не ограничивается, если исполь-
зуется отключающий импульс (3) от всех защит трансформатора,
воздействующий на отключение головного выключателя.
Короткозамыкателя на рис. 11.8, бив устанавливаются без
подачи отключающего импульса на головной выключатель. При
повреждениях трансформатора его защиты воздействуют на вклю-
чение короткозамыкателя, в результате чего создается искус-
ственное короткое замыкание, которое вызывает срабатывание
защиты головного выключателя и отключение питания.
При магистральном питании применяется схема с отделите-
лями и короткозамыкателями (рис. 11.8, д). При включении
короткозамыкателя срабатывают защиты выключателя маги-
страли, оборудованного устройством автоматического повтор-
ного включения (УАПВ).
При обесточенной магистрали отключается отделитель под-
станции, а УАПВ вновь включает выключатель. Подключение
трансформатора к магистрали производится отделителем. Разъ-
единитель, установленный перед отделителем, служит для сня-
тия напряжения при ремонтах и ревизиях. В схеме с отделите-
лями можно также использовать отключающий импульс от за-
щит трансформатора с воздействием на выключатель магист-
рали.
Применение схем с отделителями и короткозамыкателями
не всегда возможно. На территории предприятия порой трудно
разместить большое число радиальных воздушных линий, пи-
тающих трансформаторы по блочной схеме. Снижение напряже-
ния на питающей подстанции при срабатывании короткозамыка-
теля не всегда допустимо для остальных потребителей, подключен-
ных к подстанции. При работе УАПВ все подстанции, подключен-
ные к магистрали, кратковременно теряют питание, что также не
всегда допускается режимами потребителей. Система автоматики
и защита в схемах с короткозамыкателями и отделителями услож-
няются.
211
2РВС-20\
рвз-ю!юо\
ТСМА
63кВ-А
Линии 6~10 кВ
^лс_
f
°
Рис.
рами
Ответвления от ВЛ 110 кВ
РЛНД2-110/600
РВС-110
i||—-шшпв—>
од-нот
КЗ-110
РВС-116
-110 '
> ЗОН-110-k
2РВС-20
В МП -10к -зооо
•S \РВЗ-Ю/МО
Линии 6-10 кВ
6~10кВ
ШС
Ес
Линии 6-10кВ Линии 6-10 кВ .
НТМИ 6-ю
11.9. Схема ГПП 110/6—10 кВ с двумя трансформато-
мощностью по 25—63 МВ-А
Когда по техническим причинам не устанавливаются отде-
лители и короткозамыкатели или при развитии электроснабже-
ния необходимо на стороне высшего напряжения выполнить сбор-
ные шины, применяется схема с выключателями (рис. 11.8, а).
Большая гибкость схемы двухтрансформаторных подстанций
достигается установкой на стороне 35—220 кВ перемычки («мо-
стика»). Схема «мостика» (рис. 11.8, в, г и д) позволяет подклю-
чать любой трансформатор к любой линии независимо от вывода
из работы другого трансформатора или линии. Два последова-
тельно включенных разъединителя дают возможность произво-
дить ревизию и ремонт оборудования на «мостике» (рис. 11.8, в
и д) и на выключателях (рис. 11.8, а).
На стороне низшего напряжения схемы РУ 6—10 кВ двух-
трансформаторных ГПП и ПГВ секционированы и имеют, как
правило, одну систему шин. На крупных ГПП с большим числом
присоединений выполняются две секционированные системы шин.
212
Количество секций определяется схемой электроснабжения и мощ-
ностью подстанции. Питание секций осуществляется от отдель-
ного трансформатора при нормально разомкнутом секционном
выключателе, оборудованном УАВР. На однотрансформаторных
подстанциях сборные шины не секционируются.
Для снижения ТКЗ применяют силовые трансформаторы с рас-
щепленными обмотками или устанавливают реакторы, включае-
мые либо между трансформатором и сборными шинами РУ, либо
на отходящие линии.
Для питания силовой и осветительной нагрузок подстанции
устанавливают трансформаторы собственных нужд (ТСН) с вто-
ричным напряжением 0,4/0,23 кВ, единичная мощность которых
(63—630 кВ.А) определяется нагрузкой собственных нужд под-
станции. Количество ТСН соответствует числу силовых трансфор-
маторов подстанции.
На рис. 11.9 приведена схема типовой ГПП 110/6—10 кВ
с двумя трансформаторами 25—63 МВ.А, с расщепленными об-
мотками. На стороне НО кВ установлены отделители и коротко-
замыкатели. Трансформаторы с расщепленными обмотками пи-
тают каждый две секции шин РУ 6—10 кВ. Нормально разомкну-
тые секционные выключатели размещены между секциями, полу-
чающими питание от разных трансформаторов, что позволяет
резервировать две секции при выводе из работы одного трансфор-
матора. Непосредственно от силового трансформатора питается
ТСН, благодаря чему сохраняется источник питания силовой и
осветительной нагрузок подстанции при ремонте на любой сек-
ции шин.
При необходимости иметь на ГПП несколько вторичных на-
пряжений, например 10 и 35 кВ, устанавливают трехобмоточные
трансформаторы и выполняют раздельные РУ.
§ 11.4. Схемы подстанций электротермических установок
Наиболее энергоемкими электротермическими установками яв-
ляются дуговые плавильные и руднотермические печи. Печные
трансформаторы, мощности которых достигают нескольких де-
сятков мегаватт, имеют вторичное напряжение до 1000 В и пи-
таются (в зависимости от мощности) на напряжениях 6—220 кВ.
Построение схемы печной подстанции определяется режимом ра-
боты печей, которые относятся к приемникам первой категории
надежности, допускающим кратковременные перерывы питания.
Плавка металла в дуговых печах прямого действия произво-
дится электрической дугой, горящей между шихтой и электро-
дами. В руднотермических печах нагрев и расплавление шихты
происходят за счет тепла, выделяемого проходящим через нее
током. Режим плавки требует частых включений и отключений
печи и сопровождается эксплуатационными КЗ, превышающими
номинальный ток в 2—3,5 раза. Частые коммутационные опе-
213
К печам
Рис. 11.10. Принципиальные схемы печных подстанций
Рис. 11.11. Схема питания дуговой сталеплавильной
электропечи
рации и КЗ требуют частых ревизий и ремонтов
выключателей.
На рис. 11.10 приведены схемы печных
подстанций с одной секционированной разъе-
динителем (рис. 11.10, а) или двумя система-
ми (рис. 11.10, б) шин, цолучающими раздель-
ное питание от силовых трансформаторов.
Установка трехобмоточных трансформаторов
обеспечивает питание электропотребителей
плавильных цехов с шин РУ 6—10 кВ без про-
межуточной ступени трансформации.
Для подключения печных трансформаторов
устанавливают два выключателя на печь или
три — на две печи; это обеспечивает питание
печей от любого силового трансформатора
и непрерывность технологического процесса
при ревизии или смене выключателей.
Схема с обходной системой шин (рис. 11.10, в) дает возмож-
ность производить одновременно ревизию и ремонт выключателя
и любой рабочей системы шин. Выключатели подключают к транс-
214
форматорам и сборным шинам через разъединители, места уста-
новки которых отмечены на схемах (рис. 11.10, б и в).
Печи малой и средней мощности подключают к шинам под-
станции через два последовательно включенных выключателя
(рис. 11.11). Выключатель, установленный непосредственно у печи,
служит для оперативных переключений, а подстанционный обес-
печивает защиту при внешних КЗ и авариях. В цепи высшего
напряжения печного трансформатора 1 включается реактор 2,
ограничивающий эксплуатационные токи короткого замыкания,
который шунтируется выключателем 3. Переключающее устрой-
ство 4 обмоток трансформатора с треугольника на звезду служит
для изменения подводимого к печи напряжения в зависимости
от режима работы печи 5. Реактор 2 и устройство 4 встроены в ко-
жух трансформатора 1. Трансформаторы тока 6 установлены для
питания механизмов автоматического подъема и спуска электро-
дов. Трансформаторы тока 7 служат для защиты от эксплуата-
ционных КЗ и перегрузок.
§ 11.5. Схемы преобразовательных подстанций
Преобразовательные подстанции питают постоянным током
установки электролиза цветной металлургии и химии, гальвани-
ческой и электромеханической обработки металлов, дуговые ва-
куумные и графитировочные электропечи, электропривод прокат-
ных станов, машин и механизмов, ряд производств и установок,
работающих на постоянном токе (сварка, электрофильтры, элек-
тронно-лучевой нагрев и т. д.).
В выпрямительных агрегатах используются неуправляемые-
и управляемые силовые кремниевые вентили, собранные по трех-
фазной мостовой схеме или по шестифазной нулевой схеме с урав-
нительным реактором.
В мощных полупроводниковых установках при выпрямлен-
ных напряжениях 300 В и выше выпрямление осуществляется
по трехфазной мостовой схеме с соединением первичных и вторич-
ных обмоток трансформатора в звезду или треугольник.
В выпрямительных агрегатах малой и средней мощности при
напряжениях до 300 В применяется трехфазная мостовая схема
с нулем и с соединением вторичной обмотки трансформатора
в звезду с выведенным нулем, а первичной — в треугольник.
Для выпрямительных установок большой и средней мощности
применяется шестифазная схема выпрямления с соединением вто-
ричных обмоток трансформатора по схеме «две обратные звезды»
и включением в нейтрали уравнительного реактора.
В выпрямительных агрегатах электролизных установок одна
часть выпрямительных блоков, собранных по мостовой схеме,
питается от двух вторичных обмоток трансформатора, соединен-
ных в треугольник, другая — от двух вторичных обмоток, соеди-
ненных в звезду. При такой схеме происходит двенадцатифазное
215
выпрямление, что значительно снижает пульсацию выпрямлен-
ного напряжения.
Выпрямительные блоки в агрегатах большой мощности и
высокого напряжения соединяются последовательно и парал-
лельно (смешанно).
Некоторые технологические процессы и установки требуют
регулирования напряжения и тока, а иногда и изменения на-
правления тока.
Ступенчатое регулирование в широких пределах выполняется
трансформатором преобразовательного агрегата путем переклю-
чения первичной обмотки со звезды на треугольник и с помощью
переключающего устройства, изменением коэффициента транс-
формации.
Плавное регулирование обеспечивается дросселями насыще-
ния, включенными в плечи выпрямительных мостов. Выпрями-
тельные агрегаты на тиристорах позволяют регулировать выпрям-
ленное напряжение и ток, а также реверсирование путем изме-
нения времени открывания отдельных выпрямительных блоков.
Выбор типа и количества преобразовательных агрегатов оп-
ределяется характером технологического процесса или характе-
ристиками потребителей постоянного тока.
Схемы РУ переменного и выпрямленного токов кремниевых
преобразовательных подстанций (КПП) отличаются особенно-
стями, связанными с характером и требованиями производствен-
ного процесса.
Электролизные установки являются потребителями первой
категории надежности, допускающими перерывы в питании на
время оперативных технологических переключений, и объеди-
няют серию последовательно соединенных электролизеров с на-
пряжением на ванне 3—7 В (в зависимости от получаемого про-
дукта) и напряжением питания от 230 до 850 В. Мощности одного
агрегата обычно достаточно для питания одной электролизной
серии. Электролиз с большим потреблением тока (алюминий,
хлор) требует параллельной работы нескольких агрегатов.
Агрегаты электролизных установок получают питание на на-
пряжении 6—35 кВ с шин главного распределительного устрой-
ства (ГРУ) КПП от понижающих трансформаторов подстанции
с первичным напряжением 110—220 кВ или по токопроводам
от ГПП предприятия. ГРУ 6 (10—35) кВ КПП выполняется с оди-
ночной системой шин, секционированной нормально разомкнутым
выключателем. Мощные КПП имеют двойную секционированную
систему шин и получают питание от раздельно работающих пони-
жающих трансформаторов с расщепленными обмотками.
На рис. 11.12 приведена схема главных цепей мощной КПП
для питания электролизеров алюминия. Питание на ГРУ 10 кВ
поступает от двух понижающих трансформаторов НО—220 кВ,
мощностью до 180—200 МВ.А, с расщепленными обмотками,
каждая из которых питает одну секцию одной системы шин.
216
110-220 кВ
установок
Питание цеховых ТП и других потребителей поступает с шин
10 кВ вспомогательного РУ (ВРУ 10 кВ), которое подключено
через реакторы к шинам ГРУ 10 кВ.
В связи с большими номинальными мощностями выпрями-
тельных агрегатов (до 40 МВ. А) на ГРУ устанавливают выключа-
тели серии МГ. При больших токах электролиза на шины постоян-
ного тока параллельно работает несколько выпрямительных
агрегатов, подключаемых через разъединители типа РВК.
Графитировочные печи питаются на постоянном токе напря-
жением 150 и 300 В. Режим работы такой печи требует периоди-
ческой длительной ее остановки, поэтому к шинам РУ постоян-
ного тока печи подключаются поочередно; это дает возможность
нескольким, параллельно работающим на шины РУ постоянного
тока выпрямительным агрегатам обеспечивать нагрузку одной
печи.
Дуговые вакуумные печи работают в блоке с выпрямитель-
ным агрегатом (один на печь), потребляя от 12,5 до 37,5 кА при
напряжении 75 В.
Цеховые сети постоянного тока напряжением 220 В получают
питание от комплектных выпрямительных полупроводниковых
подстанций (КВПП), состоящих из силового трансформатора,
выпрямительного шкафа, шкафов РУ постоянного тока и шкафа
управления, защиты и сигнализации.
Трехобмоточный силовой трансформатор мощностью до
1050 кВ.А имеет первичную обмотку 6(10) кВ, соединенную
в звезду, а две вторичные — по схеме «две обратные звезды с урав-
217
нительным реактором». При работе с выпрямителями он обеспечи-
вает шестифазное выпрямление переменного тока. Шкафы РУ
постоянного тока укомплектованы двухполюсными автоматами
типа АВМ. Однотрансформаторная КВПП рассчитана на нагрузку
потребителей постоянного тока до 4000 А.
Глава двенадцатая
КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ
ПОДСТАНЦИЙ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
§ 12.1. Основные требования к размещению оборудования
Трансформаторные подстанции (ТП) и распределительные
устройства (РУ) могут быть закрытыми с размещением электро-
оборудования в зданиях и открытыми с установкой оборудова-
ния на открытом воздухе. Открытые РУ (ОРУ) выполняются на
напряжениях 35 кВ и выше, закрытые РУ (ЗРУ) и подстанции —
до 35 кВ включительно, а при загрязненной и агрессивной атмо-
сфере — до 110 кВ.
Подстанции располагают вблизи центра электрических на-
грузок, что сокращает протяженность распределительных сетей,
уменьшает потери электроэнергии и снижает капитальные за-
траты. ЦРП и РП размещают на границе питаемых ими участков,
с учетом расположения цеховых ТП таким образом, чтобы не было
обратных потоков энергии.
По конструкции различают:
сборные РУ с изготовлением отдельных элементов (оборудо-
вания, токоведущих частей и др.) на заводах и в электромонтаж-
ных организациях, доставкой их к мест$ монтажа и последую-
щей сборкой;
комплектные РУ внутренней и наружной установки (КРУ,
КРУН) и подстанции (КТП, КТПН).
Изготовляемые на заводах КРУ и КТП транспортируют к ме-
сту установки узлами и блоками без демонтажа оборудования.
На месте монтажа производят установку узлов и присоедине-
ния между ними и к сетям электроснабжения.
По месту нахождения на территории предприятия различают
следующие подстанции и РУ:
внутрицеховые, расположенные внутри производственных зда-
ний с размещением электрооборудования непосредственно в про-
изводственном или отдельном закрытом помещении с выкаткой
электрооборудования в цехи;
218
встроенные, находящиеся в отдельных помещениях, вписан-
ных в контур основного здания, но с выкаткой трансформаторов
и выключателей наружу;
пристроенные, т. е. непосредственно примыкающие к основ-
ному зданию;
отдельно стоящие на расстоянии от производственных зданий;
отделенные от цехов электротехнические пролеты, где электро-
оборудование может размещаться на нескольких этажах (в энерго-
емких корпусах с сосредоточенными нагрузками).
На стесненных технологическим оборудованием и коммуни-
кациями площадках предприятия подстанции и РУ размещаются
под землей или на крышах и фермах зданий.
Размещение РУ и подстанций и их компоновка определяются
рядом факторов и осуществляются с учетом архитектурно-строи-
тельных требований, характера технологического процесса, ус-
ловий окружающей среды, пожарной безопасности, удобства и
безопасности монтажа и эксплуатации, схемы и конструктивного
исполнения сети электроснабжения.
При размещении оборудования и компоновке РУ и подстан-
ций руководствуются положениями гл. IV ПУЭ. Рассмотрим не-
которые основные требования к размещению оборудования на
подстанциях и РУ.
Внутрицеховые КТП и- КРУ выкатного типа разрешается
устанавливать на производствах категории Г (обработка мате-
риалов в раскаленном или расплавленном состояниях) и кате-
гории Д (обработка негорючих материалов в холодном состоя-
нии). Размещаются КТП и КРУ около стен или колонн, а при
наличии кранов — под подкрановыми путями вне зоны их ра-
боты и ограждаются металлическими сетками высотой 1,9 м.
Внутри ограждения предусматриваются проходы для осмотра
и обслуживания.
При установке КТП или КРУ в отдельном помещении также
требуются проходы для их осмотра и обслуживания. Минималь-
ная ширина прохода со стороны обслуживания независимо от
типа КРУ должна быть не менее 1,5 м при однорядном располо-
жении и 2 м — при двухрядном. Для КРУ выкатного типа ши-
рина прохода, кроме того, должна быть не меньше длины тележки
плюс 0,6 м при однорядном расположении и плюс 0,8 м — при
двухрядном. Проходы для осмотров КРУ И КТП с задней и бо-
ковых сторон должны быть не менее 0,8 м. При длине ЗРУ до 7 м
должен иметься один выход, при длине от 7 до 60 м — два выхода
по концам.
Голые токоведущие части в помещении ЗРУ при прокладке
их над проходами ограждают на высоте менее 2,5 м при 6—10 кВ
и менее 2,7 м при 35 кВ. Как правило, РУ свыше 1000 В размещают
в отдельном помещении.
На первом этаже разрешается устанавливать КТП с масля-
ными трансформаторами суммарной мощностью до 3200 кВ.А,
219
а на втором этаже — не более 1000 кВ-A. Выше второго этажа
можно располагать только сухие трансформаторы.
Масляные трансформаторы внутри помещений устанавливают
в отдельных камерах с проходами для осмотра. Расстояние от
задней и боковых стен камеры до наиболее выступающих на вы-
соте до 1,9 м от пола частей трансформатора мощностью до 400 кВ X
ХА должно быть не меиее 0,3 м, а для трансформаторов большей
мощности — 0,6 м; до полотна входной двери или выступающих
частей передней стены — 0,6 и 0,8 м соответственно (при мощности
более 1600 кВ.А—1 м).
От наружных стен зданий с производствами категорий Г
и Д трансформаторы устанавливают на расстоянии 0,8—5 м с за-
щитой от падающих предметов и при отсутствии дверей и окон
до уровня крышки трансформатора. Расстояние между трансфор-
маторами мощностью до 63 МВ-А и напряжением до НО кВ
должно быть не менее 1,25 м. Установленные у стен трансформа-
торы ограждают на высоту до 2 м.
Ошиновка ОРУ выполняется голыми сталеалюминиевыми про-
водами, подвешиваемыми на изоляторах над оборудованием на
высоте от земли не менее 2,9 м — при напряжении до 10 кВ,
3,1; 3,6 и 4,5 м — при напряжениях соответственно 35, 110 и
220 кВ.
§ 12.2. Комплектные распределительные устройства
и подстанции
Комплектные распределительные устройства и подстанции
выпускаются заводами электротехнической промышленности и
предприятиями Главэлектромонтажа. Благодаря КРУ и КТП
упрощается строительная часть, сокращаются сроки проектиро-
вания и монтажа, снижаются капитальные затраты на их со-
оружение, становится возможным широкое применение инду-
стриальных методов монтажа, обеспечивается удобное и безопас-
ное обслуживание, облегчается реконструкция и расширение
электроустановки.
Заводы поставляют камеры, укомплектованные аппаратурой
высокого напряжения, измерительными приборами, реле защиты
и т. п. Полная схема РУ содержит набор камер с различными схе-
мами заполнения. Монтажные работы, по существу, сводятся
к установке камер, соединению их комплектно поставляемыми
сборными шинами, подключению линий и трансформаторов.
Конструктивно камеры представляют собой шкафы, в которыХ(
аппаратура (выключатели, разъединители, трансформаторы на-,
пряжения, разрядники) крепится стационарно (КСО) или на под-
вижной тележке (КРУ), выкатываемой из шкафа.
Металлический шкаф выкатного КРУ (рис. 12.1) разделен
перегородками на четыре отсека: шинный 1, присоединений й
трансформаторов тока 2, тележки 3 и релейный 4. В шинном от-,
220
1
Рис. 12.1. Выкатное КРУ серии КРУ2-10
секе размещаются сборные шины, соединяющие отдельные ка-
меры, Исполнение ошиновки отсека 2 дает возможность выпол-
нять кабельные или шинные вводы в камеру. В отсеке 3 установ-
лена выкатная тележка, на которой в зависимости от схемы запол-
нения крепится аппаратура первичной цепи (в данном случае
выключатель 5 типа ВМП-10 с приводом). Для ревизии и ремонта
Аппаратуры тележка выкатывается из камеры. При этом размы-
каются штепсельные разъемы 6, а отверстия в металлической пере-
221
городке между отсеками 2 и 3 закрываются металлическими
шторами, препятствующими прикосновению к токоведущим ча-
стям, находящимся под напряжением. Местное управление при-
водом выключателя производится при открытой передней двери.
Для наблюдения за аппаратурой на передней стенке тележки и
на дверях имеются смотровые окна.
Связь цепей приборов измерения, защиты и сигнализации,
установленных в отсеке 4, с вторичными цепями оборудования,
установленного на тележке, осуществляется через систему кон-
тактов или при помощи штепсельного разъема.
При осмотре и ревизии сборных шин, трансформаторов тока
и кабельных разделок 7 задняя стенка камеры и верхняя крышка
отсека 1 снимаются.
Тележка может находиться в трех положениях:
1) рабочем, когда замкнуты разъемы 6 и контакты вторичных
цепей;
2) испытательном, когда замкнуты контакты только вторич-
ных цепей;
3) ремонтном, когда тележка полностью выкатывается из
шкафа; система блокировки не позволяет выкатывать или вкаты-
вать ее при включенном выключателе.
Выкатные КРУ внутренней и наружной установки выпуска-
ются на 6—10 кВ и номинальные токи до 3200 А. Выкатные КРУ
применяют для РУ, питающих крупные и ответственные уста-
новки, когда необходима быстрая смена выключателей (компрес-
сорные, насосные и т. д.), а также на РУ 6—10 кВ ГПП и ЦРП.
Двустороннее обслуживание шкафов КРУ требует прохода с зад-
ней стороны.
Камеры серии КСО (камера сборная одностороннего обслужи-
вания) имеют сварной из листовой стали корпус и выпускаются
в двух модификациях: КСО-272 и КСО-366.
Корпус камеры КСО-272 (рис. 12.2) разделен на три отсека:
в нижнем установлен линейный разъединитель с заземляющими
ножами или выполняется шинный переход в соседнюю камеру,
в среднем — выключатели или трансформатор напряжения,
в верхнем — шинный разъединитель и сборные шины. Выключа-
тель соединяется с разъединителями через трансформаторы тока
и проходные изоляторы. На фасаде камеры укреплены приводы
разъединителей и выключателя. Три двери запирают нижний и
средний отсеки, а также отсек коробки зажимов. Внутри уста-
новлена лампа освещения. Сверху крепится световой карниз.
Камера предусматривает установку выключателя ВМГ-10. Раз-
меры камеры в основании 1£)00Х 1200 мм, высота 2870 мм.
В камере КСО-366 могут размещаться выключатель нагрузки,
предохранители с разъединителем, трансформаторы тока и на-
пряжения, разрядники. В стальной двери имеется смотровое окно.
На фасаде укреплены приводы разъединителя или выключателя,
нагрузки и заземляющих ножей и предусмотрена установка
222
Рис. 12.2. Камера КСО-272
1 — шинный разъединитель; 2 — приводы разъединителей; 3 привод выключателя;
4 — линейный разъединитель; 5 — масляный выключатель
светильника для освещения прохода обслуживания. Размеры
камеры 1000X1000X2080 мм.
Задняя и боковые стенки камер КСО-272 и КСО-366 не имеют
ограждений, сборные шины открыты. Поэтому камеры устанавли-
вают прислонно к стене в отдельных помещениях ЗРУ, с доступом
к ним только квалифицированного персонала.
Шкафы КРУ наружной установки выпускают в защищенном
исполнении с уплотнением и внутренним обогревом; их приме-
няют в КТП с кабельными и воздушными вводами.
Комплектные трансформаторные подстанции внутренней (КТП)
и наружной (КТПН) установки могут быть с одним или двумя
Трансформаторами мощностью до 40 МВ.А на 6—10 кВ питающей
сети и 0,38—10 кВ сети распределения энергии. Конструктивно
223
КТП включает РУ высшего напряжения (ВН), трансформаторы
и РУ низшего напряжения (НН).
Для внутрицеховых сетей применяют КТП или КТПН с од-
ним или двумя трансформаторами мощностью до 2500 кВ.А
и напряжениями 6—10/0,69—0,23 кВ. Подстанция состоит из
трех узлов: шкафа ВН, масляного или сухого трансформатора
и РУНН. Шкафы ввода ВН предназначены для глухого присоеди-
нения трансформатора к линии, через выключатель нагрузки или
разъединитель с предохранителем. Распределительное устройство
НН состоит из набора металлических шкафов, в которых уста-
навливают предохранители типа ПН-2 или автоматы серий АЗ 100,
АВМ и «Электрон».
На рис. 12.3 представлена КТП 6—10/0,4—0,69 кВ с одним
(двумя) силовым трансформатором мощностью 630—1000 кВ.А,
с глухим присоединением к питающему кабелю 1 в шкафу ввода 2.
Вторым боковым вводом трансформатор 3 сочленен с шкафом
ввода НН.
Распределительное устройство НН состоит из вводного 4
и линейных 6 шкафов с установленными в отсеках 5 коммутацион-
но-защитными аппаратами и измерительными приборами. При
двух трансформаторах устанавливают секционный шкаф 7. При
двухрядной компоновке шкафы НН соединяют шинным мостом
в коробе 8. Для верхнего вывода кабелей или подключения токо-
проводов в шкафах имеются окна 9.
Для подстанций наружной установки на 35—110 кВ характерны
упрощенные схемы со стороны питания; они комплектуются
коммутационно-защитной аппаратурой (отделителями с коротко-
замыкателями, разъединителями и «стреляющими» предохрани-
телями), силовыми масляными трансформаторами (одним или
двумя) и камерами КРУН с кабельными или воздушными вводами.
§ 12.3. Подстанции и распределительные устройства
6—10 кВ
Размеры занимаемой площади при установке КТП в отдель-
ном помещении (рис. 12.4) определяются размерами подстанции
и проходов для обслуживания. Шкафы КТП устанавливают на
кабельном канале, имеющем выход из помещения подстанции.
Ввод питающего кабеля выполняется в трубе. Под масляным
трансформатором КТП выполнен бетонированный маслоприем-
ник, вмещающий 20 % полного объема масла; он перекрыт ре-
шеткой со слоем гравия и изолирован от кабельного канала.
Для выкатки трансформатора предусмотрены ворота, в нижней
части которых для вентиляции помещения имеется проем, за-
крытый жалюзи. Второй проем находится над воротами или сверху
в стенах помещения. В одном помещении с КТП допускается раз-
мещать другие электротехнические устройства до 1000 В при
ширине прохода между ними не менее 1 м.
224
8 Постников В. П.1 Рубашов Г.
Рис. 12.4. Установка
КТП-1000/6—10 кВ в здании
1 трансформатор; 2 ** шкаф вво-
да ВН; 3 — шкаф ввода НН; 4 —
шкафы отходящих линий; 5 — рас-
пределительный пункт 380/22Q В
На рис. 12.5 приведены компоновки отдельно стоящего РП
и встроенной ТП, совмещенной с РП с выкатными КРУ двух-
и однорядного исполнения. Кабельный канал, закрытый съем-
ными плитами, размещен с задней стороны камер, что облегчает
обслуживание кабелей. Комплектная конденсаторная установка
6—10 кВ расположена в отдельном помещений.
Помещение двухтрансформаторной КТП аналогично описан-
ному и для удобства обслуживания сообщается с помещением
РУ 6—10 кВ. Размеры отдельных помещений и их взаимное
расположение определяются габаритами установленного оборудо-
вания и допустимыми проходами для обслуживания. Высота
помещения должна быть не менее высоты КРУ (КТП) плюс 0,8 м
до потолка и 0,3 м до балок, считая от выступающих частей шка-
фов.
На некомплектных встроенных, пристроенных и отдельно
стоящих подстанциях трансформаторы устанавливают в отдель-
ных камерах с выкаткой широкой или узкой стороной (рис. 12.6).
Камеры на первом этаже должны иметь выход наружу; в них
не требуются маслосборные устройства, если количество масла
в баке трансформатора не превышает 600 кг. Если же его более
226
600 кг, то в дверном проеме предусматривается несгораемый по-
рог высотой не менее 50 мм, рассчитанный на удержание 20 %
масла.
При размещении камеры над подвалом или на втором этаже
маслоприемнпк рассчитывается на полный объем масла в транс-
форматоре (до 6j0 кт) и выполняется в виде приямка или устраи-
вается порог При объеме масла в трансформаторе более 600 кг
сооружается бетонированный маслоприемяик. Камера имеет есте-
ственную вентиляцию благодаря верхним и нижним проемам
с жалюзи.
Трансформаторы устанавливают в камере так, чтобы без
снятия напряжения обеспечивалось удобное и безопасное наблю-
дение за уровнем масла в маслоуказателе, а также доступ к газо-
вому реле. Для безопасного осмотра трансформатора с порога
за дверью камеры на высоте 1,2 м устанавливают барьер.
В камерах цз.-шсформаторов тупиковых ТП разрешается уста-
навливать предохранители, разъединители, выключатели на-
грузки, привод коюрых должен размещаться у двери.
Распределительные устройства 6—10 кВ могут иметь одно
и двухрядное исполнение <-• установкой камер КРУ или КСО
Камеры КСО устанавливают на кабельный канал. Обслуживае-
Рис. 12.5. Примеры кочпонэвки РП 6—10 кВ
а — отдельно стоящий РП, б — РП, совмещенный с цеховой ТП} 1 ~ камеры КРУ|
2 — КТП} 3 — батарея ККУ} 4 — щнт ЭПИ- о ~ шкаф ВУ
8*
227
57W
Рис. 12.6. Примеры выполнения некомплектных ТП
а — однотрансформаторная ТП; б — двухтраисформаторная ТП; 1 — РУ 6—»1Q kBj
2 — батарея ККу; 3 камера трансформатора; 4 — щит 0,4/0,23 кВ
мые энергосистемой камеры КСО отделяют от остального поме-
щения РУ сетчатой перегородкой с дверью. Высота помещения
РУ при однорядной установке КСО-366 должна быть не менее
3200 мм до потолка, а при двухрядной -- 3800 мм; для камер
КСО-272—4100 и 4700 мм соответственно. Трансформатор соеди-
няется с камерами шинами или кабелем в трубе.
Распределительный щит 0,4--0,69 кВ прислонного типа (или
отдельно стоящий) комплектуется из типовых панелей, выпускае-
мых заводами электропромышленности. В этих панелях (ввод-
ных, линейных, секционных) установлены рубильники с предо-
хранителями, автоматами и измерительными приборами. Схема
заполнения каждой панели определяется ее назначением и рас-
полагаемой на ней аппаратурой. Щит устанавливают на кабель-
228
ный канал и соединяют с трансформатором шинами. В помеще-
нии щита могут размещаться электротехнические комплектные
устройства до 1000 В.
§ 12.4. Подстанции 35—220 кВ
Подстанции 35—220 кВ объединяют три конструктивных
узла: РУ высшего напряжения, трансформатор и РУ низшего
напряжения. При глухом подключении трансформатора к пи-
тающей линии РУ ВН не требуется.
На ПГВ РУ 6—10 кВ закрытое. Конструктивное исполнение
ЗРУ ПГВ и требования, предъявляемые к нему, аналогичны
описанным в § 12.3. Вводы от силовых трансформаторов в по-
мещение ЗРУ выполняются шинами или голыми проводами
с установкой проходных изоляторов и применением вводных
камер. На ГПП РУ 6—10 кВ может быть закрытым или откры-
тым с установкой камер КРУН.
Силовые трансформаторы устанавливают открыто на фунда-
ментах с направляющими для катков и расположенным вокруг
маслоприемником. Для перекатки трансформаторов к месту
установки прокладывают бетонированные дорожки или рельсы.
В зависимости от схемы подстанции ОРУ объединяет отдель-
ные ячейки линий, трансформаторов, шинной перемычки, в ко-
торых установлена аппаратура первичной цепи. Электрооборудо-
вание устанавливают на металлических или железобетонных ос-
нованиях («стульях») или крепят на порталах на высоте, обеспе-
чивающей безопасность эксплуатации. При расположении ниж-
ней кромки фарфора изоляторов электрооборудования ниже
2,5 м над уровнем планировки или сооружений (например, бе-
тонных плит кабельных каналов, по которым ходят люди) ячейки
ограждают сеткой на высоту 2—1,6 м.
На рис. 12.7 приведена ГПП 110/6—10 кВ, выполненная по
схеме рис. 11.4. Подстанция включает ОРУ 110 кВ, ЗРУ 6—10 кВ
и ремонтную площадку. Оборудование ОРУ установлено на
«стульях», высота которых разрешает обходиться без внутренних
ограждений. Ошиновка выполнена голыми проводами с крепле-
нием на порталах. Вся территория подстанции ограждена. Раз-
мещение камер в ЗРУ 6—10 кВ примерно соответствует изобра-
женному на рис. 12.5 и 12.6. Вводные камеры располагают по осям
трансформаторов.
Количество линейных камер определяется числом отходящих
линий. Трансформаторы собственных нужд 6—10/0,4—0,23 кВ
устанавливают в камерах КРУ (при большой мощности их уста-
навливают отдельно). ЗРУ размещается в здании, как указано
на рис. 12.7, или встраивается в производственный корпус, к на-
ружной стене которого примыкает площадка ОРУ. Камеры ЗРУ
устанавливаются на каналы, куда выполняются вводы кабелей
сети 6 (10) кВ.
229
2
Рис. 12.7. Подстанция 110/6—10 кВ
а — план; б разрез; / — ОРУ 110 кВ? 2 ** ЭРУ 6—10 kBj S •* трансформатор? 4
ЛЭП 110 кВ; 5 — ремонтная площадка; 6 — молниеотвод; 7 грозозащитный трос}
3 — разъединитель; 9 — отделитель; 10 — короткозамыкатель} 11 разрядника 12 *»
рельсовый цуть; 13 — выводы 6«~10 кВ трансформатора
На порталах ОРУ и на здании ЗРУ устанавливаются молниеот-
воды для защиты оборудования НО кВ от прямых ударов молнии.
Размещение молниеотводов определяется расчетом зоны защиты.
§ 12.5. Подстанции технологических установок
Компоновка печных подстанций обусловлена размещением
печного трансформатора, назначением и мощностью печи.
Печные трансформаторы сталеплавильных и ферросплавных
печей размещают как можно ближе к ним и соединяют с элек-
тродами гибкой ошиновкой (петлей). Гибкая петля позволяет
перемещать печь в процессе плавки, а минимальная ее длина
сокращает потери энергии. Максимальное сокращение длины
петли (короткой сети) достигается при установке печноро транс-
форматора на уровне не ниже рабочей отметки печи.
Трансформаторы печей малой емкости устанавливают в одно-
этажных подстанциях. Для мощных печей сооружают внутри-
цеховые подстанции в несколько этажей.
На рис. 12.8 представлена компоновка подстанции дуговой
сталеплавильной печи типа ДСП-50. Токопровод короткой сети 5
Рис. 12.8. Подстанция дуговой сталеплавильной печи ДСП-50
231
печи 2 подключен и печному трансформатору 1, установленному
на третьем этаже подстанции и получающему питание на напря-
жении 35 кВ по шинному мосту 6 через выключатели 4. На вто-
ром этаже находятся: щитовое помещение 7 с щитами управле-
ния, защиты и сигнализации, помещение КИП и автоматики.
На первом этаже подстанции размещены: электрооборудование,
питающее статор печи, системы управления и автоматики, а
также вспомогательное ’оборудование печной установки. Пита-
ние и статору печи поступает по токопроводу 3 с гибкой петлей.
Компоновка преобразовательной подстанции для электро-
лизных установок определяется ее схемой, взаимным расположе-
нием электролизных корпусов и подстанции, числом и располо-
жением электролизеров в каждом корпусе, количеством выпрями-
тельных агрегатов.
На рис. 12.9 приведена компоновка преобразовательной под-
станции крупного алюминиевого завода с кремниевыми выпря-
мителями на 850 В и 150 кА, разработанной Ленинградским от-
Рис. 12.9. Преобразовательная подстанция электролизной установки
232
делением Тяжпромэлектропроекта и обслуживающей два кор-
пуса электролиза.
Питание от понижающих трансформаторов с расщепленными
обмотками ГПП 220/10 кВ подается на ГРУ 10 кВ «рассредоточен-
ного» типа 1, расположенное на третьем этаже. Рабочая и обход-
ная (трансфер) системы шин проложены вдоль всего здания КПП
длиной 64 м и соединены между собой нормально разомкнутыми
секционными выключателями. Такое исполнение ГРУ дает воз-
можность обеспечить раздельную работу расщепленных обмоток
трансформаторов ГПП и соединить шинами отдельные КПП.
В цепи питания выпрямительных агрегатов 5 типа ВАКВ-
6300/850 (6300 А, 850 В) установлены масляные выключатели
(МВ) типа МГГ-10, камеры которых размещены вдоль здания
непосредственно над выпрямительными агрегатами. Трансфор-
маторы 4 выпрямительных агрегатов типа ТДНПВ-40000/10
с расщепленными обмотками установлены открыто вдоль зда-
ния КПП, один на четыре агрегата; трансформаторы подклю-
чены через дроссели насыщения 9. Токопроводы постоянного
тока 2 проходят по первому этажу КПП; к ним через разъедини-
тели 3 типа РВК-20/7000 присоединены агрегаты 5.
На втором этаже расположены щиты управления с блоками
защиты и стабилизации агрегатов 6 и щитовое помещение 7.
На первом этаже находится ВРУ 10 кВ с трансформаторами
собственных нужд, реакторами, аккумуляторная и вентиляцион-
ные камеры 8.
Глава тринадцатая
ИЗМЕРЕНИЯ, УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ
И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ПОДСТАНЦИЯХ
§ 13.1. Оперативный ток, его назначение и источники
Оперативный ток служит для питания цепей релейной за-
щиты, управления и сигнализации. В них используется постоян-
ный ток напряжением НО и 220 В, переменный — 100, 127 и
220 В и выпрямленный переменный ток.
Источниками постоянного тока являются аккумуляторные
батареи, составляемые из отдельных аккумуляторов. Работают
батареи в режиме постоянного подзаряда от параллельно под-
ключенных выпрямительных устройств. Достоинство таких ба-
тарей заключается в том, что они представляют собой независи-
мый источник оперативного тока, обеспечивающий надежное и
бесперебойное питание цепей вторичной коммутации. Однако до-
233
полнительные капитальные и эксплуатационные расходы на них
ограничивают их применение; они используются сравнительно
редко — только на крупных ГПП и преобразовательных под-
станциях, укомплектованных выключателями с мощными при-
водами на постоянном токе и оборудованных сложными защи-
тами.
Для питания оперативным постоянным током предназначена
комплектная установка типа ШУОТ (шкаф установки оператив-
ного тока). Шкаф укомплектован аккумуляторной батареей из
свинцово-кислотных аккумуляторов типа АБН-80, подзарядным
устройством типа ПЗУ и выпрямительным устройством типа
БПРУ-66 или КВУ-66. Батарея рассчитана на питание оператив-
ных цепей ПО В с нагрузкой 20 А.
В схемах вторичной коммутации 220 В устанавливают два
шкафа; батареи в них соединяют последовательно. Электромаг-
ниты включения приводов выключателей питаются от выпрями-
тельного устройства БПРУ-66 (КВУ-66), которое собрано на мощ-
ных кремниевых вентилях типа ВК2-200 по трехфазной схеме и
обеспечивает включение электромагнитных приводов напряже-
нием 220 В с током включения до 300 А.
В шкафу ШУОТ предусмотрена защита от коротких замыка-
ний (КЗ), контроль и измерение изоляции в цепях оперативного
тока, а также световая сигнализация. Питание шкафа осуществ-
ляется напряжением 380/220 В.
Оперативный переменный ток используется на подстанциях,
оборудованных пружинно-грузовыми приводами, или для полу-
чения выпрямленного оперативного тока с помощью блоков пи-
тания. Источниками оперативного переменного тока служат из-
мерительные трансформаторы тока и напряжения, трансформа-
торы собственных нужд (ТСН).
Трансформаторы тока используются в простейших схемах
токовых защит от КЗ, для питания токовых реле и катушек от-
ключения, встроенных в пружинно-грузовые приводы.
Трансформаторы напряжения употребляются для питания
защит, действующих при ненормальных режимах или поврежде-
ниях, не сопровождающихся значительными изменениями между-
фазных напряжений, и для сигнализации. Применение трансфор-
матора напряжения как источника оперативного тока ограничи-
вается его малой мощностью и вторичным напряжением 100 В,
на которое выпускается не вся аппаратура вторичной коммута-
ции.
Трансформаторы собственных нужд — достаточно мощный
источник оперативного переменного тока, обеспечивающий пита-
ние приводов выключателей мощностью до 80 кВт. Недостатком
ТСН является повышенное вторичное номинальное напряжение,
вследствие чего сокращается срок службы приборов вторичных
цепей с номинальным напряжением 220 В. Включение вторичных
цепей через феррорезонансные стабилизаторы напряжения поз-
234
Рис. 13.1. Блоки питания
а « принципиальная схема блока! б «• схема включения
воляет поддерживать напряжение оперативного переменного тока
220 В ± 6 %.
Трансформатор напряжения или собственных нужд как един-
ственный источник оперативного тока ненадежен, так как при
близких КЗ в сети напряжение на шинах подстанции отсутствует
и источник оперативного тока не работает. Надежность питания
вторичных цепей обеспечивается применением на подстанции двух
трансформаторов, питающихся от разных секций ОУ или от раз-
ных вводов.
Совместное использование трансформаторов тока и напряже-
ния или собственных нужд с подключением их через блоки пи-
тания создает надежный источник оперативного выпрямленного
тока (рис. 13.1).
Блок питания состоит из промежуточного трансформатора и
выпрямителя на кремниевых диодах, собранного по мостовой
схеме. Вторичный ток КЗ в блоках БПТ (токовых) или напря-
жение от трансформаторов напряжения или собственных нужд
в блоках БПН (напряжения) преобразуется в стабильное напря-
жение оперативного выпрямленного тока. Совместная параллель-
ная работа позволяет иметь оперативный выпрямленный ток при
нормальных режимах от БПН, а при КЗ — от БПТ.
При исчезновении или понижении напряжения на шинах под-
станции, не связанных с КЗ, использовать блоки питания невоз-
можно. В таких случаях для питания защиты минимального на-
пряжения, катушек отключения электромагнитных приводов и
электромагнитов включения и отключения пружинно-грузовых
приводов используется энергия предварительно заряженных кон-
денсаторов МБГП на 400 В, собранных в блоки типа БК-400
на 40, 80 и 200 мкФ. Кремниевые диоды, встроенные в блоки,
обеспечивают их параллельное включение с разделением отдель-
ных цепей управления (рис. 13.2).
235
Рис. 13.2. Схема включения
блоков конденсаторов
Для заряда конденсаторных бата-
рей применяют комбинированные
блоки питания и заряда с пита-
нием от трансформатора напряже-
ния БПЗ-401 и трансформатора
тока БПЗ-402. Блоки БПЗ состоят
из промежуточного трансформатора,
выпрямителей, собранных по мосто-
вой схеме на кремниевых диодах ти-
па КД202М на 3 А и 400 В, разде-
лительных диодов, предотвращающих
ряда конденсаторов.
реле для контроля наличия
разряд заряженных конденсаторов
через схему блока, и резисторов,
позволяющих увеличить время за-
Блок БПЗ-401 имеет промежуточное
выпрямленного напряжения.
§ 13.2. Измерения и контроль параметров электроэнергии
Измерения. На подстанциях измеряют ток, напряжение и
мощность.
Амперметры включают непосредственно в первичную цепь
или через трансформаторы тока. На каждое присоединение (ли-
нию, трансформатор) устанавливают один амперметр. Три ам-
перметра устанавливают при неравномерной загрузке фаз, в це-
пях батарей статических конденсаторов для контроля их работы
и на линиях, питающих электропечи, если необходим контроль
их режима. При возможных перегрузках используют амперметры
с перегрузочной шкалой.
Вольтметры подключают непосредственно при напряжении
до 1000 В и через трансформаторы напряжения — свыше 1000 В.
Фазные и линейные напряжения измеряют одним вольтметром,
подключенным через переключатель. Устанавливают вольтметры
по одному на каждой ступени напряжения каждой секции шин
РУ. Если на стороне высшего напряжения трансформаторы на-
пряжения отсутствуют, то вольтметры устанавливают на стороне
низшего напряжения.
Ваттметры активной и реактивной мощностей устанавливают:
на подстанциях, где требуется повседневный контроль перетока
мощности более 4000 кВ-А по отдельным линиям; на синхронных
двигателях, если необходим контроль их работы; на подстанцион-
ных трансформаторах НО кВ и выше. На трансформаторах до
35 кВ, мощностью 6300 кВ -А и более устанавливают только актив-
ный ваттметр. Подключают ваттметры через трансформаторы
тока и напряжения.
Класс точности щитовых измерительных приборов должен
быть не ниже 2,5.
Учет и контроль электроэнергии. Предусматриваются расчет-
ный и технический учеты электроэнергии.
238
Расчетный учет служит для расчетов за электроэнергию
с энергосистемой, которые производятся по одноставочному (при
присоединенной мощности потребителя до 100 кВ.А) и двухста-
вочному тарифам. Последний предусматривает расчет за актив-
ную и реактивную энергию. При одноставочном тарифе расчет
ведется только за фактически потребленную активную энергию
по показаниям счетчика. При двухставочном тарифе расчет осу-
ществляется за потребленную электроэнергию и за присоединен-
ную (разрешенную к использованию) мощность или за заявлен-
ную нагрузку в часы максимальной нагрузки энергосистемы.
Для стимулирования мероприятий по компенсации реактив-
ной мощности предусмотрена шкала скидок и надбавок к тарифу
в зависимости от оптимальной и фактической реактивной на-
грузок предприятия в часы максимальной нагрузки.
Расчетные счетчики активной и реактивной энергии устанав-
ливают на вводах от энергосистемы.
Технический учет организуется внутри предприятия по от-
дельным цехам или агрегатам: для контроля удельных норм
расхода электроэнергии на единицу продукции, учета ее расхода
на подсобные нужды, учета реактивной энергии и соблюдения
планов электропотребления. При техническом учете применяются
прогрессивные удельные нормы расхода электроэнергии и преми-
альная система поощрения за ее экономию.
Контрольные счетчики технического учета устанавливают там,
где это необходимо, например: на линиях 6—10 кВ, отходящих
от ГПП к цеховым ТП, на вводах цеховых РП и т. д.
Обмотки трансформаторов тока для подключения расчетных
счетчиков должны иметь класс точности 0,5, счетчики техниче-
ского учета — не ниже 1,0, счетчики активной энергии — не ме-
нее 2,0, счетчики реактивной энергии — не ниже 2,5.
При большом количестве счетчиков на предприятии снятие
показаний и суммирование нагрузки весьма трудоемки. Персо-
нал не может обеспечить достаточную точность измерения рас-
хода электроэнергии за определенный промежуток времени и
постоянный контроль за ее расходом, не может воздействовать
на изменение нагрузки потребителя для выравнивания графика
нагрузки.
Современная система учета должна автоматически: выдавать
необходимые данные для расчетов с энергосистемой по двух-
ставочному тарифу; информировать о межцеховом или агрегат-
ном расходе электроэнергии; выдавать 30-минутные расходы
электроэнергии, воздействуя на режим работы потребителя с це-
лью выравнивания графика нагрузки; сигнализировать об из-
менении нагрузки или скорости ее нарастания; обеспечивать
обработку данных с помощью ЭВМ; иметь связи с АСУ пред-
приятия и энергосистемы. Чтобы удовлетворить этим требова-
ниям, разработаны централизованные комплексные информа-
ционно-измерительные системы учета и контроля электроэнергии.
237
Система учета электроэнергии (СУЭ-160), разработанная Про-
ектэлектромонтажом, регистрирует и сигнализирует 30-минут-
ный максимум активной и реактивной энергии в часы максималь-
ной нагрузки энергосистемы, сопоставляет величину заявленной
нагрузки с фактической и сигнализирует о ее превышении над
заявленной, вычисляет и накапливает данные о расходе энергии
за любое время, контролирует и исправляет передаваемую ин-
формацию. Система может работать совместно с ЭВМ или управ-
ляющей машиной, обеспечивающей автоматическую разгрузку
потребителя и выравнивание графика нагрузки энергосистемы.
СУЭ-160 собирает данные со 160 счетчиков, размещенных на 15
пунктах в радиусе 20 км.
На центральном диспетчерском пункте (ЦДП) устанавливают
основной блок СУЭ-160, пифропечатающее.устройство и электро-
управляемую пишущую машинку. На подстанциях (КП) разме-
щают блоки питания и периферийные блоки, к каждому из ко-
торых можно подключить по восемь счетчиков. Обмен информа-
ции между ЦДП и КП производится по двум каналам связи теле-
фонных кабелей.
Информационная измерительная система (ИИСЭ-48), разра-
ботанная Всесоюзным энергетическим институтом имени
Г. М. Кржижановского, позволяет автоматически производить
учет, обработку и хранение информации о расходе электроэнер-
гии с вычислением совмещенных нагрузок в часы максимума
энергосистемы на любой период. Система состоит из информа-
ционно-вычислительного устройства, регистрирующего нагрузку,
самопишущего потенциометра, печатающего устройства и 48 счет-
чиков.
§ 13.3. Контроль состояния изоляции
При ОКЗ в сетях напряжением свыше 1000 В с малыми то-
ками замыкания на землю и в электроустановках 660 В защита
от междуфазных КЗ работать не будет. Заземление одного полюса
в цепях постоянного тока может вызвать ложную работу или от-
каз релейной защиты, сигнализации, автоматики. Поэтому в се-
тях 660 В и 3—35 кВ переменного тока и в электроустановках
Рис. 13.3. Схема контроля
изоляции в цепях посто-
янного тока
постоянного тока осуществляется кон-
троль за состоянием изоляции.
Контроль изоляции в установках по-
стоянного тока ведется путем измере-
ния напряжения между полюсом и зем-
лей высокоомным вольтметром (оммет-
ром) с двусторонней шкалой (рис. 13.3).
При исправной изоляции стрелка при-
бора не отклоняется. При повреждении
изоляции в цепи одной полярности
прибор замерит падение напряжения
238
Рис. 13.4. Схемы контроля изоляции в сетях перемен-
ного тока
а — напряжением до 1000 В; б *— напряжением свыше 1000 В
с однофазными трансформаторами; s — то же, с трехфазными
трансформаторами НТМИ
на добавочном сопротивлении (ДС) между исправным полюсом
и землей.
Изоляцию в сетях до 1000 В (рис. 13.4, а) контролируют пу-
тем измерения напряжения между фазой и землей, соединяя вольт-
метры в звезду с заземленной нулевой точкой. При повреждении
изоляции одной из фаз напряжение на вольтметре поврежден-
ной фазы будет равно нулю, а показания вольтметров исправ-
ных фаз увеличатся до междуфазного напряжения.
В сетях свыше 1000 В вольтметры подключают или через одно-
фазные трансформаторы напряжения (рис. 13.4, б), или с помощью
обмотки разомкнутого треугольника трехфазного пятистержне-
вого трансформатора (рис. 13.4, в). В трехфазной сети при ра-
венстве междуфазных напряжений на концах обмотки разомкну-
того треугольника напряжение равно нулю. При нарушении изо-
ляции между одной из фаз первичной цепи и землей на обмотке
разомкнутого треугольника появится напряжение тем большее,
чем меньше сопротивление изоляции между фазой и землей. Реле
напряжения сигнализирует об однофазном замыкании на землю.
По схеме разомкнутого треугольника можно соединять одно-
фазные трансформаторы, если отсутствует трехфазный пятистерж-
невой трансформатор.
Заземление первичных обмоток трансформаторов необходимо
для измерения фазного напряжения. Вторичные обмотки зазем-
ляются исходя из условий электробезопасности.
§ 13.4. Управление разъединителями и выключателями
Дистанционное управление разъединителями производится
с помощью электродвигательного привода, схема управления ко-
торым определяется кинематикой приводного механизма.
239
Конструкция приводного механизма разъединителей внутрен-
ней установки 6—10 кВ такова, что при повороте вала привода
на 180° производится включение, а при повторном повороте его
еще на 180° — отключение разъединителя. Для включения и
отключения разъединителей наружной установки 35—220 кВ
вал привода попеременно вращается в разные стороны.
Рассмотрим схему дистанционного управления разъедините-
лем 6—10 кВ (рис. 13.5) на оперативном постоянном токе. При
кратковременном повороте ключа S в положение В2 («Вклю-
чить») срабатывает контактор К.1, который, замкнув свои глав-
ные контакты, запускает двигатель, а своим блок-контактом
в цепи катушки подхватывает кратковременный импульс на вклю-
чение. После включения путевой выключатель Sp, кратковре-
менно разомкнувшись, обрывает питание катушки К1', при этом
контактор отпускает и двигатель останавливается. Вновь зам-
кнувшись, контакт Sp подготавливает схему к отключению.
Блок-контакты К разъединителя переключаются. При ошибоч-
ном повторном повороте ключа S в положение В контактор
не включается.
При отключении разъединителя (S в положение О2) схема
действует аналогично.
Блок-контакт SB в цепи управления исключает ошибочные
операции с разъединителем (см. § 13.6). При включенном выклю-
чателе его. блок-контакт SB разомкнут и операции с разъедини-
телем произвести невозможно. Двойной разрыв питания в цепях
катушки контактора и двигателя исключает произвольную работу
схемы при двойных замыканиях на землю и отказе в действии или
перекрытии контактов контактора.
Дистанционное управление выключателем производится с по-
мощью ключей управления типов МКФ, МКВФ и МКСВФ. Каж-
дый ключ состоит из корпуса, рукоятки и контактной системы,
Рис. 13.5. Схема дистанционного управления разъединителем
240
Рис. 13.6. Схема управления электромагнитным приводом выключателя с кон-
тролем цепей управления
набранной из отдельных контактных пакетов о различным рас-
положением контакторов.
Ключи МКВФ и МКСВФ имеют шесть положений рукоятки.
При фиксированных положениях О («Отключено») и В («Вклю-
чено») рукоятка и контакты неподвижны. Положения Ог («Пред-
варительно включено») и В2 («Включить») соответствуют неустой-
чивому положению контактов и рукоятки, удерживаемой опера-
тором, которые автоматически (под действием пружины) возвра-
щаются в исходное положение после отпускания ключа.
В корпус ключа МКСВФ встроена сигнальная лампа. При
вертикальном (положение В) и горизонтальном (положение О)
положениях рукоятки лампа горит ровным немигающим светом.
При незаконченной операции включения или отключения и по-
ложении «Несоответствие» ключа и выключателя (ключ в поло-
жении В, а выключатель отключен, и наоборот) лампа начинает
мигать.
Рассмотрим работу схемы управления электромагнитным при-
водом типа ПЭГ с помощью ключа МКСВФ (рис. 13.6). Электро-
241
магнит включения (LB) привода потребляет значительную мощ-
ность, поэтому он питается по отдельной цепи через контактор S.
Питание катушки контактора и электромагнита отключения Lo,
потребляющих незначительные токи, производится с шин управ-
ления ШУ.
Положение выключателя сигнализирует постоянное горение
лампы Н, получающей питание с шинки сигнализации (+ZZ/C).
В положении «Несоответствие» лампа питается с шинки мигаю-
щей сигнализации (-\-ШМС). При отключенном выключателе
реле Кк находится в работе и его нормально разомкнутый кон-
такт замкнут.
Оперативное включение выполняется в три приема. При по-
вороте ключа в положение В размыкаются контакты 1, 6, 7 и
замыкаются контакты 4, 8. Лампа Н получает питание от +ШМ.С
и начинает мигать. При дальнейшем повороте'в положение В2
катушка S питается от -\-ШУ через замкнувшийся контакт 10
и включает контактор. При срабатывании LB привод переклю-
чает свой блок-контакт КСБ (сигнальный). Контакт КБО (от-
ключения), замкнувшись, подготавливает цепь электромагнита
отключения (Ло). Блок-контакт КБВ (включения) в конце хода
привода размыкает цепь питания катушки S и контактор отклю-
чает питание электромагнита LB.
Реле Кн, потеряв питание, размыкает свой контакт. При пере-
ключении блок-коитактов КСБ реле Кк0 замыкает, а Ккв раз-
мыкает свои контакты в цепи лампы Я, которая через контакт 8
от шинки -\-ШС горит ровным светом. При самовозврате ключа
в положение В размыкается его контакт 10.
При автоматическом включении замыкается контакт реле
автоматики (Кд) и контактор S получает питание помимо ключа,
который находится в положении О; создается положение «Несо-
ответствие». Лампа Н питается от -\-ШМС через контакт 7 и на-
чинает мигать. При переводе ключа в положение В контакт 7
размыкается, а 8 замыкается и лампа горит ровным светом.
Оперативное отключение производится в обратном порядке
последовательным переводом ключа в три положения. В положе-
нии С\ лампа мигает (Д’к0 замкнут). В положении О2 срабатывает
Lo> переключаются блок-контакты КСБ и будут удерживаться,
так как параллельно обмотке Кк включится сопротивление R9.
Блок-контакты КБК переключатся при срабатывании и отпуска-
нии Lo. Замкнутся контакты КБ и Кк и разомкнется КБО',
лампа начнет гореть ровным светом. В положении О контакт 11
разомкнется, Lo отпустит и КБК переключится в положение,
указанное на схеме.
При отключении защитой включенного выключателя (ключ
в положении В) замыкается контакт Ks, Со получает питание
и цепи управления работают аналогично положению 02. Лампа
загорается мигающим светом из-за положения «Несоответствие»,
контакт К1т замыкается и питание поступает через контакт 4.
242
Блокировка от «качаний» предусматривает запрет на повтор-
ное оперативное включение выключателя при отключении его
релейной защитой. Если в процессе включения выключателя
сработает защита (Л’8 замкнется), то повторное его включение
переводом ключа в положение В2 невозможно: Lo находится под
напряжением и контакты КБ К переключены. Цепь катушки S
разомкнута, a Lo получает дополнительное питание через кон-
такт 10 и замкнутые контакты Л'к и К Б К.
Диоды VD, включенные последовательно с контактами Кк0
и ККъ, разделяют цепи питания от +ШС и А-ШМС. При не-
исправностях реле Км и Ккъ (залипание якоря, разрегулировка
контактов) не создается обходная цепь через контакты ключа и
на шинку Н- ШМС не попадает постоянный плюс с шинки +ШС.
Лампы всех ключей, находящихся в положении «Несоответствие»,
не будут гореть ровным светом. Если оперативные переключения
не производятся, то на шинке +ШС напряжение отключают и
лампы в ключах управления не горят. Неисправность реле Кы
и Ккъ одного из ключей, отсутствие диодов создают обходную
цепь, и лампы во всех ключах управления станут мигать.
В положении «Несоответствие» наряду с миганием лампы ключа
замыкаются цепи сигнализации, питание которых также произ-
водится через сигнальные контакты ключа, отсутствующие на
рис. 13.6.
§ 13.5. Сигнализация
Подстанции оснащаются следующими видами сигнализации:
положения коммутационных аппаратов; аварийного отключения;
действия защиты и автоматики; предупреждающей о наступле-
нии ненормального режима работы оборудования или установки.
Световая сигнализация положения осуществляется зеленой
(«Отключено») и красной («Включено») лампами. В цепях пре-
дупреждающей или аварийной сигнализации используется жел-
тая лампа. При нормальных оперативных переключениях эти
лампы горят ровным светом. При аварийных отключениях, ра-
боте автоматики или положениях «Несоответствие» лампы горят
мигающим светом, вследствие того, что они подключаются к шинке
мигающей сигналзиации.
Для получения мигающего света используется схема пульс-
пары (рис. 13.7), построенная на двух промежуточных реле, ко-
торые работают с выдержкой времени на размыкание контак-
тов (/К) и с выдержкой времени на их замыкание (2К).
При подаче напряжения на шинку мигания (+ШМС) реле 1К
срабатывает и без выдержки времени замыкает свои контакты.
Реле 2К срабатывает и размыкает также без выдержки времени
свой контакт в цепи 1К. Контакт 1К, разомкнувшись с выдержкой
времени, обесточивает шинку +ШМС. Реле 2К отпускает и
с выдержкой времени замыкает свой контакт в цепи 1К. Цикл
243
повторяется. Подача напряжения на шинку -\-ШМС будет про-
изводиться с интервалами во времени.
В отдельные цепи релейных защит и автоматики включаются
указательные реле, сигнализирующие о работе цепей. Срабаты-
вание такого реле сопровождается падением флажка (блинкера)
и замыканием контакта, который позволяет дублировать работу
реле световой сигнализацией, напоминающей, что у реле «фла-
жок не поднят».
Лампы сигнализации подключаются к шинкам сигнализации
через ключи управления, контакты реле защиты и автоматики,
блок-контакты выключателей
Рис. 13.7. Схема мига-
ющего света
Рис. 13.8. Схема цепей сигнализации по-
ложения
ЦУ — цепи управления; ЦА — цепи авгома»
тики; ЦЗА — цени защиты и автоматики
Рис. 13.9. Схема аварийной сигнализации с центральным съемом сигнала и по-
вторностью действия
244
га на рис. 13.8. При оперативных переключениях лампы HG и HR
питаются с шинки + ШС через контакты аппаратуры в цепях уп-
равления (ЦУ). При переключениях, не связанных с оператором,
чампы сигнализации получают питание через контакты реле в це-
пях защиты и автоматики (ЦЗА). Срабатывание указательных реле
юпровождается световой сигнализацией.
При работе защиты и автоматики световая сигнализация
дублируется звуковой, для чего используются электрические
сирены, гудки и звонки. Звуковой сигнал аварийной или преду-
преждающей сигнализации — общий для всех выключателей.
Аварийная сигнализация оповещает об аварийном отключе-
нии выключателя. Предупреждающая сигнализация сообщает
? ненормальных режимах работы, которые могут привести к ава-
рии (перегрузка трансформатора, нарушение в цепях управле-
ния выключателем и т. п.). Поэтому электрические цепи аварий-
ной и предупреждающей сигнализации и их звуковые сигналы
различны (сирена и звонок). При срабатывании звукового сиг-
нала дежурный сначала прекращает его работу, «снимает» (кви-
тирует) сигнал, а затем по индивидуальным световым сигналам
определяет причину срабатывания сигнализации.
На рис. 13.9 приведена схема аварийной сигнализации с цен-
тральным съемом сигнала и повторностью действия. Схема про-
изводит центральный съем звукового сигнала автоматически или
кнопкой на пульте дежурного без квитирования. При возникно-
вении нового сигнала схема обеспечивает повторность действия
звуковой сигнализации с сохранением принятых и действующих
сигналов.
Схема на оперативном постоянном токе выполнена с реле
импульсной сигнализации РИС-Э2М, которое состоит из транс-
форматора напряжения Т, поляризованного двухобмоточного
реле КК и двух германиевых триодов VT1 и VT2, соединенных
по ключевой схеме.
При замыкании контакта 1К% в цепях защиты цепь первичной
обмотки Т через шинку аварийной сигнализации (+ZZ/3A)
получает питание. Переходный ток наводит во вторичной обмотке
Т ЭДС, обеспечивающую протекание базового тока в цепи
триода VT2, который открывается и замыкает цепь одной обмотки
поляризованного реле. Реле срабатывает и замыкает свой контакт
КК в цепи промежуточного реле К, включающего звуковой сиг-
нал С и запускающего реле времени КТ
Если до замыкания контакта реле КТ сигнал с шинки + ШЗА
будет снят (контакт КТ разомкнется), то прервется питание Т.
В момент размыкания 1Кз изменится направление ЭДС во вто-
ричной обмотке Т и ток появится в другой обмотке реле (ККТ).
Якорь реле перебросится, контакт КК разомкнется, реле К от-
пустит и звуковой сигнал прекратится.
Если контакт реле КТ замкнется при действии звукового сиг-
нала, то шунтируется цепь коллектор—эмиттер триода VT1 и
245
в обмотку реле К.К подается ток обратной полярности. Реле
перебрасывает свой якорь и обрывает цепь питания реле /С, ко-
торое отключает звуковой сигнал. Его можно отключить с пульта,
замкнув кнопку центрального съема сигнала (КЦС).
При аварийном срабатывании 2К.3 и неквитированном сиг-
нале первого выключателя сопротивление цепи питания -\-ШЗА
уменьшится, что вызовет появление во вторичной цепи Тр им-
пульсной ЭДС, достаточной для повторного срабатывания реле КК
и запуска сигнализации. Оперативный контроль работы схемы
производится нажатием кнопки КОС.
Схема предупреждающей сигнализации аналогична, но не-
сколько изменена в цепи подачи сигналов; последние подаются от
контактов соответствующих датчиков (реле, контактных термо-
метров и т. п.). Вместо добавочных сопротивлений последова-
тельно с контактами включаются лампы для получения индиви-
дуальных световых сигналов.
§ 13.6. Блокировки
Блокировки выполняются между приводами выключателя и
разъединителя и позволяют производить операции с разъеди-
нителем только при отключенном выключателе (без нагрузки
в цепи разъединителя). Применяются механическая, электриче-
ская и электромагнитная блокировки.
Механическая блокировка в камерах комплектных РУ осу-
ществляется с помощью стальных упоров или специальных за-
пирающих замковых конструкций, механически связанных с ва-
лом выключателя. При его повороте на включение упор запирает
привод разъединителя, исключая возможность его включения или
отключения.
При механической замковой блокировке взаимно блокируемые
приводы выключателя и разъединителей оснащаются замками
и ключами специальной конструкции с «секретом». Ключ отпи-
рает те замки, у которых «секреты» совпадают, и может быть вы-
нут только при закрытом замке, когда запорный стержень сто-
порит блокируемый привод. Для замков всех взаимно блокируе-
мых приводов предусматривается один ключ, нормально встав-
ленный в замок выключателя. При отключенном выключателе
замок запирает привод и освобождает ключ. На запертом приводе
разъединителя ключ можно вынуть из замка при открытом и
закрытом разъединителе.
Электрическая блокировка предусматривается на приводах
разъединителей с дистанционным управлением. В цепь управле-
ния двигателем привода разъединителя включаются нормально
замкнутые блок-контакты выключателя, которые разрывают цепь
управления при включенном выключателе (Б/(в на рис. 13.5).
Электрическая блокировка не исключает возможность ручного
управления приводом разъединителя и требует дополнительной
246
Рис. 13.10. Электромагнитная блокировка
1 — рукоятка привода разъединителя; 2 — запор-
ный штнфт замка; 3 — блокировочный замок; 4 —•
обмотка ключа; 5 — электромагнитный ключ; 6, 7 —•
контрольный разъем; 8 — блок-контакт выключателя
подается через зам-
выключателя. Если
механической или электромагнитной
блокировки.
Электромагнитная блокировка
(рис. 13.10) состоит из механического
блокировочного замка 3 и переносного
электромагнитного ключа 5, который
питается постоянным током от штеп-
сельной розетки, установленной около
привода разъединителя. Напряже-
ние НО—220 кВ на штепсельную розетку
кнутые блок-контакты 8 отключенного
в розетке есть напряжение, то в обмотке ключа протекает ток и
сердечник ключа сцепляется с подвижным штифтом замка 2.
При повороте ключа стержень выходит из отверстия в механизме
привода и дает возможность отключить или включить разъедини-
тель.
При включенном выключателе его блок-контакты разомкнуты,
напряжение в розетке отсутствует и привод разъединителя от-
крыть нельзя.
Глава четырнадцатая
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА В СИСТЕМАХ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ промышленных предприятий
§ 14.1. Основные сведения о релейной защите
Релейной защитой называется совокупность специальных
устройств, контролирующих состояние всех элементов системы
электроснабжения и реагирующих на возникновение поврежде-
ния или ненормальный режим работы системы.
При повреждениях релейная защита выявляет поврежден-
ный участок и отключает его, воздействуя на коммутационные
аппараты. При ненормальных режимах, не представляющих не-
посредственной опасности элементам системы, релейная защита
работает на сигнал. Выполняя упомянутые функции, она яв-
ляется основным видом автоматики, обеспечивающим надеж-
ность системы электроснабжения.
247
Рис. 14.1. Селективное отключение поврежденного участка сети
Рассмотрим основные требования, предъявляемые к релейной
защите.
Селективность. Селективность, или избирательность, за-
щиты — это ее способность отключать при КЗ только поврежден-
ный участок. На рис. 14.1 показаны примеры селективного от-
ключения в сети. Так, при КЗ в точке должен отключиться
выключатель линии III, т. е. ближайший к месту повреждения;
все остальные потребители остаются в работе. При КЗ на ли-
нии I должна отключиться только линия I своими выключате-
лями Q1 и Q2. При этом электроснабжение потребителей осу-
ществляется по линии II. При КЗ в точках К3 и должен от-
ключиться выключатель Q3, а в точке К6 — только выключатель
электродвигателя Д2. Выключатели двигателей ММ1 и ММ3, по ко-
торым протекает ток подпитки, при КЗ в точке К5 отключаться
не должны. Таким образом, селективное действие защиты обес-
печивает надежное электроснабжение потребителей.
Быстродействие. Повреждение должно быть бтключено с наи-
большей быстротой, что уменьшает воздействие аварийного тока
на оборудование, повышает устойчивость параллельной работы
генераторов электростанций и системы. Последнее условие наи-
более важно, поскольку Правилами устройства электроустано-
вок (ПУЭ) установлено [12], что если остаточное напряжение
меньше 0,6 номинального, то для сохранения устойчивости надо
как можно быстрее отключить повреждение. Полное время от-
ключения /откл слагается из времени работы защиты ta и времени
работы выключателя tB, т. е. /откл = t3 + tB.
Самые распространенные выключатели обладают временем
действия 0,15—0,06 с. В современных энергосистемах требуется
весьма малое время отключения: на ЛЭП 300 — 500 кВ — 0,1 —
0,2 с; в сетях НО—220 кВ —0,15—0,3 с; в распределительных
248
сетях 6—10 кВ, отделенных от источника питания большим со-
противлением, — 1—3 с. В целях упрощения допускается при-
менение простых быстродействующих защит, не обеспечивающих
селективности, с последующим восстановлением схемы электро-
снабжения устройствами автоматики.
Создание селективных быстродействующих защит является
важной и весьма сложной задачей. Осваиваемая электротехни-
ческой промышленностью бесконтактная коммутационная аппа-
ратура в сочетании с электронными защитами позволит в буду-
щем перевести быстродействие релейной защиты в область милли-
секунд.
Чувствительность. Чувствительность защиты характери-
зует ее способность реагировать на повреждения в защищаемой
зоне в режиме работы системы, при котором ток повреждения
минимален. Так, защита выключателя I (рис. 14.2) должна реа-
гировать на повреждения от шин подстанции А до В (первый
участок защиты) и на повреждения линии от шин подстанции В
и С (второй участок защиты), резервируя защиту выключателя II.
Защита выключателя I не должна реагировать на повреждения
линии на третьем участке защиты, так как вероятность отказа
от двух выключателей (/ и II) мала.
Резервирование весьма важно при построении схем защиты.
Если по принципу действия защита не работает за пределами
первого участка, она резервируется другими защитами. Каждая
защита должна реагировать на повреждения как при металличе-
ском КЗ, так и при замыкании через дугу.
Чувствительность защиты принято характеризовать отноше-
нием минимального КЗ /к. мин к току срабатывания защиты /с. § —
коэффициентом чувствительности
= мин/^с. в- (14.1)
Надежность. Надежность должна быть такой, чтобы обеспе-
чить безотказность работы при КЗ в защищаемой зоне и ее без-
действие при режимах, когда защита не должна работать. В на-
стоящее время ведутся разработки по использованию методов
теории вероятностей для оценки работы релейной защиты.
249
Принципы выполнения релейных защит в СССР регла-
ментируются Руководящими указаниями по релейной за-
щите.
§ 14.2. Трансформаторы тока в схемах релейной защиты
Трансформаторы тока являются основными датчиками, даю-
щими информацию устройствам релейной защиты о величине
тока защищаемой сети.
Принцип действия. Первичная обмотка трансформатора тока
включается последовательно в цепь нагрузки, а вторичная замы-
кается на цепь последовательно включенных реле и различных
приборов (рис. 14.3). Ток /х, проходящий по первичным вит-
кам сох, создает намагничивающий поток, индуктирующий во
вторичной обмотке со2 ЭДС £2, создающую ток /2 в цепи нагрузки.
Результирующий магнитный поток трансформатора Фт слагается
из потоков первичной и вторичной обмоток, образуя результи-
рующую намагничивающую силу /кам co2s
Ф1+Ф2 = ФТ; (14.2)
+ 4®2 = 4ам®1- (14.3)
Ток /нам является частью первичного тока 11 и называется
намагничивающим. Если принять /нам = 0, то (14.3) примет вид
I1aL =-- —72со2, откуда
h = —Л («’х/«’а)- (14-4)
Выражение (14.4) показывает, что при отсутствии намагни-
чивающего тока вторичный ток /2 равен первичному, деленному
на отношение чисел витков со2/(гц, и сдвинут относительно первич-
ного на 180°. Отношение со2/оц равно отношению первичного и
вторичного токов трансформатора тока; это отношение назы-
вается номинальным коэффициентом трансформации^
^т. н=4/4- ; (14.5)
Результирующая намагничивающая сила трансформатора тока
определяется намагничивающей силой первичной и вторичной
обмоток в соответствии с (14.3). При размыкании вторичной об-
мотки размагничивающие ампер-витки /2со2 = 0, тогда /Кам®1 =
= /1®х. Большая величина Zi<£>i значительно увеличивает маг-
нитный поток трансформатора, что приводит к перегреву сердеч-
ника и повышению ЭДС вторичной обмотки; это может вызвать
пробой изоляции трансформатора тока и опасные напряжения,
а потому режим работы трансформатора с разомкнутой вторич-
ной обмоткой недопустим. При необходимости отключения на-
грузки (снятие реле, приборов) вторичная цепь трансформатора
тока должна быть замкнута накоротко.
250
Причины погрешностей трансформаторов тока. Соотношение
первичного и вторичного токов (14.4) справедливо только при ра-
венстве нулю намагничивающего тока. В действительности же
он не может быть равен нулю, так как создает магнитный поток Фт
трансформатора; с учетом этого вторичный ток
А = (—4+ 4ам) (®1/®2)>
т. е. не весь первичный ток трансформируется во вторичную
цепь.
Намагничивающий ток служит основной причиной погреш-
ности трансформаторов тока. Ток намагничивания, создающий
поток Фт в трансформаторе,
Лгам = (14.6)
где 7?м — магнитное сопротивление сердечника.
Зависимость Фт = f называется характеристикой на-
магничивания трансформатора тока (рис. 14.4); она состоит из
Рис. 14.3. Схема вклю-
чения трансформатора то-
ка
Рнс. 14.4. Характеристи-
ка намагничивания транс-
форматора тока
251
двух участков; линейной части и области насыщения магнито-
провода. Как видно из характеристики, в области насыщения
резко возрастает намагничивающий ток и соответственно намного
увеличиваются погрешности. Следовательно, для ограничения
погрешностей нужно ограничить величину магнитного потока
или кратную ей величину магнитной индукции трансформатора.
Это означает, что трансформатор тока в расчетном режиме дол-
жен иметь магнитный поток Фт, при котором наводимая им ЭДС
вторичной обмотки' Ей компенсировала бы падение напряжения
во вторичной обмотке.
На практике при снятии кривых намагничивания измеряют
не магнитный поток Фт, а кратную ему величину ЭДС Е„, т. е.
не зависимость Фт = f (/2), а £2 = f (1г). Величины Фт, Е„,
Ц связаны соотношениями
Фт = £,/(4,44/®,-10"в), £,= /,(?,+2н), (14.7)
где г2 и zH — сопротивления вторичной обмотки и нагрузки трансформатора
тока.
Поскольку вторичный ток /2 = Л/&т. к> то с увеличением
и z2 растут Д2 и Фт, возрастает /нам. Зависимости (14.6) и (14.7)
показывают, что для уменьшения погрешностей трансформатора
тока необходимо обеспечить его работу при максимальных зна-
чениях Л в линейной части характеристики намагничивания. Для
этого надо уменьшать Фт и Д2. Уменьшение Д2 достигается умень-
шением zH и /2, а уменьшение /2 — повышением коэффициента
трансформации трансформатора тока. Практически это дости-
гается путем уменьшения кратности &1м максимального первич-
ного тока /1М по отношению к его номинальному току /1Н0М;
&1м ~ Лм/Л ном- (14-8)
Таким образом, для уменьшения погрешностей трансформатор
тока должен иметь минимальную величину /нам и работать в ли-
нейной части характеристики намагничивания, что обеспечи-
вается:
снижением величины вторичного тока за счет уменьшения
кратности первичного тока &1м;
правильным выбором нагрузки вторичных цепей.
Трансформаторы тока, питающие релейную защиту, должны
работать с определенной точностью в диапазоне ТКЗ, на кото-
рые реагирует защита. Многолетний опыт эксплуатации устройств
релейной защиты позволяет считать, что для большинства видов
защит погрешность трансформаторов тока не должна превы-
шать 10%. Поскольку основной причиной погрешности таких
трансформаторов является намагничивающий ток, то это озна-
чает, что ток намагничивания не должен превышать 10 % от рас-
четного тока /р, проходящего через первичную обмотку трансфор-
матора тока в режиме КЗ.
252
Таблица 14.1. Значения коэффициента п
Тип защиты Время действия защиты, g п
Максимальная токовая и токовая отсечка Любое 1,2—1,3
Все направленные 0,5 1,2—1,3
В том числе дистанционные направленные 0,5 1,8—2,0
Дифференциальные С НТТ 0 1,2—1,3
То же, без НТТ 0 1,8—2,0
Расчетный ток, исходя из которого следует оценивать погреш-
ность трансформатора тока, определяется типом защиты. Вели-
чина 2р вычисляется по выражению
Zp = »Z1M, (14.9)
где ZfM — максимальное значение тока, протекающего по первичной обмотке,
при котором должна обеспечиваться 10 %-ная погрешность; п — коэффициент,
учитывающий неточность расчета и влияние апериодической составляющей
(рекомендуемые значения п даны в табл. 14.1).
Как показано выше, погрешность трансформатора тока зави-
сит от кратности первичного тока и сопротивления нагрузки ?н.
При проверке трансформаторов тока на 10 %-ную погрешнос ъ
кратность расчетного тока принимают;
т = Zp/(0,8ZHOM), (14. ,
где 0,8 — коэффициент, учитывающий возможное ухудшение характеристики
намагничивания установленного трансформатора тока по сравнению с типовой
характеристикой. Зависимости т = f (гн) даются заводами-изготовителями,
Порядок расчета при проверке трансформаторов тока на
10 %-ную погрешность следующий:
1) определяют кратность расчетного первичного тока по (14,9)
и (14.10);
2) находят допустимую величину нагрузки трансформаторов
тока по кривой 10 %-ной погрешности, соответствующей выбран-
ному типу трансформатора тока, классу сердечника, коэффи-
циенту трансформации для величины т, определенной по (14,10);
3) сравнивают полученную величину zH. д с фактической рас-
четной вторичной нагрузкой трансформатора тока zH; если zH <
< zH д, трансформатор тока работает с погрешностью не более
Ю %.
Величина фактической нагрузки трансформаторов тока за-
висит от сопротивления реле и соединительных проводов, от схемы
соединения трансформаторов тока, вида КЗ. Величина zH рас-
считывается в соответствии с прилож. 20.
Помимо вычисления погрешности трансформатора тока по
кривым предельной кратности, допустимую величину zH рас-
считывают по типовым кривым намагничивания, а также по
экспериментально снятым зависимостям — f (1Пам) для кон-
кретного трансформатора тока.
253
Рис. 14.5. Зависимость вторичного напряжения от тока намагничивания
а — схема снятия характеристики; б — зависимость U „ — 1 £цом)
п
о
д
р
п
На рис. 14.5 приведена зависимость [/2 = f (7пам) и схема
снятия данной характеристики. При экспериментальном снятии
характеристики намагничивания меняют напряжение, подводи-
мое к вторичной обмотке, и замеряют соответствующий каждому
значению напряжения ток /2. Вследствие малой величины со-
противления вторичной обмотки можно принимать U2 « Е2 и
рассматривать полученную характеристику как £2 — f (1тм).
По кривой намагничивания определяют точку перегиба, соответ-
ствующее этой точке значение £, и величину допустимой на-
грузки при заданном ТКЗ: гн — £2//2.
Схемы соединения трансформаторов тока. Обозначение выво-
дов. Выводы первичных и вторичных обмоток трансформаторов
тока маркируют так, чтобы можно было определить направ-
ление тока во вторичной обмотке. Маркировка первичной об-
мотки может быть произвольной, а вторичную обмотку надо
маркировать так, чтобы при прохождении тока по первичной
обмотке от принятого начала к концу за начало вторичной об-
мотки принимался вывод, из которого вытекает ток в цепь на-
грузки; соответственно второй вывод является концом вторичной
обмотки.
Конец и начало первичной обмотки трансформаторов тока
принято обозначать Л1 и Л2, а конец и начало вторичной обмот-
ки — И1 и И2 (рис. 14.6).
На рис. 14.6 изображены типовые схемы соединения вторич-
ных обмоток трансформаторов тока. Для каждой схемы можно
определить отношение тока в реле /р к току в фазе это отно-
шение называется коэффициентом схемы
*сх=/р//ф. (14.11)
При соединении трансформаторов тока в полную звезду
(рис. 14.6, а) в нормальном режиме и режиме трехфазного КЗ
в реле протекают токи: 1а = 1Ь = /с = а
в нулевом проводе — их геометрическая сумма:
/0 = 4+ 1ъ+ 1С. (14.12) Р
254
При двухфазных повреждениях токи протекают только в реле
оврежденных фаз, ток в нулевом проводе отсутствует. При
днофазных КЗ первичный ток протекает лишь по одной повреж-
енной фазе. Соответствующий вторичный ток протекает через
еле и замыкается по нулевому проводу.
Нулевой провод звезды является фильтром токов нулевой
оследовательности, поскольку токи прямой и обратной последова-
ис. 14.8. Схема соединения трансформаторов тока
255
тельности в сумме дают ноль, а в нулевом проводе проходит
сумма трех совпадающих по фазе токов 310.
Таким образом, схема соединения трансформаторов тока в пол-
ную звезду реагирует на все виды КЗ, а реле в нулевом про-
воде — только при КЗ на землю. Реально в нулевом проводе
вследствие неидентичности характеристик трансформаторов тока
протекает ток небаланса. Ток в реле равен в данной схеме току
в фазе, а йсх, определяемый выражением (14.11), равен единице.
В схеме соединения в неполную звезду (рис. 14.6, б) в реле
протекают токи соответствующих фаз: 1а = /Айт; 4 = /с&т,
а в нулевом (обратном) проводе — геометрическая сумма этих
токов: /0 — (/о + /с) = т- е. в обратном проводе проте-
кает ток фазы, отсутствующей во вторичной цепи. При трехфаз-
ном коротком замыкании токи протекают как по фазным прово-
дам, так и в обратном проводе; при двухфазном КЗ ток протекает .
по одному из реле, установленному в фазном проводе; направле- ,
ние тока зависит от вида КЗ. Ток в нулевом проводе при двух-
фазном КЗ между фазами А и С, на которых установлены трансфор-
маторы тока, равен нулю; при КЗ фаз АВ и ВС он соответственно •
равен /0 = —/о; /0 = —/с.
При однофазном КЗ фаз А или С под током оказываются реле,
установленные в этих фазах, и реле в обратном проводе. При
однофазном КЗ на фазе В, где трансформатор тока не установлен,
токи в схеме не появляются, т. е. схема неполной звезды не реа-
гирует на все виды однофазных повреждений и поэтому применяется
для защит, действующих при междуфазных повреждениях. Дан-
ная схема весьма распространена в сетях 6—10 кВ, работающих
с изолированной нейтралью; коэффициент схемы = 1.
На рис. 14.6, в приведена схема соединения трансформато-
ров тока в треугольник, а обмоток реле — в звезду. В реле про-
текают токи, равные геометрической разности токов двух фаз!
; _ I а _ I в . г _ в __ Ав . г 1с_____IА
1 kT kT ' IX k.r feT ’ 111
На основе этих соотношений находят токи,’'проходящие в реле
при различных видах КЗ.
Рассматриваемая схема обладает следующими особенностями!
токи в реле протекают при всех видах КЗ;
отношение тока в реле к току в фазе зависит от вида КЗ;
токи нулевой последовательности не попадают в реле, а замы-
каются в контуре треугольника; таким образом, при однофаз-
ных КЗ в реле попадает только часть тока КЗ, пропорциональная
току прямой и обратной последовательности.
Такая схема используется в основном для дифференциаль-
ных и дистанционных защит. При симметричном трехфазном КЗ
ток в реле в -j/З раз больше тока в фазе, поэтому
= /р//ф = (/3 /ф)//ф = /3.
256
На рис. 14.6, г показана схема включения трансформаторов
тока на разность токов двух фаз. В этом случае в реле протекает
ток
/р ~ 7д/^т —
При симметричной нагрузке и трехфазном КЗ ток, протекаю-
щий в реле 1а = /с, будет в j/З раз больше тока фазы.
При двухфазном КЗ между фазами А и С ток в реле
42)=/а-^=2/а = 2/Ф«
При двухфазном КЗ между фазами АВ и ВС ток в реле посту-
пает только от одной фазы; /р2) = /$.
При однофазном КЗ на фазе, где не установлен трансформа-
тор тока, в реле ток не протекает, а потому данная схема может
использоваться для защиты только от междуфазных КЗ.
По сравнению с другими схемами схема включения на раз-
ность токов требует в трехфазных сетях минимального числа
трансформаторов тока и реле, однако область ее использования
ограничена из-за различной чувствительности при разных видах
двухфазных КЗ. Кроме того, схема не действует при КЗ между
фазами В и С за трансформатором с соединением обмоток У7Д,
когда в реле протекает ток /р = 1а — = 0.
Коэффициент схемы при симметричных КЗ &ох = /р//ф =
= 7/3, так как в этом режиме /р = т/3/ф.
Приведенную на рис. 14.6, д схему применяют для защиты
от замыканий на землю. Ток в реле в этой схеме
7Р= 4+ 4+ 4= 37О. (14.13)
Указанная схема является фильтром токов нулевой последова-
тельности. Ток в реле при нормальном режиме, а также при
трех- и двухфазных КЗ равен нулю. Данную схему необходимо
отстраивать от тока небаланса, обусловленного неидентичностью
характеристик трансформаторов тока.
На рис. 14.6, е представлена схема последовательного соеди-
нения двух трансформаторов тока одной фазы. При таком соеди-
нении нагрузка распределяется между обоими трансформато-
рами поровну. Подобную схему широко применяют в маломощ-
ных трансформаторах тока, встроенных в вводы выключателей.
На рис. 14.6, ж изображена схема параллельного соединения
двух трансформаторов тока одной фазы. Коэффициент транс-
формации в этой схеме в 2 раза меньше, чем у одного трансфор-
матора тока, что используется для повышения мощности встроен-
ных трансформаторов тока. Например, вторичная обмотка транс-
форматора тока ТВ-35 50/5 = 10 должна иметь всего 10 вторич-
ных витков, так как первичная обмотка, являющаяся токопро-
водящим стержнем выключателя, содержит один виток. При
9 Постников Н. П.а Рубашов Г. M. 257
таком малом количестве витков мощность трансформатора не-
велика.
Для повышения мощности трансформаторы тока выполняют
с коэффициентом трансформации не 50/5, а 50/2,5, и тогда они
имеют 20 вторичных витков; это позволяет увеличить мощность
трансформатора тока, но для получения стандартного значения
коэффициента трансформации 50/5 применяют схему параллель-
ного соединения (рис. 14.6, ж). Параллельное соединение исполь-
зуют также для получения нестандартных значений коэффи-
циента трансформации на основе стандартных трансформаторов
тока.
§ 14.3. Электромеханические реле, их устройство
и принцип действия
В схемах релейной защиты наибольшее распространение по-
лучили электромеханические реле. Промышленность выпускает
электромеханические реле, построенные в основном на электро-
магнитном и индукционном принципах, что позволяет создать
практически все требующиеся в эксплуатации их разновидности.
Реле максимального тока и минимального напряжения прямого
действия. Такие реле встраиваются в приводы выключателей
типов УГП, ППМ и др. Широко распространены реле тока ти-
пов РТМ и РТВ и реле напряжения типов РН и РНВ.
Реле РТМ (реле максимального тока мгновенного действия)'
имеет следующие основные части (рис. 14.7): корпус 7, сердеч-
ник 3, латунную гильзу 4 со стопором 6, катушку 5, переклю-
чатель числа витков 8, крышку 2 с медной шайбой 9. Сердечником
служит стальной цилиндр 1 с ударником в верхней части. Отпайки
катушки позволяют ступенчато регулировать ток в диапазоне
5—15 А, для чего предназначены уставки 5; 7; 8; 10; 12,5; 15 А.
При срабатывании реле потребляет мощность около 50 В-А.
Реле РТВ (рис. 14.8) — это реле прямого тока с выдержкой
времени. .При протека-
нии по катушке 1 тока,
равного току уставки,
срабатывает сердечник
2, втягивающий катуш-
ку и сжимающий пружи-
ну 3, которая через сто-
порное кольцо 4 давит
на ударник 5. Подъем
ударника ограничен тя-
гой 6, связанной с часо-
вым механизмом 7. При
срабатывании этого ме-
Рис. 14.7. Реле типа РТМ
£68
Рис. 14.8. Реле типа РТВ
8
ханизма он расцепляет-
ся с ударником; послед-
ний под действием пру-
жины ударяет по ры-
чагу 8 привода, и вы-
ключатель отключается.
Ток срабатывания из-
меняется в пределах
5—10 А поворотным
переключателем. Вы-
держка времени регу-
лируется установочным
винтом 9, воздейству-
ющим через пластину 10
на рычаг 11 часового
механизма. Характери-
стика срабатывания ре-
ле является ограничен-
но зависимой.
Для отключения по-
требителей при глубо-
ких посадках напряже-
ния в сети предназна-
чены реле минимального
напряжения прямого действия серии PH, которые имеют вы-
держку времени на отпадание, регулируемую в пределах 0—5 с.
Электромагнитные реле тока и напряжения. Электромагнитные
реле тока включаются или непосредственно в сеть, или во вто-
ричные цепи ТТ. Обмотки реле рассчитаны на длительное проте-
кание рабочего тока и кратковременное — аварийного. Коэффи-
циент возврата реле, равный отношению тока отпускания реле
и току срабатывания, должен приближаться к единице.
Конструкция реле тока серии ЭТ-520 показана на рис. 14.9.
Реле данной серии могут иметь разное типоисполнение и число
замыкающихся и размыкающихся контактов, что отражено в их
обозначении (ЭТ-521, 522, 523). Ток срабатывания реле регу-
лируется натяжением пружины 2. Обмотка 1 состоит из двух
секций, что позволяет путем параллельного или последователь-
ного их включения изменять пределы регулирования тока сра-
батывания в 4 раза. Время действия реле составляет примерно
0,02—0,4 с, потребление равно 0,1 В-A на минимальной уставке,
коэффициент возврата — не менее 0,85.
На рис. 14.10 приведена конструкция токового реле новой
серии РТ-40 с поперечным движением якоря. В реле этой серии
улучшена контактная система. Потребление на минимальной
9*
259
Рис. 14.9. Реле серии ЭТ-520
1 *— обмотка; 2 — пружина; 3 *
якорь; 4 — неподвижный кон-
такт; 5 — подвижный контакт)
б указатель уставки
Рис. 14.10. Реле серии РТ-40
уставке у различных реле этой
серии находится в пределах от 0,2
до 8 В -А.
Конструкции электромагнит-
ных реле напряжения аналогичны
конструкциям, приведенным на
рис. 14.9, 14.10. Промышленно-
стью выпускаются реле напряже-
ния серий ЭН-520 и РН-50, ко-
торые подключаются или непо-
средственно на напряжение сети,
или через трансформаторы на-
пряжения.
Индукционные реле тока. Они
позволяют получать зависимую
характеристику тока срабатывания от времени.' Выпускаются
индукционные реле серий ИТ-80, РТ-80 и РТ-90, которые имеют
два элемента: индукционный с ограниченно зависимой характе-
ристикой и электромагнитный, действующий мгновенно. Харак-
теристики, показанные на рис. 14.11, получены в результате
совместного действия этих элементов. При токах, больших тока
срабатывания электромагнитного элемента /а. ор, реле работает
без выдержки времени; при токах, меньших /э. ор, действует ин-
дукционный элемент реле с ограниченно зависимой характери-
стикой, что весьма удобно в эксплуатации.
Конструкция реле РТ-80 показана на рис. 14.12. Индукцион-
ный элемент имеет электромагнит 1 с короткозамкнутыми вит-
ками 2. При появлении тока в обмотке 19 возникает усилие, дей-
ствующее на диск 3, вращающийся в подшипниках, установ-
ленных на рамке 4, ось вращения которой укреплена на под-
260
шипниках 18 на корпусе реле. Пружина 5 притягивает рамку
к упору 17. На оси диска насажен червяк 7, вращающийся вместе
с осью и диском. Червяк 7 и зубчатый сегмент 8, управляющий
работой контактов 12, нормально расцеплены. При токе, равном
20—30 % от тока срабатывания индукционного элемента /и. ор,
диск начинает вращаться. При этом в диске наводятся токи,
которые, взаимодействуя с потоком постоянного магнита 6, со-
здают силу, препятствующую вращению диска; кроме того, его
вращению препятствует момент, создаваемый пружиной 5.
При токе /р > /и. ср рамка перемещается и сцепляет червяк 7
о сегментом 8. Рычаг сегмента 8 поднимает коромысло 9, замыкая
контакты 12. Вследствие уменьшения зазора якорь 10 притяги-
вается к электромагниту 1, плотно замыкая контакты 12. При
токе в реле, меньшем тока возврата, пружина 5 возвращает рамку
в исходное положение до упора И, расцепляя червяк с сегментом,
который падает на упор 20, размыкая контакты реле.
Ток срабатывания регулируется изменением числа витков
обмотки реле 19 при
в гнездах планки 15.
Время действия регу-
лируется изменением
начального положения
сегмента 8 посредством
винта 13. При токах,
превышающих в 4—8раз
ток срабатывания ин-
дукционного элемента,
коромысло мгновенно
притягивается, замы-
кая контакты 12 и обе-
спечивая срабатывание
электромагнитного эле-
мента. Токсрабатывания
помощи штепселя 14, переставляемого
Рис. 14.11. Характеристи-
ка реле серии РТ-80
Рис. 14.12. Реле серии
РТ-80
261
последнего регулируется винтом 16, меняющим воздушный за-
зор между якорем и электромагнитом.
Индукционные реле мощности. Эти реле реагируют на зна-
чение и знак мощностщ подведенной к их зажимам. На рис. 14.13
показано устройство одно-
фазного реле направления
мощности. Оно имеет зам-
кнутую магнитную систе-
му 1, на полюсах которой
расположены две обмотки:
обмотка 2 включена по-
следовательно в токовую
цепь, обмотка 3 — парал-
лельно цепям напряже-
ния. Потоки, создаваемые
обмотками, проходят по
магнитопроводу и через
неподвижный стальной
сердечник 4 индуктируют
Рис. 14.14. Кинематическая
схема реле времени серии ЭВ
Рис. 14.15. Указательное реле
типа РУ-21
262
в алюминиевом барабанчике 5 вихревые токи. Барабанчик, уста-
новленный на осях, поворачивается, преодолевая момент, созда-
ваемый спиральной пружиной. При его повороте на определен-
ный угол замыкается контактная система 6.
Знак вращающего момента реле зависит от относительного
направления токов в обмотках реле; он может быть как положи-
тельным, так и отрицательным, поэтому реле реагирует как на
величину, так и на направление мощности в защищаемой сети.
Отечественная промышленность выпускает индукционные реле
мощности серии РБМ.
Электромагнитные дифференциальные реле серии РНТ. Их
применяют для защиты генераторов, трансформаторов, сборных
шин. Реле данной серии состоят из смонтированных в общем
кожухе электромагнитного реле серии ЭТ-520 и промежуточ-
ного быстронасыщающегося трансформатора БИТ; здесь же рас-
положены рабочие дифференциальные и уравнительные обмотки,
а также вторичная обмотка для питания реле ЭТ-520. Все обмотки
реле, кроме вторичной, имеют ответвления для изменения числа
включенных витков. Число витков рабочей (дифференциальной)
обмотки
®раб = Рср. р/^ср. р»
где FОр. р — намагничивающая сила срабатывания реле PHTj /op. р — ток-
срабатывания реле ЭТ-520, используемого в реле РНТ.
Реле времени серии ЭВ постоянного и переменного тока на на-
пряжение 100, 127, 220 В. Они являются основными, исполь-
зуемыми в релейной защите; реле имеют выдержки времени в диа-
пазоне 0,1—20 с. Различные их модификации однородны по кон-
структивному исполнению, что видно из рис. 14.14.
При подаче напряжения на катушку 1 якорь 3 втягивается,
палец 2 освобождается и под действием пружины 4 зубчатый
сектор 5 начинает вращаться по часовой стрелке, а шестерня 8
и подвижный контакт 9 станут вращаться в противоположную
сторону; это приведет к замыканию неподвижных контактов 10.
Выдержка времени реле регулируется перемещением контактов 10
по шкале 11, градуированной в секундах. Реле имеет также кон-
такты мгновенного действия 6 и 7, срабатывающие без выдержки
времени.
Для увеличения числа контактов в релейной защите исполь-
зуются промежуточные реле: быстродействующие реле серии
РП 210-215, кодовые реле КДР-1, реле серии МКУ, а также
реле с короткозамкнутыми витками, замедляющими срабатывание
и отпускание реле, например реле РП-250, РЭВ-810 и др. Для
фиксации действия защиты и отдельных ее элементов исполь-
зуются указательные реле.
Конструкция указательного реле типа РУ-21 показана на
рис. 14.15. При прохождении тока по обмотке 1 якорь 2 притя-
гивается, освобождая флажок 3. Последний падает под действием
263
собственной массы, занимая положение, при котором он виден
через прозрачный кожух 4. Возврат флажка в начальное поло-
жение производится кнопкой 5.
§ 14.4. Полупроводниковые приборы в схемах
релейной защиты
Реле с полупроводниковыми приборами улучшают качествен-
ные показатели релейных устройств: снижают потребление мощ-
ности от измерительных трансформаторов; позволяют выполнить
реле без контактов и подвижных частей; повышают их быстро-
действие; релейные элементы получаются о улучшенными харак-
теристиками.
На основе полупроводниковых приборов могут быть построены
как основные релейные устройства| таи' и элементы логических
частей защиты.
Релейные устройства на полупроводниках имеют три органа:
входной (суммирующий) орган; орган сравнения; выходной орган.
Входной орган согласует входное сопротивление защиты с це-
пями тока и напряжения. Как правило, входные (суммирующие)
органы релейных устройств на полупроводниках строятся на базе
трансреакторов, которые имеют обмотки, включенные в токовые
цепи и цепи напряжения защищаемого объекта.
Трансреактор представляет собой трансформатор с воздушным
зазором в магнитопроводе. Первичная обмотка трансреактора
включается в цепь переменного тока, например во вторичные цепи
измерительных трансформаторов тока. Вторичная обмотка транс-
реактора замыкается на большое сопротивление нагрузки. Вели-
чина зазора трансреактора выбирается так, чтобы в требуемом
диапазоне измерения токов его магнитопровод не насыщался;
тогда ЭДС вторичной обмотки £2 будет пропорционален току:
£2 = /р. Таким образом, трансреактор преобразует ток в напря-
жение.
Орган сравнения сравнивает две подведенные величины: тон
и напряжение. При этом релейный орган^может выполняться на
основе двух принципов:
на сравнении абсолютных значений двух электрических вели-
чин и Uu, подведенных к релейному органу;
на сравнении фаз мгновенных значений двух электрических
величин й1 и £/гг.
Сравниваемые величины и являются в обоих случаях
линейными функциями тока /р и напряжения (7р, подводимого
к реле:
^I = feil/p+Vp. ^11= Vp. (14.14)
где klt k2, ks, kj, — коэффициенты, не зависящие от Up и /р; изменяя эти коэф
фициенты, можно получить реле разных типов с различными характеристи кам
264
Схемы сравнения величин | £?г | и | t/rr | осуществляются ис-
ходя из трех принципов:
на равновесие (баланс) напряжений;
на баланс (циркуляцию) токов;
на баланс магнитных потоков.
Указанные схемы изображены на рис. 14.16.
В схеме сравнения на баланс напряжений выпрямители В1
и В2 соединяются между собой одноименными полюсами; в рас-
сечку этой связи (зажимы т, п.) включается исполнительный
орган (ИО), в качестве которого используется поляризованное
магнитоэлектрическое реле. Под влиянием разности напряже-
ний ИО срабатывает, если |1\| > | t/u |, и не срабатывает, если
Рис. 14.16. Схема сравнения
а — на равновесие напряжений! б — на баланс (циркуляцию) токов) а — иа баланс
магнитных потоков
265
I ^xi I >|^x I- Резисторы R1 и R2 шунтируют выпрямители,
создавая балластную нагрузку для выпрямителей VD1 и VD2.
В схеме сравнения на циркуляцию токов выпрямители VD1 и
VD2 соединяются разнополярными зажимами. В реле проходит ток
/р = | | — | /Г1 |. Балластные сопротивления R1 и R2 устанав-
ливаются для того, чтобы L не оказался зашунтированным
сопротивлением выпрямителя.
В схеме с магнитным равновесием выходной (исполнитель-
ный) орган выполняется с двумя обмотками К.1 и К2, каждая
из которых подключается к своему выпрямителю так, чтобы токи
в них имели встречное на-правление. В этом случае токи /р1 и /р3
создаются потоками Ф, и Ф3, которые сравниваются между собой
в магнитопроводе реле. Действие реле зависит от знака магнит-
ного потока.
Исполнительными органами полупроводниковых защит яв-
ляются:
высокочувствительные электромеханические реле — магнито-
электрические и поляризованные;
электромеханические реле, включаемые через полупровод-
никовый усилитель;
бесконтактные реле на полупроводниках.
На рис. 14.17 показана схема двухкаскадного усилителя по-
стоянного тока, используемая в качестве выходного органа (нуль-
индикатора) в схемах полупроводниковых реле. Выходным реле К
является поляризованное реле, обмотка которого включена в цепь
коллектора триода VT2. При отсутствии входного сигнала на зажи-
мах 1 и 2 получает отрицательный по отношению к эмит-
теру потенциал через сопротивление R1, а потому VT1 открыт,
вследствие чего потенциал точки 3 и база триода VT2 имеют поло-
жительный знак. При этом VT2 закрыт и по обмотке реле К той
не протекает. При появлении на входе (зажимы 1—2) отрицатель-
ного сигнала реле не срабатывает. При появлении положительного
сигнала триод VT1 закрывается, a VT2 открывается, вызывая сра-
батывание реле К- При прекращении входного сигнала реле Р
Рис. 14.17. Двухкаскад-
иый усилитель мощности,
применяемый в качестве
нуль-индикатора
266
Рис.14.18. Реле направления мощности на сравнение абсолютных величин U-[ и 17ц
а —‘ схема реле) б — схема сети) в диаграмма при КЗ в зоне) е диаграмма при КЗ
вне зоны
отпадает, ЭДСсамоиндукции реле разряжается на цепь, состоящую
из последовательно включенного сопротивления R и диода VD;
эта цепь включена параллельно обмотке реле Р и защищает
триод VT2 от перенапряжений, вызванных коммутацией реле.
На базе схемы рис. 14.17 выполняются полупроводниковые
бесконтактные реле. В этом случае схема усилителя дополняется
обратной связью (обозначенной пунктиром), обеспечивающей триг-
герный режим работы усилителя.
На основе схем сравнения абсолютных значений двух под-
веденных величин может быть выполнено реле направления
267
мощности (рис. 14.18, а); оно построено по принципу сравне-
ния абсолютных значений двух электрических величин U< и Un.
В качестве схемы сравнения используется схема на баланс на-
пряжений, нуль-индикатором (KV) служит магнитоэлектриче-
ское поляризованное реле. В схеме могут быть применены и
другие варианты исполнения обоих элементов.
Сравниваемые напряжения получаются с помощью сумма-
тора и подводятся к зажимам выпрямителей VD1 и VD2. Они
определяются так:
йх = Up + kip; йп = Up - kip. (14.15)
Указанные уравнения соответствуют (16.14) при ki = k3 = 1
и k2 = ki = k. После выпрямления и подведения к выходному ор-
гану образуется выходное напряжение
б^вых ~ I йр 4" kip I I йр kip |.
Реле действует в случае, когда
| СЛр+ fez’pl > I CZp—
На рис. 14.18, б представлены векторные диаграммы работы
реле. Из них видно, что реле реагирует на угол сдвига фаз Up
и /р и работает так же, как реле направления мощности.
Полупроводниковые реле строятся также на основе сравнения
фаз двух сигналов, подводимых к релейному элементу. Такие
реле выполняются:
на импульсном принципе;
на сопоставлении продолжительности времени совпадения
с заданным;
на кольцевых фазосравнивающих схемах.
Сравнение фаз в реле, построенном на импульсном принципе,
осуществляется сопоставлением знаков мгновенных значений на-
пряжений, подведенных к реле в определенный момент времени.
На рис. 14.19 показаны временные диаграммы, иллюстрирующие
Рис. 14.19. Принцип дей-
ствия импульсного реле
2 68
работу импульсного реле. В момент прохождения напряжения J7r
через максимум в реле формируется импульс Если импульс
совпадает во времени с положительным значением напряже-
ния пропорционального току защищаемой линии, то реле
срабатывает. При несовпадении этих сигналов релейный орган
не действует. Так реализуется орган направления мощности.
На рис. 14.20 приведены временные диаграммы, иллюстри-
рующие работу реле, основанную на измерении времени совпа-
дения знаков мгновенных значений сравниваемых напряжений
t/r и О1г; их величины, подводимые к релейному органу, сдви-
нуты по фазе на угол <р. В течение определенной части положи-
тельного полупериода знаки мгновенных значений l)t и t/ir
одинаковы, а в течение другой части — различны. На рис. 14.20
время совпадения знаков заштриховано. При изменении угла
сдвига фаз меняется также время совпадения знаков, что и по-
ложено в основу конструкции реле, построенного на рассматри-
ваемом принципе.
На рис. 14.21 показано реле направления мощности, прин-
цип работы которого основан на сравнении продолжительности
времени совпадения с заданным. Две сравниваемые величины
и е2 включены между точками 2 и 3 и общей точкой О лишь в том
случае, если потенциалы этих точек положительны относительно
точки О; диоды VD1 и VD2 закрыты. Это происходит в том случае,
если величины ех и е2 положительны (направлены по стрелке).
При этом триод VT1 закрыт и емкость С в течение некоторого вре-
мени заряжается через резисторы R1 и R2. Когда напряжение на
емкости достигнет величины, при которой потенциал точки 5
станет выше, чем точки 4, сработает нуль-индикатор. Диод VD
предназначен для того, чтобы в процессе заряда конденсатора
последний не шунтировался сопротивлением нуль-индикатора.
Ч'
Рис. 14.20. Диаграмма совпа-
дения знаков мгновенных зна-
269
О" 0” Ои
о—*---------*-----------------------------
Рис. 14.21. Реле, основанное на сравнении продолжительности времени совпаде-
ния с заданным
При значении постоянной времени цепи заряда Тв — (R 4*
+ Ri) С срабатывание реле будет однозначно определяться вре-
менем совпадения знаков величин с заданным временем.
На рис. 14.22, а показано выпускаемое электропромышлен-
ностью бесконтактное токовое реле, которое предназначено для
защиты мощных электродвигателей и содержит два последова-
тельно включенных блока: блок преобразователей (БП) и измери-
тельный блок (ИБ). Блок преобразователей включает в себя про-
межуточные трансформаторы TAI, ТА2, количество которых
соответствует числу фаз защиты, и выпрямительные мосты VD1,
VD2, включенные на общую цепь нагрузки и последовательно
друг с другом.
Мгновенное значение тока, протекающего по нагрузочным
резисторам Rl, R2, определяется входным током. В измеритель-
ный блок б входят пороговый элемент, интегрирующая 7?С-цепь
и триггер Шмидта. Пороговый элемент выполнен на операцион-
ном усилителе А1. Цепь формирования опорного напряжения,
которое снимается с резисторов R4, R5, позволяет изменять крат-
ность уставки срабатывания в 4 раза. Регулирование уставок
осуществляется переключателями SB1—SB5 и резисторами R7—•
R11. Резистор 3 является подстроечным.
Диоды УД1, УД2 защищают операционный усилитель А1 от
перенапряжений по входному сигналу, поступающему от БП
через токоограничивающие резисторы Rl, R2. Выход порогового
элемента связан с /?С-цепью, образованной конденсатором С2
и резисторами R12, R13. Сигнал, поступающий на /?С-цепь,
заряжает конденсатор С2 до отрицательного потенциала через R2t
R13 и УДЗ, если пороговый элемент сработал, и перезаряжает С2
до положительного потенциала через R12, если пороговый элемент
270
не сработал. Поэтому напряжение на С2 в условиях несрабатыва-
ния всего реле имеет пилообразную форму (участок ОХ на
рис. 14.22, в). Для ускорения срабатывания и возврата преду-
смотрено ограничение уровня заряда любого знака на конденса-
торе С2 стабилизатором УД4.
Напряжение на С2 является входным для триггера Шмидта,
выполненного на базе операционного усилителя А2. При дости-
жении определенного уровня этого напряжения происходит сра-
батывание триггера порогового элемента в сработавшем и несра-
ботавшем положении.
В реле тока входят также логическая и сигнальная части.
Первая представляет собой усилительный каскад на транзис-
торе VT1 и выходное быстродействующее электромагнитное
реле XL1. Сигнализация срабатывания выполнена с использо-
ванием светодиода УД8. Все остальные элементы схемы, показан-
ной на рис. Ь4.22, б, являются вспомогательными и служат для
271
обеспечения надежного и устойчивого функционирования реле
тока.
Время срабатывания реле составляет не более 0,4 с при токе
1,2 /ср и не более 0,02 с при токе 2 /Ор. Коэффициент возврата
не менее 0,95. Мощность, потребляемая на входе БП, не превы-
шает 0,1 В-А.
§ 14.5. Максимально-токовая защита
Максимально-токовая защита наиболее проста, что обусло-
вило широкое ее применение для защиты главных элементов
систем электроснабжения — силовых трансформаторов, электро-
двигателей, линий с односторонним и в ряде случаев с дву-
сторонним питанием. Максимально-токовая защита, срабаты-
вая при аварии, обеспечивает селективность действия благодаря
выбору уставок по току, возрастающих по направлению к ис-
точнику питания, и выбору уставок во времени.
В качестве пусковых органов максимально-токовой защиты
используются токовые реле, а элементами задержки служат
реле времени. Токовые реле РТВ, ИТ-80 и РТ-80 содержат оба
органа; поэтому защита, в которой они применены, называется
максимально-токовой защитой с зависимой характеристикой вре-
мени срабатывания.
Если пусковыми органами являются реле мгновенного дей-
ствия серий РТ-40 или ЭТ-520, выдержка времени создается
отдельными реле, и тогда защита называется максимально-токо-
вой защитой с независимой характеристикой времени срабаты-
вания. '
На рис. 14.23 приведены схемы максимально-токовой за-
щиты (рис. 14.23, а — для двухрелейной, рис. 14.23, б — для
однорелейной), выполненные с помощью реле прямого дей-
ствия РТВ, встроенного в привод выключателя. На рис. 14.23, в
и г представлены схемы максимально-токовой защиты с зависи-
мой характеристикой. В схеме рис. 14.23, в на оперативном по-
стоянном токе использованы реле серий РТ-81 или‘РТ-82, в схеме
рис. 14.23, г на оперативном переменном токе — реле РТ-85
или РТ-86 с мощными переключательными контактами для дешун-
тирования отключающих катушек.
Рассмотренные схемы максимальных защит предназначены
для сетей с изолированной нейтралью и действуют при между-
фазных замыканиях. В сетях 110 кВ и выше, работающих с зазем-
ленной нейтралью, однофазные КЗ сопровождаются большими
токами, и защиты от таких замыканий, как и от междуфазных,
действуют на отключение.
На рис. 14.23, д изображена схема максимально-токовой за-
щиты, в которой токовые реле включены как в фазные провода,
так и в нулевой провод, являющийся фильтром токов нулевой
последовательности, что обеспечивает действие защиты при меж-
272
Рис. 14.23. Схема максимально-токовой защиты
а и б —* о реле типа РТВ; s — с зависимой яарактеристикой на оперативном постоянном
токе; г — с зависимой характеристикой иа оперативном переменном токе; д — схема
защита от междуфазиых и однофазных КЗ иа оперативном постоянном токе
дуфазных и однофазных повреждениях. Благодаря реле в нуле-
вом проводе достигается большая чувствительность защиты.
При срабатывании любого токового реле плюс оперативного
тока подается на обмотку реле времени, которое, сработав с уста-
новленной выдержкой времени, подает плюс оперативных цепей
273
своим контактом на отключающую катушку КО привода через
указательное реле У и блокировочный контакт БК, связанный
с приводом. Указательное реле фиксирует срабатывание защиты.
Блокировочный контакт предназначен для защиты контакта реле
времени и катушки КО выключателя от длительного прохожде-
ния тока.
Ток срабатывания максимально-токовой защиты выбирается
из следующих условий:
защита не должна приходить в действие при прохождении
по защищаемому объекту максимального тока нагрузки;
защита должна надежно действовать при КЗ на защищаемом
участке, имея коэффициент чувствительности при КЗ в конце
участка не менее 1,5;
защита должна действовать при КЗ на смежном участке,
осуществляя резервирование и имея коэффициент чувствитель-
ности не ниже 1,2.
Для выполнения первого условия той срабатывания защиты
/о-8 = ^Г/н-м’ (14.16)
гДе /ц. м — максимальный тон нагрузки; kB — коэффициент надежности, при-
нимаемый 1,1—1,25; k3 — коэффициент запуска, составляющий 2—3 и учиты-
вающий увеличение тока нагрузки от самозапуска электродвигателей; kB —
коэффициент возврата, ранный 0,8—0,85.
Если kB неизвестен, то принимается:
/с. в = 4/ном, (14.17)
где /Ном — номинальный тон защищаемого оборудования.
Вторичный ток срабатывания реле /ор, т. е. уставка пусковых
токовых реле,
Wcx (1418)
Йт. гр
где &т. т — коэффициент трансформации трансформаторов тока; — коэф-
фициент схемы.
При определении уставки защиты в соответствии с (14.18)’
необходимо исходить из наиболее тяжелых, но реальных режимов
работы оборудования. Так, при защите параллельных линий
следует принимать в качестве максимального тока нагрузки
на линию максимальную нагрузку обеих лийий и т. д.
С учетом этого определяем коэффициент чувствительности
защиты k4 по (14.1), учитывая схему соединения трансформа-
торов тока. Так, при вычислении k4 защиты, включенной на
разность токов двух фаз, между фазами одной из которых нет
трансформатора тока, /к. мин определяем при двухфазном КЗ,
так как при этом в реле проходит наименьший ток. Величина k4
нормируется для каждого вида защиты. Выдержки времени
максимальной токовой защиты выбираются согласно ступенча-
тому принципу, при котором каждая последующая защита в на-
274
Рис. 14.24. Выбор уставок по времени максимально-токовой защиты
правлении к источнику питания имеет выдержку времени больше
предыдущей.
На рис. 14.24 показана сеть с односторонним питанием. Выбор
уставок по времени должен начинаться с наиболее удаленных
от источника питания электродвигателей Ml и М2, уставка для
которых принимается равной нулю, т. е. 4 = 0.
Для того чтобы при повреждении двигателя не отключился
трансформатор, максимальная токовая защита трансформатора
должна иметь выдержку времени t2 большую, чем tu на величину
ступени селективности At : t2 = 4 + &t- Аналогично защиты
линии Л, трансформатора Т1 и генератора G должны иметь вы-
держки времени
= 4 + ДС tj, = tg + Д/; tg — tg + Д/.
Величина ступени селективности определяется типом при-
вода выключателя, погрешностью работы реле во времени, до-
пустимыми неточностями его регулировки. При современных
характеристиках приводов и реле величина ступени селектив-
ности t — 0,4-=-0,6 с.
Выдержки времени максимально-токовых защит, в которых
используются реле с зависимой характеристикой, выбираются
при определенном значении тока, но в большинстве случаев по
условию работы в независимой части характеристики реле.
Максимально-токовая защита с ограниченной зоной действия
называется токовой отсечкой. Ограничение зоны действия опреде-
ляет селективность ее действия. Для этого токовая отсечка от-
страивается от КЗ на низшей стороне трансформатора, от пуско-
вых токов двигателей, от КЗ в конце линии или в начале сле-
дующего участка. Для того чтобы отсечка не срабатывала при
повреждениях на смежных линиях, ее уставка должна быть:
/о. в = (&н^к. м&сх)/&т. т» (14.19)
где kH—коэффициент надежности, принимаемый для релеЭТ-521 равным 1,2—1,3,
для реле РТМ — 1,8—2; /к. м — максимальный ТКЗ на шинах противополож-
ной подстанции (в конце линии или за трансформатором).
Токовая отсечка может защищать всю линию, к которой
подключен только один трансформатор, если ток срабатывания
отсечки выбран так, чтобы она действовала при КЗ на стороне
обмотки низшего напряжения трансформатора. В этом случае
275
отсечка будет надежно защищать линию и часть обмотки высшего
напряжения силового трансформатора.
Схемы отсечек аналогичны схемам максимальных токовых
защит, за исключением реле времени, вместо которого уста-
навливаются промежуточные реле. При сочетании токовой от-
сечки и максимальной токовой защиты получается ступенчатая
токовая защита. При этом первая ступень действует мгновенно,
а последующие — с выдержкой времени.
В реле РТ-80 с зависимой характеристикой времени срабаты-
вания имеется встроенный электромагнитный элемент отсечки
и ступенчатость достигается без установки дополнительных реле.
§ 14.6. Токовая направленная защита
Направленная защита действует при определенном направле-
нии (знаке) мощности КЗ. Необходимость в ней возникает на
линиях с двусторонним питанием. На рис. 14.25 изображена
схема сети с двусторонним питанием и размещение защит. При
КЗ в любой из точек — Kt или К2 — энергия КЗ поступает
от источников А и В. На рис. 14.25, б приведена векторная диа-
грамма токов в месте установки защиты 5 при КЗ в точках
и К2. Как видно из рисунка и векторной диаграммы, ТКЗ проте-
кает через защиту 5, направлен при КЗ в точке от шин ТПЗ
к месту повреждения и отстает от вектора напряжения U в месте
установки защиты на угол <рк1, определяемый параметрами линии.
Мощность (активная и реактивная) направлена от шин в линию.
При повреждении в точке К2 ток /к2 сдвинут относительно /К1
на 180°, мощность направлена к шинам из линии. Данное обстоя-
тельство используется для обеспечения селективности в действии
защит и выделения поврежденного участка. Селективность дей-
ствия направленных защит, работающих при одном направлении
мощности, например 2, 4 и 6 (рис. 14.25, а), обеспечивается со-
гласно ступенчатому принципу. Для этой цели выдержки времени
на указанных защитах выбираются нарастающими по направле-
нию к источнику А или В. j
На рис. 14.26 показана схема (для упрощения — одной фазы)
максимально-направленной защиты. Она включает три основных
элемента: токовое реле 1, реагирующее на появление ТКЗ (пу-
сковой орган); реле направления мощности 2; реле времени 3.
При КЗ на защищаемой линии или на следующем за ней участке то-
ковые реле и реле направления мощности замыкают свои кон-
такты и приводят в действие реле времени. Через установленную
выдержку времени контакты последнего замыкаются, подавая
импульс на отключение выключателя. При КЗ на других при-
соединениях, отходящих от подстанций, мощность КЗ направ-
лена на шины, контакты реле мощности разомкнуты и не позво-^
ляют действовать защите. В нормальном режиме, при направле-
нии мощности от шин, реле направления мощности могут сраба-
276
Рис. 14.25. Размещение токовых
направленных защит в сети с дву-
сторонним питанием
Рис. 14.26. Схема максимально-на-
правленной защиты
тывать, однако контакты токо-
вого реле К.А остаются разом-
кнутыми, не позволяя действо-
вать защите.
Реле направления мощности
включается, как правило, на
фазный ток и фазное или меж-
фазное напряжение. Сочетание
фаз тока и напряжения, пита-
ющих реле, называется схемой
включения: она должна обеспечить правильное действие реле при
всех возможных повреждениях. Наибольшее распространение
получила 90-градусная схема включения реле, при которой его
токовая обмотка включается на фазный ток, а обмотка напряже-
ния—на линейное напряжение, сдвинутое на 90° относительно тока.
§ 14.7. Защита и сигнализация замыканий на землю
в сетях с изолированной нейтралью
В сетях с изолированной или компенсированной нейтралью
замыкание фазы на землю не сопровождается резким увеличением
тока и снижением междуфазных напряжений. При замыкании
277
фазы на землю ее напряжение снижается до нуля, напряжение
неповрежденных фаз повышается до междуфазного.
Ток 1В в месте повреждения может быть рассчитан по формуле
1В = ЗУфшСудЬ Ю-% (14.20)
где I — общая протяженность одной фазы сети; Суп ~ емкость 1 км фазы сети
относительно земли.
Емкость фаз относительно земли в воздушных сетях значи-
тельно меньше, чем в кабельных. При замыканиях на землю
возникают точки и напряжения нулевой последовательности из-за
нарушения симметрии и баланса емкостных токов и фазных
напряжений.
Поскольку замыкания на землю не сопровождаются появле-
нием сверхтоков и не искажают межфазных напряжений, они не
отражаются на нормальном питании потребителей. Однако от-
ключение замыканий на землю все же необходимо из-за теплового
воздействия тока замыкания на землю и возможности меж-
фазного повреждения изоляции. Кроме того, в результате пере-
напряжений возможен пробой изоляции в других точках сети,
приводящий к двойным замыканиям на землю. Опыт эксплуата-
ции сетей с изолированной нейтралью показывает, что сети с ма-
лыми емкостными токами (20—30 А в сетях 6—10 кВ) могут
довольно длительное время (до 2 ч) оставаться в таком режиме;
при этом авария не развивается. Исходя из этого необходимо
выполнять защиту от замыканий на землю в сетях с изолирован-
ной нейтралью с действием на сигнал. Получив сигнал, дежурный
персонал принимает меры к ликвидации аварии.
В ряде случаев защита от замыканий на землю работает с дей-
ствием на отключение. Это вызвано главным образом соображе-
ниями безопасности, поскольку при однофазном замыкании и его
переходе в двухфазное на землю возможно появление опасных
«шаговых» напряжений. В таком режиме работают, например,
защиты систем электроснабжения торфяных разработок, воздуш-
ных линий в населенных пунктах и др. Для уменьшения послед-
ствий повреждения изоляции часто защита от замыкания на землю
работает на отключение при защите двигателей 6—10 кВ.
Простейшим видом защиты от замыканий на землю является
устройство неселективной сигнализации, показанное на рис. 14.27,
которое может быть выполнено из трех реле минимального на-
пряжения (рис. 14.27, а) или с одним реле напряжения, включен-
ным на напряжение нулевой последовательности (рис. 14.27, б).
При появлении сигнала дежурный персонал определяет место
повреждения, поочередно отключая потребителей. Поскольку
данный способ связан с нарушением их энергоснабжения, то
неселективную сигнализацию необходимо дополнять селективной
защитой от замыканий на землю, указывающей поврежденный
участок сети.
278
О А в с
Рис. 14.27. Схема неселективной сигнализации при замыканиях на землю
Рис. 14.28. Схемы защиты от замыканий на землю
В сетях с некомпенсированной нейтралью основными яв-
ляются защиты, реагирующие на полный ток нулевой последова-
тельности и на естественный емкостный ток или остаточный ток
перекомпенсации (если таковой предусмотрен). Главная трудность
в выполнении рассматриваемых защит заключается в обеспечении
их чувствительности при малых значениях тока повреждения —
10 А и меньше.
На рис. 14.28 изображены два варианта защиты: в схеме
на рис. 14.28, а использован фильтр токов нулевой последова-
тельности, а в схеме на рис. 14.28, б —трансформатор тока нуле-
вой последовательности. Фильтр осуществляет суммирование вто-
ричных токов трансформаторов тока: 3/0 = Л. + 1'в + 1с- По-
добной защите присущ ряд недостатков; они обусловлены тем,
что коэффициент трансформации трансформаторов тока feT. т
выбирается по нагрузке линии и имеет, как правило, большую
величину, вследствие чего вторичный ток при замыкании на
279
землю весьма мал. Так, при йт. т = 800/5 и токе замыкания
на землю 20 А вторичный ток будет 0,124 А, т. е. мал.
Токовые реле электромеханического исполнения, реагирующие
на малые токи, имеют большое количество витков и значительное
(30—40 Ом) сопротивление переменному току. Поскольку это
сопротивление соизмеримо с сопротивлением намагничивающего
контура трансформатора тока, то часть тока повреждения «отса-
сывается» в трансформаторы тока неповрежденных фаз. В то же
время токовое реле в схеме рис. 14.28, а должно быть отстроено
от токов небаланса, возникающих при нагрузке и междуфазных
КЗ. Вследствие указанных причин защита с помощью фильтров
токов нулевой последовательности имеет низкую чувствительность
при замыканиях на землю. Первичный ток срабатывания такой
защиты получается не меньше 20—25 А.
Защита, выполненная с помощью специального трансформа-
тора тока нулевой последовательности (ТА), схема которой
показана на рис. 14.28, б, намного чувствительнее. Основные
преимущества ТИП состоят в значительно меньшем небалансе
и возможности подбора чисел витков вторичной обмотки по наи-
большей чувствительности защиты без каких-либо ограничений
по нагрузке. Вследствие этого ТИП обеспечивает действие за-
щиты при первичных токах 3—5 А.
Защита е ТИП является основной защитой в сетях е изоли-
рованной нейтралью. Магнитопровод ТИП охватывает все три
фазы защищаемой линии. Провода фаз, проходящих через от-
верстие ТНП, служат его первичной обмоткой, вторичная обмотка
расположена на магнитопроводе.
В режиме нагрузки, трехфазного и двухфазного КЗ, т. е.
когда сумма токов 1А + 1В + /с — 0, ток в Реле отсутствует.
При появлении токов нулевой последовательности сумма токов
первичной обмотки не равна нулю; /А + 1В + 1С — 3/0 ив реле
проходит ток, приводящий к срабатыванию защиты.
На многих промышленных предприятиях для повышения
чувствительности защит от замыканий на землю в качестве реле,
подключаемых к ТНП, используются полупроводниковые реле.
На рис. 14.29 приведена схема защиты от замыканий на землю,
разработанная ВНИИПроектэлектромонтажом. Реле содержит
трансреактор Т для согласования входа схемы с ТНП. Напря-
жение трансреактора подается на выпрямитель VD1 с фильт-
ром C1R2. Потенциометр R1 предназначен для регулировки
установки. Питание реле осуществляется от обмотки разомкну-
того треугольника трансформатора напряжения. Напряжение
нулевой последовательности, появляющееся при замыкании на
землю, служит источником энергии для оперативной цепи реле.
Устройство питания реле содержит выпрямитель VD2, койденсатор
фильтра СЗ, стабилитрон VD6 и резистор R9, представляющий
балластное сопротивление в схеме стабилизации.
28 0
Исполнительным органом реле является триггер на транзи-
сторах VT1, VT2 с обратной связью. На выходе триггера включено
магнитоэлектрическое реле /С, контакт которого включен в опера-
тивные цепи выключателя. При нормальном положении тран-
зисторов VT1 открыт, VT2 закрыт. В момент срабатывания защиты
транзистор VT1 закрывается, давая возможность конденсатору С2
заряжаться. При достижении на нем определенного заряда от-
крывается транзистор VT2 и реле срабатывает. Величина постоян-
ной времени цепи R4, С2 определяет выдержку времени реле,
которое позволяет осуществлять защиту от замыканий на землю
при токах до 0,5 А.
В радиальных сетях, когда собственные емкостные токи от-
дельных присоединений велики и соизмеримы с полным емкостным
током сети, токовая защита неприемлема. В этом случае может
быть использована направленная защита.
В СССР освоен выпуск направленной защиты типа ЗЗП-1,
предназначенной для электросетей торфоразработок. Она вы-
полнена на полупроводниках, имеет угол максимальной чувстви-
тельности 90°, реагирует на емкостные токи /3 = 0,07-?-2 А.
Реле включается на ток и напряжение нулевой последователь-
ности.
Исследования показали, что ток замыкания на землю содер-
жит, помимо основной гармоники, высшие гармонические. Состав
281
гармоник и их величины зависят от режима, сети, числа линий
и т. д., что ограничивает применение защит, действующих на
указанном принципе. На таком же принципе построены защиты
типа УСЗ-1 и УСЗ-З, обладающие хорошей селективностью в се-
тях 6—10 кВ.
§ 14.8. Защита элементов сети электроснабжения
Защита силовых трансформаторов. Виды защит трансформато-
ров определяются их мощностью, назначением, местом установки,
эксплуатационными режимами. В системах электроснабжения
промышленных предприятий силовые трансформаторы устанав-
ливают:
на главных понизительных подстанциях напряжением 220,
ПО, 35 кВ и вторичным напряжением 6, 10, 20, 35 кВ; мощности
трансформаторов 1000—63 000 кВ-А;
на цеховых подстанциях напряжением 6, 10, 20, 35 кВ и вто-
ричным напряжением 0,23; 0,4; 0,69 кВ; мощности трансформа-
торов 100—2500 кВ-А.
на специальных установках — электропечных, выпрямитель-
ных и др.
Основные виды повреждений силовых трансформаторов сле-
дующие:
междуфазные повреждения внутри бака и на выводах;
витковые замыкания внутри обмотки одной из фаз;
замыкания на землю обмоток или наружных выводов;
повреждения магнитопроводов, приводящие к местному на-
греву и «пожару» стали.
Повреждения первых двух видов наиболее часто встречаются
в эксплуатации. Основной защитой мощных силовых трансфор-
маторов главных понизительных подстанций является дифферен-
циальная защита. Принцип ее действия иллюстрирует рис. 14.30.
При внешнем КЗ и нагрузке токи // и /п с двух сторон транс-
форматора направлены в реле в одну сторону, /обеспечивая без-
действие реле, а при КЗ в точке /Са они направлены согласно,
обеспечивая его срабатывание.
Первичные и вторичные обмотки силовых трансформаторов
имеют разные схемы соединения (Д/Д, Д/Д и т. д.), а потому
токи в них сдвинуты по фазе. Для компенсации сдвига транс-
форматоры тока соединяют по схеме, обратной схеме соединения
первичных обмоток. При неравенстве коэффициентов трансфор-
мации трансформаторов тока во вторичных цепях устанавливают
промежуточные трансформаторы, обеспечивая минимальный ток
небаланса в реле. При внешнем КЗ и нагрузке полностью сбалан-
сировать вторичные токи, как правило, не удается и в реле про-
текает ток небаланса, равный геометрической разности вторичных
ТОКОВ, /неб == //в /ттв‘
282
Рис. 14.30. Принцип действия
дифференциальной защиты
трансформаторов
При внешнем КЗ увеличиваются намагничивающие токи транс-
форматоров тока, ток небаланса возрастает и в реле протекает ток
/р = Ав - /пв = ---А нам) - (xJ---Al нам) . (14.21)
Считая в (14.21), что неравенство первичных токов скомпен-
сировано, получим Л/Йт! = Ai/^т и и ток реле будет равен
разности намагничивающих токов:
^р=Атнам Л вам> (14.22)
Величина тока небаланса является основной. Дополнительный
небаланс в реле дифференциальной защиты обусловлен наличием
устройств регулирования напряжения на силовом трансформаторе,
невозможностью точной компенсации токов плеч защиты.
При включении силовых трансформаторов под напряжение
или при восстановлении напряжения в сети после ликвидации
внешнего КЗ в первичной обмотке трансформатора возникает
бросок намагничивающего тока, имеющий затухающий характер
и в несколько раз превосходящий номинальный ток.
Для предотвращения ложной работы дифференциальной за-
щиты применяются два способа:
1) отстройка с помощью быстронасыщающегося трансформа-
тора, через который включаются дифференциальные реле; такой
трансформатор не пропускает значительную часть броска нама-
283
случае защита называется
Рис. 14.31. Конструкция газового реле
гничивающего тока, надежно от-
страивая дифференциальное реле;
при этом ток срабатывания диф-
ференциальной защиты /0 8 =
= (1,44-2) /н;
2) отстройка дифференциальной
защиты от броска намагничива-
ющего тока путем увеличения тока
срабатывания защиты; в этом
дифференциальной отсечкой и ее ток
срабатывания 1С. в = (34-4) 1В.
Однако при втором способе защита трансформатора более
грубая и не позволяет выявлять повреждения внутри бака, со-
провождающиеся меньшими токами. Поэтому основным видом
дифференциальной защиты является защита с использованием
быстронасыщающихся трансформаторов.
Защита от внутренних повреждений в трансформаторе осу-
ществляется с помощью газовых реле, получивших весьма ши-
рокое распространение. Повреждения внутри бака трансформа-
тора сопровождаются электрической дугой или нагревом эле-
ментов конструкции, что вызывает разложение масла и изоля-
ционных материалов, образование летучих газов. Газы, подни-
маясь к расширителю, приводят в движение масло, которое
вместе с ними устремляется к расширителю.
Газовое реле устанавливают в трубе, соединяющей кожух
трансформатора с расширителем, так, чтобы через него проходил
газ и поток масла. Реле (рис. 14.31) состоит из чугунного кожуха 1
в виде тройного патрубка с фланцами для соединения с трубой
и расширителем. Внутри кожуха находятся два подвижных
поплавка 2а и 26, каждый из которых свободно вращается на оси,
прикрепленной к стойке. На торце поплавков расположены
ртутные контакты 3, представляющие собой стеклянные колбочки
с впаянными в них контактами и ртутью внутри.
При небольшом повреждении газ образуется медленно. Про-
ходя через газовое реле, пузырьки его заполняют верхнюю часть
кожуха, вытесняя из нее масло. По мере снижения уровня масла
верхний поплавок опускается и замыкает свой контакт — реле
работает на сигнал.
При значительном повреждении трансформатора образование
газов и движение масла весьма интенсивны, что приводит к замы-
канию нижнего контакта; поскольку оно может быть кратковре-
менным, предусматривается схема самоудержания выходного про-
межуточного реле на время, достаточное для отключения выклю-
чателя.
Для трансформаторов 630 кВ-А и выше установка газовой
284
защиты обязательна, для трансформаторов 1000—6300 кВ-А
она обязательна лишь при отсутствии дифференциальной защиты
или максимально-токовой с выдержкой времени 1—0,5 с. Транс-
форматоры 630 кВ-А и более, устанавливаемые внутри цеха,
должны обязательно иметь газовую защиту.
Максимально-токовая защита трансформаторов выполняется
исходя из следующих условий. Ток срабатывания защиты от-
страивается от максимального тока нагрузки 1М в наиболее тя-
желом режиме работы трансформатора, при включении его на
холостой ход, при самозапуске электродвигателей и т. д. Ток
срабатывания защиты
ь ь
1с. 8 = rv22- 7м> г«е йн = 1.3^1,Б. (14.23)
Ток срабатывания защиты трансформаторов от перегрузки
выбирается по соотношению
ь ъ
>о. 8 = 'вом, где йв = 1,05. (14.24)
Защита действует на сигнал или отключение с временем, ббль-
шим времени действия максимально-токовой защиты от внешних КЗ.
---j---6-10 кВ
III'
285
Силовые трансформаторы цеховых подстанций оборудованы
устройствами максимально-токовой защиты; защитой от замыка-
ний на землю со стороны обмотки низшего напряжения при
соединении обмоток звезда—звезда с нулем; газовой защитой.
Трансформаторы мощностью до 1000 кВ-А могут также защи-
щаться предохранителями и выключателями нагрузки, если мощ-
ность КЗ не превышает 200 000 кВ-А. Если для защиты транс-
форматора предусмотрена релейная защита, то она выполняется
с помощью реле прямого действия типов РТМ или РТВ.
На рис. 14.32 показана защита цехового трансформатора мощ-
ностью до 2500 кВ-А; она построена на реле прямого действия
и дополнена защитой от замыкания на землю, осуществляемой
трансформатором тока и реле, включаемым в нейтральном про-
воде до точки заземления. Трансформатор имеет также газовую
защиту.
Защита электродвигателей. На промышленных предприятиях
широко распространены асинхронные и синхронные двигатели
различных мощностей и напряжений. К их основным поврежде-
ниям относятся фазные КЗ в обмотках статора и замыкания
на корпус.
Для двигателей весьма важно, чтобы они не отключались
при неопасных ненормальных режимах, ибо такие отключения
могут быть массовыми и нанести большой ущерб. В связи с этим
их защиту делают достаточно простой. Для двигателей более
2000 кВт оправданно применение более сложных защит. Высоко-
вольтные двигатели мощностью до 300 кВт, установленные на
неответственных механизмах, могут защищаться высоковольт-
ными предохранителями типа ПК-
На рис. 14.33 приведены кривые времени срабатывания вста-
вок предохранителей с кварцевым заполнением. По оси абсцисс
отложены пусковые токи двигателей. Кратность пускового тока
обычно составляет 6—7. Время плавления плавкой вставки
должно быть больше времени, необходимого для разгона двига-
теля. На каждой кривой обозначены номинальные токи плавких
вставок, которые должны быть большими номинальных токов
двигателей. Защита предохранителями снижает надежность ра-
боты двигателей, поэтому полная схема защиты двигателей ответ-
ственных механизмов представляет комплекс защит.
Схема защиты асинхронного двигателя мощностью до 2000 кВт
представлена на рис. 14.34.
Для защиты двигателей целесообразно применение оператив-
ного переменного тока, а также реле прямого действия, что упро-
щает вторичную коммутацию и дает существенную экономию
контрольного кабеля ввиду большого количества двигателей,
используемых в системах электроснабжения промышленных пред-
приятий. Для защиты двигателей большой мощности служит
дифференциальная защита, обладающая большей чувствитель-
ностью, чем максимальная защита, так как броски намагничива-
286
Рис. 14.33. Кривые времени срабатывания вставок предохранителей с кварце-
вым заполнением
Рис. 14.34. Схема защиты асинхронного двигателя
мощностью до 2000 кВт
ющего тока при внешних КЗ и токи пуска и самозапуска, от ко-
торых отстраивается максимальная защита, в схеме дифферен-
циальной защиты сбалансированы.
Ток срабатывания максимальной защиты двигателя выби-
рается с учетом отстройки от периодической составляющей пу-
скового тока /п. Величина вторичного тока срабатывания опре-
деляется как:
/о-8 = ЛГГ/п’ (14,25)
где для реле ЭТ-520 и РТМ йи = 1,4-4-1,6, а для реле ИТ kB = 1,8-5-2.
Ток срабатывания дифференциальной защиты двигателей при-
нимается при идентичных трансформаторах тока и выборе их
по кривым 10 %-ной кратности:
70. в = (1,54-2) 7Н0М. (14.26)
Защита трансформаторов алектропечных установок. Релейная
защита таких трансформаторов должна выполняться с учетом
особенностей работы установки. Трансформатор, питающий дуго-
вую электропечь, в период расплавления металла оказывается
в режиме КЗ со стороны обмотки низшего напряжения. Релейная
защита при этом должна не действовать или действовать со зна-
чительными выдержками времени.
На рис. 14.35 приведена схема защиты трансформатора
1600 кВ-А, напряжением 6—10 кВ дуговой печи. Установка
имеет следующие защиты:
максимальную защиту без выдержки времени с реле прямого
действия типа РТМ; ток срабатывания защиты выбирается с уче-
том отстройки от эксплуатационных КЗ при расплавлении ме-
талла: /с. в = (2,54-4) /н;
газовую защиту, осуществляемую газовым реле К, действу-
ющую через реле 1У на сигнал и далее через 2КН и реле К на
отключение;
максимально-токовую защиту от сверхтоков при внешних
КЗ и при перегрузке, осуществляемую реле типа ИТ с зависимой
от тока характеристикой с действием на сигнал.*-
Защита конденсаторных батарей. Защита батарей напряже-
нием выше 1000 В может производиться высоковольтными пре-
дохранителями или максимально-токовой защитой мгновенного
действия.
Номинальный ток плавкой вставки предохранителя 1В и ток
срабатывания защиты /с. в принимаются следующими:
7и = (2,5-5-3,0) 7Н, и;
/о. в =(2,04-2,5) /н.б,
где /н. к и /н. б — номинальные токи соответственно конденсатора и батареи.
В системах электроснабжения промышленных предприятий
могут возникнуть ненормальные режимы работы батарей из-за
288
6 -10 к8
Иа сигнал
к измеритель-
ным приборам
'и автоматике
регулирования
Рис. 14.35. Схема защиты
трехфазной электропечи
трансформатора дуговой
перегрузки гармониками тока. Высшие гармонические вызывают
перегрев конденсаторов, перегорание предохранителей, сокращают
срок службы конденсаторов. Некоторые конструкции батарей
предусматривают индивидуальную защиту секций при помощи
тонких проводников, соединяющих обкладки с другими секциями
или выводами конденсатора. При КЗ в секции она отключается,
а оставшиеся секции продолжают работать.
10 Постников Н. П., Рубашов Г. М. 289
Глава пятнадцатая
АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ СИСТЕМ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
§ 15.1. Автоматическое включение резерва
Автоматическое включение резервных источников питания
и электрооборудования является одним из основных видов авто-
матизации в электроснабжении промышленных предприятий.
Автоматическое включение резерва (АВР) повышает беспере-
бойность электроснабжения; дает возможность отказаться от
двойной системы шин или вообще от сборных шин РУ, что упро-
щает и удешевляет схему подстанции; допускает раздельную работу
линий и трансформаторов, благодаря чему уменьшаются токи
короткого замыкания (ТКЗ) и упрощается релейная защита;
сокращает количество эксплуатационного персонала при переводе
подстанции на телеуправление.
На промышленных предприятиях устройствами АВР обору-
дуются выключатели линий, трансформаторов, электродвигателей
и секционные выключатели. Большое распространение полу-
чили АВР секционных выключателей; это позволяет отказаться
от явного резерва трансформаторов и линий, используя их пере-
грузочную способность.
Применение АВР обязательно для потребителей первой ка-
тегории надежности. Отсутствие запаса мощности при перегруз-
ках после срабатывания АВР разрешает дежурному персоналу,
согласно Правилам технической эксплуатации (ПТЭ), отключать
часть неответственных электропотребителей.
Система АВР не должна срабатывать при кратковременном
глубоком снижении напряжения или его исчезновении на шинах
ТП, вызываемых короткими замыканиями на отходящих линиях.
Исходя из этого выдержка времени на срабатывание АВР (соб-
ственное время действия АВР) определяется по условию
Аавр > ^з. л "Ь Д^> (15.1)
гДе ^з. л — максимальное время срабатывания защиты на отходящих линиях;
Д?— ступень селективности.
Устройство автоматического включения резерва должно сра-
батывать при исчезновении напряжения у потребителей в ре-
зультате отключения выключателей рабочего питания релейной
защитой, персоналом или самопроизвольно.
Снижение напряжения на двигателях уменьшает частоту их
вращения, что может нарушить работу приводных механизмов.
При наличии неотключаемых двигателей и обеспечении их са-
мозапуска схема АВР должна срабатывать с минимальным вре-
менем при снижении напряжения до 60—70 % от номинального.
290
При перерыве питания не отключаемые по технологическим
условиям двигатели подпитывают шины подстанции, причем
частота остаточного напряжения на шинах снижается по мере
уменьшения частоты вращения двигателей. В зависимости от
условий пуск АВР может осуществляться по минимуму напряже-
ния или, с учетом самозапуска двигателей, по минимуму на-
пряжения и снижению частоты. Сокращение времени срабаты-
вания АВР достигается контролем частоты остаточного напряже-
ния, так как время срабатывания реле понижения частоты зна-
чительно меньше, чем реле, реагирующего на понижение напря-
жения.
При перегрузках источника питания (линии или трансформа-
тора) после срабатывания АВР, учитывая условия самозапуска
двигателей ответственных механизмов, необходимо производить
разгрузку путем автоматического отключения потребителей, до-
пускающих перерывы в электроснабжении.
Схема АВР должна обеспечить однократность срабатывания
выключателя резервного источника и ускорение действия защиты
после АВР при включении на неустранившееся КЗ. Многократные
включения на КЗ могут привести к серьезным повреждениям
и нарушить работу потребителей, не допускающих перерывов
в питании.
Схема АВР должна срабатывать только после отключения
выключателя рабочего питания, ибо в противном случае источник
резервного питания включится на КЗ в цепи рабочего источника
или на параллельную работу. Наряду с этим схема АВР должна
обеспечивать раздельное включение обоих источников дежурным
персоналом.
Рассмотрим схему АВР секционного выключателя (рис. 15.1)
с пружинно-грузовым приводом на оперативном переменном
токе. В рабочем положении выключатели Q1 и Q2 включены,
секционный выключатель Q3 отключен. Привод его подготовлен
к включению: пружина взведена, контакт готовности привода
ЗКГП в цепи катушки включения КВЗ замкнут.
Контроль напряжения на секциях I и II шин осуществляется
реле напряжения 1KV и 2KV, которые питаются от трансформато-
ров напряжения TV 1 и TV2. При наличии напряжения на шинах
контакты реле 1KV и 2KV разомкнуты. Цепи управления Q1 и Q2
питаются раздельно от TV2 и TV Г Катушка включения выклю-
чателя Q3 (КВЗ) может питаться от TV 1 или TV2.
При исчезновении напряжения на секции I шин реле 1KV
отпускает, замыкает свой контакт в цепи реле времени КТ1, ко-
торое с выдержкой времени подает питание на катушку отклю-
чения К01, и выключатель Q1 отключается. От TV2 получает
питание катушка включения КВЗ, и выключатель Q3 включается.
Контакты привода ЗКГП размыкаются в цепи двигателя мотор-
ного редуктора МР.
10»
291
Рис. 15.1. Схема АВР секционного выключателя
При включении Q3 на неустранившееся КЗ он отключается
без выдержки времени собственной защитой. Выключатель Q2
не отключится, так как его защита работает с выдержкой вре-
мени. Повторного включения Q3 не произойдет, ибо пружина
привода не взведена и цепи питания КВЗ и МР разомкнуты.
При включении Q1 и Q2 редуктор МР взведет пружину при-
вода и выключатель Q3 может быть включен.
При нарушении питания секции II схема работает аналогично.
§ 15.2. Бесконтактное АВР
Использование высоковольтных тиристорных выключателей
в качестве межсекционных позволяет повысить динамическую
устойчивость синхронных электродвигателей при переводе их на
резервный источник при аварии в системе электроснабжения.
На рис. 15.2. показана двухтрансформаторная подстанция
с двумя 1, 2 трансформаторами 2 х 40 МВ-А.
К двум секциям шин 6,3 кВ через токопроводы 3, 4 подключены
подстанции с мощными синхронными двигателями. Между сек-
циями включен тиристорный выключатель 5 и шунтирующий
выключатель 6.
Устройство АВР содержит набор датчиков, важнейшим из
которых является датчик напряжения биений 7 между секциями
292
шин, осуществляющий замер разности напряжений одноименных
фаз. Датчик 7 подключен к одноименным фазам трансформаторов
напряжения 8, 9. Типовые схемы АВР с тиристорным секционным
выключателем содержат также фильтры обратной последователь-
ности напряжений 10, 11, датчики минимального напряжения 12,
13, датчики обратной мощности 14, установленные на вводах
подстанции. В ряде случаев используется система импульсно-
фазового управления, связанная с цепями управления тири-
сторов 5.
При отключении одной из питающих линий ПО кВ в энерго-
системе АВР срабатывает по команде датчика напряжения бие-
ний 7. При этом тиристоры 5 переводятся в открытое состояние
и осуществляется питание всех двигателей, подключенных к то-
копроводу, потерявшему питание. Одновременно подается команда
на включение шунтирующего выключателя 6 и секционных
выключателей 17, 18. Таким образом, в сети тиристорный выклю-
чатель 5 выполняет функции группового АВР подстанции 1 ... п,
что позволяет использовать один общий тиристорный ключ.
Работа устройства АВР в режиме короткого замыкания на
элементах системы электроснабжения (повреждение в точках
основана на следующих критериях:
1. Любое короткое замыкание в начальный момент создает
пофазную асимметрию напряжений, которая фиксируется на-
строенным на определен-
ный порог срабатывания
датчиком напряжения об-
ратной последовательно-
сти 10, 11.
2. Любое короткое за-
мыкание на линии ПО кВ
создает реверс мощности
двигателей, подключен-
ных к сети 6 кВ, и может
быть зафиксировано соот-
ветствующими реле напра-
вления мощности 14, 15.
Для повышения надеж-
ности работы АВР и его
отстройки от переходных
режимов, не связанных с
аварийной ситуацией в се-
ти, обычно используют для
запуска АВР срабатыва-
ние нескольких датчиков.
Рис. 15.2. Схема АВР промыш-
ленного предприятия с двига-
тельной нагрузкой
293
При повреждении линии ПО кВ (точка используется сра-
батывание датчика обратной мощности 14 и фильтра обратной по-
следовательности 10. При этом отсутствие срабатывания датчиков
минимального напряжения 12, 13 предотвращает включение АВР
на коротком замыкании секций шин 6 кВ и в других точках сети,
что сопровождается глубокой посадкой напряжения.
При повреждениях сети 6 кВ (точки К2, К3) пусковая цепь
АВР образуется из датчика напряжения биений 7 и фильтра об-
ратной последовательности 10. При этом реле минимального на-
пряжения в зависимости от уставки может блокировать работу
АВР в точке К2 и разрешить действие АВР в точке К3, поскольку
повреждение за реактором сопровождается меньшим отклонением
напряжения. Включение в пусковую цепь АВР нескольких дат-
чиков позволяет существенно повысить надежность работы АВР.
В ряде случаев время отключения повреждений в питающей
сети и вводных выключателей 1 или 2 приводит к выходу из син-
хронизма электродвигателей. В этом случае используется система
импульсно-фазового управления тиристорами 16, позволяющая
уменьшить броски тока при подключении двигателей к резервному
источнику.
Использование тиристорного АВР решает в большинстве слу-
чаев задачу перевода мощных синхронных двигателей на резерв-
ный источник без гашения их поля.
§ 15.3. Автоматическое повторное включение
Атмосферные и коммутационные перенапряжения, схлесты-
вание проводов, неправильные операции с разъединителями вы-
зывают неустойчивые КЗ и срабатывание защиты. При толч-
ковых нагрузках происходит ложное срабатывание газовой за-
щиты трансформатора; эти кратковременные повреждения са-
моустраняются, и линия или трансформатор могут быть снова
включены в работу.
Уменьшение перерывов в электроснабжении достигается ав-
томатическим повторным включением (АПВ) выключателей ли-
ний, трансформаторов, шин РУ и двигателей, отключаемых при
самозапуске наиболее ответственных механизмов. АПВ уско-
ряет ликвидацию ненормальноТо режима и восстановление нор-
мальной схемы сети, снижает ущерб из-за перерывов в электро-
снабжении.
По кратности включения различают одно- и двукратное АПВ.
В системах энергоснабжения предприятий обычно предусматри-
вают однократное АПВ как наиболее простое и дающее макси-
мальный эффект.
Многократные АПВ применяют на линиях длиной более 10 км
в тех случаях, когда на приемной подстанции .не предусмотрено
АВР и выключатель питающей линий рассчитан на работу при
многократных АПВ.
294
По конструктивному исполнению различают АПВ с механи-
ческим и электрическим пуском. Устройства АПВ с электри-
ческим пуском обладают большей гибкостью и более надежны.
Механические устройства АПВ встроены в привод выключателя
и запускаются, как правило, от релейной защиты.
Схемы АПВ питаются на оперативном переменном или по-
стоянном токе. При питании на переменном токе применяются
пружинно-грузовые приводы, а на постоянном — электромагнит-
ные и пневматические.
В схемах АПВ предусматривается запрет на их действие
в следующих случаях:
при неисправной схеме АПВ;
при срабатывании защит, реагирующих на повреждения,
самоликвидация которых маловероятна;
при отключении или включении выключателя персоналом;
при отключении выключателя релейной защитой сразу же
после включения его персоналом, так как повреждения, возник-
шие до включения выключателя, как правило, не могут само-
ликвидироваться.
В схемах АПВ выполняется блокировка от многократных
включений на устойчивое КЗ. После действия схемы АПВ все
элементы возвращаются в исходное положение, а привод вы-
ключателя — в положение готовности на включение.
Время действия АПВ должно быть минимальным; оно оп-
ределяется временем, необходимым для возврата привода в по-
ложение готовности к повторному включению. Наименьшая вы-
держка времени принимается 0,5—1,5 с. АПВ с автоматическим
возвратом выполняются на реле серии РПВ. Комплектное реле
РПВ-58 состоит из следующих элементов:
реле времени КТ, задающего выдержку времени АПВ;
промежуточного двухобмоточного реле 1К, дающего им-
пульсы на катушку включения привода выключателя и ускоре-
ния действия защиты;
конденсатора С, ограничивающего однократность действия
АПВ;
сопротивления 1R, обеспечивающего термическую устойчи-
вость реле КТ;
сопротивления 2R, определяющего время заряда конденса-
тора в пределах 20—25 с;
сопротивления 3R, разряжающего конденсатор С при за-
прете АПВ.
На рис. 15.3 приведена схема однократного АПВ линии од-
ностороннего питания с использованием реле РПВ-58. Выклю-
чатель включается ключом с фиксацией положений. При уста-
новке ключа в положение 1 («Включить») происходит заряд
конденсатора С. Учитывая время заряда конденсатора, опреде-
ляемое сопротивлением 2R, перевод ключа в положение 2
(«Включено») производится спустя 20—30 с.
295
Рис. 15.3. Схема АПВ линии
Рис. 15.4. Схема ускорения защи-
ты после АПВ
Выключатель отключается при замыкании контакта Кз за-
щиты в цепи катушки отключения КО. Блок-контакт КТ1 выклю-
чателя замыкается, срабатывает реле 2К и, замкнув свой нор-
мально открытый контакт в цепи реле времени КТ, запускает
РПВ-58. Добавочное сопротивление 4R в цепи катушки вклю-
чения КВ не позволяет включиться выключателю.
При замыкании контакта реле КТ конденсатор разряжается
на обмотку напряжения реле 1К, которое, сработав, замыкает
свой контакт в цепи токовой обмотки, катушка КВ привода
получает питание, а выключатель включается.
Реле 1К самоудерживается до размыкания блок-контакта
КТ 1 в цепи КВ, обеспечивая надежное включение выключателя.
Второй контакт реле 1К, замкнувшись, подает импульс на уско-
рение срабатывания защиты в случае включения выключателя
на устойчивое к. з. После включения выключателя его блок-кон-
такт КТ1 размыкается, реле 2К и КТ возвращаются в исходное
положение.
При включении выключателя на устойчивое КЗ защита срабо-
тает с ускорением и вновь отключит выключатель. Реле КТ снова
296
сработает и замкнет свой контакт в цепи обмотки реле 1К. Однако
срабатывания реле 1К не произойдет, так как конденсатор С
не успеет зарядиться.
При оперативном отключении выключателя ключом управ-
ления КУ (положение О) размыкается цепь питания реле вре-
мени В, на сопротивление ЗР подается минус, и конденсатор С
разряжается.
Реле ЗК имеет замедление при возврате. При срабатывании
релейной защиты и замыкании контакта РЗ получает питание
токовая обмотка реле ЗК, которое замкнет свой контакт в цепи
обмотки напряжения и разомкнет контакт в цепи катушки КВ
привода выключателя, предотвращая его многократное включение
на устойчивое КЗ. Возврат в исходное положение реле ЗП про-
изойдет при снятии плюса с обмотки напряжения ключом КУ
(положение О). Ускорение действия защиты достигается умень-
шением времени срабатывания защиты при работе АПВ.
До замыкания контакта 1К реле РПВ-58 реле ускорения
защиты РУЗ (рис. 15.4) не работает. При КЗ защита срабаты-
вает с заданной выдержкой времени реле КТ. При срабатыва-
нии реле РПВ-58 замыкается контакт 1К и реле РУЗ включает
промежуточное реле К на отключение выключателя с менылей
выдержкой времени.
§ 15.4. Автоматическая частотная разгрузка (АЧР)
Определяющим показателем качества электроэнергии является
постоянство частоты, отклонение которой допускается в преде-
лах ±0,1 Гц (временно ±0,2 Гц).
Снижение частоты сверх нормируемых величин происходит
при нарушении баланса мощностей генераторов электростан-
ций и нагрузки потребителей. Дефицит активной генераторной
мощности возникает при отключении части генераторов элек-
тростанции и подключении дополнительной нагрузки. Рост на-
грузки потребителей приводит к недопустимой перегрузке тур-
богенераторов, в результате чего уменьшается частота их вра-
щения, а значит, снижается частота в сети. Уменьшение частоты
вращения возбудителя, находящегося на одном валу с генера-
тором, снижает напряжение в сети.
При снижении частоты и напряжения в сети уменьшается
частота вращения двигателей потребителя, увеличивается по-
требление ими реактивной мощности из сети, что, в свою оче-
редь, ведет к дальнейшей перегрузке генераторов и дальней-
шему снижению частоты и напряжения. Процесс приобретает
лавинообразный характер, что может привести к полному рас-
стройству работы энергосистемы.
Частота снижается очень быстро; она восстанавливается
при разгрузке сети путем автоматического отключения части
неответственных электропотребителей. Уровень снижения напря-
297
iKjf Отключение
потребителя
ЬКг Включение
потребителя
5)
Рис. 15.5. Схема одной очереди АЧР с ЧАПВ
жения определяет величину отключаемой нагрузки, необходи- >
мой для восстановления частоты, поэтому отключение потреби-
телей производится поочередно. Устройства АЧР применяются
на линиях 6—10 кВ распределительной сети, отходящих от
ГРП или ЦРП предприятия.
После восстановления частоты потребители, отключенные
АЧР, могут быть подключены к сети при помощи АПВ или ЧАПВ
(частотного АПВ).
Пуск АЧР выполняется пр скорости изменения частоты в сети ,
или по абсолютному значению частоты с помощью реле частоты
типа ИВЧ. Реле питается от трансформатора напряжения. Уставка
срабатывания реЛе может изменяться за счет шунтирования ,
сопротивления в цепи обмотки реле, для чего она имеет допол- ,
нительный контакт (рис. 15.5, а).
Совместное применение АЧР и ЧАПВ позволяет сократить
время подключения потребителей после восстановления частоты
и исключить ложные срабатывания АЧР при работе АВР, КЗ
в сети и асинхронных режимах синхронных двигателей.
Схема одной очереди АЧР с ЧАПВ приведена на рис. 15.5.
Реле КЧ срабатывает при частоте в сети менее 48 Гц и замыкает
свой контакт в цепи питания реле времени 1К.Т, которое с уста-
новленной выдержкой времени включает промежуточное реле 1К..
Реле 1К, сработав, замыкает свои контакты IKi, и и
размыкает контакт 1К3.
Контакт IKi шунтирует сопротивление в цепи обмотки реле
частоты, увеличивая уставку срабатывания примерно до 50 Гц.
Контакт подает импульс на отключение группы потребите- '
лей. Контактом 1К2 включается в работу реле ЗК., которое за- -
мыкает свои контакты 3Ki и ЗК2.
298
Реле времени 2 КТ не работает, так как в цепи его обмотки
контакт 1К3 разомкнут. Реле 2КТ имеет три контакта: без выдержки
времени 2К7\!, с выдержкой времени 2К.Т3 (проскальзывающий)
и 2К.Т3 (упорный). Уставка по времени контакта 2КТ3 больше ус-
тавки 2КТ3 на 1—1,5 с.
При восстановлении частоты в сети реле РЧ и 1RT размыкают
свои контакты; реле 1К отпускает и в работу включается реле
2К.Т. Проскальзывающий контакт 2К.Т\, кратковременно замкнув-
шись, включает питание реле 4К, которое самоудерживается
контактом 4Ki и включает потребителей контактом 4К3. Кон-
такт 2КТ3 замыкается позже и шунтирует реле ЗК., отпускающее
и размыкающее свои контакты. Схема возвращается в исходное
положение.
§ 15.5. Самозапуск электродвигателей
Работа АВР и АПВ вызывает кратковременные перерывы
в питании электродвигателей. В результате КЗ на линиях на
шинах подстанций понижается напряжение, величина которого
зависит от удаленности точки КЗ, а длительность определяется
временем срабатывания защиты.
При нарушении нормального питания момент вращения дви-
гателя становится меньше момента сопротивления приводного
механизма. Двигатель начинает тормозиться, частота вращения
его снижается и он полностью останавливается. Двигатели до
1000 В, подключенные через магнитные пускатели или контак-
торы, отключаются от сети.
При восстановлении нормального питания не отключившиеся
от сети, частично заторможенные или остановившиеся двига-
тели могут самостоятельно, обычно под нагрузкой, восстано-
вить свою рабочую частоту вращения. Автоматическое восста-
новление нормальной работы двигателя при кратковременных
нарушениях питания называется самозапуском.
Особенность самозапуска заключается в одновременном
пуске под нагрузкой группы двигателей, в результате чего ток
самозапуска значительно превышает ток нагрузки при нормаль-
ном режиме работы. Рост нагрузки увеличивает падение напря-
жения в сети, что снижает напряжение на двигателе при само-
запуске. Величина падения напряжения зависит от числа и
мощности самозапускаемых двигателей, а также от мощности
силовых трансформаторов . на подстанции.
Затягивание выбега двигателя снижает его сопротивление
и увеличивает начальное значение тока самозапуска, что, в свою
очередь, снижает уровень остаточного напряжения на шинах
подстанции. При глубокой посадке напряжения величина избы-
точного момента недостаточна и самозапуск двигателя становится
невозможным.
Низкий уровень напряжения, большие токи самозапуска, за-
тягивание времени восстановления напряжения, которое опре-
209
деляется временем разгона двигателя и скоростью уменьшения
тока самозапуска, могут вызвать срабатывание токовых защит
и защит минимального напряжения с отключением самозапу-
скаемых двигателей от сети. Длительное протекание тока само-
запуска приводит к недопустимому перегреву обмотки двигателя.
Для обеспечения самозапуска время срабатывания АВР надо
выбирать минимальным. Токовые защиты не должны срабатывать
при токах самозапуска и иметь минимальное время на отключе-
ние КЗ. Остаточное напряжение, при котором обеспечивается
самозапуск двигателей, должно отвечать условию
U > UB V 1,ШО/МД, (15.2)
где Мс — момент сопротивления приводного механизма; Мя — вращающий
момент двигателя, определяемый н зависимости от величины остаточного напря-
жения U.
Величина остаточного напряжения с учетом суммарного со-
противления самозапускаемых двигателей и сопротивления пи-
тающего трансформатора определяется по формуле
и=ив 1 + 2тУ4-\ (15.3)
I \ 1 /
где гт — сопротивление питающего трансформатора; гп — сопротивление каж-
дого из п самозапускаемых двигателей (если условие (15.2) не соблюдается,
то самозапуск невозможен.
При отсутствии данных для определения моментов двига-
теля и приводного механизма самозапуск можно считать успеш-
ным, если напряжение на двигателе при самозапуске будет не
менее 55—60 % от номинального значения.
Если остаточное напряжение не обеспечивает самозапуск,
то часть двигателей менее ответственных механизмов должна
отключаться защитой минимального напряжения с выдержкой
времени около 0,5 с, с повторным включением при восстановле-
нии напряжения после самозапуска.
В некоторых случаях осуществляется кдскадный самозапуск
двигателей, при котором контакторные станции по мере восста-
новления напряжения в результате снижения тока самозапуска
последовательно подключают к сети двигатели неответственных
механизмов, отключенные защитой минимального напряжения
в начальный момент самозапуска.
Для обеспечения самозапуска ответственных двигателей до
1000 В, подключенных через магнитные пускатели или контак-
торы, кнопки управления заменяют рубильником или выклю-
чателем. Цепь удерживающей катушки в данном случае не раз-
мыкается при исчезновении напряжения, и пускатель автомати-
чески срабатывает при восстановлении питания.
Если при длительном исчезновении напряжения по условиям
безопасности или технологии производства не допускается са-
300
А(В,С)
о
Рис. 15.6. Схема управления электродвигателя до 1000 В при кратко-
временных перерывах в питании
мозапуск двигателя, то применяют схемы управления с реле
времени для повторного включения пускателя только при крат-
ковременном перерыве в питании. Исчезновение напряжения
длительностью, превышающей уставку реле времени, не дает
возможности произвести самозапуск двигателя.
На рис. 15.6 приведена схема управления двигателем до
1000 В, обеспечивающая его самозапуск при кратковременных
перерывах в питании.
При оперативном включении двигателя кнопкой КВ или от-
ключении кнопкой КО срабатывает двухпозиционное реле К,
которое своим нормально открытым контактом замыкает или
размыкает цепь катушки контактора, включающего двигатель.
Питание реле К осуществляется от независимого источника.
Катушки реле времени КТ и контактора К получают питание
от источника, питающего двигатель.
При пуске двигателя реле времени КТ, сработав, разомкнет
свой нормально закрытый с выдержкой времени на замыкание
контакт в цепи реле К. При исчезновении напряжения контак-
тор К и реле КТ потеряют питание. Если время перерыва в пита-
нии превысит выдержку времени на замыкание контакта КТ, то
при появлении напряжения реле К свои контакты переключит
и оборвет цепь питания реле КТ и контактора К- Если напряже-
ние в питающей сети появится до замыкания контакта КТ, то
контактор К включится и произойдет самозапуск двигателя.
Реле КТ, получив питание, сработает, и его временной контакт
не успеет замкнуться.
При самозапуске синхронных двигателей обмотка возбужде-
ния наглухо подключена к возбудителю, вследствие чего уве-
личивается тормозной момент. Возможность самозапуска обеспе-
чивается, если тормозной момент будет меньше асинхронного
момента и входного момента при скольжении 0,05 на подсин-
хронной частоте вращения. Если входной момент не превышает
момента сопротивления, то самозапуск невозможен.
На время исчезновения напряжения при работе АПВ илй
АВР двигатель работает в генераторном режиме и при восста-
новлении питания возможно его несинхронное включение. В обоих
случаях производится ресинхронизация, которая заключается
301
в замыкании обмотки ротора на разрядное сопротивление с по-
следующей форсировкой возбуждения.
Самозапуск выполняется только для тех двигателей ответ-
ственных механизмов, самостоятельный пуск которых возмо-
жен под нагрузкой или предусмотрен условиями безопасности и
технологии производства.
§ 15.6. Автоматическое регулирование мощности
конденсаторных батарей
При минимальной нагрузке потребителя мощность конден-
саторной батареи должна быть уменьшена, ибо в противном
случае работа сети с перекомпенсацией (отдачей емкостной на-
грузки в сеть) вызывает недопустимое повышение напряжейия
и увеличивает потери электроэнергии в сети. При недостаточ-
ной мощности батареи в часы максимальных нагрузок сеть ра-
ботает >с недокомпенсацией реактивной мощности, потери напря-
жения повышаются, снижая уровень напряжения на подстанции^
увеличиваются потери электроэнергии.
Регулирование мощности конденсаторных батарей дает воз-
можность компенсировать переменную реактивную нагрузку по-
требителей, поддерживая на шинах подстанции отклонения напря-
жения в допустимых пределах (±5 %), и реализовывать наиболее
экономичный режим работы сети. Регулирование мощности кон-
денсаторной батареи может производиться вручную, дистанционно
и автоматически.
Ручное регулирование требует постоянного дежурства пер-
сонала и не обеспечивает качественное регулирование, особенно
при неравномерных графиках нагрузки. При телемеханизации
системы электроснабжения осуществляется дистанционное регу-
лирование с диспетчерского пункта в соответствии с графиком
нагрузки.
Автоматическое регулирование более эффективно, чем руч-
ное, и может строиться в зависимости от суточного графика
нагрузки по уровню напряжения, по направлении?- и величине
реактивной мощности, по току нагрузки или по нескольким
показателям одновременно (например, по времени суток, на-
пряжению и реактивной мощности).
Автоматическое регулирование по времени суток исполь-
зуется при достаточно равномерном графике нагрузки реактивной
мощности и при необходимости ограничения отдачи реактивной
мощности в энергосистему в часы минимальной нагрузки. Регу-
лирование по уровню напряжения имеет целью поддержание
постоянства напряжения в сети с допустимыми отклонениями.
При резкопеременном графике нагрузки реактивной мощности
потребителя регулирование производится по току нагрузки.
Регулирование по величине и направлению реактивной мощ-
ности ведется при переменной реактивной нагрузке потреби-
302
теля, если энергосистема обеспечивает соответствующие уровни
напряжения и нужно ограничить передачу в энергосеть мощ-
ности, генерируемой конденсаторными батареями.
Параметры и схема автоматического регулирования выби-
раются по согласованию с энергосистемой с учетом характера
нагрузки потребителя, требуемого уровня напряжения в сети
и экономических показателей.
Мощность конденсаторной установки регулируется ступе-
нями путем последовательного подключения или отключения
части конденсаторных батарей. При одноступенчатом регулиро-
вании полностью включается или отключается вся конденса-
торная установка. Многоступенчатое регулирование предусма-
тривает последовательное увеличение или уменьшение мощности
конденсаторной установки.
Мощности отдельных ступеней регулирования могут отли-
чаться в арифметической или геометрической прогрессии друг
от друга, в результате чего при меньшем количестве конденса-
торных установок количество ступеней регулирования значи-
тельно увеличивается. Наиболее экономичны конденсаторные
установки, мощности которых различают в геометрической про-
грессии, например 100 : 200 : 400 квар и т. д.
При наличии на предприятии нескольких конденсаторных
установок осуществляется их индивидуальное одноступенчатое
регулирование. Разновременность включения и отключения ус-
тановок дает возможность производить многоступенчатое регу-
лирование всей мощности конденсаторных установок предприятия.
Рассмотрим схему автоматического одноступенчатого регу-
лирования мощности конденсаторной установки по уровню на-
пряжения в сети (рис. 15.7, а и б). Схема может использоваться
в конденсаторных установках свыше 1000 и до 1000 В. В послед-
нем случае реле напряжения подключают непосредственно к сети.
При понижении напряжения срабатывает реле напряжения
1TV и, замкнув свой контакт в цепи, реле времени 1К.Т с выдерж-
кой времени включает конденсаторную установку. При повы-
шении напряжения срабатывает реле 2TV и реле 2КТ отключает
установку от сети. Для более точной настройки схемы в цепи
реле 1TV и 2TV включены добавочные сопротивления /?д. Для
отстройки от кратковременных колебаний напряжения выдержки
времени реле принимаются 2—3 мин.
Для ручного управления установкой ключ управления пере-
водится в положение Р. Подача напряжения на соленоид вклю-
чения Ксв привода выключателя производится кнопкой включе-
ния КВ, отключение выключателя — кнопкой КО в цепи соле-
ноида отключения Кео- Отключение защитой осуществляет про-
межуточное реле К, которое срабатывает при кратковременном
замыкании контакта 3 реле защиты. Замкнув контакты в цепи
своей обмотки и в цепи 7(00,реле К самоудерживается, обеспечивая
надежное отключение выключателя, и предотвращает включение
303
a — цепи трансформаторного напряжения; б — цепи оперативного тока; в ** цепи пита-
иия реле 1В н 2В при регулировании по времени суток
на КЗ, разомкнув контакт К в цепи СВ. Схема возвращается в ис-
ходное положение после срабатывания релейной защиты нажатием
кнопки КОЗ, в результате чего реле К теряет питание.
Автоматическое регулирование мощности конденсаторной ус-
тановки по времени суток выполняется на-основе графика на-
грузки с помощью вторичных сигнальных Электрочасов (ЭВЧС).
Часы имеют контакт, замыкающийся в определенное время в за-
висимости от заданной программы, составленной в соответствии
с графиком нагрузки.
В цепях оперативного тока (рис. 15.7, б) реле 1КТ и 2КТ вклю-
чаются не через контакты реле 1VT и 2VT, а через контакт ЭВЧС
(рис. 15.7, в), который замыкается в определенное время суток.
В зависимости от положения выключателя КТ его блок-контакты
подают питание, на реле 1КТ, включая конденсаторную установку,
или на реле 2КТ отключая ее от сети. В остальном работа схемы
остается без изменения. Реле напряжения в данном случае не
требуется.
Автоматический регулятор конденсаторных установок типа
АРКОН регулирует мощность конденсаторной установки по на-
пряжению или по напряжению и реактивному току. Устройство
304
АРКОН состоит из командного блока и приставок программного
блока, позволяющих осуществлять многоступенчатое регулиро-
вание (рис. 15.8).
При регулировании по напряжению на командный блок под-
ключается входное напряжение 7/в и напряжение питания £7П.
При регулировании по напряжению с коррекцией по току на-
грузки, кроме напряжения, подается ток свободной фазы от
трансформатора тока ввода ТТ1 (при двух вводах ТТ1 и ТТ2)
и ток от трансформатора тока конденсаторной установки ТТЗ.
В соответствии с полученным сигналом командный блок с вы-
держкой времени 1—3 мин выдает программному блоку команду
на включение или отключение конденсаторной установки.
Многоступенчатое регулирование может производиться при
соотношении мощностей секций конденсаторной установки 1 : 1 I
! 1 или 1 ’2:4. Число приставок программного блока опреде-
ляется количеством секций установки. Командный блок имеет
регулируемые уставки по напряжению на включение и отклю-
чение, а также на форсированное включение всех секций уста-
новки при резком снижении напряжения в результате ударных
нагрузок.
Устройство АРКОН обеспечивает многоступенчатое автома-
тическое регулирование, комплектными конденсаторными уста-
новками серии УК-0,38 мощностью от 220 до 540 квар и серии
УК-6 (10) мощностью от 660 до 1800 квар. В последнем случае
АРКОН питается через измерительный трансформатор напря-
жения.
§ 15.7. Телемеханизация и диспетчерская служба
в системах электроснабжения промышленных предприятий
Диспетчерская служба централизованно управляет системой
энергоснабжения, контролирует действие отдельных ее элемен-
тов и производит оперативные переключения, обеспечивающие
нормальную работу данной системы или связанные с ремонтом
оборудования и ликвидацией либо локализацией аварий.
Связь между диспетчерским пунктом (ДП) или пунктом уп-
равления (ПУ), где находится персонал диспетчерской службы,
и объектами управления и контроля (ОУК) на контрольных
пунктах (КП) осуществляется с помощью телемеханики, кото-
305
Рис. 15.9. Структурная схема ТУ—ТС
рая включает в себя устройства ТУ—ТС—ТИ (телеуправление,
телесигнализация, телеизмерения). В зависимости от объема
телемеханики система ТУ—ТС—ТИ может предусматривать:
телеуправление выключателями линий, трансформаторов, ав-
томатизированных выпрямительных агрегатов, контакторов осве-
щения территории предприятия;
телесигнализацию положения (включен, отключен) всех теле-
управляемых и нетелеуправляемых объектов, крупных элек-
троприемников, влияющих на распределение нагрузки в системе
электроснабжения;
сигнализацию аварийного отключения выключателей релей-
ной защитой, о замыкании на землю в сетях 6—35 кВ, о пере-
грузке телеуправляемого трансформатора или выпрямительного
агрегата, о неисправностях на КП, связанных с ненормальными
режимами работы телемеханики;
телеизмерения напряжения на шинах подстанции и тока
в линиях электроснабжения, силовых трансформаторов и пре-
образовательных агрегатов.
Телеинформация передается и принимается по кабельным
телефонным линиям, уплотненным каналам связи. Сигналы им-
пульсов тока, передаваемые по каналу связи, различаются по-
лярностью, амплитудой, продолжительностью импульса и паузы,
частотой тока и т. д.
На промышленных предприятиях чаще всего используют ма-
лопроводную многоканальную систему, позволяющую по одной
паре проводов передавать большой объем информации между
ДП и КП.
На рис. 15.9 приведена структурная схема дуплексной (дву-
сторонней) системы ТУ—ТС. На ДП и КП размещены два при-
емопередающих полукомплекта, соединенных каналом связи.
Передатчик П1 на ДП принимает сигнал от индивидуального
ключа управления КУ, зашифровывает его (кодирует) и передает
на приемник Пр1. На КП сигнал расшифровывается приемником
Пр1 и направляется в соответствующий исполнительный орган
ОУК (1 — п).
306
Изменение состояния ОУК на КП фиксируется датчиками
сигнализации (1 — N), сигнал которых зашифровывается пере-
датчиком П2 на К.П и передается в обратном направлении на ДП.
Принятая приемником Пр2 информация расшифровывается де-
кодирующим устройством и воспроизводится сигнальными устрой-
ствами (символами) на пульте или щите диспетчера.
На фасаде диспетчерского щита (рис. 15.10) нанесена упро-
щенная электрическая схема телемеханизированных подстан-
ций и объектов. Элементы схемы изображены цветовыми мне-
моническими символами, совме-
щающими ключи управления и
прибора сигнализации. На
пульте управления расположе-
ны ключи управления, световые
табло сигнализации, приемные
приборы телеизмерений и аппа-
ратура телефонной связи. При
небольшом объеме телемехани-
ки мнемосхема с аппаратурой
управления, сигнализации и
измерений может размещаться
только на щите или пульте
диспетчера.
Из промышленных систем
телемеханики наиболее распро-
странены системы с временным
(распределительным) разделе-
нием сигналов. На рис. 15.11
Рис. 15.10. Мнемоническая схема фа-
сада панели щита управления
1 — шины; 2 — сигнальный прибор поло-
жении разъединителя; 3 — лампы сигна-
лизации положения выключателя; 4 —
ключ управления выключателем; S —
трансформатор
Рис. 15.11. Блок-схема времяраспре-
делительного устройства ТУ—ТС
307
представлена блок-схема времяраспределительного устройст-
ва ТУ—ТС.
Диспетчер соответствующим ключом управления КУ выби-
рает определенный объект управления (например, секционный
выключатель распределительного устройства телеуправляемой
подстайции) и в зависимости от операции (включить, отклю-
чить) кнопкой КВ или КО запускает пусковой узел ПУ. Полу-
комплект ДП переключается узлом ПУ на «прием» или «пере-
дачу» и запускается генератор импульсов Г, воздействующий
на распределитель Р. Шифратор импульсного признака СДП
на определенном шаге распределителя формирует качество им-
пульса. Исполнительный сигнал, состоящий из серии импульсов,
образованных узлами Р, СДП и Г, направляется через линей-
ный узел Л У в канал связи.
На КП зашифрованный сигнал поступает через линейный
узел на узел защиты ЗУ, распределитель Р и дешифратор им-
пульсного признака ДСП. Зафиксировав качество посланного
сигнала, ДСП дает возможность распределителю Р подключить
узел фиксации характера операции УФХ и выбрать заданный
объект управления. Если нет запрета от защитного узла ЗУ
на исполнение команды, исполнительный орган срабатывает
и производит определенную операцию с выбранным объектом
управления.
Телесигнализация с КП на ДП передается аналогично, только
аппаратура на КП запускается автоматически датчиком теле-
сигнализации ДТС после выполнения объектом требуемой опе-
рации (включение, отключение). Распределитель Р на ДП под-
ключается к ИО непосредственно. Сигнализация на ДП срабаты-
вает, если на ИО не поступает запрет от защитного узла ЗУ.
В системах промышленной телемеханики применяется ре-
лейно-контакторное устройство УТМ-1 с временным разделением
сигналов, с шаговыми искателями ШИ-24/5 и реле РКН. Данное
устройство дает возможность производить двухпозиционное теле-
управление, осуществлять телесигнализацию, выполнять теле-
измерения и ретранслировать сигналы и информацию. Емкость
устройства позволяет обслуживать по каналу связи 16 объектов
ТУ, 23 объекта ТС и 10 объектов ТИ. Релейно-контакторная
аппаратура каждого полукомплекта питается на напряжении
60 В постоянного или выпрямленного тока; она смонтирована
в металлическом шкафу.
Бесконтактные устройства телемеханики обладают более вы-
сокой надежностью и быстродействием, благодаря чему можно
передавать большие объемы информации. Такие устройства
строятся на ферриттранзисторных и полупроводниковых элемен-
тах, а также на электромагнитных элементах с прямоугольной
петлей гистерезиса и полупроводниковых диодах (типы БТП,
БТФ и ТМЭ-1). Полукомплекты ДП и КП соединяются по двух-
проводной линии связи.
308
Бесконтактные устройства ТУ—ТС—ТИ обеспечивают теле-
управление двухпозиционными объектами с одновременным теле-
измерением регулируемых параметров, вызов телеизмерения и
непрерывную автоматическую сигнализацию положения. Бес-
контактные элементы дают возможность при непрерывном дей-
ствии системы ТУ—ТС выводить получаемую информацию на
цифровые приборы, вводить информацию в электронно-вычисли-
тельные машины (ЭВМ) оперативно-информационного комплекса
автоматизированной системы управления предприятием (АСУП).
Глава шестнадцатая
ЭЛЕМЕНТЫ ТЕХНИКИ ВЫСОКИХ НАПРЯЖЕНИЙ
§ 16.1. Перенапряжения в электроустановках
Перенапряжением называется повышение напряжения свыше
номинального значения, представляющее опасность для изоля-
ции электрооборудования и линий электропередачи.
Перенапряжения возникают в результате переходных про-
цессов и проявляются в виде кратковременных апериодических
импульсных электромагнитных волн или апериодических зату-
хающих колебаний произвольной формы.
Импульсная волна (рис. 16.1) характеризуется полярностью,
амплитудой, полной длиной и длиной фронта.
Фронт волны измеряется отрезком импульса от начала его
действия до достижения амплитудного значения. Хвостом волны
называют часть волны от амплитудного значения с плавным
снижением. Длина, или длительность, волны тв определяется
временем от начала действия импульса до снижения его ам-
плитуды в 2 раза.
Длина, или длительность, фронта волны тф определяется вре-
менем от начала действия импульса до достижения амплитуды.
Испытание изоляции в СССР производится стандартной им-
пульсной волной с параметрами тв = 40 мкс и тф = 1,5 мкс.
Скорость нарастания напряжения или тока определяет кру-
тизну фронта волны и измеряется в кВ/мкс или кА/мкс.
Время пробоя изоляционного промежутка зависит от ампли-
туды, длительности и крутизны фронта импульсной волны. На
Рис. 16.1. Полная импуль-
сная волна
309
Рис. 16.2. Построение вольт-секундной
характеристики
основании ряда осциллограмм импульсных напряжений можно
построить вольт-секундную характеристику изоляции (рис. 16.2).
При малых амплитудах пробой происходит в хвосте импульсной
волны, так как время формирования и развития разряда больше
длительности фронта волны. При больших амплитудах время
разряда tp перемещается на фронт импульсной волны.
Точки вольт-секундной характеристики находятся на пересе-
чении амплитудного напряжения с соответствующим временем
пробоя. Вольт-секундная характеристика определяет электри-
ческую прочность изоляции и служит для выбора разрядников.
Бегущая электромагнитная волна представляет собой элек-
трическую энергию волны напряжения и магнитную энергию
волны тока; эти волны распространяются от места возмущения
в обе стороны электрической цепи. Скорость их распространения
зависит от индуктивности и емкости электрической цепи (и =
= и составляет: для воздушных линий — 300 м/мкс,
для кабельных — 160 м/мкс, в обмотках трансформаторов и
электрических машин — 30—60 м/мкс. Соотношение между ве-
личинами тока и напряжения электромагнитной цолны определя-
ется по закону Ома волновым сопротивлением, '‘величина кото-
рого зависит от параметров цепи на единйцу длины:
un—z =
Волновое сопротивление составляет: воздушных линий —
400—500 Ом, кабельных — 40—50 Ом, обмоток силовых тран-
сформаторов — 10—20 кОм, электрических машин — 1—2 кОм.
В узловой точке, где изменяются волновые сопротивления
цепи (например, переход воздушной линии в кабельную), элек-
трическая и магнитная энергия-падающей волны перераспреде-
ляются. Часть электромагнитной энергии переходит на смежный
участок цепи в виде преломленных волн тока и напряжения, ко-
торые продолжают движение с другой амплитудой и скоростью.
310
Часть энергии отражается от узловой точки в противоположном
направлении. Отраженная волна может иметь любую полярность.
Если полярность ее совпадает с полярностью падающей волны,
то в узловой точке напряжение возрастает. Полное отражение
волны, например при разомкнутом конце линии, приводит к уд-
воению напряжения в узловой точке.
В электрической цепи, составленной из нескольких участков
с различными волновыми сопротивлениями (воздушная линия —
кабель — трансформатор), наблюдаются многократные отраже-
ния и преломления волн, блуждающих между двумя узловыми
точками (в кабельной вставке). Такие отражения могут привести
к значительному росту напряжения в узловых точках.
Если в электрическую цепь с распределенными параметрами
включена индуктивность, например линия—реактор—линия, то
в начальный момент времени ЭДС самоиндукции будет препят-
ствовать прохождению волны и напряжение перед индуктивно-
стью удвоится. Противодействуя росту напряжения, ЭДС само-
индукции уменьшает скорость возрастания напряжения за ин-
дуктивностью. Таким образом, на изоляцию линии до индуктив-
ности кратковременно действует удвоенное напряжение падающей
волны, а крутизна фронта и амплитуда преломленной волны за
индуктивностью уменьшаются.
Энергия электромагнитной волны, проходящей мимо емкости,
включенной между линией и землей, в начальный момент вре-
мени расходуется на заряд конденсатора, и напряжение за ним
становится равным нулю. Так же как и заряд конденсатора, на-
пряжение в линии за конденсатором возрастает по экспонен-
циальной кривой. Крутизна фронта волны уменьшается. Сгла-
живание крутизны фронта волны снижает междувитковую раз-
ность потенциалов на обмотках электрооборудования.
В сетях электроснабжения перенапряжения возникают при
грозовых явлениях (атмосферные перенапряжения) и при изме-
нении режимов работы сетей (внутренние перенапряжения).
Атмосферные перенапряжения происходят при прямых уда-
рах молнии и в результате электростатического и электромаг-
нитного действия тока молнии при грозовых разрядах. Разряд
молнии длится десятые доли секунды и состоит из серии им-
пульсов продолжительностью (каждый) в десятки микросекунд.
Амплитуда тока в канале молнии обычно составляет 30—40 кА,
но может достигать 120—160 кА. Длительность фронта импульс-
ной волны тока молнии-3—4 мкс. Крутизну фронта волны в прак-
тических расчетах принимают 30 кА/мкс.
Прямой удар молнии наводит на рядом находящиеся заземлен-
ные предметы и токоведущие части потенциалы в несколько мил-
лионов вольт, что может вызвать обратный разряд с этих частей
на землю.
При поражении молнией воздушной линии на ее проводах
индуцируются высокие потенциалы, приводящие к импульсному
311
перекрытию линейной изоляции и КЗ. Грозовые разряды вблизи
воздушной линии индуцируют на проводах перенапряжения,
не превышающие 600 кВ, что не представляет непосредственной
опасности для изоляции линий ПО кВ и выше. Индуцированная
импульсная волна перенапряжений по проводам воздушной ЛЭП
попадает на подстанцию, где она весьма опасна для подстанцион-
ной изоляции.
К внутренним относятся коммутационные и резонансные
перенапряжения. Переходные процессы, вызванные изменением
установившегося режима работы, приводят к перераспределению
внутренней электрической и магнитной энергии в индуктивно-
стях и емкостях цепи, появлению свободных колебаний и резо-
нансу напряжений.
Коммутационные перенапряжения длятся несколько десятков
миллисекунд и возникают вследствие включения и отключения
цепей при нормальных режимах работы, внезапных изменениях
нагрузки и КЗ.
В сетях с изолированной нейтралью при неустойчивых КЗ
наблюдаются дуговые перенапряжения. Повторные зажигания
и гашения дуги ОКЗ создают колебательный процесс в цепи,
в результате чего напряжение на исправных фазах увеличи-
вается, а ОКЗ может перейти в междуфазное КЗ.
Резонансные перенапряжения связаны с появлением резо-
нансных колебаний и возникают при неодновременном включе-
нии и отключении фаз выключателя или отказе в работе одной
из фаз, перегорании предохранителей в одной или двух фазах,
обрыве одного провода линии с заземлением.
Внутренние перенапряжения имеют амплитуду (3 -4- 4) U$.
Они могут продолжаться от десятых долей секунды до нескольких
секунд и часто повторяться.
§ 16.2. Разрядники
Разрядником называют аппарат, защищающий изоляцию от.
перенапряжений. '
Пробой искрового промежутка разрядника, включенного между
проводом и землей, наступает, когда амплитуда импульсной
волны, набегающей на разрядник, становится больше пробив-
ного напряжения промежутка (рис. 16.3, а). Часть импульсной
волны срезается. Напряжение срабатывания разрядника должно
быть меньше напряжения пробоя защищаемой изоляции, поэтому
ординаты вольт-секундной характеристики разрядника лежат
на 15—20 % ниже ординат характеристики изоляции (рис. 16.3, б)
и пробой искрового промежутка происходит раньше пробоя изо-
ляции.
Основная часть разрядника (рис. 16.4) — фибробакелитовая
или винипластовая трубка с внутренним нерегулируемым дуго-
гасящим искровым промежутком a%. Разрядник крепится на опоре
312
Рис. 16.3. Срез волны разрядником (а) и координация вольт-секуидных харак-
теристик ((7)
1 » характеристика защищаемой изоляции] 2 — характеристика разрядника
Рис. 16.4. Схема устройства и схема включения
трубчатого разрядника
1 — газогенерирующая трубка; 2 — стержневой элек-
трод; 3 — кольцевой электрод; а, — внешний про*
межуток; а, — дугогасящий промежуток
воздушной линии и включается через внешний регулируемый ис-
кровой промежуток ах между проводом и землей. Перенапряжение
на линии вызывает пробой обоих промежутков. Фронт импульс-
ной волны срезается, на разряднике устанавливается остаточ-
ное напряжение и горит дуга сопровождающего тока замыкания
на землю. Под воздействием электрической дуги внутреннего про-
межутка материал трубки разлагается и интенсивно образую-
щиеся газы под высоким давлением выдувают дугу через открытый
конец трубки в атмосферу. Работа разрядника контролируется
указателем срабатывания в виде пружинной пластинки, которая
выдувается газами из отверстия трубки.
Внешний регулируемый искровой промежуток служит для
изоляции разрядника от рабочего напряжения линии и позво-
ляет несколько изменять пробивное импульсное напряжение раз-
рядника. Маркировка трубчатого разрядника обозначает: в чис-
лителе — номинальное напряжение (кВ), в знаменателе — пре-
делы отключаемого тока (кА).
На подстанциях устанавливаются вентильные разрядники,
которые состоят из последовательно включенных многократных
искровых промежутков и рабочего сопротивления, заключенных
в фарфоровый кожух (рис. 16.5). Разрядник включается между
токоведущей частью подстанции и землей.
Рабочее сопротивление выполнено в виде дисков из вилита
(смеси карборунда с жидким стеклом) и имеет нелинейную вольт-
313
Рис. 16.5. Вентильный разрядник РВС-10
1 — искровые промежутки; 2 — вилитовые диски)
3 — фарфоровый чехол; 4 — шунтирующие сопро-
тивления; 5 — фланец; 6 — пружины
амперную характеристику. Вилит об-
ладает способностью снижать сопро-
тивление с повышением на нем напря-
жения. Благодаря этому при высоких
импульсных напряжениях через раз-
рядник легко протекают большие токи.
Снижение напряжения до рабочего
увеличивает сопротивление вилита и
уменьшает величину 50-периодного со-
провождающего тока, который легко
«обрывается» при прохождении через
нуль в искровых промежутках. Для
усиления дугогасящей способности применяется магнитное дутье
дуги; при этом дуга перемещается в постоянном магнитном поле
и гашение ее ускоряется.
При выборе вентильных разрядников наибольшее допустимое
напряжение должно составлять 1,1 его номинального напряже-
ния в сетях 3—35 кВ и 0,8 — в сетях ПО кВ и выше.
§ 16.3. Защита подстанций и распределительных устройств
от грозовых перенапряжений, набегающих с линий
Как указывалось, индуцированная импульсная волна при
атмосферных перенапряжениях распространяется по проводам
воздушных ЛЭП и открытым токопроводам. Максимальную ампли-
туду имеет волна перенапряжения в результате прямого удара
молнии. Достигнув подстанции, волна перенапряжения стано-
вится опасной для изоляции.
Защита от прямых ударов молний выполняется стальными
тросовыми молниеотводами, располагаемыми над проводами воз-
душных линий и токопроводами (рис. 16.6, б). В результате пря-
мого удара молнии в трос в токоведущих частях линии индуци-
руется импульсная волна с меньшей амплитудой, которая попа-
дает на подстанцию после пробега защищенного участка. Влияние
самоиндукции линии уменьшает крутизну фронта волны и не-
сколько снижает ее амплитуду.
Молниезащитные тросы подвешивают над проводами на опо-
рах воздушных ЛЭП или над токопроводами на специальных
тросовых опорах. Согласно ПУЭ по всей длине тросами защи-
щают токопроводы и воздушные линии ПО—220 кВ на металли-
ческих и железобетонных опорах. На подходах к подстанциям
тросовая защита предусматривается на воздушных линиях 35 кВ
314
и выше на участках длиной 1—2 км. Металлические и железобетон-
ные опоры и грозозащитные тросы заземляют. Воздушные ли-
нии до 35 кВ тросами не защищают.
Восстановление питания, прерванного неустойчивыми КЗ из-за
перекрытий изоляции линий при прямых ударах молнии в про-
вода, осуществляется автоматическим повторным включением.
Кроме тросовых молниеотводов, защита токопроводов по всей
трассе выполняется отдельно стоящими стержневыми молние-
отводами. Защита воздушных линий стержневыми молниеотво-
дами на подходах к подстанции производится при подключении
к ней электрических машин 6—10 кВ, мощностью до 15 000 кВт.
Молниеотводы устанавливают вдоль трассы в шахматном по-
рядке (рис. 16.6, г).
Срез амплитуды перенапряжения до безопасных для подстан-
ционной изоляции величин производится трубчатыми разрядни-
ками, устанавливаемыми за 100—200 м от подстанции и на кон-
al Шины 6'10 кВ
подстанции
Рис. 16.6. Схемы защиты от атмосферных перенапряжений
а — защита подходов ВЛ разрядниками; б — тросовая защита ВЛ; в — защита электро-
двигателей; г — защита токопроводов молниеотводами; РТ1, РТ2, РТЗ —трубчатые
разрядники; РВ, РВМ — вентильные разрядники; К1, П2, АЗ—концевая, промежу-
точная и анкерная опоры ВЛ
315
цевых опорах, а также вентильными разрядниками, подключае-
мыми к шинам подстанции (рис. 16.6, а и в).
Крутизна фронта волны снижается конденсаторами, установка
которых обязательна на подстанциях с электрическими маши-
нами, имеющими значительно меньшую электрическую прочность
изоляции (рис. 16.6, в).
§ 16.4. Защита от прямых ударов молний
Кроме токопроводов и воздушных линий, от прямых ударов
молний открытые подстанции 35—220 кВ, а также взрыво- и по-
жароопасные здания и сооружения защищают отдельно стоящими
молниеотводами.
Молниеотвод состоит из несущей части (опоры), молниеприем-
ника, токоотвода и заземлителя. Молниеприемник выполняется
из профилированной стали сечением не менее 100 мм2 и дли-
ной 200—1500 мм; он соединен с токоотводом, которым может
служить металлическая опора молниеотвода или стальной про-
водник сечением не менее 48 мм2. На открытых подстанциях
молниеотводы устанавливают на металлических конструкциях,
прожекторных мачтах и зданиях подстанций.
Защитное действие молниеотвода заключается в том, что он
ориентирует на себя разряд молнии; при этом вокруг него обра-
зуется пространство, защищенное от поражения молнией, назы-
ваемое защитной зоной.
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода (рис. 16.7)
на уровне высоты защищаемого объекта определяется формулой
= Ьбйд
hx + h
(16.1)
где гх — радиус воны защиты на нысоте hx, ha = h — hx — активная высота
молниеотвода; р — поправочный коэффициент (для молниеотводов высотой
до 30 м р = 1, свыше 30 м —
Рис. 16.7. Зона защиты одиночного
молниеотвода
р = 5,5//Д).
Во избежание разряда от
молниеотрода до объекта ми-
нимально допустимое рас-
стояние определяется зави-
симостью
3 = (JmRb. и)/Ев, (16.2)
где /м = 150 кА — расчетное зна-
чение тока молнии; /?3. и — им-
пульсное сопротивление заземления
молниеотвода (5—30 Ом); Ев =
= 500 кВ/м—допустимая им-
пульсная напряженность электри-
ческого поля в воздухе.
316
Независимо от результатов расчета расстояние от заземлен-
ных объектов до молниеотвода должно быть не меньше 5 м.
§ 16.5. Защита от внутренних перенапряжений
Коммутационные перенапряжения в сетях промышленных
предприятий являются следствием частых эксплуатационных
включений и отключений трансформаторов, электродвигателей,
линий. Защита, ограничивающая значения коммутационных пере-
напряжений, объединяет комплекс мероприятий: включение вен-
тильных разрядников непосредственно на выводы трансформа-
торов и двигателей; применение выключателей с сопротивле-
ниями, шунтирующими контакты в момент размыкания; регули-
ровка выключателей на одновременность касания контактов;
проверка скорости и времени движения подвижных частей вы-
ключателей (временных характеристик), значения которых не
должны отличаться более чем на 10 % от паспортных данных
или данных, приведенных в ПУЭ.
Для ограничения дуговых перенапряжений при неустойчи-
вых КЗ в сетях с изолированной нейтралью предусматривается
компенсация емкостных токов замыкания на землю путем за-
земления нейтрали трансформатора через дугогасительные ап-
параты и вентильные разрядники. Токи замыкания на землю
не должны превышать величин, указанных в § 1.3.
Глава семнадцатая
ЗАЗЕМЛЕНИЕ И ЗАЩИТА ОТ ЭЛЕКТРОКОРРОЗИИ
§ 17.1. Основные понятия и определения.
Величины сопротивления заземляющих устройств
Прикосновение человека к частям электроустановки, находя-
щимся под напряжением, вызывает электрический удар, наруше-
ние сердечной деятельности, приводящее к смертельному исходу,
ожоги наружных и внутренних органов.
Величина тока, проходящего через тело человека, зависит от
напряжения прикосновения и сопротивления всей электрической
цепи, в которую последовательно «включается» человек.
Напряжение прикосновения £711рик определяется разностью
потенциалов в двух точках прикосновения тела человека в цепи
замыкания (рис. 17.1).
Сопротивление тела человека /?ч — величина не постоянная
и колеблется в пределах от нескольких сотен до тысячи Ом. Ток,
31 7
проходящий через тело человека, определяется по закону Ома:
1ч = UnpBK/R4. (17.1)
При замыкании на корпус и наличии заземлителя потенциал
грунта увеличивается. Через заземлитель протекает ток
/в = U3/Ra, (17.2)
где U3 — напряжение на заземлителе по отношению к точкам нулевого потен-
циала или «земли» в электротехническом смысле; R3 — сопротивление расте-
канию тока заземлителя. /8, определяемое сопротивлением почвы между заземли-
телем и «землей».
По мере удаления от заземлителя объем грунта, в котором
растекается ток, увеличивается и плотность тока в грунте умень-
шается. Потенциал снижается и на расстоянии 20 м от точки
растекания тока становится равным нулю. Крутизна кривой
распределения потенциалов в грунте зависит от проводимости
грунта: чем больше его проводимость, тем дальше удалены точки
нулевого потенциала. ;
Человек, находящийся в зоне растекания тока, оказывается
под воздействием разности потенциалов, величина которой за-
висит от длины шага (0,8 м) и расстояния человека от точки ра-
стекания тока. Разность потенциалов, определяемая шагом чело-
века, называется напряжением шага ((7шаг)- Вблизи заземли-
теля или точки однофазного замыкания напряжение шага наи-
большее.
При пробое изоляции на заземленный корпус электрооборудо-
вания и прикосновения к нему человека можно принять Ua «
« иприк; тогда ток, протекающий через тело человека, опреде-
ляется из (17.1) и (17.2):
7Ч = (17.3)
Следовательно, чем меньше сопротивление заземления, тем
меньше ток, проходящий через тело человека.
318
Заземлением называется преднамеренное соединение частей
электроустановки с землей с помощью заземляющего устройства,
состоящего из заземлителя и заземляющих защитных проводни-
ков.
Преднамеренное соединение частей электроустановок, нор-
мально не находящихся под напряжением, с глухозаземленной
нейтралью генератора или трансформатора в трехфазных сетях
напряжением до 1 кВ называется занулением (соединение с нуле-
вым проводником).
Заземлителем называется металлический проводник или
группа проводников, находящихся в грунте, а заземляющими
защитными проводниками — металлические проводники, соеди-
няющие заземляемые части электроустановок с заземлителем.
Различают три вида заземлений:
1) защитное, гарантирующее безопасное обслуживание
электроустановок;
2) рабочее, обеспечивающее нормальную работу электро-
установок в выбранных режимах;
3) грозозащитное, которое служит для защиты со-
оружений и электроустановок от атмосферных перенапряжений
(см. гл. 16).
ПУЭ регламентируют следующие значения сопротивлений
защитных заземляющих устройств:
а) в электроустановках свыше 1000 В с большими токами
замыкания на землю 0,5 Ом;
б) в электроустановках выше 1000 В с малыми токами замы-
кания на землю /?3 250//3, но не более 10 Ом (/3 —- ток ОКЗ,
ток замыкания на землю);
в) в электроустановках до 1000 В /?3 <1 125//3, но не более
2, 4 и 8 Ом при напряжениях трехфазного тока 660, 380 и 220 В
соответственно (для установок с суммарной мощностью генера-
торов и трансформаторов до 100 кВ -А — не более 10 Ом).
Если одно защитное заземляющее устройство применяется
в электроустановках с различными напряжениями, то сопротив-
ление его принимается для той установки, где оно мини-
мально.
Для заземлителей, используемых в схемах грозозащиты, ве-
личина допустимого сопротивления заземления определяется ус-
ловиями защиты и находится в пределах от 5 до 30 Ом.
Заземляться должны все металлические части электрообору-
дования, нормально не находящиеся под напряжением, но мо-
гущие оказаться под ним при повреждении изоляции. Заземляют
корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, све-
тильников; каркасы щитов, щитков, шкафов, пультов управле-
ния; металлические конструкции линий электропередачи, под-
станций и распределительных устройств; броню и металлические
оболочки кабелей; стальные трубы электропроводок и т. п.
а также вторичные обмотки измерительных трансформаторов
319
§ 17.2. Конструктивное исполнение сети заземления
Различают естественные и искусственные заземлители.
Естественными заземлителями являются находящиеся в земле
металлические и железобетонные конструкции зданий и соору-
жений, трубопроводы и свинцовые оболочки кабелей.
Искусственные заземлители обычно выполняются из электро-
дов, соединенных на глубине 0,5—0,7 м посредством сваркц
стальной полосой. Электроды длиной 2,5—3 м изготовляют из
угловой стали размером 50x50x5, 60x60x6 и 75x75x8 или
из круглой стали диаметром 12—16 мм, длиной 5—6 м. Соедини-
тельную полосу выполняют из полосовой стали размером 40X4
или из круглой стали диаметром 10—12 мм.
На воздушных линиях применяют лучевые заземлители из
полосовой или круглой стали в виде расходящихся лучей дли-
ной 10—40 м, уложенных на глубине 0,3—0,8 м.
Углубленные горизонтальные заземлители из полосовой или
круглой стали закладывают на дно котлованов на глубине 3—4 м
при сооружении фундаментов цехов, подстанций и опор линий
электропередачи. В плохо проводящих грунтах устраивают глу-
бинные заземлители, закладывая электроды на глубине 15—•
20 м, а в районах вечной мерзлоты — до 50 м.
Для заземляющих защитных проводников используют метал-
лические строительные конструкции, стальные трубы электро-
проводок, свинцовые и алюминиевые оболочки и заземляющие
жилы кабелей, а также отдельно проложенные медные и алюми-
ниевые провода, полосовую и круглую сталь.
Магистральные защитные проводники из полосовой стали про-
кладываются открыто; в установках до 1000 В они должны иметь
сечение не менее 100 мм2, а в установках свыше 1000 В — не ме-
нее 120 мм2.
Проводимость защитного проводника в сетях до 1000 В с глухо-
заземленной нейтралью должна быть не ниже 50 % проводимости
фазного провода. В сетях до 1000 В с изолированной нейтралью
сечение защитного проводника должно быть й® менее одной трети
фазного провода. Внутренние магистрали заземления соединяются
с наружным контуром в нескольких местеГЮ
Все соединения сети заземления выполняются на сварке.
Каждый заземляемый элемент подключается к сети заземления
отдельным ответвлением. При устройстве заземлений надо стре-
митьбя к снижению напряжений шага и прикосновения. Дости-
гается это благодаря контурным заземлителям с уравнительными
полосами, которые позволяют равномерно распределить потен-
циал на всей площади. Такое заземление осуществляется на под-
станциях (рис. 17.2). Чтобы избежать большой разности потен-
циалов во внешней части контура, особенно в местах входа и
въезда в подстанцщо, закладывают дополнительно две-три сталь-
ные полосы (в форме козырька) с постепенным заглублением до
320
Рис. 17.2. Заземление на подстанции
1,5—2 м; этим достигается более
пологий спад потенциала и сни-
жение напряжения шага.
При выполнении на откры-
тых РУ подстанций 35 кВ и выше
подъездных железнодорожных
путей возникает опасность выноса
потенциала по рельсам за пре-
делы подстанции. Во избежание
этого рельсы соединяются с за-
ГГ-'СГ
Внутренние
магистрали
Закрытое
РУ 6-10кВ
0 Контурный
зазем питель
о р о о q а заземления
Откоы/гое ?У НО~22ОкВ
землителем подстанции, а за пределами территории заземляют-
ся одним-двумя электродами в нескольких точках через 80—<
100 м.
§ 17.3. Расчет естественных заземлителей
Расчет сводится к определению сопротивления растеканию
тока заземлителя, которое зависит от проводимости грунта, кон-
струкции заземлителя и глубины его заложения.
Проводимость грунта характеризуется его удельным сопро-
тивлением р (Ом-м): сопротивлением между противоположными
сторонами кубика грунта с ребрами 1 м. Удельное сопротивле-
ние зависит от характера и строения грунта, его влажности,
глубины промерзания и может колебаться в широких пределах.
В расчет принимают следующие средние значения удельных
сопротивлений грунта (Ом-м):
Глина, садовая земля . ..................0,4-10’
Чернозем .................................0,5-10*
Суглинок, каменистая глина...............1,0-10*
Щебень с песком, каменистая почва........2,0-10*
Супесь ................................ 3,0-10*
Песок с галькой .................. 8,0-10*
При промерзании грунта электропроводность его ухудшается
и удельное сопротивление возрастает. Поэтому в расчет нужно
вводить поправку /(м —- коэффициент сезонности, величина ко-
торого определяется в зависимости от климатической воны
(табл. 17.1).
При удельных сопротивлениях грунта более 2- 10а Ом-м необ-
ходимо устанавливать углубленные заземлители или принимать
меры для снижения величины р. Если в местностях со скалистым
грунтом и в районах вечной мерзлоты р > 5-Ю3 Ом-м, то можно
увеличить допустимые значения сопротивления заземления
в р/500, но не более чем в 10 раз.
II Поааников Н. П., Рубашов F. М. 321
Таблица 17.1, Значения коэффициента сезонности ЛГМ
Климати- ческие воны Признаки зон Коэффициент Кы
средняя многолетняя температура, °C продолжи- тельность замерзания вод. сутки
низшая (январь) высшая (июль)
I от —20 до —15 от +16 до +18 170— 190 1,9/5,8
II » —15 » —10 » -+ 18 » 4-22 ~150 1,7 4,0
III » —10 » 0 » 22 » -1-24 ~100 1,5 2.3
IV » 0 » +5 » +24 » +26 0 1,3/1,8
Примечание. Числитель для вертикальных заземлителей о заложением
их вершин на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли; знаменатель ₽=• для горизон-
тальных заземлителей при глубине заложения 0,3—0,8 м. ;
Сопротивление заземляющего устройства при использовании ,
естественных и искусственных заземлителей определяется по
формуле
К8== ReRM.+ RK), (17.4) J
где' Re, Rn сопротивления соответственно естественного и искусственного
ваземлителей, Ом.
При использовании железобетонного фундамента в качестве
заземлителя сопротивление одной сваи определяется по формуле
= (17.5) i
1 »с “ I
Сопротивление заземления свайного фундамента портальных *
опор ОРУ определяется по формуле f
Rc. ф (17-6)
где /0—длина сваи; d—диаметр сваи: d= 12,27а при квадратном сечении
со стороны а; т| — 0,9 - -для портальных опор и г, = 0,7 —для одностоечной 5
опоры; п — число свай в фундаменте.
Пример 17.1. Определить сопротивление заземления опор портального >
типа ОРУ =110 кВ двухтрансформаторной подстанции. Размер стойки свай-
ного фундамента: d — 0,4 м; I _=. 2,3 м. Удельное сопротивление грунта р =
= 1,0-10’Ом-м.
Решение. Сопротивление одной сваи фундамента по (17.5):
п 0,366-1,75-1,0-10’ 4-2,3
Rc = --------~~-------1g = 42,1 Ом.
Сопротивление четырех свай под одной стойкой опоры по (17,6)
Rc. ф-= 42,1/(4-0,7) — 15 Ом.
Полное сопротивление заземления опоры из двух стоек по (17.6) составляет
/?оп = 15/(2-0,9) = 8,35 Ом.
При сооружении на территории ОРУ = 110 кВ четырех портальных опор ;
(рис. 12.7) общее сопротивление естественного заземлителя
/?е. 3 = 8,35/4 2,09 Ом.
322
Для обеспечения /?3 0,5 Ом необходимо выполнить дополнительный искус-
ственный заземлитель, сопротивление которого исходя из (17,4) составит
Ли = ЛеЛв/(Ле—Л3) = 2,09-0,5/(2,09 — 0,5) = 0,66 Ом.
Сопротивление заземления железобетонных фундаментов зда-
ния, связанных между собой металлическими конструкциями,
определяется по формуле
Яе.в=Р//$, (17.7)
где S — площадь, ограниченная периметром здания, ма.
§ 17.4. Расчет искусственных заземлителей
Сопротивление заземлителя из нескольких электродов, соеди-
ненных полосой,
Л3 = (ЛвЛг)/(Лв + Лг). (17.8)
Суммарное сопротивление всех вертикальных электродов
Л в = Ло. в/(«цв), (17-9)
где п — число электродов; г|в — коэффициент использования электрода, харак-
теризующий степень использования его поверхности из-за экранирующего влия-
ния соседних электродов (табл. 17.2).
Для горизонтальных полос, связывающих вертикальные элек-
троды, сопротивление растеканию тока с учетом экранирования
/?Р=/?;/т]г, (17.10)
где Г|Г — коэффициент использования горизонтальной полосы с учетом экра-
нирующего влияния вертикальных электродов (табл. 17.2).
Таблица 17.2. Значения коэффициента использования
Коли- чество верти- кальных Отношение а/l (а — расстояние между заземлителями; 1 -—длина заземлителя)
I 2 3
заземли- телей Пв Чр Чр пв Чр
0,69 0,45 0,78 0,55 0,85 0,70
4 0,74 0,77 0,83 0,89 0,88 0,92
0,62 0,40 0,73 0,48 0,80 0,64
о 0,63 0,71 0,77 0,83 0,83 0,88
10 0,55 0,34 0,69 0,40 0,76 0,56
0,59 0,62 0,75 0,75 0,81 0,82
0,47 0,27 0,64 0,32 0(71 0,45
0,49 0,42 0,68 0,56 0,77 0,68
30 0,43 0,24 0,60 0,30 0,68 0,41
0,43 0,31 0,65 0,46 0,75 0,58
Примечание. Числитель •— значения при размещении вертикальных за-
ьеылнтелей по замкнутому контуру; знаменатель — при расположении их в ряд.
11
323
Сопротивление (Ом)" одиночного вертикального заземлителя
(из круглого стержня) растеканию тока определяется по формуле
Ro.b =-^Р^м (lgy+0,51g^—(17.11)
где р — удельное сопротивление грунта, Ом-м; Км — коэффициент сезонности;
I — длина заземлителя, м; d — диаметр стержня, м; t — глубина заложения
(от поверхности земли до середины длины стержня), м.
Если вместо круглого стержня используется угловая сталь,
то d = 0,95Ь (Ь — ширина полрк уголка).
При ориентировочных расчетах сопротивление одиночного
заземлителя можно с достаточной точностью определять как
/?0.в«о,зркм.
Сопротивление (Ом) горизонтального заземлителя
п, 0,366 v ,
RT---(17.12)
где /г — длина заземлителя, м; Ъ •— ширина полосового заземлителя, м; I —
глубина его заложения, м.
Пример 17.2. Рассчитать искусственный заземлитель для подстанции
напряжением ПО кВ, размещение и габариты распределительных устройств
которой приведены на рис. 12.7. Периметр ОРУ = ПО кВ составляет 40 X 40 =
= 160 м. Естественным заземлителем являются четыре портальные опоры с со-
противлением заземления 2,09 Ом. Сопротивление искусственного заземлителя
должно быть не более 0,66 Ом (см. пример 17.1).
Решение. Искусственный заземлитель выполняем электродами из угловой
стали размером 50X50X5 мм, длиной 2,5 м, соединенных стальной полосой
размером 40X 4 мм.
Для выравнивания потенциала внутри контура предусмотрена прокладка
пяти уравнительных полос. В этом случае общая длина горизонтального зазем-
лителя составит /г = 40 X 7 + 40 X 2 = 360 м. Электроды размещаем вдоль
полос с расстоянием между ними 2,5 м (all — 1). Всего необходимо разместить
и = 360/2,5 = 145 электродов.
Сопротивление одного электрода
Ro. в = 0,3-1 -10-1,5= 45 Ом.
Суммарное сопротивление всех элементов (17.9)
Рв = 45/145-0,43= 0,72 Ом.
Сопротивление горизонтального заземлителя, уложенного на глубину 0,5 м,
с учетом экранирования (17.12) и (17.10):
_ 0,366-1-1^2,3, 2-360* . оо л
R* = —зёбта” lg o7ow = 6’93 Ом-
Сопротивление искусственного заземлителя (17,8)
D _ 0,72-6,93 _ .
Rb- 8 (0,72 + 6,93) 0,64 °М’
что меньше располагаемого значения 0,66 Ом.
Углубленные горизонтальные заземлители имеют меньшую
величину сопротивления растеканию, занимают меньшую пло-
324
щадь, уменьшают объем земляных работ, расход металла и тем
самым удешевляют заземляющее устройство. Сопротивление рас-
теканию определяется по формуле (17.10). Значение т]г. у в дан-
ном случае приведено ниже.
Протяженный заземлитель в виде одного луча вдоль одной
стороны фундамента здания.........................0,9 ,
Протяженный заземлитель в виде двух лучей вдоль сторон
фундамента здания по ширине здания, м: I
до 20.........................................0,86
свыше 20 ........................'...........0,9
Протяженный заземлитель в виде квадрата вдоль сторон 1
фундамента здания с длиной стороны I либо в виде пря- 1
мого угла с длиной стороны при:
I = 6 м, = 3 м ...............................0,73
/= 12 м, /х = 6 м.............................0,77
/= 20 м, /г= 10 м ............................0,81
Примечание. При прямоугольнике или угле о неравной длиной сторон аиаче-
н ие пг.у принимается по длине меньшей стороны. ,
Глава восемнадцатая
ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
§ 18.1. Исходные материалы для проектирования '
Проектирование электрических сетей промышленных пред- j
приятий ведется пл трем направлениям:
проектирование электроснабжения; '
проектирование силового электрооборудования; '
проектирование электрического освещения.
В проекте электроснабжения выполняется распределение элек- <
троэнергии от источника питания до цеховых трансформаторных I1
и преобразовательных подстанций включительно. Данным проек- ;
том определяются: схема и конфигурация сети, размещение под- I,
станций на плане предприятия, их конструкция и исполнение
линий электроснабжения. !
При проектировании силового электрооборудования произ-
водятся выбор электроприемников и электрооборудования силовой
сети, а также выбор и расчет схемы распределения электроэнергии
от подстанций к электроприемникам. '!!
Проектом электроосвещения решается конструктивное 1
исполнение осветительной сети на основе светотехнических расче- ;
тов и предусматривается соответствующее оборудование. > ;
Проектирование сложных электроприводов, преобразова-
тельных и технологических электроустановок, а также электро- ',
оборудования - подъемно-транспортных установок относится 11
к специальному электротехническому проектированию.
325
Разработка проекта электрической сети начинается с изучения
технологического процесса, взаимных связей агрегатов, их режи-
мов работы, возможных последствий при перерывах электро-
снабжения отдельных агрегатов, цеха или предприятия. Объем
исходных данных определяется проектом и стадией проектиро-
вания.
Для проектирования электроснабжения необходимо распола-
гать краткой характеристикой производства или кратким описа-
нием технологического процесса, характеристикой окружающей
среды, метеорологическими, климатическими и геологическими
данными о районе, сведениями о назначении, количестве, еди-
ничной мощности, рабочем напряжении, режимах работы, степени
загрузки и размещении электроприемников. Нужно также знать
годовое число часов работы механизмов цеха или всего предпри-
ятия, количество смен, степень их загрузки, допустимые пере-
рывы электроснабжения.
Перечисленные данные служат для определения расчетной
нагрузки цехов и предприятия, характера ее изменения, степени
надежности электроснабжения. На основании расчетов энерго-
снабжающая организация выдает технические условия на при-
соединение, объем которых установлен ПУЭ. В этих условиях
указываются:
ожидаемые электрические нагрузки крупных электроприем-
ников, цехов или предприятия в целом;
места расположения и характеристики источников питания:
мощность, напряжение, пределы его отклонения, степень обеспе-
чения электроэнергией;
точка присоединения к энергосистеме (электростанция, под-
станция, ЛЭП) и величины ТКЗ в этой точке;
данные о сторонних потребителях, которых необходимо питать
от сети предприятия;
напряжения, трассы и выполнение питающих линий;
требования к учету электроэнергии, релейной защите, автома-
тике и защите от перенапряжений; ;
рекомендуемые мероприятия по повышению коэффициента
мощности;
ряд других требований, зависящих от конкретных условий.
Для проектирования внутризаводского электроснабжения,
кроме перечисленных данных, необходим генеральный план пред-
приятия с нанесенными на нем зданиями, сооружениями, назем-
ными и подземными коммуникациями, автодорогами, железно-
дорожными путями и согласованными по предварительному
плану трассами линий электроснабжения и размещенными на
нем подстанциями.
При проектировании крупных подстанций (УРП, ГПП, ПГВ,
ЦРП), преобразовательных или тяговых подстанций, кроме тех-
нических условий на присоединение, требуются:
схема внутреннего электроснабжения а характеристиками от-
328
ходящих линий (назначение, расчетные токи рабочего и после-
аварийного режимов), их конструктивное исполнение;
план размещения подстанции на генеральном плане пред-
приятия с направлениями отходящих и питающих линий;
сведения о перспективах роста нагрузок и расширения под-
станции на 8—10 лет ввода ее в эксплуатацию.
Исходные данные для проектирования цеховых ТП на напря-
жение 6—10/0,4—0,69 кВ должны содержать:
расчетные нагрузки ТП;
сведения о степени надежности электроснабжения с характе-
ристиками потребителей;
схемы сетей внутреннего электроснабжения 6—10 кВ и внутри-
цеховых сетей 0,4—0,69 кВ а параметрами линий, отходящих
от ТП;
решения по компенсации реактивной мощности;
план места размещения подстанции.
При проектировании силового электрооборудования надо рас-
полагать:
схематическим планом здания с технологическим, подъемно-
транспортным и санитарно-техническим оборудованием;
данными о взаимосвязях механизмов и их характеристиками
(мощность, назначение, комплектность поставки электротехни-
ческой части; ряд особых требований к управлению и автоматике,
например реверсированию, блокировке и т. п.);
сведениями об источниках питания;
указаниями о резервировании питания, учете электроэнергии,
компенсации реактивной мощности и заземлении.
Для проекта сети электроосвещения нужны следующие исход-
ные данные:
схематический план и разрезы здания с краткими сведениями
о помещениях, характеристиками среды и выполняемых работ;
указания о рабочих поверхностях;
размещение источников питания (цеховая ТП или вводный
РП);
дополнительные требования к осветительной установке (необ-
ходимость распознавания цветовых оттенков, местного, локали-
зованного освещения и т. п.).
Качество и объем исходных материалов определяют качество
проекта и длительность его разработки.
§ 18.2. Общие требования к проектам
и методика проектирования
Проекты выполняются в соответствии с ЕСКД при обязатель-
ном соблюдении требований действующих нормативных докумен-
тов (с изменениями и дополнениями).
В пояснительной записке к проекту, кратко, четко и логично
327
излагающей принятые решения, приводятся исходные данные
для разработки проекта с копиями исходной технической доку-
ментации, а также результаты расчетов. Чертежи вычерчиваются
в строгом соответствии с действующими стандартами.
Использование нормалей, типовых чертежей и проектов, разг
рабатываемых проектными организациями, обеспечивает единую
систему выполнения проектов и сокращает сроки проектирования.
Перечень действующих нормалей и альбомов типовых чертежей
деталей si узлов промышленных электроустановок, обязательных
для применения в проектах, публикуется в бюллетене «Инструк-
тивные указания по проектированию электрических промышлен-
ных установок» (ВНИНИ Тяжпромэлектропроект). Отступления
от типовых проектов и нормалей, увеличивающие капитальные
вложения в строительство, не допускаются.
Составление электротехнической части проекта возможно лишь
а учетом требований и особенностей технологической, строитель-
ной и санитарно-технической его части. Поэтому работа над
проектом должна начинаться с изучения технологической части
и ее особенностей. Все принимаемые решения в электротехни-
ческой части проекта нужно согласовывать с проектировщиками
смежных специальностей.
Размещение электрооборудования предусматривается с учетом
требований технологического процесса и удобства эксплуатации.
Электротехнические устройства не должны: стеснять технологи-
ческое оборудование, загромождать проходы, мешать проезду
промышленного транспорта. Эти вопросы согласовываются с про-
ектировщиками технологической части.
В соответствии с. возможностями и требованиями технологов
в строительной части предусматриваются прокладки в производ-
ственных помещениях токопроводов, электропроводок и кабелей,
размещение цеховых комплектных трансформаторных подстанций,
пультов управления, распределительных пунктов, крепление на
строительных конструкциях электрических аппаратов, исполь-
зование технологических эстакад для прокладки токопроводов,
кабелей и т. п.
Конструктивное исполнение и внешний вид электрической
сети, направление трасс, размещение электрооборудования и
электроконструкций должны удовлетворять требованиям техни-
ческой эстетики.
При несогласованном проектировании порой невозможно про-
ложить коммуникации, рационально разместить оборудование,
что ведет к переделкам при монтаже и затягивает сроки сдачи
объекта. Несогласованность при выполнении различных электро-
установок одного объекта приводит к росту номенклатуры обору-
дования и материалов, увеличению объема и длительности мон-
тажных работ, к усложнению эксплуатации.
В проектах необходимо предусматривать электрооборудование,
электроконструкции и кабельную продукцию, не снятые в произ-
328
водства. Применение электрооборудования, осваиваемого произ*
водством, допускается только после согласования с соответству
ющими организациями электротехнической промышленности.
Использование некомплектных устройств, нетиповых изделий,
изготавливаемых по специальным заказам, не рекомендуется,
так как это увеличивает стоимость проекта, сроки поставки
и монтажа.
При разработке проекта надо учитывать технологию электро-
монтажных работ с выполнением их в две стадии индустриаль-
ными методами. В строительной части проекта, по заданию про-
ектировщиков-электриков, в элементах конструкций зданий и
сооружений должны предусматриваться детали и закладные
части для крепления электроконструкций и оборудования: про-
емы, отверстия, борозды, каналы для прокладки токопроводов,
шин, кабелей и т п. Для сокращения сроков и повышения каче-
ства электромонтажных работ рекомендуется применять укруп-
ненные монтажные узлы, крупноблочные электротехнические
устройства, контейнерную доставку оборудования и материалов
в монтажную зону.
Экономичность принимаемых решений оценивается двумя кри-
териями: выбором наиболее экономичного варианта в результате
технико-экономического обоснования (ТЭО) и целесообразной
величиной резерва.
Технико-экономическое сравнение вариантов производится
в соответствии в Инструкцией по определению экономической
эффективности капитальных вложений в строительство
(СН 423—71).
Выбор варианта должен основываться не только на минимуме
приведенных затрат, но и на учете расхода дефицитных мате-
риалов, особенно цветных металлов (меди, свинца, алюми-
ния).
Анализ результатов должен производиться а учетом темпов
перспективного удешевления электроэнергии и электрооборудо-
вания, причем надо иметь в виду, что стоимость электроэнергии
снижается быстрее, чем электрооборудования. При применении
в проекте нового электрооборудования в технико-экономических
расчегах нужно ориентироваться на перспективные цены, кото-
рые устанавливаются в период массового производства, а не на
цены периода освоения первых образцов. В равной мере следует
ориентироваться на перспективную стоимость электроэнергии
после пуска предприятия.
Рациональный объем резервирования определяет экономич-
ность установки, не снижая ее надежности. При расчетах элек-
трических нагрузок и выборе элементов сети не учитывается
нормально не работающий резерв технологической части. Не-
оправданное резервирование в автоматике, усложнение схемы
и загромождение ее аппаратурой и линиями удооожают проект,
усложняют эксплуатацию, а порой снижают надежность.
329
Резерв в системе электроснабжения целесообразно предусма-
тривать путем увеличения пропускной способности нормально
работающих линий, площадей электротехнических помещений
и т. п. Применение резерва в проектах в виде нормально не работа-
ющих линий, трансформаторов, камер РУ является неоправдан-
ным излишеством.
§ 18.3. Применение ЭВЦМ при проектировании
В проектировании электротехнической части объекта уча-
ствуют специалисты различного профиля в таких областях, как
силовое электрооборудование и электропривод, электроснабжение
и сети, подстанции и линии электропередач, автоматика, теле-
механика и др.
Для отыскания оптимального варианта требуется использо-
вать и обработать большое количество исходных данных, объемный
справочно-информационный материал; провести большое коли-
чество разнообразных расчетов; проанализировать и сопоставить
целый ряд технических промежуточных решений и технико-
экономических показателей.
Результатом этой работы являются описания и таблицы, чер-
тежи и схемы, составляющие проект в целом.
Применение ЭВЦМ позволяет:
освободить квалифицированный инженерно-технический пер-
сонал от нетворческой, механической работы, исключив субъек-
тивные ошибки проектировщика и тем самым повысив качество
проектной документации;
повысить производительность труда проектировщиков, уве-
личив выпуск проектной документации;
сократить сроки разработки проектов, используя более совре-
менные технические решения и оборудование, соответственно
ускорить ввод в эксплуатацию новых промышленных объектов;
снизить приведенные затраты на сооружение объекта благо-
даря применению объективного, действительного оптимального
варианта.
Система автоматизированного проектирования (САПР) пред-
ставляет совокупность программного и информационного обеспе-
чения для проведения необходимых расчетов и решения информа-
ционно-логических задач, обеспечивающих выпуск проектной
документации при совместном участии в работе проектировщиков
и ЭВМ.
САПР осуществляется на базе машин единой серии ЕС, про-
граммы для которых составляются на языках Алгол-60, Алгол-68,
Фортран, Стимула-67, ПЛ-1. Весь массив исходных и промежу-
точных данных и необходимой информации сосредоточен на маг-
нитных лептах и дисках. Программы для машин составляются
на основе общепринятых расчетов.
Технологическая блок-схема процесса проектирования пред-
330
Рис. 18.1. Блок-схема алгоритма рас-
чета сечений проводов и кабелей ма-
гистральных линий
/ввод исходных
/ данных ,
| ^Определение&Ua j
^Определение |
заданы
___________Нет
р | Определение Afy [
Сечения
ставляет собой системы «проек-
тант— ЭВМ», где на долю маши-
ны приходится большее число
выполняемых операций. На ЭВМ
выполняются следующие рабо-
ты: определение электрических
нагрузок: решения по компен-
сации реактивной мощности;
оптимальный выбор мощностей
трансформаторных подстанций
и их размещение на генплане
предприятия; расчеты по про-
верке электрических сетей на
качество электроэнергии; рас-
четы токов КЗ о проверкой
оборудования на действие ТКЗ;
расчеты релейных защит и за-
земляющих устройств; технико-
экономические расчеты сравне-
ния различных вариантов; фор-
мирование спецификаций на
оборудование и материалы и
заявочных ведомостей; выполнение
схем первичной и вторичной коммутации и схем внешних соеди-
нений, чертежей раскладки кабелей с кабельными журналами;
компоновка щнтов управления и автоматики с заданием заводам-'
j 41 Определение Пп~1 |
\б]0лределениеЩ, |
, Округление расчетных
3 сечений до стандартных
(Останов)
Да
______Нет
/ Печать /
/ результатов /
..--у-—1
чертежей принципиальных
изготовителям.
На долю проектировщиков приходится: подготовка исходной
информации; разработка программ с вводом их в ЭВЦМ; вывод
из ЭВЦМ на любом этапе проектирования промежуточной ин-
формации для ее анализа и корректировки с учетом изменения
информационного массива; выполнение электромонтажных
чертежей; составление пояснительной записки; оформление про-
ектной документации.
Разработаны алгоритмы и программы машинных расчетов
по выбору основных параметров и режимов работы системы элек-
троснабжения. цехового электроснабжения с выбором оптималь-
ного размещения электрической сети и цеховых ТП, с составлением
спецификации и смет.
На рис. 18.1 представлена блок-схема алгоритма расчета сече-
ний проводов и кабелей для магистральных линий.
Выбор сечений выполняется по допустимой потере напря-
жения, что обеспечивает напряжение на зажимах электроприем-
331
к.
ника в допустимых пределах, а выбор в магистральной линии
переменного сечения обеспечивает минимум расхода проводни-
кового материала.
В ячейку памяти машины вводится массив исходных данных:
Д(7д — допустимая потеря напряжения, В; L/H — номинальное
напряжение, В; Рг, Qt — нагрузки на отдельных участках, соот-
ветственно кВт, квар; lt — длины этих участков, км; у0 — элек-
трическая проводимость на 1 км проводника (материал провод-
ника); xQ — реактивное сопротивление, Ом/км; шкала стандартных
сечений — от 2,5 до 300 мм2.
Программа расчета реализуется шестью блоками:
блок 1 — определение реактивной составляющей падения на-
пряжения
At/p= (xq/uk) QiO:
блок 2 — определение активной составляющей падения напря-
жения
ДУа = Д£/д - Д£/р;
блок 3 — определение сечения последнего участка магистрали
Fn = (Г^/То) Д^н.Ог К₽7 + /К + - + In УК)',
блок 4 — определение сечения на участках, предшествующих
последнему ______
Fп-1 ~ Fn VРп-1/Рп;
блок 5 — выбор стандартных сечений согласно расчетам 3 и 4;
блок 6 — определение фактической потери напряжения при
стандартном сечении
Д^Ф= l/t/н I £ Pili/FiK + £ QiltxA.
\i=l /
Если Д(7ф > Д(7д, то расчет повторяется при меньшем значе-
нии А £7а, если Д(7ф < Дf/д, то дается команда на печать и останов
машины.
§ 18.4. Стадии проектирования, объем
и содержание проектов
Проектирование выполняется в две или одну стадии.
Двухстадийное проектирование включает последовательную
разработку сначала технического проекта, а затем рабочих чер-
тежей и производится для крупных и сложных объектов или
для аналогичных объектов при отсутствии проверенных исходных
данных.
При одностадийном проектировании составляется техно-рабо-
чий проект, объединяющий технический проект и рабочие чер-
тежи. Одностадийное проектирование целесообразно при повтор-
332
ном использовании проектных решений или типовых проектов,
а также для технически несложных объектов.
Для подтверждения экономической целесообразности и хозяй-
ственной необходимости проектирования и строительства объекта
предварительно выполняются ТЭО, в которых определяются
основные технико-экономические показатели и стоимость стро-
ительства объекта, которая вычисляется по укрупненным пока-
зателям.
Технический проект разрабатывается на основании ТЭО и тех-
нических условий на проектирование с исходными данными.
Пояснительная записка к техническому проекту должна содер-
жать:
краткие сведения о технологической и строительной частях
объекта;
исходные данные и результаты расчетов электрических нагру-
зок и расхода электроэнергии;
обоснования схемы электроснабжения и напряжения элек-
трических сетей и выбора силовых трансформаторов;
указания о конструктивном исполнении линий;
перечень мероприятий по регулированию напряжения и ком-
пенсации реактивной мощности;
главные решения по выполнению релейной защиты, сигнали-
зации, измерениям, автоматизации и диспетчеризации системы
электроснабжения;
указания по устройству грозозащиты и заземления;
рекомендации по монтажу и эксплуатации электрохозяйства.
К пояснительной записке прилагаются копии технических
условий на присоединение и согласований предварительно при-
нятых решений. При необходимости прилагаются также данные
о разработках нового оборудования, используемого в проекте.
Кроме того, к ней прилагаются разработанные чертежи прин-
ципиальных схем электроснабжения, трасс прокладки линий,
планы, разрезы и схемы подстанций с выбранным оборудова-
нием.
При составлении технического проекта разрабатываются стро-
ительные задания, которые служат исходными материалами для
проектирования строительной части подстанций, кабельных кана-
лов, эстакад, кабельной канализации, фундаментов под электро-
оборудование и других электротехнических сооружений; раз-
рабатываются задания заводам на изготовление основного
электрооборудования, комплектных устройств, шкафов управле-
ния, металлоконструкций и т. п.
Исходя из принятых в техническом проекте решений состав-
ляются заказные спецификации на электрооборудование, кабель-
ную продукцию и фондируемые материалы для монтажа объекта.
Наиболее важным документом технического проекта является
сводная смета, составляемая на основании спецификаций по
333
прейскурантам или сметам типовых проектов и определяющая
стоимость проектируемого объекта.
Рабочие чертежи разрабатываются по утвержденному техни-
ческому проекту и являются детализацией его решений.
Рабочий проект состоит из краткой пояснительной записки
и комплекта чертежей, которые в зависимости от проектируемого
объекта содержат:
схемы и трассы сетей;
планы и схемы подстанций с размещенным оборудованием;
принципиальные и монтажные схемы цепей управления, за-
щиты, измерения и автоматизации;
конструктивные чертежи для выполнения работ в монтажной
зоне и МЭЗ;
чертежи-задания заводам-изготовителям электрооборудо-
вания.
На основании рабочих чертежей составляются сводные спе-
цификации и сметы.
Объем и содержание рабочих чертежей определяются Инструк-
цией о составе и оформлении электротехнических чертежей для
промышленного строительства (ВСН 381—77/ММСС СССР).
В техно-рабочем проекте решаются основные вопросы, опре-
деляемые исходными данными на проектирование и технологией
производства. В нем представлены сокращенные материалы тех-
нического проекта и полный объем рабочих чертежей.
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. КОНСТРУКТИВНЫЕ И РАСЧЕТНЫЕ ДАННЫЕ
СТАЛЕАЛЮМИНИЕВЫХ ПРОВОДОВ МАРОК АС, АСКС, АСКП И АСК
Номи- нальное сечение, мм2 (алюми- ний/еталь) Расчет- ное сеченне алюми- ния, мм3 Диаметр прово- да, мм Сопроти- вление пост оян- ному Току при 20 °C, Ом/км Ними нальное сечение, мм2 (алюмн- ний/сталь) Расчет- ное сеченне алюми- ния, мма Диа- метр про- вода, мм Сопроти- вление постоян- ному току при 20 °C, Ом/км
50/8 48,2 9,6 0,592 240'50 241 22,4 0,120
70/11 68,0 11,4 0,420 300/39 301 24,0 0,096
70/72 68,4 15,4 0,420 300 48 295 24,1 0,098
95/16 95,4 13,5 0,299 300/60 288 24,5 0,100
95/15 91,7 13,5 0,314 300'204 298 29,2 0,097
95/141 91,2 19,8 0,316 330/27 325 24,4 0,089
120/19 118 15,2 0,245 330'43 332 25,2 0,087
120/27 116 15,5 0,249 400/22 394 26,6 0,073
150/19 148 16,8 0,195 400/51 394 27,5 0,078
150/24 149 17,1 0,194 400/64 390 27,7 0,074
150/34 147 17,5 0,196 400,93 406 29,1 0,071
185/24 187 18,9 0,154 450/56 434 28,8 0,067
185/29 181 18,8 0,159 500'27 481 29,4 0,060
185/43 185 19,6 0,156 500/04 490 30,6 0,059
185/128 187 23,1 0,155 500'336 490 37,5 0,059
240'27 205 19,8 0,140 550/71 549 32,4 0,053
240/32 244 21,6 0,118 600/72 580 33,2 0,050
240/39 236 21,6 0,122 •
ПРИЛОЖЕНИЕ 2, ИНДУКТИВНЫЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ
ТРЕХФАЗНЫХ ЛИНИЙ, Ом/км
Сечения, мм8 Провода в трубе Воздушные линии напряжением, кВ Кабельные линии напряжением, кВ
До 1 6 — 10 35 до 1 6 10 3S
4- 6 0,10 0 09 „ -
10-25 0,09 0,36 0,41 0 07 0.1 0,11 —
35-70 0,08 0.33 0.38 0.42 О.об 0,08 0,09 —
95 120 0,08 0,3 0,35 0,4 0,06 0.08 0,08 0,12
150--240 0,08 —- —- 0,06 0,08 0,08 0,11
335
ПРИЛОЖЕНИЕ 3. ХАРАКТЕРИСТИКИ ШИНОПРОВОДОВ ДО 1000 В
И ТОКОПРОВОДОВ 6—35 кВ
Тип Сечение фазы, мм8 Допустимый длительный ток, А Сопротивление фазы, Ом/км Допусти- мый удар- ный ток, кА
актив- ное индуктив- ное
ШМА4-1250-44-1УЗ 1 (8Х Г00) 1 250 0,034 0,016 70
ШМА4-1600-ЧЧ-1УЗ 1 (8Х 160) 1 600 0,03 0,014 90
ШМА4-2Б00-44-1УЗ 2(10X120) ' 2 500 0,02 0,02 70
ШРА4-250-32-1УЗ 35X5 250 0,21 0,1 15
ШРА4-400-32-1УЗ 50X5 400 0,15 0,13 25
ШРА4-630-32-1УЗ 80X5 , 630 0,17 0,085 35
ШОС4-25-44УЗ — 25 3
ШОС80-УЗ 16 5,4 ' 0,05 3
ШТА75 УЗ 250 0,474 0,15 10
ШТА75 УЗ — 400 0,217 0,17 15
ШТР4-Ю0-42-1УЗ — 100 «—- 5
ШТМ-АУ2 —™ 250 —— 10
ШТМ-А0У2 400 15
Жесткий, снимет- 2(100X45X6) 3 500 0,026 0,178/0,148 60—200
ричный из типо- 2(125 X 55X 6,5) 4 64Р 0,017 0,165/0,136 на шинах
вых секций, раз- 2(150 X 65X 7) 5 650 0,013 0,154/0,126 источника
работки ВНИПИ, тпэп 2(175X80X8) 6 430 0,01 0.146/0,118 питания
Гибкий в унифи- 4Х А-600 4 080 0,014 0,146 400
цированном нспоЛ" 6 X А-600 6 120 0,009 0,131 ' на шинах
нении, разработ- 8Х А-600 8 160 0,007 0,126 источника
ки ГПИ питания
Электропроскт ЮХА-600 10 200 0,006 0,122
Примечание. Для жесткого симметричного токопровода значение иидух*
дивного сопротивления! в числителе — о изоляторами ИЩД'35 на открытом воздухе;
в знаменателе е изоляторами ИЩД-10 в помещении.
ПРИЛОЖЕНИЕ 4. ДОПУСТИМЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ТОКОВЫЕ НАГРУЗКИ
НА ГОЛЫЕ ПРОВОДА ПРИ ПРОКЛАДКЕ ВНЕ ПОМЕЩЕНИЙ
Марка провода Допустимый || ток, А Марка провода Допустимый ток, А Марка провода Допустимый ток, А
A-I8 105 АС-16 4 0S АСО-150 450
А-28 135 АС-25 130 АСО-185 505
A-3S 170 АС-35 175 АСО-240 605
А-50 215 АС-50 2(0 АСО-ЗОО 690
А-70 266 АС-70 265 АСО 400 825
А-95 320 АС-95 330 АСО-500 945
А-120 37Б АС-120 380
А-150 440 АС-150 445 АСУ-120 378
А-185 600 0 АС-185 510 АСУ-150 450
А-240 590 АС-240 610 АСУ-185 515
А-300 680 АС-300 690 АСУ-24 С 610
А-400 815 1 АС-400 835 АСУ-300 705
А-500 980 I АС-500 945 , АСУ-400 850
А-600 1070 АС-600 1050
336
ПРИЛОЖЕНИЕ St ДОПУСТИМЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ТОКОВЫЕ НАГРУЗКИ (А) НА ПРОВОДА, ШНУРЫ И КАБЕЛИ
Сечение токопро- водящей жилы, мм* Провода, проложен- ные открыто Провода и шнуры с резиновой н поливинилхлорид- ной изоляцией с медными и алюминиевыми жилами, проложенные в одной трубе Провода с медными жилами с резиновой изоляцией в металлических защитных оболочках и кабели с медными и алюминиевыми жилами с резиновой или пластмассовой изоляцией в свинцовой, поливинилхлорид- ной, наиритовой или резиновой оболочках, бронированные и небронированные
Число проводов в трубе
одножильные однн двух- жильиый ОДНИ трех- жильиый одножильные двухжильиые трехжильные
При прокладке
2 3 4 / в воздухе в воз- духе в земле в воз- духе в земле
0,5 0,75 1 1,5 2,5 4 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 11/- 15/— 17/— 23/— 30/24 41/32 50/39 80/60 100/75 140/105 170/130 215/165 270/210 330/255 385/295 440/340 510/390 605/465 695/535 830/645 16/— 19/— 27/20 38/28 46/36 70/50 85/60 115/85 135/100 185/140 225/175 275/215 315/245 360/275 15/— 17/— 25/19 35/28 42/32 60/47 80/60 100/80 125/95 170/130 210/165 255/200 290/220 330/255 14/— 16/— 25/19 30/23 40/30 50/39 75/55 90/70 115/85 150/120 185/140 225/175 260/200 15/— 18/— 25/19 32/25 40/31 55/42 80/60 100/75 125/95 160/125 195/150 245/190 295/230 • 14/— 15/— 21/16 27/21 34/26 50/38 70/55 85/65 100/75 135/105 175/135 215/165 250/190 23/— 30/23 41/31 50/38 80/60 100/75 140/105 170/130 215/165 270/210 325/250 385/2915 440/340 510/390 605/465 19/— 27/21 38/29 50/38 70/55 90/70 115/90 140/105 175/135 215/165 260/200 300/230 350/270 405/310 33/— 44/34 55/42 70/55 105/80 135/105 175/135 210/160 265/205 320/245 385/295 445/340 505/390 570/440 19/— 25/19 35/27 42/32 55/42 75/60 95/75 120/90 145/110 J80/140 22О7Т7О 260/200 305/235 350/270 27/— 38/29 49/38 60/46 90/70 115/90 . 150/115 180/140 225/175 275/210 330/255, 385/295 435/335 500/385
Примечание 1. Токовые нагрузки, в числителе для медных жил, в знаменателе м для алюминиевых. Нагрузки установлены
нз расчета дагрева жил до +65 °C при окружающей i воздуха +25 °C и вемли + 15°С. При определении числа проводов, прокладываемых
в одной трубе(илн жил многожильного провода), нулевой рабочий провод четырехпроводной: системы трехфазиого тока (или заземляющая
жила) в расчет не принимается.
м 2. Токовые нагрузки относятся к проводам н кабелям как с заземляющей жилой, так и без нее.
338
ПРИЛОЖЕНИЕ 6. ДОПУСТИМЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ТОКОВЫЕ НАГРУЗКИ (А) НА КАБЕЛИ С МЕДНЫМИ
(ЧИСЛИТЕЛЬ) И АЛЮМИНИЕВЫМИ (ЗНАМЕНАТЕЛЬ) ЖИЛАМИ. С БУМАЖНОЙ ПРОПИТАННОЙ
МАСЛО КАНИФОЛЬНОЙ И НЕСТЕКАЮЩЕЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ В СВИНЦОВОЙ ИЛИ АЛЮМИНИЕВОЙ ОБОЛОЧКЕ
Сечеиие, мма При прокладке в воздухе При прокладке в земле
диухжиль- ные до 1 кВ трехжильные четырех- жнльные до 1 кВ двухжиль- ные до 1 кВ трехжильные четырех- жильные до 1 кВ
до 3 кВ 6 кВ 10 кВ до 3 кВ 6 кВ 10 кВ
Максимально допустимая температура жил °C
80 80 65 60 80 80 80 65 60 80
2,5 30/23 28/22 45/35 40/31
4 40/31 37/29 — — 35/27 60/46 55/42 — — 50/38
6 55/42 45/35 — . — 45/35 80/60 70/55 — — 60/46
10 75/55 60/46 55/42 — 60/45 105/80 95/75 80/60 — 85/65
16 95/75 80/60 65/50 60/46 80/60 140/110 120/90 105/80 95/75 115/90
25 130/100 105/80 90/70 85/65 100/75 185/140 160/125 135/105 120/90 150/115
35 150/115 125/95 i 110/85 105/80 120/95 225/175 190/145 160/125 150/115 175/135
50 185/140 155/120 145/110 135/105 145/110 270/210 235/180 200/155 180/140 215/165
70 225/175 200/155 475/135 165/130 185/140 325/250 285/220 245/190 215/165 265/201^
95 275/210 245/190 215/165 200/155 215/165 380/290 340/260 295/225 265/205 310/240
120 320/245 285/220 250/190 240/185 260/200 435/335 390/300 340/260 310/240 350/270
150 375/290 330/255 290/225 270/210 300/230 500/385 435/335 390/300 355/275 395/305
185 — 375/290 325/250 305/235 340/260 — 490/380 440/340 400/310 450/345
240 430/330 375/290 350/270 — 570/440 510/390 460/355 —
ПРИЛОЖЕНИЕ 7. ДОПУСТИМЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ТОКОВЫЕ НАГРУЗКИ
(А) НА ТРЕХЖИЛЬНЫЕ КАБЕЛИ С МЕДНЫМИ (ЧИСЛИТЕЛЬ) И
АЛЮМИНИЕВЫМИ (ЗНАМЕНАТЕЛЬ) ОТДЕЛЬНО ОСВИНЦОВАННЫМИ
ЖИЛАМИ (МАКСИМАЛЬНО ДОПУСТИМАЯ ТЕМПЕРАТУРА НАГРЕВА 50 °C)
Напряжение 20 кВ Напряжение 35 кВ
Прокладка Прокладка Прокладка Прокладка
Л 2 2 ф м 2 2 ф 2 ф 2 2 ф
Ф К о r Ф К ф ч й Ф к ф & У а © 'К В '
га 2 2 со а § CD со 2
в* га В* со а в* а В* а
б S3 га О га га и га га <3 га га
110 85 95 240 180 25 235 180
25 85 65 185 140 180 140
35 135 100 120 275 205 35 120 270 205
105 75 210 160 210 160
165 120 150 315 230 50 150 310 230
50 125 90 240 175 240 175
200 150 185 355 265 195 145
70 155 115 275 205 70 150 НО
ПРИЛОЖЕНИЕ 8. СНИЖАЮЩИЙ КОЭФФИЦИЕНТ ДЛЯ ПРОВОДОВ И
КАБЕЛЕЙ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫХ В КОРОБА^
Способ прокладки Количество проложен-’ иых проводов н кабелей Снижающий коэффициент для проводов и кабелей, питающих электро- \ приемники
одножнль-> ных «НОГО- ЖИЛЬНЫХ отдельные в Кп < 0,7 группы и отдельные с Кп > 0,7
Многослойно и пучками . До 4 1,0 -
2 5—6 0,85
3—9 7—9 0,75 -
10—11 10—11 0,7 -
- 12—14 12—14 0,65 -
15—18 15—18 0,6
Однослойно 2—4 2—4 - 0,67
5 5 0,6
ПРИЛОЖЕНИЕ 9. ПОПРАВОЧНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ НА ЧИСЛО
РАБОТАЮЩИХ КАБЕЛЕЙ, ЛЕЖАЩИХ РЯДОМ В ЗЕМЛЕ
(В ТРУБАХ И БЕЗ ТРУБ)
Расстояние в свету, мм| Число кабелей
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
339
ПРИЛОЖЕНИЕ 10. ПОПРАВОЧНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ
НА ТЕМПЕРАТУРУ ЗЕМЛИ И ВОЗДУХА ДЛЯ НАГРУЗОК КАБЕЛЕЙ,
ГОЛЫХ И ИЗОЛИРОВАННЫХ ПРОВОДОВ
Исход- ная темпе- ратура, °C Фактическая температура среди, °О (
среди (рас- четная) жил (допу- стимая) —5 0 +5 + 10 +16 420 +25 +30 +35 -) 40 +45 +60
15 80 1,14 1,11 1,08 1,04 1,00 0,96 0,92 0,88 0,83 0,78 0,73 0,68
25 80 1,24 1,20 1,17 1,13 1,09 1,04 1,00 0,95 0,90 0,85 0,80 0,74
25 70 1,29 1,24 1,20 1,15 1,11 1,05 1,00 0,94 0,88 0,81 0,74 0,67
15 65 1,18 1,14 1,10 1,05 1,00 0,95 0,89 0,84 0,77 0,71 0,63 0,55
25 65 1,32 1,27 1,22 1,17 1,12 1,06 1.00 0,94 0,87 0,79 0,71 0,61
15 60 1,20 1,15 1,12 1,06 1,00 0,94 0,88 0,82 0,75 0,67 0,57 0,47
25 60 1,36 1,31 1,25 1,20 1,13 1,07 1,00 0,93 0,85 0,76 0,66 0,54
15 55 1,22 1,17 1,12 1,07 1,00 0,93 0,86 0,79 0,71 0,61 0,50 0,36
25 55 1,41 1,35 1,29 1,23 1,15 1,08 1,00 0,91 0,82 0,71 0,58 0,41
15 50 1,25 1,20 1,14 1,07 1,00 0,93 0,84 0,76 0,66 0,54 0,37
25 50 1,48 1,41 1,34 1,26 1,18 1,09 1,00 0,89 0,78 0,63 0,45 —
ПРИЛОЖЕНИЕ 11. ДОПУСТИМЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ТОКОВЫЕ
НАГРУЗКИ (А) ПРИ ПЕРЕМЕННОМ ТОКЕ НА ГОЛЫЕ
МЕДНЫЕ (ЧИСЛИТЕЛЬ) И АЛЮМИНИЕВЫЕ (ЗНАМЕНАТЕЛЬ) ШИНЫ
ПРЯМОУГОЛЬНОГО СЕЧЕНИЯ
Размеры, мм Число полос на фазу
ширина толщина 1 2 3 4
15 3 210/165
20 3 275/215 .—
25 3 340/265 “Т -
30 4 475/365 — ——
40 4 625/480 —
40 5 700 540 — .—
50 5 860 665 - -—
50 6 955/740 —— —
60 6 1125/870 1740/1350 2240/1720
80 6 1480/1150 2110/1630 2720,2100 ——
100 6 1810'1425 2470/1935 3170,2500
60 8 1320/1025 2160/1680 2790/2180 -
80 8 1690/1320 2G2O/2O40 3370/2620 -
100 8 2080'1625 3060/2390 3930,3050 -
120 8 2Ю0/1900 3400/2650 4340/3380
60 10 1475'1155 2560/2010 3300/2650
80 10 1900/1480 3100/2410 3990/3100
100 10 2310/1820 3610'2860 4650'3650 5300/4150
120 10 2650/2070 4100/3200 5200/4100 5900/4650
340
ПРИЛОЖЕНИЕ 12. ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРЕХФАЗНЫХ
ДВУХОБМОТОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Тип Номи- нальная мощ- ность, кВ-А Номинальное напря- жение обмоток, кВ Потери, кВт Напряжение к. з., % Ток X. X. з % номинального тока
ВН НН ХОЛО- СТОГО хода корот- кого замыка- ния
Сухие для комплектных ТП
ТСЗ-160 160 6; 10 0,23; 0,4 0,7 2,7 5,5 4
ТСЗ-250 250 6; 10 0,23; 0,4 1 3,8 5,5 3,5
ТСЗ-400 400 6; 10 0,23; 0,4 1,3 5,4 5,5 3
TC3-630 630 6; 10 0,4 2 7,3 5,5 3
ТСЗ-1000 1000 6; 10 0,4 3 И,2 5,5 2,5
ТСЗ-1600 1600 6; 10 0,4 4,2 16 5,5 2,5
Масляные для комплектных ТП
ТИФ-250 250 6; 10 0,4 0,8 3,7 4,5 2,3
ТМФ-400 400 6; 10 0,4 1,1 5,5 4,5 2,1
ТМФ-630 630 6; 10 0,4 1,7 7,6 5,5 2
ТМЗ 630 630 6; 10 0,4 2,4 8,5 5,5 3
ТМЗ-1000 1000 6; 10 0,4 3,3 12,2 5,5 2,8
ТМЗ-1600 1600 6; 10 0,4 4,5 18 5,5 2,6
Масляные без регулирования напряжения под нагрузкой
ТМ-25 25 6; 10 0,23; 0,4 0,125 0,6 4,5 3,2
ТМ-40 40 6; 10 0,23; 0,4 0,18 0,88 4,5 3
ТМ-63 63 6; 10 0,23; 0,4 0,265 1,28 4,5 2,8
ТМ-W0-- 100 . 6; 10 0,23; 0,4 0,365 1,97 4,5 2,6
ТМ-160 160 г 6; 10 0,23; 0,4 0,54 2,65 4,5 2,4
TM-25Q. 250 / 6; 10 0.23; 0,4 1,05 3,7 4,5 2,3
ТМ-400* 400 6; 10 0,23; 0,4 1,45 5,5 4,5 2,1
ТМ-630 630 6; 10 0,23; 0,4 2,27 7,6 5,5 2
ТМ-1000 1000 6; 10 0,4 3,8 3,3 12,7 5,5 3
ТМ-1600 1600 6;- 10 0,4; 6,3 16,5 5,5 1,3
ТМ-100 100 35 0,23; 0,4 0,465 1,97 6,5 4,16
ТМ-160 160 35 0,23; 0,4 0,66 2,65 6,5 2,4
ТМ-250 250 35 0,23; 0,4 0,96 3.7 6.5 2,3
ТМ-400 400 35 0,23; 0,4 1,35 5.5 6,5 2,1
ТМ-630 630 35 0.4 2 7,6 6,5 2
ТМ-1000 1000 35 0,4; 6,3; 2 75 12,2 6,5 1,5
10,5
ТМ-1600 1600 35 0.4; 6,3; 3,65 18 6,5 1,4
10,5
ТМ 2500 2500 35 6.3; 10,5 5,5 23,5 6,5 1,1
Т/Ч-4О(|0 4000 35 6,3; 10,5 6.7 33,5 7,5 1
ТМ 6300 6300 35 6,3; 10,5 9 1 46,5 7.5 0,9
ТМ-6300 6300 ПО 6,6; 11 27,3 55,2 10,5 3,7
Масляные с регулированием напряжения под нагрузкой
ТМН-1000 1000 35 6,3; 11 2,75 11,6 6,5 1,5
ТМН-1600 1600 35 6,3; 11 3.65 16.5 6,5 1.4
ТМН-2500 2500 35 6,3 5,1 23,5 6,5 1,1
ТМН-4000 4000 35 6,3 6,7 33,5 7,5 1
341
Продолжение приложения 12
Тип Номи- нальная мощ- ность. кВ-А Номинальное напря- жение обмоток. В Потери, кВт Напряжение к. 3., % Ток X. X. в % номинального тока
вн НН холо- стого хода коротко- го замы- кания
ТМН-6300 6300 35 6,3 9,4 46,5 7,5 0.9
Т МН-2500 2500 110 6,6; 11 6,5 22 10,5 1.5
ТМН-6300 6300 115 6,6: 11 13 50 10,5 1,5
Масляные с расщепленной обмоткой, с дутьем
и регулированием напряжения под нагрузкой
ТРДН-25000 25 000 35 6,3/6,3 6,3/6,3 29 145 9,5 0,7
ТРДН-40000 40 000 35 10.5/10,5 6,3/10,5 55 280 11,5 0,6
ТРДН-25000 25 000 115 6.3/6,3 10,5/10,5 36 120 10.5 0,8
ТРДН-40000 40 000 115 6,3/6,3 10,5/10,5 52 175 10.5 0,7
ПРИЛОЖЕНИЕ 13. ЗНАЧЕНИЯ СИНХРОННЫХ
ДВИГАТЕЛЕЙ
Тип н марка электродвигателей Ря, кВ?
СДН-14-49-6 1 000 0J46
СДН 15-49-6 2 000 0,172
СДН-16-104-6 6 300 0,141
СДН-14-59-3 1 000 ' 0,173
СДН-16-86-8 4 000 ’ 0,152
СДН-17-1’9-8 10 000 0,141
СЛН-16-54-10 2 000 0,173
С.ЦН-18-91-10 10 000 0.141
СДН-15-49-12 1 000 0,184
СДН-17-49-16 2 000 0.185
СТД-1000-2 1 000 0,130
342
Продолжение приложения 13
Тип и марка электродвигателей Рп, кВт
СТ Д-3200-2 3 200 0,140
СТД-10000-2 10 000 0,120
ВДС-215/24-14 800 0,179
ВДС-325/29-24' 2 300 0,240
СТМ-1500-2 1 500 0,115
СТМ-6000-2 6 000 0,120
СТМ-12000-2 12 000 0,115
ПРИЛОЖЕНИЕ 14. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ СИНХРОННЫХ
ДВИГАТЕЛЕЙ
Серия электро- двигателей Номиналь- ная мощность Рн, кВт (пределы) Номи- нальное напряже- ние ин, кВ Cos(pH Номи- нальная частота враще- ния п„, об/мин Кратность пускового тока S (пределы) К. п. д., % (пределы)
сд 500—1000 6,0 0,9 1500 7 93,5—95,0
320—575 6,0 0,9 750 5,6- 6,6 92,5—94,0
250--470 0,38 0,9 1000 6-7,3 92,0-94,0
160—320 0.38 0,9 600 4,5—5,0 91,5—93,0
120--190 0,38 0,9 375 3,9 -4,2 88,0 -89,5
сдн 1000- 6300 6,0 0,9 1000 5,5-6,8 92,5-97,1
2000- 4000 6,0 0,9 750 5,3 -6,5 95.8—96,7
800-2000 6,0 0,9 600 5,4-6,2 94,4-95,7
320—4000 6,0 0,9 375 4,8-5,7 90,2—96,0.
1600--2500 6,0 0,9 250 5,7—6,2 93,8-95,1
сдн 5000 10,0 0,9 1000 7,1 96,6
(15-19-го 25('О 6300 10,0 0,9 750 5,7- 6,9 95,7 -96,7
габаритов) 1250--8000 10,0 0,9 500 5,0- 6,4 92,8- 96,9
4000 10,0 0,9 375 6,5 95,4
1250—3200 10,0 0,9 250 4,7- 5,9 93,2—95,0
ВСДВ и 800—1600 6,0 0,9 750 4,2-5,1 93,6-94,5
СДВ 1250—3200 6,0 0,9 375 5,0-6,1 94,6—96,1
(15—18-го габаритов)
СТМ 800 6,0 0,9 3000 6,25
2 500 6,0 0,9 3000 9,93 —
4 000 10,0 0,9 3000 12.2 —
12 000 10,0 0,9 3000 7,75 —
1 500 6,0 0,9 3000 6,9 96,36
СТМП 3 500 6,0 0,9 3000 7,75 96,47
343
ПРИЛОЖЕНИЕ 15.
РАСЧЕТНЫЕ КРИВЫЕ
СИНХРОННЫХ
ДВИГАТЕЛЕЙ
а — зависимости = f (I)
'до
синхронных электродвигате-
лей
б — значения постоянной
времени затухания апериоди-
ческой составляющей и удар-
ного коэффициента синхрон-
ных электродвигателей
в — кривые для определения
расчетных постоянных вре-
мени Гр синхронных двигате-
лей с номинальным напряже-
нием 6 кВ
ПРИЛОЖЕНИЕ 16. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ОДИНАРНЫХ
РЕАКТОРОВ
Тип реактора Номиналь- ное напряжение 1/н, кВ Номиналь- ный ток /д» А Номинальное индуктивное сопротивле- ние Хн, Ом
РБ; РБУ; РБП0-400-0,35 10 400 0,35
РБ; РБУ; РБГЮ-630-0,40 10 630 0,40
РБ; РБУ; РБГЮ-1000-0,14 10 1000 0,14
РБ; РБУ; РБПО-1000-0,56 10 1000 0,56
РБ; РБУ; РБП0-1600-0,20 10 1600 0,20
РБ: РБУ; РБПО-1600-0,35 10 1600 0,35
РБД; РБДУ; РБДП0-2500-0,25 10 2500 0,25
РБДГ10-4000-0,105 10 4000 0,105
РБДГ10-4000-0,18 10 4000 0,18
ПРИЛОЖЕНИЕ 17. ОСНОВНЫЕ характеристики ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ
ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Тип выклю- чателя Номи- нальное напря- жение, кВ Номиналь- ный ток, А Номи- нальный ток от- ключе- ния, кА Предель- ный сквозной ток (ам- плитуд- ное зна- чение), кА Ток терми- ческой устойчи- вости Тип привода
Время его действия, кА/с
ВММ-10 10 320, 400 600 10 25 10/4 ППВ
ВМГ-10 10 630, 1000 20 52 20/4 ПП-67 ПЭ-11
ВП-10 10 630, 1000 20 J52 20/4 ППВ-10 ПЭ-11
ВМП-10 10 630, 1000 1250, 1600 20 52 20/8 ПЭ-11 ППВ
МГГ-10 10 3200, 4000 5600 45 120 45/4 ПЭ-21
МКП-35 35 1000 1500 25 63 25/4 —
С-35М 35 630 10 26 10/3 —-
ВМК-35Э 35 630 8 26 10/4 —-
ВМК-35Э 35 1000 16 45 16,5/4 -
мкп-по ПО 630 1000 20 52 20/3
У-по ПО 2000 50 135 50/3
345
ПРИЛОЖЕНИЕ 18. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА НАПРЯЖЕНИЕМ СВЫШЕ 1000 В
Тип Номиналь- ное напря- жение, кВ Номинальный первичный ток, А Электродина- мическая СТОЙКОСТЬ (кратность), ед. Термическая стой- кость (кратность)
Допустимое вре- мя, ед./о
5-200 250 45/4
ТПЛ-10 10 300 175 45/4
400 165 35/4
ТПЛУ-10 10 10—200 250 60/4
600; 800 160 65/1
ТИОЛ-10 10 1000 140 55/1
1500 90 36/1
15-800 150 65/1
ТФН-35М 35 1000 100 65/1
15-600 150 45/4
ТФНД-35М 800; 1000 100 32,5/4
1000; 2000 50 32,5/4
р и м е ч а н и яЗ 1. Шкала номинальных первичных токов для трансформаторов
тока: ' 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 500; 600;750; 800; 1000; 1500;
2000 3000 А. 2. Отдельные типы трансформаторов изготовляются на соответствующие
ном.* г тьные токи в пределах, указанных в таблице.
ПРИЛОЖЕНИЕ 19. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЯ С МАСЛЯНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ
Тип Номинальный коэф- фициент трансфор- мации В/В Номинальная мощность, В-А, при классе точности Макси- мальная мощ- ность, В.А
0,5 ’ 1 3
НОМ-6 3 000/100 30 50 150 240
6 000/100 6 300/100 50 75 200 400
НОМ-10 10 000/100 10 500/100 75 150 300 640
НОМ-35-66 35 000/100 150 250 600 1200
НТМИ-6-66 6 000/100/(100/3) 75 150 300 640
НТМК-6-48 6 000/100 75 150 300 640
НТМИ-10-66 10 000/100/(100/3) 120 200 500 960
346
ПРИЛОЖЕНИЕ 20. РАСЧЕТНЫЕ ФОРМУЛЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ВТОРИЧНОЙ НАГРУЗКИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА
№ п/о Схема соединения трансфор- маторов тока и вторичной нагрузки Вид короткого замыкания Вторичная нагрузи... трансформаторов «ока
« * А Г^р p«—« Трехфазнэе и двухфазное 2н ~ Гар 4“ 2р 4“ Гпер Гпер Л: 0,1 Ом
М Я' с < г4ре-^£ ^22-1—jjclfSj—V-l 4^ гпр^1?ф~2Г[
Q 1 ' р—t 1_| Полная звезда Однофазное лн = 2rUp -+- Зр ф ~Ь 4“ 2р. о 4“ Гаер
2 А В С .744" rnp 1рф l~np Qfip Трехфазное zh “ к^згцр 4* 4“ Р^Згр, ф 4" пер (при Зр ф = 2р обр)
Двухфазное АВ или ВС 2н ~ 2гПр 4~ 2pw ф 4“ 4“ 2р. обр 4~ гпер
Неполная звезда Двухфазное за трансфор- матором У/А zH = ЗгПр -f- Zp ф Д’ Н~ 2fp_ О3р4“ ^пер
3 д m rnp %Рф Трехфазное 2Н == Уз (2гцр 4- Зр) 4~ 4“ гпер
л т j- f‘ r~i -i в-X- * - j ВГ....1 'np Двухфазное АС zH = 4гПр -р 2гр 4~ г пер
На разность токов двух фаз 1 A i: С Двухфазное АВ или ВС 2н ” 2гдр “Г 2р 4“ пер
4 i । q ГгРО. /"л"> '~г0, 1 | С1 1 j i-Z .Lj c-3 СЕЭ-* i ' Треугольник « Трехфазное и двухфазное 2Й — ЗгПр 4‘ 3zp 4“ f дер
Однофазное 2ц ” 2гдр 4~ ^Zp 4“ пер i
347
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бен ерман В. И., Ловцкий И. Н. Проектирование силового электро-
оборудования промышленных предприятий. Л.: Энергия, 1967.
2. Бур енков Г. В., Малышев А. И. Автоматика, телемеханика и передача
данных в энергосистемах. М.: Энергия, 1978.
3. Гол овкин В. И. Энергосистема и потребители электрической энергии.
М.: Энергия, 1979.
4. Ерм илов А. А. Основы электроснабжения промышленных предприятий.
М.: Энергия, 1983.
5. Ива нов В. С., Соколов В. И. Режимы потребления и качество электро-
энергии систем электроснабжения промышленных предприятий. М.: Энерго-
атомиздат, 1987.
6. Иер усалимов М. Е., Орлов И. И. Техника высоких напряжений. Киев:
Киевский университет, 1967.
7. Инс труктивные указания по проектированию электротехнических про-
мышленных установок. М.: Энергоатомиздат, 1987.
8. Кор огодский В. И., Клужское С. Л., Паперно Л. Б. Релейная защита
электродвигателей напряжением свыше 1 кВ. М : Энергоатомиздат, 1987.
9. Кру пович В. И. и др. Проектирование промышленных электрических
сетей. М.: Энергия, 1979.
10. Найфельд М. Р. Заземление, защитные меры электробезопасности. М.:
Энергия, 1971.
11. Постников И. П., Рубашов Г. М. Электроснабжение промышленных
предприятий. Л.: СтроЙиздат, 1980.
12. Правила устройства электроустановок. 6-е изд., перераб. доп. М.: Энер-
гоатомиздат, 1986.
13. Справочник по проектированию электроснабжения/Под ред. В. И. Кру-
повича, Б. Г. Барыбина, М. Л. Самовера. М.: Энергия, 1980.
14. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудо-
вания/Под ред. В. И. Круповича, Б. Г. Барыбина, М. Л. Самовера. Л.: Энер-
гия, 1981.
15. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. В 2 т./Под
ред. А. А. Федорова. М.: Энергоатомиздат, 1987. 4
16. Федоров А. А., Каменева В. В. Основы электроснабжения промышлен-
ных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1987.
17. Чернобровое И. В. Релейная защита. М.: Энергоиздат, 1986.
18. Щукин Б. Д., Лыков Ю. Ф. Применение ЭВМ для проектирования систем
электроснабжения. М.: Энергия, 1982.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение......................................................... 3
Глава первая. Основные сведения о системах электроснабжения промыш-
ленных предприятий............................................... 5
§ 1.1. Структура электрических систем и сетей............... 5
§ 1.2. Напряжения сетей и область их применения............. 9
§ 1.3. Режимы работы нейтралей трансформаторов и источников
электроэнергии.............................................. 10
Глава вторая. Приемники электроэнергии на промышленных предприя-
тиях ......... ..................... ......... ................... 14
§ 2.1. Классификация электроприемников .................... 14
§ 2.2. Характеристики электроприемников ................... 15
Глава третья. Конструкция электрических линий..................... 19
§ 3.1. Кабели, их конструкция и способы прокладки. ...... 19
§ 3.2. Провода, их конструкция и выполнение электропроводок. . 23
§ 3.3. Токопроводы, их конструктивное исполнение и применение 24
§ 3.4. Воздушные линии электропередачи на предприятиях.... 27
Глава четвертая. Электрические нагрузки.......................... 31
§ 4.1. Основные величины и коэффициенты, характеризующие ра-
боту электроприемников, и графики нагрузки ..... .............. 31 '
§ 4.2. Определение расчетной нагрузки...................... 37
§ 4.3. Потери мощности и электроэнергии в сетях............ 41
§ 4.4. Определение расхода электроэнергии.................. 44
§4.5. Графики электрических нагрузок. .................... 45
Глава пятая. Схемы электрических сетей и надежность электроснабжения 46
§ 5.1. Схемы цеховых силовых (етей до 1000 В. . . . ....... 46
§ 5.2s. Схемы сетей электрического освещения........... 50
§ 5.3. Схемы питания троллейных линий..................... 52
§ 5.4. Схемы внутреннего электроснабжения на 6—10 и 35—110 кВ 53
§ 5.5. Надежность электроснабжения . ...................... 57
Глава шестая. Электрический и механический расчеты сетей. ..... 61
§ 6.1. Параметры электрических сетей..................... 61
§ 6.2. Выбор сечений проводников по допустимому нагреву, ... 66
§ 6.3. Предохранители и автоматические выключатели....... 69
§ 6.4. Выбор сечений проводников напряжением до 1000 В с учетом
защитных аппаратов. ...... ............... 76
§ 6.5. Расчет сетей на потерю напряжения............ 78
§ 6.6. Технике экономический расчет сетей. .................. 82
§ 6.7. Выбор сечений по экономической плотности тока...... 84
§ 6 8. Расчет силовых сетей до 1000 В ....... ........... 86
§ 6.9. Расчет сетей электроосвещения..................... 89
с
I
349
§6.10. Расчет троллейных линий......................... 93
§ 6.11. Расчет токопроводов......................... 96
§ 6.12. Метод расчета линий 6—35 кВ. ... .............. 98
• § 6.13. Метод расчета сетей с двусторонним питанием............ 100*
§ 6.14. Основы механического расчета проводов воздушных линий
электропередачи ........... ...... ............................ 102
Глава седьмая. Качество электроэнергии в системах электроснабжения
промышленных предприятий............................................. 106
§ 7.1. Требования к параметрам качества электроэнергии......... 106
§ 7.2. Расчет отклонений напряжения............................. 109
§ 7.3. Качество электроэнергии в сети с ударными нагрузками... 111
§ 7.4. Устройства для регулирования напряжения в сетях промыш-
ленных предприятий............................................ 116
Глава восьмая. Компенсация реактивной мощности...................... 120 г
§ 8.1. Реактивная мощность. Коэффициент мощности. Мощность ком-
пенсирующих устройств ......................................... 120
§ 8.2. Способы и средства компенсации реактивной мощности. . . 121
§ 8.3. Компенсация реактивной мощности в электрических сетях
общего назначения............................................. 123
§ 8.4. Компенсация реактивной мощности в электрических сетях
с специфическими нагрузками.................................. 133
§ 8.5. Конструкция и установка конденсаторных батарей. .... 140
Глава девятая. Короткие замыкания в системах электроснабжения ... 142
'§ 9.1 . Основные понятия и соотношения.......142
§ 9.2. Система относительных единиц........................... [44
§ 9.3. Сопротивление элементов системы электроснабжения в ре-
жиме короткого замыкания........................................ 145
§ 9.4. Расчет ТКЗ при питании от системы неограниченной мощности 150
§ 9.5. Определение ТКЗ по расчетным кривым...................... 154
§ 9.6. Расчет ТКЗ с учетом различной удаленности источников пи-
тания от места КЗ............................................. 157
§ 9.7. Расчет ТКЗ в сетях предприятий с двигательной нагрузкой 161
г§ 9.8. Расчет ТКЗ в электроустановках до 1000 В.................. 170
§ 9.9. Электродинамическое и термическое действие ТКЗ. Ограни-
чения ТКЗ . . ,.............................................. 173
Глава десятая. Электрооборудование подстанций. ..................... 180
§ 10.1. Изоляторы и шины распределительных®"устройств . .... 180
§ 10.2. Коммутационная аппаратура . . ................... 181
§ 10.3. Разъединители, короткозамыкатели, отделители............ 187
§ 10.4. Трансформаторы тока..................................... 190
§ 10.5. Трансформаторы напряжения .............................. 190
§ 10.6. Бесконтактная коммутационная аппаратура............. 192
§ 10.7. Выбор и проверка токоведущих устройств, изоляторов и
электрических аппаратов ..... .................................. 195
» § 10.8. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов иа под-
станциях ....................................................... 198
Г лава одиннадцатая. Схемы подстанций и распределительных устройств 202
§ 11.1. Классификация и выполнение схем подстанций. ...... 202
§ 11.2. Схемы подстанций с вторичным напряжением до 1000 В. . . 207
§ 11.3. Схемы подстанций с вторичным напряжением свыше 1000 В 210
§ 11.4. Схемы подстанций электротермических установок. . . > . 213
§ 11.5. Схемы преобразовательных подстанций................... 215
350
Глава двенадцатая. Конструктивное исполнение трансформаторных под-
станций и распределительных устройств........................................................ 218
§ 12.1. Основные требования к размещению оборудования.................................... 218
§ 12.2. Комплектные распределительные устройства и подстанции 220
§ 12.3. Подстанции и распределительные устройства 6—10 кВ . . . 224
§ 12.4. Подстанции 35—220 кВ............................................................. 229
§ 12.5. Подстанции технологических установок............................................. 231
Глава тринадцатая. Измерения, управление, контроль и сигнализация
на подстанциях............................................................................. 233
§ 13.1. Оперативный ток, его назначение и источники...................................... 233
§ 13.2. Измерения и' контроль параметров электроэнергии.................................. 236
§ 13.3. Контроль состояния изоляции..................... 238
§ 13.4. Управление разъединителями и выключателями...... 239
§ 13.5. Сигнализация.................................... 243
§ 13.6. Блокировки....................................................................... 246
Глава четырнадцатая. Релейная защита в системах электроснабжения
промышленных предприятий..................................................................... 247
§ 14.1. Основные сведения о релейной защите.............................................. 247
§ 14.2. Трансформаторы тока в схемах релейной защиты......... 250
§ 14.3. Электромеханические реле, их устройство и принцип дей-
ствия 258
. § 14.4. Полупроводниковые приборы в схемах релейной защиты 264
। § 14.'5. Максимально-токовая защита..................................................... 272
i § 14.6. Токовая направленная защита..................................................... 276
г § 14.7. Защита и сигнализация замыканий на землю в сетях с изо-
I лироваиной нейтралью..................................................................... 277
J § 14.8. Защита элементов сети электроснабжения........................................... 282
I Глава пятнадцатая. Автоматизация и телемеханизация систем электро-
снабжения промышленных предприятий............................ 290
§ 15.1. Автоматическое включение резерва............. 291
§ 15.2. Бесконтактное АВР................................................................ 292
§ 15.3. Автоматическое повторное включение............. 294
§ 15.4. Автоматическая частотная разгрузка (АЧР). 297
§ 15.5. Самозапуск электродвигателей..........'.......................................... 299
§ 15.6. Автоматическое регулирование мощности конденсаторных
батарей.................................................................................. 302
§ 15.7. Телемеханизация и диспетчерская служба в системах элек-
троснабжения промышленных предприятий.................................................... 305
Глава шестнадцатая. Элементы техники высоких напряжений...................................... 309
§ 16.1. Перенапряжения в электррустановках............................................... 309
§ 16.2. Разрядники....................................................................... 312
§ 16.3. Защита подстанций и распределительных устройств от гро-
( зовых перенапряжений, набегающих с линий................................................. 314
( § 16.4. Защита от прямых ударов молний................................................... 316
, § 16.5. Защита от внутренних перенапряжений.............................................. 317
Глава семнадцатая. Заземление и защита от электрокоррозии.................................... 317
§ 17.1. Основные понятия и определения. Величины сопротивления
заземляющих устройств.................................................................... 317
§ 17.2, Конструктивное исполнение сети заземления........................................ 320
§ 17,3. Расчет естественных заземлителей................................................. 321
§ 17.4. Расчет искусственных заземлителей................................................ 323
351
I
Глава восемнадцатая. Основы проектирования электрических сетей про-
мышленных предприятий .... ......................... ..........
§ 18.1. Исходные материалы для проектирования. ........
§ 18.2. Общие требования к проектам и методика проектирования
§ 18.3. Применение ЭВЦМ при проектировании. . ..............
§ 18.4. Стадии проектирования, объем и содержание проектов . . .
Приложения . ........................................ . ....
Приложение 1. Конструктивные и расчетные данные сталеалюминиевых
проводов марок АС, АСКС, АСКП и АСК......................... .
Приложение 2. Индуктивные сопротивления трехфазчых линий, Ом/км
Приложение 3. Характеристики шинопроводов до 1000 В и токопроводов
6—35 кВ .....................
Приложение 4. Допустимые длительные токовые нагрузки на голые
провода при прокладке вне помещений..........................
Приложение 5. Допустимые длительные токовые нагрузки (А) па провода,
шнуры и кабели ........................................... ...
Приложение 6. Допустимые длительные токовые нагрузки (А) на кабели
с медными (числитель) и алюминиевыми (знаменатель) жилами, с бу-
мажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей изоляцией
в свинцовой или алюминиевой оболочке. ...............
Приложение 7. Допустимые длительные токовые нагрузки (А) на трех-
жильные кабели с медными (числитель) и алюминиевыми (знаменатель)
отдельно освинцованными жилами (максимально допустимая температура
нагрева 50 °C) .............................. , ..............
Приложение 8. Снижающий коэффициент для проводов и кабелей, про-
кладываемых в коробах .......................................
Приложение 9. Поправочные коэффициенты на число работающих кабе-
лей, лежащих рядом в земле (в трубах и без труб). ........
Приложение 10. Поправочные коэффициенты на температуру земли и
воздуха для нагрузок кабелей, голых и изолированных проводов....
Приложение 11. Допустимые длительные токовые нагрузки (А) три пере-
менном токе на голые медные (числитель) и алюминиевые (знаменатель)
шины прямоугольного сечения...................
Приложение 12. Характеристики трехфазных двухобмоточных трансфор-
маторов ......................................
Приложение 13. Значения X" d синхронных двигателей .............
Приложение 14. Основные параметры синхронных двигателей. ....
Приложение 15. Расчетные кривые синхронных двигателей.......
Приложение 16. Основные параметры одинарных реакторов. .....
Приложение 17. Основные характеристики высоковольтных выключате-
лей .......................................... ...............
Приложение 18. Основные характеристики трансформаторов тока на-
пряжением свыше 1000 В ................. ................
Приложение 19. Основные характеристики трансформаторов напряжения
с масляным охлаждением .........................................
Приложение 20. Расчетные формулы для определения вторичной на-
грузки трансформаторов тока ................... ...............
Список литературы .................................
325
325
327
330
332
335
335
335
336
336 I
339
339
339
340
340 |
341 1
342 4
343 ;
344
345
345
346
346
347
348
Уважаемый читатель!
Авторы и издательство приносят Вам свои извинения за допу-
щенные неточности в схемах и просят учесть следующие изменения:
Номера рисунков
Изобра- Правильное
жено изображение
Рис. 8.11; 10.12; 10.13,
11.12; 13.1; 13.2;
13.6; 14.16; 14.17;
14.21; 14.29
-н-
(ГОСТ 2.730-73*)
Рис. 7.6; 7.9; 8.2; 8.13; 9.17; 9.19; 10.12; -0k -вь (ГОСТ 2.730-73*)
10.13; 15.2
Рис. 14.6 Z4Z4X4 |Т>] (ГОСТ 2.756-76*)
Рис. 7.8 (ГОСТ 2/755^87) к,; к2
Рис. Рис. 14.29 7.3; 7.5; 14.35 о ф (ГОСТ 2.731-81) (ГОСТ 2.745-68*)
Рис. 6.9; 9.10; 9.11; 9.12 Д1 - Д7 Дп Ml - М7; Мп
Рис. 9.19 Р Q
Рис. 14.24 Q —