Автор: Рожкова Л.Д. Коновалова Л.Л.
Теги: здания и сооружения сырье и материалы средства производства электроэнергетика электротехника электроника электроснабжение
ISBN: 5-283-01083-Х
Год: 1989
Текст
Л./[.Коновалова Л. Д. Рожкова
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
И УСТАНОВОК
Допущено Государственным комитетом
СССР по народному образованию в ка-
честве учебного пособия для учащихся
электротехнических специальностей тех-
никумов
МОСКВА
ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ
1989
ББК 31.29
К 64
УДК 658.26(075.32)
Рецензенты: Московский электромеханический техникум,
преподаватель В. И. Михайлова;
Московский энергетический институт,
капд. техн, наук В. А. Головин
Ответственный редактор Л. В. Копейкина
Коновалова Л. Л., Рожкова Л. Д.
К 64 Электроснабжение промышленных предприятий
и установок: Учеб, пособие для техникумов. — М.:
Энергоатомиздат, 1989.— 528 с.: ил.
ISBN 5-283-01083-Х
Даны сведения о методах расчета электрических нагрузок
и токов КЗ. Приведены схемы электроснабжения до 1 кВ
и выше. Описаны основное электрооборудование сетей про-
мышленных предприятий, устройства релейной защиты и ав-
томатики. Рассмотрены вопросы компенсации реактивной
мощности, качества и экономии электроэнергии.
Для учащихся техникумов по специальности «Электроснаб-
жение промышленных предприятий и установок».
2302050000-398 Свод пл. сред. спец. учеб. кки qi oq
051 (01 )-89 заведения № 126, 1988
Учебное пособие
Коновалова Леонора Леонидовна
Рожкова Лениза Дмитриевна
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ И УСТАНОВОК
Редакторы: С. С. Бодрухина, Л. В. Копейкина
Художественные редакторы В. А. Гозак-Хозак,
Г. И, Панфилова
Технический редактор Г. В. Преображенская
Корректор И. А. Володяева
ИБ № 2323
Сдано в набор 14.06.88. Подписано в печать 03.11.88. Т-20564. Формат
84Х108‘/з2. Бумага типографская № 2. Гарнитура литературная. Печать
высокая. Усл. печ. л. 27,72. Усл, кр.-отт. 27,72. Уч.-изд. л. 29,1. Тираж
55 000 экз. Заказ № ПО. Цена 1 р. 20 к.
Энергоатомиздат. 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб.', 10
Владимирская типография Союзполиграфпрома при Госкомиздате СССР
600000. г. Владимир, Октябрьский проспект, д. 7
ISBN 5-283-01083-Х © Энергоатомиздат, 1989
ПРЕДИСЛОВИЕ
Стратегический курс партии на дальнейшее социально-
экономическое развитие страны на базе ускорения научно-
технического прогресса (НТП) ставит перед средним спе-
циальным образованием задачу коренного улучшения под-
готовки квалифицированных специалистов. В «Основных
направлениях перестройки высшего и среднего специально-
го образования в стране» говорится о необходимости повы-
сить роль среднего специального образования как одной
из важнейших задач развития советского общества на сов-
ременном этапе.
Значительный вклад в выполнение этой задачи должны
внести и средние специальные учебные заведения техниче-
ского профиля, к которым относятся электроэнергетические
и электромеханические техникумы.
«Электроснабжение промышленных предприятий и ус-
тановок» является профилирующим предметом в подготовке
техников-электриков специальности 1004. Предлагаемое
учебное пособие служит для обучения основам обеспечения
потребителей электрической энергией.
В соответствии с учебным планом специальности 1004
предмет «Электроснабжение промышленных предприятий
и установок» основывается на знании учащимися взаимо-
связанных дисциплин: Теоретические основы электротехни-
ки, Электрические измерения, Электротехнические матери-
алы, Основы промышленной электроники, Основы автомати-
ки и вычислительной техники—и является, в свою очередь,
базой предметов: Электрооборудование промышленных
предприятий и установок; Монтаж, эксплуатация и ремонт
электрооборудования промышленных предприятий и уста-
новок; Охрзна труда; Экономика, организация и плани-
рование производства, а также отраслевой специализации
в области электротехники и электроснабжения.
Предмет «Электроснабжение промышленных предприя-
тий и установок» охватывает вопросы, относящиеся к про-
ектированию и эксплуатации систем электроснабжения про-
1*
4
Предисловие
мышленных предприятий. Для практического закрепления
теоретического материала и самостоятельной работы над
курсовыми и дипломными проектами приведены примеры
расчета.
Представленный материал строго базируется на требо-
ваниях нормативных и руководящих документов, перечень
которых приведен в списке литературы.
В настоящем учебном пособии даются рекомендации по
определению параметров электроснабжения промышлен-
ных предприятий и установок без применения ЭВМ в свя-
зи с тем, что методология проектирования систем электро-
снабжения с помощью ЭВМ подробно изложена в [59].
В основу учебного пособия положены материалы совре-
менной научно-технической литературы, а также опыт пе-
дагогической работы авторов в средних специальных учеб-
ных заведениях электротехнического профиля.
Параграфы 1.4, 1.5, 4.5 и гл. 7 и 8 написаны Л. Д. Рож-
ковой, остальной материал — Л. Л. Коноваловой. В напи-
сании гл. 3 принимала участие инженер К. Г. Вельгач.
Авторы выражают признательность рецензентам: пре-
подавателю электромеханического техникума Мосгориспол-
кома В. И. Михайловой и канд. техн, наук кафедры ЭПП
МЭИ В. А. Головину, научному редактору С. С. Бодрухи-
ной за тщательный просмотр рукописи и сделанные ценные
замечания, учтенные авторами при доработке рукописи.
Отзывы и пожелания по учебному пособию просьба на-
правлять по адресу: 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб.,
10, Энергоатомиздат.
Авторы
ВВЕДЕНИЕ
Одна из главных задач, записанных в «Основных направлениях эко-
номического и социального развития СССР на 1986—1990 годы и на
период до 2000 года» и принятых XXVII съездом КПСС, предполагает
уже до конца XX века обеспечить дальнейший экономический прогресс
общества, глубокие качественные сдвиги в материально-технической базе
на основе ускорения научно-технического прогресса, интенсификации об-
щественного производства, повышения его эффективности.
Решение этой задачи во многом зависит от высококвалифицирован-
ных специалистов среднего звена — техников-электриков, обучающихся
по специальности 1004 «Электрооборудование промышленных предприя-
тий и установок», призванных обеспечить дальнейшее совершенствова-
ние способов электрификации промышленных предприятий и установок
всех отраслей промышленности с применением современных средств
электронно-вычислительной техники.
Первое место по количеству потребляемой электроэнергии принад-
лежит промышленности, на долю которой приходится более 60 % всей
вырабатываемой в стране электроэнергии. С помощью электрической
энергии приводятся в движение миллионы станков и механизмов, осве-
щаются помещения, осуществляется автоматическое управление произ-
водственными процессами и др. Сейчас существуют технологии (элект-
рофизические и электрохимические способы обработки металлов и изде-
лий), где электроэнергия является единственным энергоносителем.
В условиях ускорения научно-технического прогресса потребление
электроэнергии в промышленности значительно увеличится благодаря
созданию гибких роботизированных и автоматизированных производств,
так называемых «безлюдных технологий». Робототехника используется
чаще всего на тех участках промышленного производства, которые пред-
ставляют опасность для здоровья людей, а также на вспомогательных
и подъемно-трэкспортных работах.
После Великой Октябрьской социалистической революции значитель-
ная роль в выполнении коренных преобразований в экономике Советской
республики принадлежала электрификации.
В 1920 г. по заданию В. И. Ленина Государственной комиссией по
электрификации России (ГОЭЛРО) был разработан первый единый го-
сударственный перспективный план восстановления и развития народно-
6
Введение
го хозяйства Советской республики — план ГОЭЛРО. Планом ГОЭЛРО
на 15 лет было намечено строительство крупных предприятий и более
30 районных электростанций. В 1935 г. план ГОЭЛРО был перевыпол-
нен по всем показателям. Общая установленная мощность электростан-
ций составляла в те годы около 7 млн. кВт. Электротехническая про-
мышленность освоила серийный выпуск всех видов электрооборудова-
ния, которое не производилось в дореволюционной России: трансформа-
торов, крупных генераторов и электродвигателей, масляных выключате-
лей и др., что позволило в значительной степени отказаться от поставок
электрооборудования из-за рубежа.
К 1935 г. Советский Союз по производству электроэнергии вышел
на третье место в мире.
Война 1941—1945 гг. принесла огромный ущерб народному хозяйст-
ву, но благодаря самоотверженному труду советских людей уже
к 1946 г. мощность электростанций СССР достигла уровня 1940 г. Осо-
бенностями развития электроэнергетики послевоенного периода являег-
ся преимущественное строительство мощных гидроэлектростанций, ис-
пользующих водные ресурсы крупнейших сибирских рек, и строительство
тепловых электростанций, работающих на дешевых местных видах топ-
лива — угле, газе, мазуте и т. п. Производство электроэнергии в нашей
стране базируется, главным образом, на работе тепловых электростан-
ций. Но в перспективе значительно возрастает роль атомных электро-
станций в общем балансе энергетического производства. В «Основных
направлениях экономического и социального развития СССР на 1986—
1990 годы и на период до 2000 года» сказано: «...довести в 1990 году
выработку электроэнергии до 1840—-1880 млрд, киловатт-часов», в том
числе на атомных электростанциях до 390 млрд. кВт-ч. Обеспечить
дальнейшее совершенствование структуры энергетических мощностей,
продолжить формирование Единой энергетической системы страны, осу-
ществить строительство межсистемных линий электропередачи напряже-
нием 500, 750 и 1150 кВ переменного и 1500 кВ постоянного тока.
В настоящее время в соответствии с решениями партии и прави-
тельства осуществляется Энергетическая программа СССР на длитель-
ную перспективу. Главное, что характеризует Энергетическую програм-
му,— это ее комплексный характер со всесторонним охватом проблем
развития энергетической базы в зависимости от задач развития эконо-
мики в целом. В основных положениях Энергетической программы важ-
ное место занимают вопросы энергосбережения и охраны природных
ресурсов.
Энергетической программой предусмотрено создание мощных тер-
риториально-производственных комплексов (ТПК) в тех регионах, где
сосредоточены крупные запасы минеральных и водных ресурсов. Это —
Введение
7
Экибастузский, Канско-Ачинский ТПК, включающие в себя как добычу
и использование энергоресудсов, транспорт нефти и газа, так и установки
по производству, передаче и распределению электрической и тепловой
энергии.
Одновременно ведется строительство крупных гидроэлектростанций
на сибирских реках, обладающих мощными энергетическими ресурса*
мп, которые позволят сберегать ежегодно десятки миллионов тонн ор-
ганического топлива.
В условиях возрастающей ограниченности невозобновляемых топ-
ливных ресурсов, усложнения и удорожания их добычи удовлетворение
потребности в электроэнергии опирается во все большей мере на уско-
ренный рост ядерной энергетики и обеспечение ее высокой эксплуатаци-
онной надежности.
СССР является родиной ядерной энергетики. В 1954 г. дала ток
первая в мире атомная электростанция близ г. Обнинска мощностью
пять мегаватт. Через 20 лет мощность одного блока Ленинградской АЭС
превысила мощность электростанции в Обнинске в 200 раз. Такие бло-
ки мощностью в 1000 МВт стали серийными для многих АЭС страны.
Одновременно с атомными электростанциями строятся приливные, гео-
термальные, ветровые, солнечные электростанции. Более подробно об
указанных видах электростанций — см. § 1.4. Электроэнергетика отно-
сится к отраслям, которые определяют технический уровень всего на-
родного хозяйства.
Генеральным направлением развития советской энергетики еще со
времен плана ГОЭЛРО является концентрация и централизация произ-
водства и передачи электроэнергии, создание объединенных энергосис-
тем (ОЭС), имеющих общий технологический режим производства энер-
гии и единое оперативное диспетчерское управление. Объединение реги-
ональных ОЭС в более мощную систему образует Единую энергетическую
систему (ЕЭС) СССР. Создание ЕЭС СССР позволяет снизить не-
обходимую генераторную мощность по сравнению с изолированно рабо-
тающими электростанциями и осуществлять более оперативное управле-
ние перетоками энергетических мощностей с Востока, где находится
около 80 % топливных и гидроресурсов, на Запад страны, так как в ев-
ропейской части СССР размещается 80 % потребителей электроэнергии.
Для электрической связи между ОЭС служат сверхдальние линии элект-
ропередачи (ВЛ) напряжением 330, 500, 750 и 1150 кВ и выше. Напри-
мер, введена в эксплуатацию ВЛ 1150 кВ Экибастуз — Урал длиной
1210 км.
Управление ЕЭС СССР ведется из Центрального диспетчерского
управления (ИДУ ЕЭС СССР) в г. Москве. Задачей ЦДУ ЕЭС СССР
является обеспечение руководства региональными ОЭС, расчет и внед-
Введение
рение наиболее рациональных режимов работы управляемых электро-
станций, ликвидация аварий в энергосистемах.
С каждым годом расширяются международные энергетические свя-
зи СССР с другими странами. Важным результатом такого сотрудниче-
ства является организация параллельной работы объединенных энерго-
систем европейских стран —членов СЭВ и создание энергосистемы
«Мир» с ИДУ в г. Праге.
Глава первая
ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ
ОБ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
И СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
1.1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Передача электроэнергии от источников к потребителям
производится энергетическими системами, объединяющи-
ми несколько электростанций.
Приемники электрической энергии промышленных пред-
приятий получают питание от системы электроснабжения,
которая является составной частью энергетической системы.
Ниже приведены основные понятия и определения, кото-
рые необходимы при дальнейшем изложении.
Системой электроснабжения (СЭС) называется совокуп-
ность взаимосвязанных электроустановок, предназначенных
для производства, передачи и распределения электроэнер-
гии.
Энергетическая система (ЭС) — это совокупность элек-
тростанций, электрических и тепловых сетей, потребителей
электроэнергии и теплоты, связанных общностью режима
в непрерывном процессе производства, преобразования
и распределения электрической и тепловой энергии при об-
щем управлении этим режимом.
Электроэнергетической системой (ЭЭС) называется часть
энергетической системы без тепловых сетей и потребителей
теплоты. Электроэнергетическая система обеспечивает цен-
трализованное электроснабжение потребителей на террито-
рии, охватываемой подчиненными ей электрическими се-
тями.
Электрической сетью называется совокупность электро-
установок для передачи и распределения электроэнергии на
определенной территории, состоящая из подстанций, распре-
делительных устройств, токопроводов, воздушных и кабель-
ных линий электропередачи, аппаратуры присоединения,
защиты и управления.
Электростанцией называется установка или группа ус-
тановок, предназначенных для производства электрической
энергии или электрической и тепловой энергии.
Воздушной (ВЛ) или кабельной (КЛ) линией электро-
передачи называется электроустановка, являющаяся сово-
10
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. I
купиостыо токоведущих элементов, их изоляции и несущих
конструкций, предназначенная для передачи электроэнер-
гии на расстояние,
Приемным пунктом (или пунктом приема) электроэнер-
гии называется электроустановка, на которую поступает
электроэнергия для электроприемников предприятия от
внешнего источника питания. В зависимости от. потребляе-
мой мощности и от удаленности от источника питания при-
емными пунктами электроэнергии могут быть УРП, ГПП,
ПГВ, ТП, РП, ЦРП.
Трансформаторной подстанцией (ТП) называется элек-
троустановка, предназначенная для преобразования элек-
троэнергии одного напряжения в электроэнергию другого
напряжения с помощью трансформатора. Цеховая ТП сред-
ней и малой мощности преобразует энергию с напряжения
6—10 кВ на напряжение 0,4/0,23 или 0,69/0,4 кВ и служит
для питания потребителей одного или нескольких близле-
жащих цехов или части большого цеха.
Комплектной трансформаторной подстанцией (КТП)
называется подстанция, состоящая из трансформаторов,
блокод комплектных распределительных устройств и других
элементов, поставляемая в полностью собранном или час-
тично собранном и подготовленном для сборки виде.
Главной понизительной подстанцией (ГПП) называется
подстанция, получающая питание напряжением 35—220 кВ
непосредственно от районной энергосистемы и распределя-
ющая электроэнергию на более низком напряжении 6—
35 кВ по всему объекту или отдельному его району, т. е.
по ТП предприятия, включая и питание крупных ЭП на 6,
10 и 35 кВ.
Глубоким вводом называется система питания электро-
энергией, при которой электрическая линия подводится
возможно ближе к электроустановкам потребителей для
уменьшения числа ступеней трансформации, снижения по-
терь мощности и энергии.
Подстанцией глубокого ввода (ПГВ) называется под-
станция, выполненная по упрощенным схемам коммутации
на первичном напряжении, получающая питание напряже-
нием 35—220 кВ непосредственно от энергосистемы или от
узловой распределительной подстанции данного района
и предназначенная для питания отдельного объекта или
района предприятия.
§1.1.
Основные понятия и определения
11
Узловой распределительной подстанцией (УРП) назы-
вается центральная подстанция предприятия, получающая
электроэнергию от энергосистемы напряжением 110—330 кВ
и распределяющая ее (без трансформации или с частичной
трансформацией) по подстанциям ПГВ 35—220 кВ на тер-
ритории предприятия. УРП отличается от ГПП большей
мощностью и тем, что основная мощность УРП при подво-
димом напряжении 110—220 кВ распределяется без транс-
формации по подстанциям глубокого ввода. УРП имеет
иногда районное значение, так как может обслуживать не-
сколько промышленных предприятий и других потребите-
лей, или она может обслуживать данное предприятие, но
находиться в ведении и эксплуатации ЭС.
Распределительным пунктом (РП) называется распре-
делительное устройство, предназначенное для приема и рас-
пределения электроэнергии на одном напряжении без пре-
образования и трансформации, не входящее в состав под-
станции. РП 6—10 кВ питаются в основном от ГПП, иногда
от УРП.
Центральным распределительным пунктом (ЦРП) назы-
вается центральный пункт, получающий питание непосред-
ственно от районной энергосистемы или заводской станции
при напряжении 6—20 кВ и распределяющий его на том
же напряжении по всему объекту или отдельной части.
Сооружению любого объекта предшествует создание про-
ектно-сметной документации.
Проект — это изображение будущего устройства или
сооружения, выполненное в схемах, чертежах и поясни-
тельных записках на основе логического анализа, расче-
тов и разработки исходных данных.
Электрические схемы определяют принцип действия
электроустановки, ее назначение, порядок работы и выпол-
няются в единых условных обозначениях по ГОСТ системы
ЕСКД (единая система конструкторской документации).
Стандартные условные графические обозначения приведе-
ны в табл. 1.1, составленной по ГОСТ 2.701—84 — 2.711—82;
2.721—74—2.756—76; 21.608—84. Электрические схемы мо-
гут быть принципиальными и монтажными, первичных или
вторичных соединений и др.
Структурный состав электроэнергетических систем. Ос-
новным источником электроснабжения промышленных пред-
приятий являются районные электроэнергетические системы.
12
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 1
Таблица L1. Обозначения условные графические
и буквенноцифровые в электрических схемах
Графическое обозначение Элемент схемы Буквенный код
6 Машина электрическая. Общее обозначение G, М
Генератор трехфазного тока G
Асинхронный электродвигатель с короткозамкнутым ротором М
Двигатель постоянного тока М
Трансформатор силовой с регули- рованием под нагрузкой Т
Трансформатор силовой с расщеп- ленной обмоткой НН Т
Трансформатор напряжения TV
«PQ~* Трансформатор тока ТА
ф Реактор LR
§1.1
Основные понятия и определения
1
Продолжение табл. 1
Графическое обозначение Элемент схемы Буквенный код
НиЪ Реактор сдвоенный LR
ф 1 Выключатель высокого напряже- ния Q
1 Разъединитель QS
л1 Отделитель QR
Короткозамыкатель QN
Выключатель нагрузки QW
ф Предохранитель плавкий F
' Л Разрядник вентильный FV
-Л Выключатель автоматический в силовых цепях V
14
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 1
Продолжение табл, 1,1
Графическое обозначение Элемент схемы Буквенный код
Выключатель автоматический в цепях управления SF
Рубильник 8
t 1
Выключатель-предохранитель SK
Переключатель SA
J Выключатель кнопочный с замы- SBG
“1 кающим контактом
-и- Выключатель кнопочный с размы- кающим контактом SBT
Диод, стабилитрон VD
Транзистор VT
-Л- Тиристор VS
§ !•'
Основные понятия и определения
15
Продолжение табл. 1.1
Графическое обозначение Элемент схемы Буквенный код
ф , 1 » t Обмотка реле, контактора, маг- нитного пускателя (общее обозна- чение) : реле тока реле напряжения реле времени реле промежуточное реле газовое реле мощности реле положения выключателя реле блокировки реле указательное реле электротепловое контактор, магнитный пускатель электромагнит (общее обозначе- ние) электромагнит включения электромагнит отключения Катушка электромеханического устройства с двумя обмотками к КА KV КТ KL KSG KW К КН KST км YA YAC YAT
W К
Г^1 Воспринимающая часть электро- теплового реле КК
—1 ч— Резистор R
Hh Конденсатор С
-ФН Аккумуляторная батарея Прибор измерительный показываю- щий (общее обозначение) GB Р
Амперметр РА
16
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 1
Продолжение табл. 1.1
Графическое обозначение Элемент схему Буквенный код
CD (w) Wh varh 1 *1 t Вольтметр Ваттметр Варметр Прибор интегрирующий. Счетчик: активной энергии реактивной энергии Контакт коммутационного устрой- ства: замыкающий размыкающий Контакт замыкающий с замедлени- ем при срабатывании То же при возврате Контакт размыкающий с замедле- нием при срабатывании То же при возврате PV Р№ PVA PI РК См. примеча- ния
§1.1
Основные понятия и определения
17
Продолжение табл. 1Л
Графическое обозначение Элемент схемы Буквенный код
—> 0 в- Контакт замыкающий с дугогаше- нием Выключатель путевой Разъемное соединение: штырь гнездо Переключатель цепи управления на два положения и на восемь це- пей. При повороте влево (положе- ние 0) контакты 1—2,5—6, 9 —10, 13—14 размыкаются, а контакты 3—4, 7—8, 11—12 замыкаются То же, на три положения с само- возвратом в нейтральное положе- ние Я, в котором оба контакта размыкаются Токосъемник, контакт скользящий Условные обозначения на планах Лампа сигнальная Электронагреватель ««ротивле- ния См. примечания SQ X ХР ,XS SA SA ХА HL EK
л. 5 i i 4 1 1 4 ♦ 1 1 ♦ t ♦ 4 1 iz zz ZE JL JfL
OHB » । i
*5 r***| ( 1 T*
T 0
-CD-
2—110
18
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл, 1
Продолжение табл, 1,1
Графическое обозначение Элемент схемы Буквенный код
То же индукционный ЕК
о Подстанция — установка открытая Г
а То же, закрытая Т
F—Ч Щит, пункт распределительный А
и Щиток группового рабочего осве- щения А
и То же аварийного освещения А
0 Светильник с лампой накаливания EL
Г~ Линия из светильников с люмине- сцентными лампами EL
Шинопровод на стойках Л
Выключатель однополюсный в ос- ветительной сети QS
§1.1
Основные понятия и определения
19
Продолжение табл, 1.1
Графическое обозначение Элемент схемы Буквенный код
То же двухполюсный QS
А Розетка штепсельная однополюс- ная X
S Выключатель автоматический QF
я Шкаф, ящик управления А
г । Пускатель магнитный КМ
и Кнопка управления SB
^0 Люминесцентная лампа высокого давления EL
Шинопровод, выполненный неизо- лированными шинами А
Примечания: 1. Коммутационные устройства изображены в положении,
принятом за исходное.
2. К буквенным позиционным обозначениям добавляют арабские цифры, оп-
ределяющие номер элемента на схеме, например КА2 — катушка второго реле
тока.
3. Если элементом схемы является контакт аппарата, то указывается номер
контакта, который отделяется знаком «:». Например КА2:3 — третий контакт
второго реле тока.
о*
20
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 1
Рис, 1.1. Принципиальная электрическая схема энергосистемы с тремя
Однако в ряде случаев для крупных предприятий стано-
вится необходимым комбинированное питание — от район-
ных ЭЭС и собственной электростанции типа ТЭЦ. Причем
собственная ТЭЦ промышленного предприятия должна
§ 11
Основные понятия и определения
21
В систему
110 кВ
35 кВ |
Магистраль глубокого ввода 35 кВ
Токопровод 6—10 кВ
Предприятие 3
6-10&
К др. П ГВ
Предприятие 2
ГПП2(ПГВ2)
6-10 кй
присоединенными промышленными предприятиями
иметь обязательную связь с районной ЭЭС на напряжении
ПО кВ и выше. Целесообразность сооружения собственной
промышленной ТЭЦ обусловлена необходимостью иметь
резервное питание для ответственных потребителей пред-
приятия, потребностью в тепловой энергии для технологи-
ческих целей и отопления, большой удаленностью некоторых
22
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 1
предприятий от районных энергосистем при недостаточной
мощности энергосистем и т. п.
На рис. 1,1 в качестве примера приведена упрощенная схема не-
большой электроэнергетической системы, от которой получают питание
три промышленных предприятия (/, 2 и 5). Электростанции системы С1,
С2 и промышленная ТЭЦ соединены линиями напряжением 220 и ПО кВ
и обеспечивают комплексное электроснабжение всех потребителей про-
мышленных предприятий. Электрические генераторы, установленные на
современных электростанциях, вырабатывают электроэнергию при на-
пряжении 6—24 кВ. Расстояние между источниками энергии и потре-
бителями, как правило, измеряется многими километрами, и передача
электрической мощности на этом напряжении становится практически
невозможной в связи со значительными потерями в передающих и рас-
пределительных сетях. Поэтому на электростанциях устанавливаются
трансформаторы для повышения генераторного напряжения до значения
ПО кВ и выше. На этом напряжении электроэнергия передается потре-
бителям. Связь между электростанциями системы осуществляется ВЛ
напряжением 220 кВ. Между электростанциями и потребителями соору-
жаются понижающие трансформаторные подстанции районного значения
(на рис. 1.1 РТП и УРП) и приемные подстанции промышленных пред-
приятий, снижающие напряжение питающей сети до того уровня, при
котором происходит дальнейшее распределение электроэнергии между
потребителями. Все цеховые ТП могут быть комплектными. На рисунке
пунктиром показаны резервные перемычки. Для упрощения схемы шины
всех напряжений показаны без аппаратов присоединения и защит отхо-
дящих линий.
Для электроснабжения большого количества крупных потребителей,
удаленных на расстояние в несколько десятков километров, служат на-
ходящиеся в центре района узловые распределительные подстанции
(УРП), на которых устанавливаются, как правило, трехобмоточные по-
нижающие трансформаторы.
Схемой рис. 1.1 предусматривается взаиморезервирование трансфор-
маторных подстанций, что делает ее более гибкой и позволяет избежать
перебоев в подаче электроэнергии при возникновении аварий и неис-
правностей. Схемой допускаются при необходимости отключения отдель-
ных подстанций или участков сетей для выполнения плановых и аварий-
ных ремонтных работ. С этой же целью питающие линии высокого
напряжения выполняются двухцепными. Трансформаторы связи промыш-
ленной ТЭЦ с энергосистемой могут передавать в сеть высшего напря-
жения избыток генерируемой ТЭЦ мощности или принимать от сети
энергосистемы мощности при ее дефиците на шинах генераторного на-
пряжения промышленной ТЭЦ.
§1.2 Общие сведения об электроустановках 23
1.2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ
Электроустановками (ЭУ) называется совокупность ма-
шин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования
(вместе с сооружениями и помещениями, в которых они ус-
тановлены), предназначенных для производства, трансфор-
мации, передачи, распределения электроэнергии и преобра-
зования ее в другой вид энергии, изменения рода тока, на-
пряжения, частоты или числа фаз.
ЭУ разделяют по назначению, роду тока (постоянный
и переменный) и по напряжению (до 1 кВ и выше 1 кВ).
Как правило, на промышленных предприятиях применяют-
ся ЭУ напряжением не выше 220 кВ.
По назначению различают ЭУ: производящие электри-
ческую энергию—электростанции; потребляющие ее —
электроприемники; преобразующие и распределяющие —
электрические сети, трансформаторные подстанции, преоб-
разовательные подстанции для установок постоянного тока
и для установок с частотой, отличной от 50 Гц.
В отношении мер безопасности ЭУ делят на: 1) ЭУ на-
пряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью; 2) ЭУ
напряжением до 1 кВ с изолированной нейтралью; 3) ЭУ
с малым напряжением (до 42 В); 4) ЭУ с напряжением
выше 1 кВ с малыми токами замыкания на землю (/3^
^500 А) с сетях с изолированной нейтралью; 5) ЭУ с на-
пряжением выше 1 кВ с большими токами замыкания на
землю (/3>500А) в сетях с эффективно заземленной ней-
тралью.
Приемником электрической энергии (электроприемни-
ком ЭП) называется аппарат, агрегат, механизм, предна-
значенный для преобразования электроэнергии в другой вид
энергии.
Бесперебойность (надежность) электроснабжения элек-
троприемников (потребителей) электрической энергии в лю-
бой момент времени определяется режимами их работы.
В отношении обеспечения надежности электроснабжения,
характера и тяжести последствий от перерыва питания при-
емники электрической энергии согласно ПУЭ, гл. 1.2 раз-
деляются на следующие три категории:
электроприемники I категории — электроприемники, пе-
рерыв электроснабжения которых может повлечь за собой
опасность для жизни людей, значительный ущерб народно-
му хозяйству, повреждение дорогостоящего оборудования,
24
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 1
массовый брак продукции, расстройство сложного техноло-
гического процесса, нарушение функционирования особо
важных элементов коммунального хозяйства. Удельный вес
нагрузок потребителей I категории в большинстве отраслей
промышленности невелик, за исключением химических и ме-
таллургических производств. На нефтехимических заводах
и заводах синтетического каучука нагрузка потребителей
I категории составляет 75—80 % суммарной расчетной на-
грузки предприятия; на металлургических заводах, имею-
щих в своем составе только коксохимические, доменные
и конвертерные цехи, она равна 70—80 %; на металлурги-
ческих заводах с полным металлургическим циклом нагруз-
ка I категории достигает 25—40 % •
Из состава ЭП I категории выделена так называемая
особая группа ЭП, бесперебойная работа которых необхо-
дима для безаварийного останова производства с целью
предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров
и повреждения дорогостоящего оборудования. К ним от-
носятся электродвигатели задвижек и запорной арматуры,
приводы компрессоров, вентиляторов, насосов, подъемных
машин на подземных рудниках, обеспечивающих своевре-
менную эвакуацию людей, а также аварийное освещение
в некоторых производствах. На некоторых предприятиях
прекращение вентиляции помещений может вызвать опас-
ную концентрацию горючих или токсичных газов, останов
насосов может привести к пожару или взрыву.
ЭП I категории должны обеспечиваться электроэнерги-
ей от двух независимых взаимно резервирующих источников
питания, и перерыв их электроснабжения при аварии на
одном из ИП может быть допущен лишь на время автома-
тического восстановления питания.
Для электроснабжения особой группы электроприемни-
ков I категории должно предусматриваться дополнительное
питание от третьего независимого взаимно резервирующего
ИП.
Источником питания (ИП) или центром питания (ЦП)
называется распределительное устройство генераторного на-
пряжения (ГРУ) электростанции или распределительное
устройство вторичного напряжения (РУНН) понижающей
подстанции энергосистемы или подстанции 35—220 кВ про-
мышленного предприятия, к которому присоединены распре-
делительные сети предприятия.
§ 1.2 Общие сведения об электроустановках 25
Независимым источником питания электроприемника
или группы электроприемников называется ИП, на котором
сохраняется напряжение в пределах, регламентированных
для послеаварийного режима, при исчезновении его на дру-
гих источниках питания этих электроприемников. На про-
мышленных предприятиях к числу независимых ИП можно
отнести энергосистему и собственную промышленную тепло-
электроцентраль (ТЭЦ), генераторы электростанции, рабо-
тающие на разные секции (системы) шин и имеющие не-
зависимые первичные двигатели (турбины); линии, секции,
трансформаторы разных подстанций энергосистемы; акку-
муляторные батареи и т. п. Практически независимым ИП
группы ЭП можно считать такой ИП, у которого, например
при коротком замыкании на шинах другого источника пи-
тания напряжение должно сохраняться на уровне не менее
60 % номинального напряжения сети ияом. Указанный пре-
дел установлен для устойчивой работы ЭП в условиях ава-
рийного режима в течение времени действия релейной
защиты и автоматики. Для крупных энергоемких предприя-
тий независимыми ИП могут являться территориально ра-
зобщенные ИП. Нагрузка между этими ИП распределяется
в зависимости от мощности и удаленности источников пи-
тания, от сезонности работы предприятия. В общем случае
к числу независимых источников питания относятся две сек-
ции или системы шин одной или двух электростанций и под-
станций при одновременном соблюдении следующих усло-
вий:
а) каждая секция или система шин в свою очередь име-
ет питание от независимого источника питания;
б) секции (системы) шин не связаны между собой или
имеют связь, автоматически отключающуюся при наруше-
нии нормальной работы одной секции (системы) шин.
Электроприемники II категории — это такие ЭП, пере-
рыв электроснабжения которых приводит к массовому не-
доотпуску продукции, к массовому простою рабочих, меха-
низмов, промышленного транспорта, нарушению нормаль-
ной деятельности значительного числа городских и сельских
жителей. Группа потребителей II категории является наи-
более многочисленной в большинстве отраслей промышлен-
ности. ЭП II категории рекомендуется обеспечивать элек-
троэнергией от двух независимых ИП. Для ЭП II категории
при нарушении электроснабжения одного ИП допустимы
(26) Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 1
перерывы электроснабжения на время, необходимое для
включения резервного питания действиями дежурного пер-
сонала или выездной оперативной бригадой. Допускается
питание электроприемников II категории по одной воздуш-
ной линии, в том числе с кабельной вставкой, если обеспече-
на возможность проведения аварийного ремонта этой ли-
нии за время не более 1 сут. Кабельные вставки этой линии
должны выполняться двумя кабелями, каждый из которых
выбирается по длительно допустимой нагрузке линии. До-
пускается питание ЭП II категории по одной кабельной
линии, состоящей не менее чем из двух кабелей, присоеди-
ненных к одному общему аппарату. При наличии центра-
лизованного (передвижного) складского резерва трансфор-
маторов и возможности замены повредившегося трансфор-
матора за время не более 1 сут допускается питание
электроприемников II категории от одного трансформатора.
Электроприемниками Ш категории называются все ос-
тальные электроприемники, не подходящие под определе-
ния I и II категорий. К ним можно отнести ЭП во вспомо-
гательных цехах, на неответственных складах, в цехах
несерийного производства и т. п. Для электроснабжения
электроприемников Ш категории достаточно одного источ-
ника питания при условии, что перерывы электроснабжения,
необходимые для ремонта или замены поврежденного эле-
мента СЭС, не превышают 1 сут.
Практика эксплуатации СЭС промышленных предприя-
тий показывает, что наиболее надежными являются системы
электроснабжения, содержащие минимальное количество
коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей
и т.п.), смонтированные с высоким качеством, при своевре-
менности выполнения профилактических ремонтов и замет-
ны устаревшего электрооборудования. На надежность СЭС
влияют соответствие пропускной способности элементов се-
ти нагрузкам потребителей; использование перегрузочной
способности сети, схемы соединения элементов сети; нали-
чие чувствительных, быстродействующих и селективных за-
щит (гл. 9); наличие или отсутствие в энергосистеме дефи-
цита мощности и запасных резервных элементов; четкость
всей структуры управления предприятием и другие факторы.
Следует отметить, что развитие электрических сетей по
мере роста нагрузок сопровождается повышением надеж-
§ 1.3
Напряжения эл. сетей и режимы нейтралей
27
ности электроснабжения и улучшением использования всех
элементов сети в нормальных условиях.
При проектировании СЭС предприятия следует учиты-
вать удельный вес электроприемников той или иной катего-
рии. Если преобладают нагрузки I категории, то необходи-
мо предусмотреть автоматическое включение резерва
(гл. 10). Если же удельный вес электроприемников I кате-
гории невелик, то целесообразны более дешевые схемные
решения при помощи резервных перемычек между соседни-
ми ТП. Иногда такое резервирование осуществляется на це-
ховых силовых распределительных пунктах, к которым под-
ключены электроприемники I и II категорий. Питание этих
пунктов следует производить от разных ТП или разных
секций подстанции, а для переключения применить прос-
тейшую автоматику.
Для обеспечения требуемой надежности питания всех
ЭП предприятия при послеаварийных режимах ПУЭ допус-
кают возможность отключения неответственных потреби-
телей в этих режимах. Поэтому часто требуется специаль-
ное рассмотрение схемы питания потребителей при после-
аварийных режимах.
Схемы электроснабжения промышленных предприятий
с учетом категории ЭП рассмотрены в гл. 4.
1.3. НАПРЯЖЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
И РЕЖИМЫ НЕЙТРАЛЕЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ
И ИСТОЧНИКОВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Номинальным напряжением электроприемника называ-
ют напряжение С/яом, обеспечивающее его нормальную ра-
боту. Номинальные напряжения источников электроэнергии
И сетей до 1 кВ должны соответствовать табл. 1.2.
Для электроустановок напряжением выше 1 кВ номи-
нальные напряжения приведены в табл. 1.3.
Номинальные напряжения (табл. 1.2 и 1.3) установлены
для согласования работы всех элементов СЭС, начиная от
генераторов электрических станций и кончая самыми уда-
ленными электроприемниками. На эти же напряжения из-
готовляют электрическое оборудование.
У повышающих силовых трансформаторов электростан-
ций номинальное напряжение первичной обмотки совпадает
с номинальным напряжением трехфазных генераторов.
28
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 1
Таблица 1.2. Номинальные напряжения до 1 кВ (ГОСТ 21128—83)
Ток Номинальное напряжение, В
источников и преобразова- телей сетей и приемников
Постоянный Переменный: однофазный трехфазный 6; 12; 28,5; 48; 62; 115; 230; 460 6; 12; 28,5; 42; 62; 115; 230 42; 62; 230; 400; 690 6; 12; 27; 48; 60; 110; 220; 440 6; 12; 27; 40; 60; НО; 220 40; 60; 220; 380; 660
Примечание, Для источников и преобразователей указаны между фазные
значения трехфазного тока.
У понижающих трансформаторов первичная обмотка явля-
ется приемником электроэнергии и ее номинальное напря-
жение равно напряжению сети. Номинальные напряжения
вторичных обмоток трансформаторов, питающих электриче-
ские сети, так же как и номинальные напряжения генера-
торов, на 5—10 % выше номинальных напряжений сети, что
дает возможность компенсировать потери напряжения в ли-
ниях и трансформаторах.
Выбор того или иного стандартного напряжения опреде-
ляет построение всей СЭС промышленного предприятия.
Для внутрицеховых электрических сетей наибольшее рас-
пространение имеет напряжение 380/220 В, основным пре-
имуществом которого является возможность совместного
питания силовых и осветительных ЭП. Наибольшая единич-
ная мощность трехфазных ЭП, получающих питание от си-
стемы напряжений 380/220 В, как правило, не должна пре-
вышать 200—250 кВт, допускающих применение коммути-
рующей аппаратуры на ток 630 А.
За последние десятилетия значительно увеличились на-
грузки потребителей, их число и единичная мощность. По-
этому в ГОСТ 21128—83 введено повышенное напряжение
660 В. Это вызвано тем, что повсеместно стало внедряться
напряжение 10 кВ вместо напряжения 6 кВ.
Напряжение 660 В в первую очередь целесообразно на
тех предприятиях, на которых по условиям планировки це-
хового оборудования, технологии и окружающей среды
нельзя или трудно приблизить цеховые ТП к электроприем-
Таблица 1.3. Номинальные междуфазные напряжения выше 1 кВ (ГОСТ 721—77)
Сети и приемни- ки электрической энергии Генераторы Источники электрической энергии
Трансформаторы
без РПН с РПН
первичные обмотки | вторичные обмотки первичные обмотки вторичные обмотки
(3) (3,15) (3) и (3,15) (3,15) и (3,3) —•» —- (3,15) -
(6) (6,3) 6 и (6,3) (6,3) и (6,6) (6) и (6,3) (6,3) и (6,6,
10 10,5 10 и 10,5 10,5 и 11 10 и 10,5 10,5 и 11
20 21 20 — — 22 20 и 21 — 22
35 — 35 — 38,5 - 35 и 36,75 — 38,5
НО — — — 121 — НО и 115 115 и 121
(150) — — — (165) - (165) и (158) (158) и (165)
220 — — — 242 - 220 и 230 230 и 242
Примечание. В скобках указаны нерекомендуемые напряжения для вновь проектируемых сетей.
§ 1.3 Напряжения эл. сетей и режимы нейтралей
30
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 1
никам. Это имеет место в угольных шахтах, в карьерах,
в нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, химической,
металлургической промышленности, на цементных заводах
и т. п. Расстояния от ИП до ЭП при этом увеличиваются,
и становится необходимым для снижения потерь принять
повышенное напряжение распределительной сети — 660 В.
Напряжение 660 В целесообразно также на предприятиях
с высокой удельной плотностью электрических нагрузок на
квадратный метр площади, концентрацией мощностей и с
большим числом электродвигателей в диапазоне мощностей
220—600 кВт.
При напряжении 660 В увеличивается радиус действия
цеховых ТП примерно в 2 раза по сравнению с внутрице-
ховыми сетями на 380 В, кроме того, появляется возмож-
ность повысить единичную мощность трансформаторов и тем
самым сократить число цеховых ТП, линий и аппаратов на-
пряжением выше 1 кВ. Одновременно снижается примерно
в 2 раза расход цветных металлов. Стоимость электродви-
гателей и трансформаторов одной и той же мощности при
напряжении 380/220 и 660/380 В практически одинакова, в то
время как пропускная способность сети 660/380 В увеличи-
вается в Т/Зраз.
Недостатками напряжения 660 В являются: необходи-
мость раздельного питания силовых и осветительных ЭП;
повышенная степень опасности электроустановок на на-
пряжение 660 В, нецелесообразность напряжения 660 В в
машиностроительной, деревообрабатывающей, легкой про-
мышленности и других отраслях, где имеется много мелких
рассредоточенных на небольшой территории электроприем-
ников.
Напряжение не выше 42 В (36 или 24) применяется
в помещениях с повышенной опасностью и в особо опасных
для стационарного местного освещения и ручных перенос-
ных ламп.
Напряжение 12 В применяется только при особо неблаго-
приятных условиях в отношении опасности поражения элек-
трическим током (например, при работе в котлах или дру-
гих металлических резервуарах), для питания ручных пере-
носных светильников.
В некоторых отраслях промышленности применяются
установки постоянного тока, например в электролизных
§ 1.3
Напряжения эл. сетей и режимы нейтралей
31
и гальванических цехах, при некоторых видах контактной
сварки, при получении металлов высокой чистоты, для при-
вода электродвигателей с широким и плавным регулирова-
нием частоты вращения и др. Для преобразования электро-
энергии переменного тока в постоянный применяются
выпрямительные устройства или комплектные преобразова-
тельные подстанции с полупроводниковыми выпрямите-
лями
В зависимости от установленной мощности промышлен-
ные предприятия подразделяются на предприятия малой
(1 — 5 МВт), средней (5 — 75 МВт) и большой (более
75 МВт) мощности.
Выбор напряжения выше 1 кВ производится в зависи-
мости от мощности ЭУ предприятия одновременно с выбо-
ром всей схемы электроснабжения. Для питания предприя-
тий малой мощности и в распределительных сетях внутри
предприятия используются напряжения 6 и 10 кВ. Причем
напряжение 10 кВ в большинстве случаев является более
предпочтительным. Напряжение 6 кВ целесообразно тогда,
когда нагрузки и ТП предприятия получают питание от шин
генераторов промышленной ТЭЦ, а также при наличии зна-
чительного числа ЭП предприятия на номинальное напря-
жение 6 кВ.
Напряжение 20 кВ широкого распространения пока не
получило, за исключением энергосистемы Латвийской ССР
и некоторых сетевых районов сельскохозяйственного назна-
чения. Напряжение 20 кВ может быть экономически оправ-
дано при наличии электрооборудования, стоимость которого
не превышает более чем на 20 % по технико-экономическим
расчетам стоимости электрооборудования на напряжение
10 кВ. Кроме того, напряжение 20 кВ рекомендуется ПУЭ
в тех случаях, когда вблизи промышленного предприятия
имеется или сооружается ТЭЦ с генераторным напряжением
20 кВ.
Напряжение 35 кВ используется для создания центров
питания предприятий средней мощности, если распредели-
тельные сети этих предприятий выполняются на напряже-
ние 6—10 кВ, а также для электроснабжения крупных уда-
ленных (5—20 км) ЭП на это напряжение. В некоторых
случаях напряжение 35 кВ применяется для схемы глубоко-
го ввода (см. схему предприятия 3 на рис. 1.1).
Исходя из требований к удобству эксплуатации СЭС,
32
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 1
следует выполнять схемы с минимальным числом исполь-
зуемых на предприятии напряжений и ступеней трансфор-
мации. Поэтому при проектировании новых и реконструк-
ции действующих промышленных предприятий следует
стремиться к ликвидации напряжений 6 и 35 кВ путем пе-
ревода существующих сетей 6 кВ на напряжение 10 кВ
и создания питающих сетей напряжением ПО—220 кВ вмес-
то сетей 35 кВ. Однако при наличии на предприятии круп-
ных электроприемников на напряжение 35 кВ, таких как
электрические печи и преобразователи на металлургичес-
ких заводах и т. п., исключить напряжение 35 кВ в схеме
электроснабжения предприятия иногда невозможно.
Напряжение ПО кВ сейчас находит все большее прп-
менение в качестве питающего напряжения на средних пред-
приятиях и в качестве распределительного по схеме
глубоких вводов—на предприятиях большой мощности. Вве-
дение в схемы электроснабжения напряжения ПО кВ позво-
ляет ограничить область распространения напряжения
35 кВ. Широкому применению напряжения 110 кВ способ-
ствовало также уменьшение минимальной мощности транс-
форматоров (до 2500 кВ-А), изготовляемых на это напря-
жение. Существенное значение это обстоятельство имеет
для средних, а иногда и небольших предприятий, когда
вблизи отсутствуют сети энергосистемы 6, 10 и 35 кВ.
Напряжение 220 кВ применяется для питания крупных
энергоемких промышленных предприятий от районных энер-
госистем и распределения электроэнергии на первой сту-
пени схемы электроснабжения. Напряжение 220 кВ исполь-
зуется чаще всего для схем глубоких вводов.
Рассмотрим режимы нейтрали сетей. Нейтраль сети (со-
единение точек нулевого потенциала оборудования) может
быть глухо заземлена, соединена с землей через активные
или реактивные сопротивления (резонансно-заземленная
нейтраль) и изолирована от земли.
Выбор способа заземления нейтрали определяется бе-
зопасностью обслуживания сети, надежностью электроснаб-
жения электроприемников и экономичностью. При повреж-
дениях фазной изоляции способ заземления нейтрали ока-
зывает большое влияние на ток замыкания на землю и
определяет требования в отношении заземляющих устройств
электроустановок (гл. 8) и релейной защиты от замыка-
ний на землю (гл. 9).
§ 1.3 Напряжения эл. сетей и режимы нейтралей 33
—Л
^пп--------------—-------------—//
Р^е. 1.2. Трехфазная четырехпроводная сеть напряжением 380/220 В
с глухозаземленной нейтралью при КЗ одной фазы на землю
Я — нейтральная точка
В установках напряжением до 1 кВ применяют четырех-
проводные и трехпроводные сети как с глухозаземленной,
так и с изолированной нейтралью. На рис. 1.2 показана
схема трехфазной четырехпроводной сети с глухозаземлен-
ной нейтралью, у которой обмотки питающих трансформа-
торов соединены в звезду и нейтральные точки электриче-
ски соединены с заземляющим устройством (землей). При
однофазных замыканиях на землю в сетях с глухозаземлен-
ной нейтралью протекают большие токи короткого замыка-
ния, быстродействующая защита отключает поврежденный
участок и однофазное замыкание не переходит в между-
фазное.
На неповрежденных фазах напряжение относительно
земли не повышается и изоляция может быть рассчитана
на фазное, а не на междуфазное (линейное) напряжение.
Однако при частых однофазных замыканиях на землю воз-
никают тяжелые условия работы отключающих аппаратов,
что может привести к повреждению обмотки трансформа-
торов.
Сети напряжением до Г кВ с изолированной нейтралью
'(рис. 1.3) — это малоразветвленные сети. К ним относятся,
как правило, трехпроводные сети напряжением 380, 660 В.
Электроустановки с изолированной нейтралью следует при-
менять при повышенных требованиях в отношении безопас-
ности (торфяные разработки, горные карьеры, угольные
шахты и др.). и при условии надежного контроля изоляции
З—по ' 33
34
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 4
сети для быстрого обнаружения персоналом замыкания на
землю. При этом должна быть обеспечена скорейшая лик-
видация замыканий на землю или автоматическое отклю-
чение участков при возникновении замыкания на землю.
Системы с изолированной нейтралью, как правило, не име-
ют четвертого (нулевого) провода, поэтому их исполнение
экономичнее по сравнению с четырехпроводной сетью с глу-
Рис. 1.3. Трехфазная сеть с изолированной нейтралью:
а — схема протекания емкостных токов при однофазном замыкании на землю;
б — векторная диаграмма напряжений и токов
хозаземленной нейтралью. В сетях с изолированной ней-
тралью при замыкании одной фазы на землю через место
повреждения будут проходить только емкостные токи, обус-
ловленные напряжением и емкостью неповрежденных фаз.
Напряжение поврежденной фазы по отношению к земле
становится равным нулю, а напряжения двух других фаз
становятся равными междуфазным напряжениям (рис.
1.3, б).
При замыкании на землю система питания сети с изо-
лированной нейтралью не отключается и может работать
до отыскания повреждения согласно ПУЭ два с лишним ча-
са. Этого времени достаточно для отыскания дежурным пер-
соналом места повреждения, так как режим работы сети при
замыкании одной фазы на землю считается не аварийным,
а лишь анормальным режимом. Питание электроприемни-
ков при этом не прерывается. Из всех видов повреждений
однофазные замыкания на землю составляют обычно 75—
85%, поэтому сети с изолированной нейтралью являются
более надежными по сравнению с сетями с глухим заземле-
нием нейтрали. В связи с тем, что при изолированной ней-
$13
Напряжения эл. сетей и режимы нейтралей
35
трали сети во время замыкания на землю одной фазы на-
пряжения двух других фаз относительно земли увеличива-
ются в 3 раз, изоляцию всех трех фаз сети нужно
предусмотреть не на фазное, а на междуфазное напряже-
ние.
Выбор режима работы нейтралей сетей напряжением 6—220 кВ
в СССР сложился исторически и объясняется следующими факторами.
В сетях 6—35 кВ, которые выполняются с изолированной нейтралью,
а следовательно, имеют малые токи замыкания на землю, обеспечива-
ется возможность сохранения в работе линии, имеющей замыкание на
землю, на время, необходимое для включения резерва. Кроме того, при
изолированной нейтрали снижается стоимость заземляющих устройств,
что весьма существенно вследствие большого числа электроустановок
6—35 кВ по сравнению с электроустановками на ПО кВ. Одновременно
сокращается примерно на 33 % число трансформаторов тока и реле за-
щиты. В то же время в таких сетях увеличивается стоимость линий
и аппаратов из-за необходимости выбирать их изоляцию на повышенное
в /3раз напряжение по отношению к земле.
В сетях ПО кВ и выше, работающих с эффективно заземленной
нейтралью, снижается стоимость изоляции линий и аппаратов по отно-
шению к земле, но увеличивается стоимость заземляющих устройств,
трансформаторов тока и реле защиты. Это обстоятельство не столь су-
щественно, так как число установок на напряжение ПО кВ и выше не-
велико по сравнению с установками 6—35 кВ. Замыкание одной фазы на
землю в сетях ПО кВ и выше приводит к отключению поврежденного
участка и становится особенно эффективным автоматическое повтор-
ное включение линий (АПВ) (гл. 10),
Если в сетях 6—35 кВ ток-замыкания на землю превышает допус-
каемые значения, то компенсация емкостных токов, возникающих при
замыкании на землю, осуществляется с помощью заземляющего реакто-
ра, который устанавливается в нейтрали какого-либо трансформатора,
присоединенного к сборным шинам 6—35 кВ (рис. 1.4). При наличии
заземляющего реактора кроме емкостных токов 1с в месте замыкания
фазы на землю проходят и индуктивные токи /г, замыкающиеся через
реактор. Суммарный остаточный ток равен разности емкостного и ин-
дуктивного токов. Векторная диаграмма токов и напряжений приведе-
на на рис. 1.4, б.
Сети 6—35 кВ в этом случае называются сетями с резонансно-за-
земленной нейтралью. Благодаря снижению тока замыкания на землю
в таких сетях снижается вероятность перехода однофазного замыкания
на землю в многофазное замыкание.
3*
36 Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. V
Рис. 14. Трехфазная сеть с компенсированной нейтралью:
а —схема протекания емкостных токов при однофазном замыкании на землю;
б — векторная диаграмма напряжений и токов
Таким образом, в нашей стране глухое заземление ней-
трали применяется: в сетях НО кВ и выше, в четырехпро-
водных сетях напряжением 380/220 В, в трехпроводных се-
тях постоянного тока. С изолированной нейтралью работа-
ют: трехфазные сети 6—35 кВ, трехфазные трехпроводные
сети напряжением 220—660 В. В двухпроводных сетях по-
стоянного тока изолируют среднюю точку.
1.4. НАЗНАЧЕНИЕ И ТИПЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
В зависимости от рода первичного двигателя, и способа
преобразования различных видов энергии электрические
станции могут быть тепловыми (в том числе и атомные)
и гидравлическими.
Тепловые станции (ТЭС), в свою очередь, делятся на
станции с паровыми турбинами, двигателями внутреннего
сгорания, газовыми турбинами. Наибольшее применение
нашли паровые ТЭС.
а) Тепловые электрические станции
В настоящее время около 80 % электроэнергии произ-
водится на тепловых электрических станциях. Тепловые
электрические станции используют органические виды топ-
Назначение и типы электрических станций
37
лива: уголь, нефть, газ, торф, относящиеся к невозобновля-
емым источникам энергии. Химически связанная энергия
топлива при сжигании преобразуется в тепловую, которая
используется для нагрева воды в котле и образования из
него пара. Энергией водяного пара приводится во вращение
турбина, соединенная с генератором. Если весь пар, за ис-
ключением небольших отборов для подогрева питательной
воды, используется для вращения турбины, то такие стан-
ции называются конденсационными (КЭС), в неспециаль-
ной литературе их называют ГРЭС (государственная рай-
онная электрическая станция). Мощные КЭС располагают-
ся вблизи районов добычи топлива или водоемов, необхо-
димых для охлаждения и конденсации пара, отработавше-
го в турбинах, поэтому они значительно Удалены от непо-
средственных потребителей электроэнергии и выдача мощ-
ности производится на высоких напряжениях (220—750 кВ).
Теплофикационные электрические станции — теплоэлек-
троцентрали (ТЭЦ) предназначены для централизованного
снабжения промышленных предприятий и городов электри-
ческой энергией и расположены в центре нагрузок. В отли-
чие от КЭС, пар, частично отработавший в турбине, исполь-
зуется для технологических нужд промышленных предпри-
ятий, а также для отопления и горячего водоснабжения.
Комбинированная выработка электроэнергии и теплоты да-
ет значительную экономию топлива по сравнению с раз-
дельным энергоснабжением, т. е. выработкой электроэнер-
гии на КЭС и получением теплоты на местных котельных.
ТЭЦ получили широкое распространение, на них произво-
дится около 25 % всей электроэнергии, вырабатываемой
в СССР.
На рис. 1.5 показана упрощенная технологическая схе-
ма ТЭЦ. Топливное хозяйство 1 ТЭЦ, работающих на ма-
зуте, включает разгрузочную эстакаду, склад мазута, уст-
ройство подогрева и мазутонасосы, перекачивающие ма-
зут к котлам. Подготовка газового топлива на ТЭЦ, рабо-
тающих на газе, сводится в основном к регулированию дав-
ления газа перед его поступлением в котел. Топливное хо-
зяйство ТЭЦ, работающих на угле, включает приеморазгру-
зочные механизмы, транспортеры, механизмы дробления,
размола, подачи угольной пыли в котел. Вместе с топливом
в котел 2 подается дутьевым вентилятором 18 предвари-
тельно подогретый в воздухоподогревателе 17 воздух. Пар,
38
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл,^1
Рис 1.5. Упрощенная технологическая схема ТЭЦ
полученный в котле, подается в турбину 3, на одном валу
с которой находится генератор 4. Механическая энергия
вращения турбины преобразуется генератором в электри-
ческую энергию, передаваемую потребителям на генератор-
ном напряжении от ГРУ или на повышенном напряжении
от РУ ВН.
Турбины на ТЭЦ имеют регулируемые и нерегулируемые
отборы пара: для нужд производства 5; для сетевых подо-
гревателей отопления и горячего водоснабжения 6\ для по-
догревателей питательной воды 14 и деаэратора 12. Осталь-
ной пар поступает в конденсатор 8, где он охлаждается во-
дой из водоема 9, подаваемой циркуляционным насосом
§ 1.4
Назначение и типы электрических станций
39
10. Полученный конденсат конденсатным насосом 11 пере-
качивается в деаэратор 12 для удаления растворенных га-
зов. Сюда же подается подпиточная вода, компенсирующая
потери пара на теплофикацию. Питательным насосом 13
создается необходимое давление воды, проходящей через
подогреватели 14 и 15 в котел. Продукты сгорания отсасы-
ваются дымососом 16. Сетевой насос 7 служит для цирку-
ляции воды в системе горячего водоснабжения.
Комбинированная выработка тепловой и электрической
энергии на ТЭЦ увеличивает КПД до 60—70 % по сравне-
нию с КЭС, где КПД не превышает 42 %.
Современные промышленные ТЭЦ имеют мощность 500—
600 МВт, на них устаналиваются теплофикационные тур-
бины 100—250 МВт на высокие параметры пара: 13—
24 МПа (1 МПа=10 кгс/см2), 565°C. Отборы пара на про-
изводство осуществляются при давлении 1,3—1,5 МПа
и температуре 240—290 °C, на отопление — при давлении
0,12—0,2 МПа и температуре 120—150 °C.
б) Атомные электрические станции
Строительству атомных электрических станций (АЭС)
уделяется все большее внимание, так как они приводят
к значительной экономии органического топлива.
Основной частью АЭС является ядерный реактор, в ко-
тором энергия ядерных реакций превращается в тепловую
энергию. Ядерный реактор состоит из активной зоны, отра-
жателя, системы охлаждения, системы управления, регу-
лирования и контроля, корпуса и биологической защиты.
В рабочие каналы активной зоны помещается ядерное топ-
ливо в виде урановых или плутониевых стержней, покрытых
герметической оболочкой. В этих стержнях и происходит
ядерная реакция, сопровождающаяся выделением большо-
го количества теплоты. Стержни с ядерным топливом на-
зывают тепловыделяющими элементами (твэлами). Коли-
чество твэлов в активной зоне может доходить до несколь-
ких тысяч. Деление ядер урана происходит при бомбар-
дировке их нейтронами, в результате чего получаются
осколки ядер, нейтроны и другие продукты деления, кото-
рые разлетаются в разные стороны с огромными скоростя-
ми и, следовательно, имеют большую кинетическую энер-
гию. Кинетическая энергия почти полностью превращается
40
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл.?1
в теплоту, которая используется для нагрева теплоносите-
ля, омывающего рабочие каналы твэлов с помощью прину-
дительной циркуляции. В качестве теплоносителя исполь-
зуется обычная вода, тяжелая вода, водяной пар, жидкие
металлы, некоторые инертные газы (углекислый газ, гелий).
В активной зоне находится замедлитель, уменьшающий ско-
рость нейтронов до значения, обеспечивающего управляе-
мую реакцию.
Активная зона окружена отражателем, который воз-
вращает в нее вылетающие нейтроны. Управление реакто-
ром производится с помощью специальных стержней, кото-
рые вводятся в активную зону и изменяют поток нейтронов,
а следовательно, и интенсивность ядерной реакции. За кор-
пусом реактора имеется биологическая защита, выполнен-
ная в виде толстого слоя бетона с внутренними каналами
для отвода теплоты.
Ядерное топливо обеспечивает значительную экономию
органического топлива: 1 кг урана U-235 заменяет 2900 т
угля. На каждые 1000 МВт электрической мощности АЭС
экономится ежегодно 2,1 млн. т условного топлива. Соору-
жение АЭС широко развернулось в европейской части
СССР, где практически исчерпаны запасы органического
топлива.
В числе действующих АЭС имеются одно-, двух- и трех-
контурные. По одноконтурной схеме работают АЭС с ка-
нальными водографитовыми реакторами типа РБМК; по
двухконтурной схеме — АЭС с корпусными водо-водяными
реакторами типа ВВЭР; по трехконтурной схеме — АЭС
с реакторами-размножителями типа БН.
Энергетическая программа СССР предусматривает со-
здание атомных теплоэлектроцентралей (АТЭЦ), атомных
станций теплоснабжения (ACT) и атомных станций про-
мышленного теплоснабжения (АСПТ), которые обеспечат
значительную экономию органического топлива.
Первая в СССР промышленная АТЭЦ, сооруженная на
Чукотке (пос. Билибино), имеет четыре водографитовых
канальных реактора с естественной циркуляцией теплоноси-
теля (кипящая вода). Технологическая схема показана Ча
рис. 1.6. В каналах ядерного реактора 1 образуется паро-
водяная смесь, которая направляется в сепаратор 2 для
отделения пара от воды. Пар из сепаратора поступает в теп-
лофикационные турбины 3. Генератор 4 превращает механи-
§ 1.4
Назначение и типы электрических станций
41
ческую энергию в электрическую, передаваемую потреби-
телям. Турбины имеют по два отбора пара: пиковый и ре-
гулируемый, остальной пар поступает в конденсатор 5,
конденсируется и питательным насосом 6 вода возвраща-
ется в сепаратор. Из сепаратора вода главным циркуляци-
онным насосом 7 подается в рабочие каналы реактора 1.
Пар из отборов турбины нагревает воду промежуточного
контура в основном 8 и пиковом 9 подогревателях. Горячая
вода (4-150 °C) по магистральным трубопроводам подается
на сетевые водо-водяные подогреватели 11, 12, а затем воз-
Рис. 1.6. Принципиальная технологическая схема АТЭЦ
вращается на АТЭЦ циркуляционным насосом промежу-
точного контура 10. Давление воды в промежуточном кон-
туре выше, чем давление пара в отборах, поэтому исключа-
ется попадание радиоактивных веществ из первого контура.
Благодаря трехконтурной схеме теплоснабжение от АТЭЦ
не представляет радиационной опасности для населения,
однако особенности ядерных реакторов не позволяют стро-
ить АТЭЦ в черте города.
i. При увеличении мощности АТЭЦ удельные капитальные
затраты на ее сооружение уменьшаются, и при нагрузке,
•превышающей 1200 МВт, АТЭЦ становится эффективнее
ТЭЦ, работающей на ограническом топливе [32].
Новым направлением в атомной энергетике является
использование атомной энергии для теплофикации жилых
помещений и промышленных предприятий без выработки
электрической энергии. Атомные станции теплоснабжения
42
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 1
'{ACT) отличаются от АТЭЦ более низкими тепловыми па-
раметрами (р — 1,5ч-2 МПа), отсутствием паротурбинной
установки и генератора. ACT требуют меньших площадей
и меньших расходов технической воды из-за отсутствия кон-
денсаторов.
Для лучшего использования оборудования ACT должны
работать совместно с ТЭЦ на органическом топливе, кото-
рые воспринимают на себя пиковую и полупиковую нагруз-
ку. Для ACT разработан энергетический водо-водяной ре-
актор АСТ-500 мощностью 500 МВт. ACT работает по
трехконтурной схеме: реакторный {р—1,64-7,0МПа), про-
межуточный (р—1,2МПа), сетевой (р=1,5МПа). Первая
ACT строится в г. Горьком.
В настоящее время разрабатываются атомные станции
промышленного теплоснабжения (АСПТ) для снабжения
промышленных предприятий технологическим паром (р—
=2 МПа) и горячей водой.
В ядерных реакторах существующих АЭС происходит
деление ядер урана, сопровождающееся освобождением
внутриядерной энергии. Слияние, синтез ядер легких эле-
ментов также сопровождается выделением огромных энер-
гий. Такие реакции, называемые термоядерными, могут
происходить только при очень высоких температурах (не
менее ста миллионов градусов Цельсия). Термоядерные ре-
акции происходят на Солнце и в звездах.
Для энергетических целей необходимо освоить непре-
рывную управляемую реакцию синтеза. Исходным материа-
лом для опытных термоядерных установок служат изотопы
водорода с атомным весом 2 (дейтерий) и атомным весом
3 (тритий), при разогреве их до сотен миллионов градусов
образуется плазма, состоящая из положительно заряжен-
ных ионов и электронов. Если плотность ядер дейтерия
и трития в плазме не менее 1015 в 1 см3, а максимальная
температура в плазме удерживается не меньше десятых
долей секунды, то происходит синтез ядер дейтерия и три-
трия с образованием ядер гелия и нейтрона с выделением:
энергии. Работы по осуществлению термоядерного синтеза
ведутся в Институте атомной энергии им. И. А. Курчатова
на установке Токамак. Эта установка представляет собой
тороидальную камеру, наполненную газом, в которой созда-
ется кольцевой ток. Ток разогревает газ, образует плазму
и способствует удержанию ее с помощью магнитного поля.'
Назначение и типы электрических станций
43
Стенки разрядной камеры отделены от высокотемператур-
ной плазмы вакуумным зазором и имеют термоизоляцию.
Успехи в исследовании процессов управляемого термоядер-
ного синтеза позволяет спроектировать и создать демонст-
рационную термоядерную электростанцию в ближайшие
10—20 лет.
в) Электрические схемы промышленных ТЭЦ
Обычно ТЭЦ сооружаются вблизи центров местной на-
грузки (городов, промышленных предприятий). В этом слу-
чае электроэнергия передается потребителям на генера-
торном напряжении 6—10 кВ, для чего предусматривается
генераторное распределительное устройство (ГРУ). Струк-
турная схема такой ТЭЦ показана на рис. 1.7, а, схема
электрических соединений — на рис. 1.7,6. Генераторы G1
и G2 присоединены к сборным шинам, разделенным на две
секции выключателем QB. Отключение и включение гене-
раторов производится выключателями QI, Q2. Разъедини-
тели в этих цепях служат для создания видимого разрыва,
обеспечивающего безопасность ремонта. Разъединители
QS1, QS2 отключают только обесточенные цепи, .т. е. пред-
варительно отключенные выключателями QI, Q2.
Цеховые ТП и РП присоединяются линиями 6—10 кВ
к токоограничивающим реакторам LR1, LR2. Количество
линий 6—10 кВ и число токоограничивающих реакторов,
присоединенных к шинам ГРУ, зависит от мощности пред-
приятий и других потребителей.
При снижении нагрузки промышленного предприятия
(праздничные и выходные дни) избыток мощности генера-
торов может быть передан через трансформаторы связи
Т1 и Т2 и через распределительное устройство (РУ) ПО кВ
в сеть энергосистемы для других потребителей. При ремон-
те или аварийном отключении одного генератора недостаю-
щая мощность может быть получена от энергосистемы через
те же трансформаторы Т1 пТ2.
Секционирование сборных шин увеличивает надежность
работы ТЭЦ, так как при аварии на шинах и последующем
ремонте одной секции вторая секция сохраняется в работе
и обеспечивает питание потребителей по оставшимся под
напряжением линиям. Ответственные потребители должны
присоединяться к ТЭЦ не менее чем двумя линиями к раз-
44
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл.
Рис. 1.7. Структурная схема (а) и схема электрических соединений (б)
ТЭЦ с генераторным распределительным устройством (ГРУ)
ным секциям ГРУ (к разным токоограничивающим реак-
торам).
Как рассмотрено выше (рис. 1.5), нормальная работа
ТЭЦ обеспечивается многочисленными механизмами
и установками: системой топливоприготовления, дутьевыми/,
вентиляторами, дымососами, питательными, циркуляцией^
ными, конденсатными, сетевыми насосами и др. Эти меха;,
низмы и установки называются системой собственных нужд
(с. н.). Для большинства механизмов с. и. применяются
асинхронные трехфазные двигатели напряжением
6 и 0,38 кВ в зависимости от их мощности. Для электро-
снабжения с. н. к шинам ГРУ присоединены две реактиро-
§ 1.4
Назначение и типы электрических станций
45
ванные линии, по которым подается питание к специально-
му распределительному устройству с, н., куда кабельными
линиями присоединяются электродвигатели 6 кВ и понижа-
ющие трансформаторы 6/0,4 кВ. Электроснабжение с. н.
должно быть надежным, так как отключение некоторых
механизмов ведет к аварийному останову турбоагрегата
или снижению его мощности. Надежность питания обеспе-
чивается резервированием от линии, подключенной к транс-
форматору связи Т1, и многократным секционированием
в схеме с. н. [57].
По рассмотренной схеме сооружаются промышленные
ТЭЦ с генераторами 30—60 МВт, предназначенные для пи-
тания местной нагрузки в радиусе 5—10 км. На современ-
ных ТЭЦ устанавливаются генераторы 100—250 МВт, об-
щая мощность их достигает 500—600 МВт, а некоторые
работающие ТЭЦ имеют мощность 2500 МВт. Такие ТЭЦ
сооружают вне черты города или промышленного объекта,
электроэнергия от них передается на повышенном напря-
жении (35, НО, 220 кВ), ГРУ не предусматривается, все
генераторы соединяются в блоки с повышающими транс-
форматорами (рис. 1.8, а). При блочном соединении умень-
шается количество коммутационной аппаратуры генератор-
ного напряжения, упрощается строительная часть ТЭЦ, так
как отсутствует ГРУ. Все блоки генератор — трансформатор
присоединяются к РУ ПО—220 кВ (рис. 1.8,6), связь на
генераторном напряжении между Gl, G2, G3 и G4 отсутст-
вует, поэтому токи КЗ уменьшаются, что облегчает аппа-
ратуру, устанавливаемую на генераторном напряжении.
Если вблизи блочной ТЭЦ имеется небольшая местная
нагрузка, то для ее электроснабжения предусматривают от-
пайки от блоков, которые присоединяют между генератором
и трансформатором. В отпайке устанавливается токоогра-
ничивающий реактор, если напряжение генератора и сети
электроснабжения одинаковы, или понижающий трансфор-
матор, если напряжение генератора выше напряжения сети.
Для повышения надежности электроснабжения местной на-
грузки в блоках Gl, G2 (рис. 1.8,6) установлены выключа-
тели QI, Q2, которые отключаются при неисправностях
в генераторах Gl, G2 или их турбинах, сохраняя питание
потребителей от блочных трансформаторов Tl, Т2. В бло-
ках, не имеющих местной нагрузки, генераторные выклю-
чатели могут не устанавливаться.
46
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. I
К районной,
подстанции.
К ГРП
и цеховым ТП
Рис. 1.8. Структурная схема (а) и схема электрических соединений (б)
блочной ТЭЦ
Собственные нужды блочных ТЭЦ получают питание от-
пайками, присоединенными так же, как местная нагрузка.
В отпайках устанавливаются реакторы или трансформато-
ры с. н. Тб, Т7. Резервирование питания с. н. осуществляет-
ся от трансформатора Тб, присоединенного к РУ НО—
220 кВ.
По типовым проектам ВНИПИэнергопрома во всех бло-
ках предусматривается установка генераторных выключа-
телей, которые повышают надежность электроснабжения
с. н. ТЭЦ, а также уменьшают количество операций вы-
ключателями ВН и выключателями в схеме с. н. при пере-
воде питания с. н. с рабочего на резервный трансформатор
и обратно,” который необходим при каждом останове и по-’
следующем пуске блока. Подробно схемы с. н. рассмотре-
ны в [43].
Схема РУ ПО, 220 кВ на рис. 1.8,6 показана условно.
Согласно [58] в РУ НО, 220 кВ рекомендуются схемы с од-
ной или двумя рабочими системами шин и обходной систе-
мой. Линиями ПО, 220 кВ осуществляется питание ГРП
$ 1.4 Назначение и типы электрических станций 47
и цеховых ТП промышленных предприятий и связь с энер-
госистемой через районные подстанции. Линии присоединя-
ются к разным секциям или системам шин для надежности
электроснабжения: при неисправности и последующем ре-
монте одной секции питание осуществляется от другой сек-
ции.
г) Гидравлические и другие типы электрических
станций
Гидроэлектростанции (ГЭС) сооружаются на реках
и водопадах и используют энергию водного потока. Этот
источник энергии является возобновляемым. Строительст-
ву ГЭС в нашей стране всегда уделялось большое внима-
ние. В 1920 г. по ленинскому плану ГОЭЛРО намечалось
строительство десяти ГЭС (Волховской, Днепровской,
Свирской и др.), к 1941 г. мощность всех ГЭС составила
1,4 ГВт; В военные годы широко развернулось строитель-
ство ГЭС в Средней Азии, а в послевоенные годы — на
Кольском полуострове, в Карелии, Ленинградской области
и Эстонской ССР, в Закавказье, на Волге, Каме и Днепре.
Огромными гидроресурсами обладает Сибирь. Построены
Братская ГЭС (4500 МВт), Усть-Илимская (4320 МВт),
Красноярская (6000 МВт), Саяно-Шушенская (6400 МВт)
и др. Установленная мощность ГЭС составляет более 20 %
общей мощности электростанций. В дальнейшем доля ГЭС
в общей выработке электроэнергии возрастает. Перед пло-
тиной ГЭС образуется водохранилище, вода которого ис-
пользуется по мере необходимости для выработки электро-
энергии.
Пуск агрегата ГЭС занимает не более 30 с, поэтому ре-
зервирование мощности в энергосистеме целесообразно
осуществлять агрегатами ГЭС.
В электрической части ГЭС подобны тепловым конден-
сационным электростанциям (КЭС) — предусматривается
блочное соединение генераторов с трансформаторами, энер-
гия выдается в систему на повышенных напряжениях
(220—750кВ). Отличительной особенностью ГЭС является
небольшое потребление электроэнергии на собственные
нужды в связи с отсутствием крупных механизмов.
При сооружении ГЭС одновременно с энергетическими
решаются важные народнохозяйственные задачи: ороше-
ние земель и развитие судоходства, обеспечение водоснаб-
48
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 1
жения крупных городов и промышленных предприятий
ит. д.
Капитальные затраты при сооружении ГЭС обычно
больше, чем при сооружении ТЭС, но меньшие эксплуата-
ционные издержки обеспечивают низкую себестоимость
электроэнергии, в несколько раз меньшую, чем на КЭС
и АЭС. Коэффициент полезного действия ГЭС обычно со-
ставляет 85—90 %.
Значительный интерес представляет использование
энергии приливов и отливов на побережьях морей и океа-
нов. Амплитуда колебания уровня воды, связанная с поло-
жением луны на небосклоне, зависит от географической
широты и характера берега континента; так, около Ма-
гелланового пролива зарегистрирована амплитуда колеба-
ний уровня воды 18 м, а около берегов Америки — 21м.
В закрытых морях (Каспийском, Черном) эффекты прили-
вов и отливов практически незаметны. В СССР энергия
приливов и отливов может быть использована в районах
побережья Баренцева, Белого и Охотского морей.
Приливная гидроэлектростанция (ПЭС) на Кольском
полуострове находится в опытной эксплуатации с 1968 г.
Мощность ее невелика, но позволяет проводить экспери-
менты по использованию обратимых гидроагрегатов, ре-
зультаты которых необходимы при строительстве мощных
ПЭС. Возможные к использованию энергетические ресурсы
морских приливов и отливов на Баренцевом и Белом морях
оцениваются примерно в 40 млрд. кВт-ч, но прежде чем ис-
пользовать их, необходимо преодолеть трудности, связан-
ные со строительством ПЭС (высокая стоимость и пульси-
рующий характер выдачи мощности).
За последние годы расширяются работы по использова-
нию нетрадиционных, а также возобновляемых источников
энергии. Солнце обладает огромными запасами энергии,
на поверхность Земли ее приходит в течение года
7,5-1017 кВт-ч, однако малая плотность солнечного потока
у земной поверхности (не более 1 кВт/м2) и нерегулируе-
мый приход его к земной поверхности затрудняют исполь-
зование этой энергии. Современные фотопреобразователн
позволяют преобразовать солнечную энергию в электриче-
скую с КПД 12—20 %. В Крыму сооружается первая сол-
нечная установка мощностью 5 МВт. Начата разработка
проекта опытно-промышленной солнечной электростанции
,§ 1.4 Назначение и типы электрических станций 49
мощностью 200 МВт. Перспективно использование косми-
ческих солнечных электростанций, но для их практической
реализации требуется решить ряд технических проблем.
Потенциальные ресурсы энергии ветра в СССР огром-
ны, использованию этой энергии придается большое значе-
ние. Ветроэнергетическими ресурсами богаты прибрежная
полоса Северного Ледовитого океана и восточные районы.
В этих районах могут быть использованы ветроустановки
мощностью по 100—300 кВт. В СССР разработаны ветро-
электродвигатели серии «Циклон» и ведутся работы по
созданию ветроэнергетических установок разного назна-
чения.
Значительны запасы энергии в виде тепла ’ земных
недр — геотермальная энергия. Термальные воды и пар из
скважин широко используются для отопления и горячего
водоснабжения в Дагестане, Грузии, Казахстане, Западной
Сибири, на Камчатке. Буровая скважина, дающая 100 т па-
ра в час, обеспечивает ежегодную экономию 20 тыс. м3
нефти. С 1967 г. успешно эксплуатируется первая в стране
Паужетская геоТЭС на Камчатке у вулкана Камбальный.
Проектируется геоТЭС на о. Кунашире. Крупнейшая
геоТЭС будет строиться в районе Авачинской сопки на
Камчатке, где температура пород на глубине 3,5 км дости-
гает 600 °C. С помощью буровых скважин в раскаленные
недра будут направлены речные воды; превратившись в пар,
они приведут в действие мощные турбоагрегаты. Горячей
водой будут отапливаться жилые дома, заводы, теплицы.
В Дагестане выявлено месторождение с паровой смесью де-
битом 12 тыс. м3 и температурой в пласте 150—230 °C. На
базе этого Месторождения можно построить геоТЭС мощ-
ностью до 500 МВт.
Большой интерес представляют методы непосредствен-
ного преобразования тепловой энергии в электрическую. Та-
кие методы подразделяются на магнитогидродинамические,
термоэлектрические, термоэмиссионные.
Принцип действия магнитогидродинамического (МГД)
генератора основан на законе электромагнитной индукции:
если в магнитном поле перемещать проводник, то в нем воз-
никает ЭДС. Проводником в МГД-генераторе является по-
ток ионизированного газа (плазма), магнитное поле созда-
ется мощными электромагнитами, ЭДС постоянного
направления снимается специальными электродами. Иони-
4—110
60 Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 1,
зированный газ получается в камере сгорания органическо-
го топлива 1 (рис. 1.9). Плазма с добавлением присадок,
увеличивающих электропроводность, направляется в рас-
ширяющийся канал МГД-генератора 2. Сильное магнитное
поле создается электромагнитами 3, использующими явле-
ние сверхпроводимости при низких температурах. Темпера-
тура газа должна быть не менее 2000 К. Выходящий из
канала МГД-генератора газ имеет температуру около
Рис 1.9. Принципиальная схема МГД-генератора с паросиловой установ-
кой
2000 К, тепловую энергию его используют для подогрева
воздуха в теплообменнике 4. и для получения пара в паро-
генераторе 5, который вращает турбину 6 и генератор 7.
В рассмотренной схеме МГД-установка сочетается с паро-
силовой установкой. По такой схеме сооружается МГД-
установка в сочетании с энергетическим блоком 300 МВт
с использованием в качестве топлива природного газа.
Термоэлектрические генераторы (ТЭГ) основаны на
возникновении термо-ЭДС при перепаде температур в спае
металлов или в полупроводниках типов пир. ТЭГ широко
используют в качестве источников энергии на космических
объектах, ракетах, подводных лодках, маяках и других уста-
новках. Однако существующие конструкции ТЭГ не могут
конкурировать с мощными электрическими станциями из-'
за дороговизны и низкого КПД (около 10 %).
Термоэмиссионные генераторы основаны на явлении
термоэлектронной эмиссии с горячего катода. В энергети-
ческих целях возможно использование ядерных термоэмис-
сионных преобразователей, в которых для нагрева катода
используется теплота, получаемая в результате ядерной ре-
§1.5
Силовые трансформаторы
51
акции. Первые такие преобразователи имеют КПД 15 %.
Дальнейшие разработки ведутся в направлении увеличе-
ния КПД и снижения стоимости ядерных преобразователей.
Принципиально возможно прямое преобразование ядерной
энергии в электрическую, так как при радиоактивном рас-
паде электроны (р-лучи) испускаются вследствие естест-
венного свойства элементов.
1.5. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ
На всех электрических станциях и подстанциях уста-
навливаются силовые трансформаторы, предназначенные
для преобразования электроэнергии переменного- тока од-
ного напряжения в другое. Наибольшее распространение
получили трехфазные трансформаторы, так как потери
в них на 12 15 % ниже, а расход активных материалов
и стоимость на 20—25 % меньше, чем в группе из трех од-
нофазных трансформаторов такой же суммарной мощности.
Основными частями трансформатора является магнито-
провод 5 с обмотками высокого и низкого напряжения 3
(рис. 1.10). Магнитопровод набирают из отдельных листов
холоднокатаной стали ЭЗЗО, ЭЗЗОА, изолированных друг от
друга для уменьшения потерь в стали. В магнитопроводе
проходит основной магнитный поток, благодаря которому
энергия первичной обмотки электромагнитным путем пере-
дается во вторичную обмотку. Обмотки выполняют из элек-
тротехнической меди или алюминия круглого или прямо-
угольного сечения. Количество витков в первичной и вто-
ричной обмотках зависит от напряжения. Витки обмотки
изолированы друг от друга кабельной бумагой, от магни-
топровода— маслом и цилиндрами из электрокартона. Об-
мотки высокого напряжения (ВН) от обмоток низкого на-
пряжения (НН) изолированы маслом и электрокартоном.
Концы обмоток ВН 6 выведены из бака 1 через изолято-
ры 9, а обмоток НН — через изоляторы 10. Пакеты магни-
топровода стянуты с помощью нижней 2 и верхней 4 ярмо-
вых балок. Для регулирования напряжения путем
изменения коэффициента трансформации используется пе-
реключатель 7. Бак заполнен маслом, которое служит не
только для изоляции обмоток, но и для их охлаждения.
Охлаждение самого масла происходит при естественной
циркуляции его в баке и радиаторных трубах 15. Бак пол-
4*
52 Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. I
ностью заливается маслом, а для компенсации изменения
объема при охлаждении или нагреве предусмотрен расши-
ритель 12 с маслоуказ ателем 13 и газовым реле 14 на соеди-
няющем трубопроводе.
При коротком замыкании внутри трансформатора резко
повышается давление внутри бака вследствие разложения
масла. Во избежание повреждения бака на крышке 8 уста-'
'новлена предохранительная труба 11. Наружный конец
трубы закрыт мембраной. При внезапном повышении дав-
ления в баке масло поднимается по трубе, мембрана раз-
рушается и часть масла выбрасывается наружу.
§ 1.5
Силовые трансформаторы
53
Для слива масла служит кран 16. Для перемещения
трансформатора используют катки 17.
Системы охлаждения, применяемые для трансформато-
ров, зависят от мощности трансформаторов.
Естественное масляное охлаждение (М) выполняется
для трансформаторов мощностью до 16 000 кВ. А включи-
тельно. На рис. 1.10 показана конструкция такого транс-
форматора. Тепло, выделенное в обмотках и магнитопрово-
де, передается окружающему маслу, которое, циркулируя
по баку и радиаторным трубам, передает его окружающе-
му воздуху.
Рис. 1.11. Принципиальные схемы систем охлаждения Д (а) и ДЦ (б)
Масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуля-
цией масла (Д) применяется для трансформаторов до
100 000 кВ-А. Навесные охладители 2 из радиаторных труб
соединены с баком трансформатора 1 (рис. 1.11,а). Венти-
лятор 3 засасывает воздух снизу и обдувает нагретую по-
верхность труб. Пуск и останов вентиляторов может осу-
ществляться автоматически в зависимости от нагрузки
и температуры нагрева масла.
Масляное охлаждение с дутьем и принудительной цир-
куляцией масла через воздушные охладители (ДЦ) приме-
няется для трансформаторов мощностью 63 000 кВ-А и бо-
лее (рис. 1.11,6). Охладители 2 состоят из системы тонких
ребристых трубок, обдуваемых снаружи вентиляторами 3.
•Электрические насосы 4, встроенные в маслопроводы, со-
54
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. У
здают непрерывную циркуляцию масла через охладители.
Благодаря большой скорости циркуляции, развитой поверх-
ности охлаждения и интенсивному дутью охладители обла-
дают большой теплоотдачей и компактностью. Переход
к такой системе охлаждения значительно уменьшает габа-
риты трансформаторов.
Естественное воздушное охлаждение трансформаторов
осуществляется путем естественной конвекции воздуха
и частично лучеиспускания в воздухе. Такие трансформа-
торы получили название сухих. Условно принято обозначать
естественное воздушное охлаждение при открытом испол-
нении С; при защищенном—СЗ; при герметизирован-
ном — СГ. В сухих трансформаторах применяется изоляция
класса нагревостойкости В или стеклоизоляция класса на-
гревостойкости F. Сухие трансформаторы пожаробезопас-
ны, поэтому находят широкое применение в промышленных
предприятиях и жилых зданиях. На рис. 1.12 показан транс-
форматор ТСЗ-1600/10 с номинальным первичным напря-
жением 6 или 10 кВ и вторичным напряжением 0,4 и 0,69 кВ.
Магнитопровод трансформатора шихтованный, стержневой,
из листов холоднокатаной стали, с жаростойким изоляци-
онным покрытием. Обмотки ВН выполнены из алюминие-
вого провода со стеклоизоляцией, обмотки низкого напря-
жения двухслойные цилиндрические из алюминиевой ленты.
Между обмотками ВН и НН находится изоляционный ци-
линдр и воздушный канал. Напряжение регулируется при
отключенном от сети трансформаторе пересоединением шин-
ной перемычки на регулировочных ответвлениях обмотки
ВН. Кожух из листовой стали обеспечивает доступ воздуха
к обмоткам и магнитопроводу.
Данная система охлаждения мало эффективна, поэтому
применяется для трансформаторов мощностью до
1600 кВ - А при напряжении до 15 кВ.
Силовые трансформаторы характеризуются следующи-
ми параметрами: номинальной мощностью, напряжением,
током; напряжением короткого замыкания; схемой и груп-
пой соединения обмоток.
Номинальной мощностью трансформатора называется
значение полной мощности, на которую непрерывно может
быть нагружен трансформатор в номинальных условиях ме-
ста установки и охлаждающей среды при номинальных ча-
стоте и напряжении. Для трансформаторов общего назна-
§ 1,5
Силовые трансформаторы
55
06SZ
Рис. 1.12. Трансформатор ТСЗ-1600/10:
/ — панель с зажимами для переключения; 2 —выводы ВН; 3 —«табличка техни-
ческих данных; 4 — выводы НН; 5 — кожух; б — сетка; 7 — каток
56
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. Д
чения (ГОСТ 11677—85), установленных на открытом воз-
духе и имеющих естественное масляное охлаждение без
обдува и с обдувом, за номинальные условия охлаждения
принимают естественно изменяющуюся температуру наруж-
ного воздуха (среднесуточная не более 30 °C, среднегодовая
не более 20 °C).
Трансформаторы, расположенные в камерах с естествен-
ной вентиляцией, при среднегодовой температуре до 20 °C
могут непрерывно нагружаться на их номинальную мощ-
ность. При этом срок службы трансформатора несколько
снижается из-за худших условий охлаждения.
Номинальные напряжения обмоток — это напряжения
первичной и вторичной обмоток при холостом ходе транс-
форматора. Для трехфазного трансформатора — это его
линейное напряжение, для однофазного, предназначенного
для включения в трехфазную группу, соединенную в звез-
ду, — это U/У3.
Коэффициент трансформации трансформатора
П = = А /1 П
"номНН «-3 U '
где С/иомвн — номинальное напряжение обмотки высокого
напряжения; {7НОмнн—номинальное напряжение обмотки
низкого напряжения; tt>i, а>2 — число витков обмоток ВН
и НН.
Номмнальными токами трансформатора называются
указанные в заводском паспорте значения токов в обмот-
ках, при которых допускается длительная нормальная ра-
бота трансформатора. Номинальный ток любой обмотки
трансформатора определяют по ее номинальной мощности
и номинальному напряжению:
/ = ^ном.т
иомВН ,/-3-..
V
(1.2)
АюмНН
^ном,т
Р^ЗЦюмНН
(1.3)
где Зном.т — номинальная мощность трансформатора илй
его соответствующей обмотки.
Напряжение короткого замыкания ик характеризует
полное сопротивление обмоток трансформатора и зависит
от взаимного расположения обмоток на магнитопроводе.
§ 1.5
Силовые трансформаторы
57
Величиина ик определяется из опыта короткого замыкания
•и численно равна напряжению, при подведении которого
к одной обмотке трансформатора в другой обмотке, замкну-
той накоротко, проходит номинальный ток. В каталогах
приводится «к, выраженное в процентах 1/ЯОм.
Схемы и группы соединения обмоток трехфазных двух-
обмоточных трансформаторов показаны на рис. 1.13. Об-
мотки ВН ПО кВ и выше, как правило, соединяются в звез-
ду, что позволяет облегчить изоляцию обмоток, так как она
рассчитывается в этом случае на фазное напряжение
Соединение в звезду с выведенной нулевой точкой
применяется в том случае, когда нейтраль обмотки зазем-
ляется. Обмотки НН 0,69 кВ и выше соединяются в тре-
угольник, что позволяет уменьшить сечение обмотки, так
как она рассчитывается в этом случае на фазный ток 1/1^3.
Обмотки НН 0,23 и 0,4 кВ соединяются в звезду с выведен-
ным нулем, что позволяет использовать междуфазное на-
пряжение для присоединения электродвигателей, а фаз-
ное — для присоединения осветительной нагрузки.
Условные обозначения показывают схему и группу со-
единения обмоток. Группа соединения показывает угло-
вое смещение векторов линейных ЭДС обмоток НН по
отношению к векторам соответствующих линейных
ЭДС обмотки ВН и обозначаются числом, которое, бу-
дучи умноженное на 30, дает угол смещения в гра-
дусах.
При включении трансформаторов на параллельную ра-
боту необходимо соблюдать тождественность схем и групп
соединений.
Условное буквенное обозначение трансформаторов со-
держит следующие данные: число фаз (О — однофазный;
Т — трехфазный); вид охлаждения (М, Д, ДЦ, С и др.,
см. ГОСТ 11677—85), число обмоток, если оно больше двух
(Т — трехобмоточный, Р — с расщепленной обмоткой НН);
регулирование напряжения под нагрузкой — Н. За буквен-
ным обозначением указываются номинальная мощность,
кВ>А; класс напряжения обмоток ВН, кВ; климатическое
исполнение и размещение, категория по ГОСТ 15510—70
и ГОСТ 15547—78.
Например, ТСЗ-1600/10УХЛ4 — трехфазный трансфор-
матор, сухой в защищенном исполнении, мощностью
58
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 1
Схема соединений обмоток Диаграмма векторов напряжение холостого хода Условное Сбозна- пение
вн HH вн HH
ш X У Z ^c ^b og Z у X 1S а ч; c g У/Ун-0
(>0 <^В ^>g X Y Z ^b ^g z у x aS % g g c yjy-o
^>S ^g X Y Z гТЛ‘,4” * >»1 aS A g b *g У/А-11
og 9A OB Og Lm . X Y Z AS A g a Ун/А-11
X Y Z ' AS 'А Г (ЭГЧС a^ У/Хп-11
^-rvwLo Г ъ. '’C-TY’V'J-o 1 - CD ^b ^g i> z у x A y.. А/Ун-11
ОЛ OS Og Izr Z / g Л a c А/А-о
3 1.5
Силовые трансформаторы
59
Схема соединения обмоток
вн НН
Диаграмма векторов
напряжения
холостого хода,
вн НН
Условное
обозначение
Рис. 1.13. Схемы и группы соединения трехфазных двухобмоточных
трансформаторов:
а — с одной обмоткой НН; О — с расщепленной обмоткой НН
А/А-А-0-0
,1600кВ-А, напряжением ВН 10кВ, УХЛ4 — климатическое
исполнение (умеренный и холодный климат), размещение
внутри помещения.
60
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 1?
1.6. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ МЕТОДИКИ
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ
ПРОВОДОВ, ШИН И ЖИЛ КАБЕЛЕЙ
ПО ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ПЛОТНОСТИ ТОКА
Строительство электроэнергетических объектов, к кото-
рым относятся СЭС промышленных предприятий, произво-
дится по государственным планам в соответствии с распре-
делением средств между отраслями народного хозяйства.
В условиях высоких темпов электрификации и возрастаю-
щих требований к качеству электроснабжения эффектив-
ность использования народнохозяйственных средств в элек-
троэнергетике приобретает все большее значение. Это обя-
зывает при решении задачи создания рациональных СЭС
выполнять технико-экономические расчеты, позволяющие из
двух-трех рассматриваемых вариантов выбрать вариант
с наименьшими народнохозяйственными затратами. Опти-
мальная СЭС — это система электроснабжения, дающая
минимум приведенных затрат и обеспечивающая необходи-
мую надежность питания потребителей.
При проектировании систем электроснабжения промыш-
ленных предприятий на основании технико-экономических
расчетов решаются, например, следующие задачи: обосно-
вание номинального напряжения сети, выбор схемы и кон-
фигурации сети, средств компенсации реактивной мощности
и их размещения, средств ограничения токов КЗ, сечений
проводов, числа и мощности трансформаторов и т. п.
Экономическая оценка рассматриваемого варианта за-
ключается в определении капитальных вложений (К)
и ежегодных эксплуатационных издержек (И). Обе эти ве-
личины определяются лишь для элементов системы элект-
роснабжения, входящих в изменяющиеся части сравнивае-
мых вариантов.
Технико-экономические расчеты следует выполнять в со-
ответствии с «Типовой методикой определения экономичен
ской эффективности капитальных вложений», утвержденной'
постановлением Госплана СССР, Госстроя СССР и прези-
диума Академии наук СССР от 08.09.69 г.
Сопоставление вариантов производится на основе опре-
деления экономической эффективности капитальных вложе-
ний, критерием которой являются минимальные приведен-
ные годовые затраты (3). Сущность метода состоит в том,
§> 1.6 Основные положения технико-экономических расчетов
61
что для каждого сравниваемого варианта определяются
приведенные к одному году затраты введением норматив-
ного коэффициента эффективности капитальных вложений
£н=0,12. Из числа двух-трех рассматриваемых вариантов
наиболее экономичным считается тот вариант, для которо-
го приведенные затраты оказались наименьшими Зг=гтнп.
При проведении технико-экономических расчетов элек-
троэнергетических объектов промышленных предприятий
сравнивают варианты с одинаковой степенью надежности
и сроком строительства объекта не более 1 года. В этом
случае общая формула затрат, тыс. руб.,
3 = £НК + Я, (1.4)
где К и И — соответственно капитальные вложения и еже-
годные издержки, тыс. руб.
Для выполнения технико-экономических расчетов и под-
счета К пользуются укрупненными показателями стоимости
сооружения отдельных элементов электрических сетей
(табл. П.2—П.24 [54] или табл. 4.3—4.34 [68]).
Капитальные вложения К — это основные фонды (пер-
воначальные затраты) на строительство новых электроэнер-
гетических объектов, расширение и реконструкцию дейст-
вующих, приобретение электрооборудования, затраты на его
монтаж.
Ежегодные эксплуатационные расходы И, тыс. руб., оп-
ределяются затратами на потерю электроэнергии И\, на
амортизацию сети Я2, на текущий ремонт и содержание об-
служивающего персонала И$:
И^И^И. + И., (1.5)
Стоимость потерь электроэнергии в сети
(1.6)
где ДЗа — годовые потери электроэнергии в сети, кВт-ч
(§2.5); Со — стоимость 1 кВт-ч электроэнергии,
руб/ (кВт-ч).
’ В технико-экономических расчетах величина Со прини-
мается по среднеотпускной для промышленности в целом
тарифной ставке энергосистем Минэнерго СССР, равной
0,016 руб/(кВт-ч).
Ежегодные расходы на амортизацию
Я2 = аЛ/100, (1.7)
62 Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 1
где а2 — отчисления на амортизацию, % (табл. П.25 [54]).
В СССР для возобновления изнашивающихся основных
фондов (электрооборудования, зданий, сооружений) созда-
ется специальный амортизационный фонд, обеспечивающий
накопление денежных средств для финансирования капи-
тального ремонта и возмещения изношенных основных фон-
дов предприятия. Отчисления на амортизацию устанавли-
ваются таким образом, чтобы к концу срока службы элек-
трооборудования были полностью восстановлены расходы,
затраченные на установку. Например, если установлен срок
службы 25 лет, то ежегодные отчисления на амортизацию
аа= 100/25=4 %.
Расходы на содержание обслуживающего персонала
и текущий ремонт чаще всего одинаковы в сравниваемых
вариантах, поэтому их можно не учитывать при проведении
технико-экономических расчетов, поэтому (1.5) приобрета-
ет вид:
И = Их + Иг. (1.8)
Если рассматриваемые варианты окажутся экономиче-
ски одинаковыми, то следует отдать предпочтение вариан-
ту с лучшими качественными техническими показателями,
т. е. у принятого варианта должно быть более высокое но-
минальное напряжение сети для перспективного развития
производства; меньшее число ступеней трансформации
с меньшими потерями энергии и напряжения; меньшее коли-
чество оборудования, кабелей и материалов и большая про-
стота и наглядность схемы; большая готовность к росту
нагрузок предприятия без существенной реконструкции дей-
ствующей сети; лучшие условия для индустриального мон-
тажа и большие удобства и безопасность в эксплуатации;
независимость основных питающих линий и узлов СЭС от
изменения технологии и очередности строительства; более
высокое качество электроэнергии (гл. 6).
Снижение затрат на сооружение электрических сетей
промышленных предприятий в значительной степени зави-
сит от выбора экономически целесообразного сечения, ogr
ределяемого экономической плотностью тока /эк, А/мм2.
Правилами устройства электроустановок регламентируется
значение /9к, принятое на основе технико-экономических
расчетов с учетом стоимости потерь электроэнергии и строи-
тельной части линий, экономии цветных металлов и других
факторов. Нормируемое значение /9к приведено в табл. П1.2.
§ -L6 Основные положения технико-экономических расчетов
63
Рис. 1.14. Зависимость приведен-
ных затрат от сечения провода
Сущность технико-экономического расчета, по которому
определено значение экономической плотности тока, пояс-
няет рис. 1.14. Прямая / представляет собой зависимость
капитальных вложений /С и расходов иа амортизацию
от сечения проводника F; чем больше площадь сечения, тем
дороже стоит провод. С другой стороны, чем больше пло-
щадь сечения F, тем меньше потери электроэнергии в ли-
нии. Поэтому, кривая 2, представляющая собой затраты на
потери электроэнергии, имеет обратно зависимую от сече-
ния характеристику. Суммарные ежегодные затраты, полу-
чаемые при сложении ординат 1 и 2, представлены кри-
вой 3. Кривая ежегодных затрат 3 имеет явно выраженный
минимум при некоторой оптимальной площади сечения про-
вода Рэк, называемой экономическим сечением. Экономиче-
ское сечение проводника, мм2,
(1-9)
где /р — расчетный ток провода в часы максимума энерго-
системы, А (§2.3).
Таблица П1.2 составлена при условии, что вся нагрузка
линии сосредоточена на ее конце.
- Для линии внецеховых электрических сетей к -отдель-
ном ЭП 6—10—20 кВ выбор сечения проводников произво-
дится по тем же значениям экономической плотности тока,
что в табл. П1.2. Однако выбранное таким образом сечение
должно быть проверено на отклонение напряжения от но-
.минального для заданного ЭП с учетом компенсации реак-
тивной мощности (гл. 5) и принятых средств регулирования
.напряжения (гл. 6).
64
Основные сведения об электроэнергетических системах Гл. 1
Проверке по экономической плотности тока не подлежат:
сети промышленных предприятий и сооружений напряже-
нием до 1 кВ при числе часов использования максимума
нагрузки предприятий до 4000; ответвления к отдельным
электроприемникам напряжением до 1 кВ, а также освети-
тельные сети промышленных предприятий, жилых и обще-
ственных зданий; сборные шины электроустановок и оши-
новка в пределах открытых и закрытых распределительных
устройств всех напряжений; проводники, идущие к резисто-
рам, пусковым реостатам и т. п.; сети временных сооруже-
ний, а также устройства со сроком службы 3—5 лет; мас-
лонаполненные кабели напряжением 35—220 кВ.
Все остальные сети выбираются по экономической плот-
ности тока. Сечение, полученное в результате расчета по
(1.9), округляется до ближайшего стандартного сечения.
Пример 1.1. Подстанция промышленного предприятия питается ка-
бельной линией напряжением 10 кВ, Кабель принят бронированный,
с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами. Максимальная токо-
вая нагрузка /р=45 А. Расчетная продолжительность использования
максимальной нагрузки Лиах=4500 ч. Выбрать сечение кабеля по эконо-
мической плотности тока.
Решение. По табл. П1.2 находим, что для кабеля с бумажной изо-
ляцией и алюминиевыми жилами при Гтах=4500 ч экономическая плот-
ность тока /9к =1,4 А/мм2. Экономическое сечение кабеля по (1.9):
F3H = 45/1,4 = 31,5 мм«.
Принимаем ближайшее стандартное сечение жилы кабеля 35 мм2.
Принятое сечение следует проверить по нагреву (§ 3.4).
1.7. ЭНЕРГОСИСТЕМА И ВОПРОСЫ ОХРАНЫ
ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Охрана природы от вредного воздействия промышленных отходов
и выбросов — одна из самых серьезных проблем современности. Мир
встревожен уроном, который человечество уже нанесло и наносит лесам,
озерам, рекам, воздуху, которым мы дышим, всей природе, нас окру-
жающей.
При работе тепловых электростанций в атмосферу рассеивается бо-
лее 60 % исходной энергии топлива в виде нагретой воды и горячих
дымовых газов. Вместе с дымовыми газами выделяются окислы азота,
зола, окись углерода, сернистые соединения, пыль, шлак и пр.
Гидроэлектростанции также оказывают значительное отрицательное
§ 17 Энергосистема и вопросы охраны окружающей среды
65
влияние на природу, ввиду того что изменяется уровень грунтовых вод,
затапливаются обширные теорритории, перекрытые плотинами ГЭС, на-
рушается режим рыбного хозяйства, происходит ухудшение состояния
почвы и пр.
В состав электроэнергетических систем входят линии высокого на-
пряжения, под строительство которых отчуждаются значительные участ-
ки земли, приводящие к потерям территории и почвы. Кроме того,
вдоль таких линий в радиусе нескольких десятков метров создаются
электромагнитные поля, которые не только вызывают помехи в системах
связи, но и неблагоприятно влияют на человека и на все живые орга-
низмы. Для уменьшения потерь плодородных земель под полосы отчуж-
дения рекомендуется вместо воздушных сооружать кабельные линии
напряжением выше ПО кВ.
В двенадцатой пятилетке в соответствии с Энергетической програм-
мой СССР намечены задачи по охране окружающей среды: ускоренное
развитие на Европейской части ядерной энергетики, перевод на газ
вместо угля тепловых электростанций, что резко снизит выбросы золы
и окислов серы; уменьшение и полное прекращение сброса неочищенных
сточных вод электростанций в бассейны морей; ускоренное создание на-
дежных и экономичных установок, улавливающих вредные выбросы;
создание замкнутых технологических циклов; правильный выбор места
расположения тепловых электростанций. Особое внимание следует уде-
лять выбору площадей для золоотвалов, которые на ТЭС имеют вну-
шительные размеры. Необходимо учитывать климат и рельеф местности,
число дней в году со штилевой погодой, способствующих накоплению
в воздухе большого количества вредных веществ; рекультивацию земель
и плодородного слоя почвы; строгое соблюдение санитарных норм для
всех источников загрязнения атмосферы. .
В настоящее вред^я важнейшей задачей ученых-энергетиков являет-
ся создание надежных и безопасных ядерных реакторов нового поколе-
ния. Решение этой задачи позволит предотвратить пагубное влияние
аварий АЭС на окружающую среду. В нашей стране выдвинуты кон-
кретные предположения о серьезном укреплении международного режи-
ма безопасного развития ядерной энергетики, широком сотрудничестве
в рамках МАГАТЭ (международного агентства по атомной энергии)
всех заинтересованных государств.
Промышленные воды электростанций, если их не подвергнуть обез-
вреживанию, также могут явиться причиной загрязнения водоемов.
Очистка вод происходит в отстойниках, фильтрах-смолруловителях и др.
Одновременно создаются системы замкнутого оборотного водоснабже-
ния, полностью исключающие сброс промышленных вод электростан-
ций в водоемы.
-5—110
66
Основные сведения об электроэнергетических системах . Гл: 1
> Для удаления пыли из выбросов ТЭС широко применяют дымовые
трубы с электрофильтрами. Высота труб иногда достигает высоты /О—
15-этажного дома, что позволяет рассеивать вредные вещества на десят-
ки километров. Электростатические фильтры улавливают летучую золу,
образующуюся, при сжигании твердого топлива. Пылевые частицы за-
держиваются ва положительно заряженных электродах, теряют свой
заряд и через определенное время с помощью специальной системы
встряхиваются и удаляются из фильтра.
В настоящее время ведутся работы по созданию высокоэффектив-
ных золоулавливающих аппаратов для энергоблоков с единичной мощ-
ностью 500 и 800 МВт.
Одним из путей борьбы с вредными выбросами в атмосферу явля-
ется создание и развитие безотходных и малоотходных технологических
процессов с комплексным использованием сырья, при которых одновре-
менно достигается повышение эффективности народного хозяйства. На-
пример при выработке электроэнергии возможно использование отрабо-
тайного пара для обогрева помещений, для вовлечения в замкнутую сис-
тему утилизации теплоты.
Наиболее «чистое» производство электроэнергии осуществляется на
установках, использующих солнечную, ветровую и геотермальную энер-
гию, энергию морских приливов и тепловую энергию, получаемую в ре-
зультате'сжигания водорода. Благодаря этим источникам получения
электроэнергии снижается потребление ископаемого топлива и с их по-
мощью можно избежать существенного вагрязнения среды вредными
выбросами.
СССР принимает активное участие в работе международных при-
родоохранительных организаций, сотрудничает в области охраны окру-
жающей среды на основе межправительственных соглашений с США,
Англией, Францией, Швецией, Бельгией, Италией и другими странами.
В Советском Союзе впервые в мире начали нормировать предельно до-
пустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в окружающей среде.
В принятом в 1981 г. Законе об охране окружающей среды, в частно-
сти, содержатся правила о запрещении ввода в действие вновь создавае-
мых и реконструируемых предприятий, если эти предприятия станут
источниками загрязнения, превышающего нормы ПДК.
За последние годы индустриально развитыми странами Запада так-
же проводятся определенные акции но охране природы. В США, напри-
мер, существуют крупные федеральные комиссии и ведомства, имеющие
отношение к охране окружающей среды: Федеральная энергетическая
комиссия, Совет гражданской авиации, Комиссия по атомной энергии,
Совет по качеству окружающей среды, агентство по охране окружаю-
щей среды и др. ш
§ 2.1 Характеристики основных промышленных потребителей $1
Национальные правительственные организации по охране природы
созданы во Франции, Дании, Японии и многих других странах. Прини-
маются законы, разрабатываются'стандарты на качество отдельных
компонентов среды — воздуха, воды, шума и т. д.
Развитие международного сотрудничества в области охраны окру-
жающей среды будет способствовать успешному решению националь-
ных и международных проблем охраны природы, обмену опытом в раз-
работке природоохранительных мероприятий, контроля за загрязнением
окружающей среды.
Г лава вторая
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИИ
2.1. ХАРАКТЕРИСТИКИ ОСНОВНЫХ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ.
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
ОБ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКАХ
Современный этап развития промышленности характе-
ризуется сложностью и энергоемкостью производственного
процесса, ростом единичных мощностей агрегатов. Электри-
ческие нагрузки промышленных предприятий, а следова-
тельно, и потребление электроэнергии зависят от вида и ко-
личества выпускаемой продукции, от уровня- механизаций
и автоматизации технологического процесса, от санитарно-
гигиенических требований ’ данного производства, от пока-
зателей- по обеспечению надлежащих условий работы и ох-
раны труда рабочих и служащих. Величина установленных
мощностей потребителей электроэнергии некоторых про-
мышленных предприятий достигает миллион киловатт
и более.
Современная тенденция к концентрации производств
и созданию крупных промышленных комплексов приводит
к тому, что увеличивается количество устанавливаемого
промышленного оборудования, укрупняются и совершенст-
вуются отдельные технологические агрегаты и механизмы,
как-то: мощные прокатные станы, крупные электрические
печи, металлорежущие станки и т. п. В цехах промышлен-
ных предприятий работает много агрегатных станков, вен-
Б»
68
Электрические нагрузки промышленных предприятии Гл. 2
тиляторов, электролизных, электросварочных, конвейерных
и других установок, многие из которых объединены в авто-
матические линии, насчитывающие десятки и сотни ЭП,
разнообразных по типу, мощности, режиму работы, напря-
жению в роду тока. Все они являются потребителями элек-
трической энергии.
Потребителем электрической энергии называется один
ЭП или группа ЭП, объединенных технологическим процес-
сом и располагающихся на определенной территории.
Электротехническими устройствами называются устрой-
ства, в которых при их работе производится (генераторы),
преобразуется (ЭП, трансформатор, выпрямительная уста-
новка), передается и распределяется (линии с аппаратами
присоединения и защиты) электрическая энергия.
Электрооборудованиием называется совокупность элек-
тротехнических устройств и (или) изделий. Электрообору-
дование может иметь соответствующее название, например
электрооборудование станка, электрооборудование крана
и т. п.
Электрооборудование разделяют на силовое и освети-
тельное. Силовое охватывает все виды ЭП, исключая пред-
назначенные для освещения. Поэтому при проектировании
внутрицехового электроснабжения промышленных предпри-
ятий (гл. 3) расчеты и чертежи силового и осветительного
электрооборудования выполняются раздельно. Отдельными
этапами ведется и монтаж силовых и осветительных элек-
троустановок.
Согласно ГОСТ 183—74** различают восемь номиналь-
ных режимов работы электроприемников: продолжитель-
ный; кратковременный; повторно-кратковременный; повтор-
но-кратковременный с частыми пусками; повторно-кратко-
временный с частыми пусками и электрическим
торможением; перемежающийся; перемежающийся с часты-
мии реверсами; перемежающийся с двумя или более час-
тотами вращения.
Рассмотрим три основных режима работы, характерных
для большинства ЭП промышленных предприятий, — про-
должительный, кратковременный и повторно-кратковремен-
ный (рис. 2.1).
а) Продолжительный режим (рис. 2.1, а). Этот режим
работы ЭП продолжается столь длительное время, что пре-
вышение температуры нагрева всех его частей над темпер^
§ 2.1 Характеристики основных промышленных потребителей
69.
Рис. 2.1. Графики основных режимов работы электроприемников
турой окружающей среды достигает практически устано-
вившегося значения гуСт.
На рис. 2.1 представлен характер изменения нагрузки Р,
потерь мощности ДР и кривой нагрева т при работе ЭП
в трех режимах. После включения ЭП в сеть температура
его и сети начинает повышаться. Если бы отсутствовала
отдача теплоты в окружающую среду, то температура эле-
ментов сети непрерывно повышалась бы. В результате про-
исходящего одновременно процесса охлаждения наступает
тепловое равновесие, при котором температура ЭП и эле-
ментов его сети становится установившейся. Практически
установившейся температурой называется температура, из-
менение которой в течение 1 ч не превышает 1 °C при усло-
вии, что нагрузка сети и температура охлаждающей среды
сдаются практически неизменными.
70 .Электрические, нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
При выборе электроустановок по нагреву необходимо,
чтобы фактически установившееся значение превышения
температуры тусэ над температурой окружающей среды 0о,с
соответствовало допустимому значению тЯоП. При этом ус-
ловии обеспечивается безаварийная работа электроустано-
вок. Поэтому в паспорте ЭП, трансформаторов и генерато-
ров электрических станций указывается значение номиналь-
ной (установленной) мощности, которая гарантирует
сохранность•их изоляции от перегрева. Для проводников
электрической сети в ПУЭ приводятся значения длительно
допустимых токов, при которых гарантируется сохранность
изоляции проводников (табл. П2.1—П2.2).
В соответствии с ГОСТ 183—74** номинальными данны-
ми называются параметры, указанные на заводской таблич-
ке электрооборудования (в паспорте) и определяющие но-
минальный режим его работы. Номинальная мощность
электродвигателя с продолжительным режимом Рноы. — это
полезная механическая мощность на валу (кВт), указанная
в его паспорте или на заводской табличке. Здесь же ука-
зываются и другие технические параметры: род тока, но-
минальное напряжение, частота f, число фаз, КПД т}ном, ко-
эффициент мощности при номинальной нагрузке созфвом
и др.
В соответствии с рис. 2Д, а температуру электроуста-
новки при продолжительном режиме работы можно считать
уже практически установившейся через промежуток време-
ни 3 Г, где Т — постоянная времени нагрева, с. Постоянная
времени нагрева — это время, в течение которого темпера-
тура ЭП и проводника электрической сети достигла бы
установившегося значения туст, если бы отсутствовала от-
дача',тейл а в окружающую среду. Графически постоянную
времени нагрева можно получить, если построить касатель-
ную кривой; нагрева в точке 0. Отрезок, обозначенный, на
рис. 2.1, а как Т, и есть постоянная, времени нагрева. В элек-
трических, сетях промышленных предприятий испрльзуются
проводники таких марок и сечений, для которых постоян-
ная времени нагрейа Т, как правило, равна 10 мин. Следо-
нательно, проводник электрической сети достигнет устано-
вившейся температуры за 3-10=30 мин. Этот 30-минутный
Промежуток времени используется в качестве расчетного
времени при определении электрических нагрузок, методы
расчета которых описаны в § 2.3. -9П
§ 2.1 Характеристики основных промышленных потребителей
71
В продолжительном режиме работают электроприводы
большинства насосов, компрессоров, вентиляторов, меха-
низмы непрерывного транспорта, нагревательные печи
и т. п.
Для силовой (двигательной) нагрузки и нагрузки элек-
тропечей номинальная мощность ЭП, кВт, принимается по
Паспортным данным:
Рвом,эд Рпаси» (&0
' Рном.печ = Рмоп* (2.,1а)
Для выпрямительных электроустановок
Рвом.в.у ^цасп СО® Фпаоп* (2.16)
Как правило, для выпрямительных установок cos <р=
=0,57. Номинальная мощность трансформаторов опреде-
ляется аналогично по (2.1, б).
б) Кратковременный режим (рис. 2.1,6) характеризу-
ется небольшими по времени периодами работы и длитель-
ными паузами с отключением ЭП от сети. Иначе говоря,
период работы имеет столь ограниченную продолжитель-
ность, что превышение температуры нагрева электрообору-
дования над температурой окружающей среды не успевает
достигнуть допустимых предельных значений; а продолжи-
тельность пауз между периодами работы столь велика, что
электрооборудование успевает охладиться до температуры
окружающей среды. В кратковременном режиме работает
вспомогательные механизмы металлорежущих станков,
электроприводы различных заслонок, задвижек и т. п., где
пауза значительно превышает длительность периода рабо-
ты. По ГОСТ 183—74** принимается длительность периода
работы ЭП с неизменной номинальной нагрузкой в крат-
ковременном режиме 10, 30, 60 и 90 мин (если в стандарт
тах или технических условиях не установлена иная).
в) Повторно-кратковременный режим (рис. 2.1, в), при
котором кратковременные периоды работы чередуются
с паузами. При этом рабочие периоды не настолько дли-
тельны, .чтобы превышение температуры нагрева электро-
установок над температурой окружающей среды х могло
быстро достигнуть установившегося значения Туст, а во вре-
мя пауз электроустановка не успевает охладиться до тем-
пературы окружающей среды. В результате многократных
72
Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
циклов температура электроустановки достигает некоторой
средней установившейся величины тСР..
В повторно-кратковременном режиме работают электро-
приводы механизмов подъемно-транспортных устройств,
приводы прокатных станов, электросварочные аппараты
для точечной сварки и т. п.
Приемники повторно-кратковременного режима харак-
теризуются относительной продолжительностью включения
ПВ % = tB • 100 % /(/в + Q = tB. 100 %//„,
где tB — период работы, мин; t0 — период отключения (па-
уза) , мин; tn, — время всего цикла, мин.
Продолжительность одного цикла, если нет других ука-
заний, 10 мин. Если /ц>10мин, то режим работы считается
продолжительным.' Для повторно-кратковременного режи-
ма работы в соответствии с ГОСТ 183—74** электротехни-
ческая промышленность выпускает электродвигатели с но-
минальными значениями стандартной продолжительности
включения ПВном, равными 15, 25, 40 и 60 %.
Для ЭП повторно-кратковременного режима указанная
в паспорте мощность повторно-кратковременного режима
должна быть приведена к номинальной мощности продол-
жительного режима Рвом, кВт, при ПВ = 100 %:
^ном = ^пасп (2.2)
где Рпасп — паспортная мощность электроприемника, кВт;
ПВпасп — паспортная продолжительность включения,
отн. ед.
Для сварочных машин и трансформаторов электриче-
ских печей, паспортная мощность которых указывается
в единицах измерения полной мощности, номинальная ак-
тивная мощность, кВт,
Рном ’ •5паспуГПВпаоцС08 фпасп> (2*3)
где Snacn — паспортная мощность трансформатора, кВ-А;
cos фпасп и ПВпасп — паспортные значения cos q> и продол-
жительности включения.
§ 2.2
Графики нагрузок промышленных установок
73
2.2. ГРАФИКИ НАГРУЗОК
ПРОМЫШЛЕННЫХ УСТАНОВОК.
ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Графиком нагрузки (нагрузочной диаграммой) называ-
ется кривая, показывающая изменение нагрузок за опреде-
ленный (заданный) промежуток времени. Графики нагрузок
дают наглядное представлениие об изменении потребляе-
мой мощности электроустановок в течение заданного про-
межутка времени (смена, сутки, месяц, год). По роду на-
грузки различают графики активной и реактивной мощно-
Рис 2.2. Нагрузочные диаграммы, записанные самопишущими ваттмет-
рами:
а — вентилятор; б — конвейер
сти, по длительности рассматриваемого промежутка
времени — в основном суточные и годовой графики. По оси
ординат графика откладывают активные и реактивные на-
грузки, по оси абсцисс — время действия этих нагрузок.
При создании или реконструкции какого-либо энерго-
емкого ЭП, состоящего из нескольких элементов (электро-
двигателей, преобразователей и пр.), номинальные мощно-
сти этих элементов выбираются по индивидуальным графи-
кам технологического режима работы приводимых
механизмов, нагрева печей и т. п. Индивидуальные нагрузоч-
ные диаграммы, характеризующие изменение во времени на-
74
Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
грузки отдельных элементов электроприемника, можно за-
писать с помощью самопишущего ваттметра (рис. 2.2). По
индивидуальным графикам путем наложения нагрузок для
каждого момента времени всех элементов, входящих в энер-
гоемкий ЭП, можно построить суммарный (групповой)
график. Аналогично на действующих предприятиях строит-
ся суммарный (групповой) график нагрузок всех ЭП цеха
или предприятия в целом.
Индивидуальные графики энергоемких ЭП с резкопере-
менной, толчковой нагрузкой необходимы для выбора элек-
трических сетей этих ЭП, расчета отклонений и колебаний
напряжения и мероприятий по улучшению качества элек-
троэнергии.
На рис. 2:3 показан в качестве примера график измене-
ния электрической нагрузки цеха .трехсменного промышлен-
ного предприятия в течение одной (максимально загружен-
ной) смены длительностью ^м=8ч. Графики нагрузок
второй ц третьей смен строятся аналогично. Криволиней-
ный график (рис. 2.3, а) заменен ступенчатым (рис. 2.3, б)
с интервалом времени 30 мин. Для каждого 30-минутного
интервала в течение всей смены найдены средние 30-минут-
ные нагрузки Pqpj—Рср16, из которых РСР12 является макси-
мальной. Эта нагрузка, обозначенная Рр, называется рас-
четной, по значению которой выбирают проводники элек-
трических сетей и уставки защиты в определенных точках
электрической сети промышленного предприятия.
Расчетная нагрузка Рр, являющаяся максимальной из
средних 30-минутных нагрузок наиболее загруженной сме-
ны промышленного предприятия, иногда называется полу-
часовым максимумом. На рис. 2.3,6 показана также сред-
няя нагрузка в течение всей смены Рсм.
Основой методов расчета электрических нагрузок про-
ектируемого предприятия являются графики нагрузок дей-
ствующих предприятий аналогичных отраслей промышлен-
ности. На действующих предприятиях такие графики на-
грузок строятся по показаниям измерительных приборов
(ваттметров и счетчиков), записанным в журнал учета с ин-
тервалом 30 мин или с помощью самопишущих измери-
тельных приборов, позволяющих без построения сразу по-
лучить график электрических нагрузок.
Площадь, ограниченная кривой графика нагрузок (в со-
ответствующем масштабе) и осями координат, определяет
§ 2.2
Графики нагрузок промышленных установок
75
Рис 2.3. График электрической нагрузки цеха:
а — в записи самопишущим прибором; б — построен по средним нагрузкам
в интервале времени 30 мин
76
Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
расход электроэнергии за рассматриваемый период вре-
мени.
Средняя нагрузка Рем, кВт, за смену, месяц, год
Р^~^, (М
'р
где — израсходованная за определенный период вре-
меня активная электроэнергия, кВт-ч; Тр— рассматривае-
мый период времени, ч.
2.3. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
РАСЧЕТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Создание каждого промышленного объекта начинается
с его проектирования. Не простое суммирование установ-
ленных (номинальных) мощностей ЭП предприятия, а оп-
ределение ожидаемых (расчетных) значений электрических
нагрузок является первым и основополагающим этапом
проектирования СЭС. Расчетная максимальная мощность,
потребляемая электроприемниками предприятия, всегда
меньше суммы номинальных мощностей этих ЭП. Необхо-
димость определения ожидаемых (расчетных) нагрузок
промышленных предприятий по рекомендуемым ниже
методам вызвана неполной загрузкой некоторых ЭП, неодно-
временностью их работы, вероятностным случайным харак-
тером включения и отключения ЭП, зависящим от особен-
ностей технологического процесса и организационно-техни-
ческих мероприятий по обеспечению надлежащих условий
труда рабочих и служащих данного производства. Правиль-
ное определение ожидаемых электрических нагрузок и обес-
печение необходимой степени бесперебойности их питания
имеют большое народнохозяйственное значение. От этого
расчета зависят исходные данные для выбора всех элемен-
тов СЭС промышленного предприятия и денежные затраты
при установке, монтаже и эксплуатации выбранного элек-
трооборудования. Завышение ожидаемых нагрузок приво-
дит к удорожанию строительства, перерасходу проводнико-
вого материала сетей и неоправданному увеличению мощ-
ности трансформаторов и прочего электрооборудования.
Занижение может привести к уменьшению пропускной
способности электрической сети, к лишним потерям мощ-
§2.3
Определение расчетных электрических нагрузок
77
ности, перегреву проводов, кабелей и трансформаторов,
а следовательно, к сокращению срока их службы.
Существующие ныне методы определения расчетных на-
грузок проектируемых предприятий основаны на обработке
экспериментальных и практических данных об электриче-
ских нагрузках действующих промышленных предприятий
различных отраслей промышленности.
Нагрузкой электрического двигателя (по ГОСТ 183—
74**) называется мощность на его валу, которую он раз-
вивает в данный момент времени. Тепловое действие тока
нагрузки характеризуется максимальной температурой
нагрева электроустановки, которая не должна превышать
допустимую температуру для принятого класса изоляции.
Расчетной нагрузкой по допускаемому нагреву является
такая неизменная во времени 30-минутная нагрузка, кото-
рая вызывает такой же нагрев проводников сети или теп-
ловой износ изоляции, как и реальная переменная во вре-
мени нагрузка.
Прежде чем приступить к изучению методов расчета
ожидаемых электрических нагрузок, рассмотрим характер-
ную схему электроснабжения промышленного предприятия,
представленную на рис. 2.4. Здесь ОРШ — опорный распре-
делительный шкаф, РУ НН — распредустройство низкого
напряжения. В СЭС промышленных предприятий сущест-
вует несколько характерных мест (узлов) определения рас-
четных (ожидаемых) электрических нагрузок.
1. Нагрузка /, создаваемая одним ЭП напряжением до
1 кВ, присоединяемым к распределительному шкафу РШ,
распределительному шинопроводу ШРА, к магистральному
шинопроводу ШМА или к шинам щита низшего напряжения
трансформаторной подстанции ТП. Определение этой на-
грузки необходимо для выбора сечения провода или кабеля,
отходящего к данному ЭП, и аппарата, при помощи которо-
го производится присоединение ЭП к сети.
Нагрузки 1 на ответвлении к отдельным ЭП, определя-
ются по номинальной (установленной) мощности этих ЭП.
В некоторых случаях целесообразно к одному ответвлению
присоединить три-четыре ЭП небольшой (до 3 кВт) мощ-
ности. Такое соединение называется цепочкой (рис. 2.5).
Рекомендуется в цепочку соединять одинаковые или близ-
кие по установленной мощности ЭП.
1 Нагрузка такого ответвления определяется суммой но-
78
Электрические нагрузки, промышленных предприятий Гл. 2
Рис 2.4. Схема характерных мест определения расчетных нагрузок в сис«
теме электроснабжения промышленных предприятий:
а — радиальная схема; б — магистральная схема
§2.3
Определение расчетных электрических нагрузок
79
Рис. 2.5, Схеме соедине* лл- р//> » шва
ния трех ЭП небольшой \оеП рш шр*
мощности цепочкой I ___ .
ЗЩ ЗП2 ЗПЗ
минальных. мощностей:
РИОМ = РН0М1 “Ь ^HOM2 "Ь РнОЫЗ’
Ток нагрузки 1, равный /НОм, А, определяется для
большинства трехфазных ЭП по общей формуле:
^НОМ в РИоМ^(1^ГЗ^НОМСО8ФйОм'ПнОм)» (2.5)
где Рвом — номинальная активная мощность электроприем-
ника, кВт; t/ном — номинальное линейное напряжение се-
ти, кВ; cos фНом — номинальный коэффициент мощности
нагрузки; т|ЯОм — номинальный КПД.
Следует отметить, что Рвом» т)ном и созфном дЬлЖны
быть приняты но каталогу (паспорту) ЭП.
Для многодвигательного электропривода номинальный
ток, А, принимается с учетом cos ф и q наиболее мощного
ЭП такого привода
/дом — 2РbomAV 3t/HOMcosq>HOM Лном)» (2.5а)
где SPhom — сумма номинальных мощностей ЭП многодви-
гательного привода, кВт.
Номинальный ток трехфазной электропечи, А,
/йом.печ = Рbom/(V З^номСОбф). (2.56)
Номинальный ток трехфазной выпрямительной установ-
ки, А,
/вом.в.у ®s S/(V"3£/H0M). (2.5в)
Номинальный ток трансформаторов также определяется
по (2.5в).
Для однофазных ЭП силовой сети, подключенных ана-
логично нагрузке 1 (рис. 2.4) на фазное напряжение,
/ном в РCOS фном)> (2.6)
80
Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
где Рф — активная мощность однофазного электроприемни-
ка, кВт, по (2.1), (2.1а), (2.16); С7Иом,ф — номинальное
фазное напряжение сети, кВ, например 0,22 кВ в трехфаз-
ной сети 038/0,22 кВ и 0,38 кВ в трехфазной сети 0,66/
0,38 кВ.
Для сетей постоянного тока и однофазного тока с ак-
тивной нагрузкой, какими являются сети одного или груп-
пы осветительных ЭП с лампами накаливания (cosq>=l),
/2.6) приобретает вид:
^НОМ ~ Рф.о/^НОМ.ф, (2.7)
где Рф,<> —7 активная мощность одного или группы освети-
тельных ЭП, присоединенных на фазное напряжение, кВт.
Ток нагрузки, А, трёхфазной осветительной сети с лам-
пами накаливания
^ном 5=5 Р(/(/3(/Вом.ф), (2.8)
где Рв — суммарная активная трехфазная мощность на-
грузки осветительной сети, все ЭП которой присоединя-
ются на фазное напряжение, кВт.
2. Для последующих узлов (ступеней) схемы электро-
снабжения (узлы 2, 3 на рис. 2.4), в которых к одной линии
электрической сети присоединяются группы ЭП, расчетную
(ожидаемую) нагрузку следует находить по нижеприве-
денным методам.
Определение максимальной расчетной нагрузки Рр
в узлах 2, 3 (рис. 2.4), создаваемой группой ЭП напряже-
нием до 1 кВ, необходимо для выбора сечения питающей
линии или распределительной магистрали, от которой по-
лучает питание данная группа ЭП, а также для выбора
аппаратов присоединения и защиты данной группы ЭП.
3. Определение нагрузки 4, создаваемой отдельными
ЭП напряжением 6—10 кВ, производится аналогично п. 1.
Расчет нагрузки 4 необходим для выбора сечения питаю-
щих проводников и аппаратов присоединения и защиты
отдельных ЭП 6—10 кВ.
4. Определение общей расчетной нагрузки в узлах при-
соединения 5—8 (рис. 2.4) необходимо для выбора сече-
ния проводников сети высокого напряжения, для выбора
числа и мощности понижающих трансформаторов, уста-
навливаемых в цеховых ТП и на ГПП предприятия, а так-
§ 2.3 Определение расчетных алектрических нагрузок 81
же аппаратов распределительных устройств высокого на-
пряжения на РП и ГПП. Расчет нагрузок в узлах сети
5—8 рассматривается с некоторыми упрощениями по срав-
нению с расчетом в узлах 2, 3, о которых будет сказано
ниже.
Рассмотрим основные методы определения расчетных
электрических нагрузок, применяемые при проектировании.
В настоящее время почти все технологические агрегаты
и механизмы промышленных предприятий (за исключени-
ем некоторых сантехнических установок) поставляются
комплектно с необходимым электрооборудованием и пуско-
защитной аппаратурой. Приступая к проектированию СЭС
предприятия, необходимо иметь в наличии планы цехов
в масштабе 1:100 или 1:200 с расстановкой технологическо-
го и сантехнического оборудования, перечень оборудо-
вания с указанием номинальной мощности отдельных ЭП.
Электрические сети и ответвления к отдельным ЭП изо-
бражают на этом же плане в виде однолинейной схемы
с соблюдением трасс фактической прокладки.
При определении расчетных электрических нагрузок
можно пользоваться основными методами: упорядоченных
диаграмм (метод коэффициента максимума); удельного
потребления электроэнергии на единицу продукции; коэф-
фициента спроса; удельной плотности электрической на-
грузки на 1 м2 производственной площади.
В настоящее время основным методом расчета электри-
ческих нагрузок промышленных предприятий является ме-
тод упорядоченных диаграмм, рекомендованный в «Руко-
водящих указаниях по определению электрических нагру-
зок промышленных предприятий». Метод применим в тех
случаях, когда известны номинальные данные всех ЭП
предприятия и их размещение на плане цехов и на терри-
тории предприятия. Метод позволяет по номинальной
мощности ЭП с учетом их числа и характеристик опреде-
лить расчетную нагрузку любого узла схемы электроснаб-
жения.
Определяют среднюю нагрузку групп ЭП за макси-
мально загруженную смену Рем и расчетный получасовой
максимум Рр.
Средняя нагрузка за максимально загруженную смену,
кВт,
Ром = ^И^НОМ» (2.9)
6-ПО
82
Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
Таблица 2.1. Коэффициенты использования и мощности некоторых
механизмов и аппаратов промышленных предприятий
Механизмы и аппараты Коэффициенты
использования мощности cos Ф
Металлорежущие станки мелкосерий- ного производства с нормальным ре- жимом работы (мелкие токарные, строгальные, долбежные, фрезерные, 0,12—0,14 0,5
сверлильные, карусельные, точильные,
То же при крупносерийном произвол- 0,16 0,6
стве
То же при тяжелом режиме работы 0,17—0,25 0,65
(штамповочные прессы, автоматы, револьверные, обдирочные, зубофре- зерные, а также крупные токарные,
строгальные, фрезерные, карусельные,
расточные станки) Поточные линии, станки с ЧПУ 0,6 0,7
Переносный электроинструмент Вентиляторы, эксгаустеры, санитар- но-техническая вентиляция Насосы, компрессоры, дизель-генера- торы и двигатель-генераторы 0,06 0,6—0,8 0,7—0,8 0,06 0,65 0,8—0,85 0,8—0,85 0,5
Краны, тельферы, кран-балки при ПВ=25 %
То же при ПВ=40 % 0,1 0,5
Транспортеры Сварочные трансформаторы дуговой 0,5—0,6 0,25—0,3 0,7—0,8 0,35—0,4
сварки 0,2—0,24 0,65
Приводы молотов, ковочных машин, волочильных станков, очистных бара-
банов, бегунов и др. 0,4-0,5
Элеваторы, шнеки, несбалансирован- ные конвейеры мощностью до 10 кВт 0,6—0,7
0,55-0,75
То же, сблокированные и мощностью 0,7-0,8
выше 10 кВт Однопостовые сварочные двигатель- 0,3 0,6
генераторы То же многопостовые 0,5 0,7
Сварочные машины шовные 0,2—0,5 0,7
То же стыковые и точечные 0,2—0,25 0,6
Сварочные дуговые автоматы 0,35 0,5
Печи сопротивления с автоматичес- 0,75—0,8 0,95
кой загрузкой изделий, сушильные шкафы, нагревательные приборы
§2.3
Определение расчетных электрических нагрузок
83
Продолжение табл, 2.1
Механизмы и аппараты Коэффициенты
использования мощности COS Ф
Печи сопротивления ic неавтомати- ческой загрузкой изделий 0,5 0,95
Вакуум-насосы 0,95 0,85
Вентиляторы высокого давления 0,75 0,85
Вентиляторы к дробилкам 0,4—0,5 0,7-0,75
Газодувки (аглоэксгаустеры) при 0,6 0,8—0,9
синхронных двигателях То же при асинхронных двигателях 0,8 0,8
Молотковые дробилки 0,8 0,85
Шаровые мельницы 0,8 0,8
Грохоты 0,5—0,6 0,6—0,7
Смесительные барабаны 0,6—0,7 0,8
Чашевые охладители 0,7 0,85
Сушильные барабаны и сепараторы 0,6 0.7
Электрофильтры 0,4 0,87
Вакуум-фильтры 0,3 0,4
Вагоноопрокидыватели 0,6 0,5
Грейферные краны Лампы накаливания 0,2 0,85 0,6 1,0
Люминесцентные лампы 0,85—0,9 0,95
П р и м еча ое Низкий Ки станков объясняется большими затратами вре-
мени на вспомогательные операции (отвод, подвод, смена заготовки и инстру*
мента и т о.)
где Рвом — суммарная номинальная активная мощность
групп ЭП, приведенная для ЭП с повторно-кратковремен-
ным режимом к ПВ = 100 %, присоединенных к узлам 2, 3,
5—8 на рис. 2.4, кВт; Кв — коэффициент использования ак-
тивной мощности, значения которого для некоторых ЭП
с разными режимами работы приведены в табл. 2.1. Коэф-
фициент Кн характеризует связь между номинальной мощ-
ностью Рном группы ЭП и средней ожидаемой нагрузкой
Рем, создаваемой этими ЭП за наиболее загруженную сме-
ну [см (2.9)].
Расчетная максимальная нагрузка (получасовой мак-
симум), кВт,
Р^КмРам, . (2.Ю)
где Км — коэффициент максимума активной (реактивной)
мощности, принимаемый по рис. 2.6 или по табл. 2.3 в за-
6*
84
Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
Рис. 2.6. Зависимость коэффициента максимума нагрузки от эффек-
тивного числа электроприемников п9 при различных коэффициентах ис-
пользования Ки
висимости от значения Ки и эффективного числа электро-
приемников пэ. Коэффициент Км характеризует превыше-
ние максимальной нагрузки Рр над средней Рсм за макси-
малый загруженную смену. Коэффициент максимума
• может быть равным или большим единицы. Для электро-
приемников с продолжительным режимом работы (венти-
ляторы, насосы и т.п.), т.е. для таких ЭП, у которых Км=
= 1:
Рр = Рсм. (2Л0а)
Величина, обратная коэффициенту максимума, назы-
вается коэффициентом заполнения графика
К3.Г = РСМ/Р9^1/КЫ. (2.11)
Коэффициент заполнения графика — это отношение
средней нагрузки за максимально загруженную смену
к расчетной максимальной нагрузке.
§2.3
Определение расчетных электрических нагрузок
85
Коэффициенты К3,г и Км определяются для групповых
графиков нагрузки.
Коэффициент максимума можно определить в зависи-
мости от эффективного числа электроприемников ла по рис.
2.6.
Под эффективным числом п3 понимают такое число од-
нородных по режиму работы ЭП одинаковой мощности,
которое обеспечивает тот же расчетный максимум, что
и группа различных по мощности и режиму работы ЭП.
Его определяют по формуле
(п \ а
2 ^номг I
------• (2Л2>
2^
1
/ п V
где | ^ном/1 — квадрат суммы номинальных мощностей
\ 1 /
всех п электроприемников узлов 2—8 на рис. 2.4;
п
— сумма квадратов тех же мощностей.
1
Наибольшие трудности возникают при определении эф-
фективного числа электроприемников п^. Ясно, что нагруз-
ка в узлах 2, 3, 5—8 (рис. 2.4) состоит из нагрузки ЭП,
различных по мощности и разнохарактерных по режиму
работы. Если в группе пять и более ЭП н значение т, рав-
ное отношению номинальной мощности наибольшего ЭП
группы Рномтвк к мощности наименьшего приемника
Риомт;п, определяемой по (2.13), меньше или равно 3, мож-
но считать лэ«п:
т в ?н°мта3с. <2.13)
^номтгп
При /П>3 И Ки>0,2
«э---Л------- <2-14)
гномтах
Когда найденное по (2.14) пъ оказывается больше дейст-
вительного числа электроприемников п, следует принимать
Л8=П.
86
Электрическое нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
Если количество электроприемников п<3, то можно не
определять эффективное число электроприемников пэ, огра-
ничившись нахождением расчетной мощности: Рр=РноыХ
Кзаг, где Кзаг—'коэффициент загрузки, принимаемый для
продолжительного режима .равным.. 0,9; для повторно-крат-
ковременного режима 0,75 и для продолжительного авто-
матического режима 1. Коэффициент загрузки Кзаг пред-
ставляет собой отношение средней за время включения
в цикле мощности ЭП к его номинальной мощности Кзат—
— Р с.в/Рном-
Когда значение т>3 и Ки<0,2, а расчет по (2.12) за-
труднителен из-за большого числа ЭП, эффективное число
электроприемников определяют с помощью так называе-
мого относительного аффективного числа электроприемни-
ков Паа, которое равно:
(2.15)
и в свою очередь зависит от
=^//1 и Р* = -PhOMiZ^HOM» (2.16)
Таблица 2.2. Относительные значения эффективного числа электро
Л. = njn
1,0 0,95 | 1 0.9 | | 0,85 0,8 | 0,75 | 0,7 0,65 0,6
0,005 0,005 0,005 0,006 0,007 0,007 0,009 0,010 0,011 0,013
0,01 0,009 0,011 0,012 0,013 0,015 0,017 0,019 0,023 0,026
0,02 0,02 0,02 0,02 0,03 0,03 0,03 0,04 0,04 0,05
0,03 0,03 0,03 0,04 0,04 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08
0,04 0,04 0,04 0,05 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,10
0,05 0,05 0,05 0,06 0,07 0,07 0,08 0,10 о,п 0,13
0,06 0,06 0,06 0,07 0,08 0,09 0,10 0,12 0,13 0,15
0,08 0,08 0,08 0,09 0,11 0,12 0,13 0,15 0,17 0,20
0,1 0,09 0,10 0,12 0,13 0,15 0,17 0,19 0,22 0,25
0,2 0,19 0,21 X).,23 0,26 0,29 0,33 0,37 0,42 0,47
0,3 0,29 0,32 0,35 0,39 0,43 0,48 0,53 0,60 0,66
0,4 0,38 0,42 0,47 0,52 0,57 0,63 0,69 0,75 0,81
0,5 0,48 0,53 0,58 0,64 0,70 0,76 0,82 0,89 0,91
0,6 0,57 0,63 0,69 0,75' 0,81 0,87 0,91 0,94 0,95
0,7 0,66 0,73 0,80 0,86 0,90 0,94 0,95
0,8 0,76 0,83 0,89 0,94 0,95
0,9 0,85 0,92 0,95
1,0 0,95
Примечание. Для промежуточных значений Р* н гц рекомендуется
§2.3
Определение расчетных электрических нагрузок
87
где tii — число наибольших ЭП в группе, каждый из кото-
рых имеет мощность ие менее половины наибольшего по
мощности ЭП данной группы Риштах', Pnmti — суммарная
номинальная мощность этих П\ электроприемников, кВт;
Рном — суммарная номинальная мощность всей группы п
приемников, кВт.
По найденным значениям п* и Р* по табл. 2.2 опреде-
ляют относительное эффективное число электроприемни-
ков Па» и по (2.15)
«э = «э*«-
При количестве одновременно работающих ЭП более
трех расчетная нагрузка Рр должна быть не менее номи-
нальной мощности наибольшего из них.
Для определения расчетных нагрузок на шинах транс-
форматорных подстанций (узлы 3, 5—8 на рис. 2.4) при-
меняют упрощенную методику расчета Лэ. В частности, при
большом числе отходящих от подстанции линий или при
питании от одной подстанции нескольких цехов, располо-
Приемннков nat^njn В зависимости ОТ П, = Пг1п^и
₽Н0М1/2 ркм
0,55 0,5 | 0.45 0,4 0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1
0,016 0,019 0,024 0,030 0,039 0,051 0,073 0,11 0,18 0,34
0,031 0,037 0,047 0,059 0,076 0,1 0,14 0,20 0,32 0,52
0,06 0,07 0,09 0,11 0,14 0,19 0,26 0,36 0,51 0,71
0,09 0,11 0,13 0,16 0,21 0,27 0,36 0,48 0,64 0,81
0,12 0,15 0,18 0,22 0,27 0,34 0,44 0,57 0,72 0,86
0,15 0,18 0,22 0,26 0,33 0,41 0,51 0,64 0,79 0,9
0,18 0,21 0,26 0,31 0,38 0,47 0,58 0,70 0,83 0,92
0,24 0,28 0,33 0,40 0,48 0,57 0,68 0,79 0,89 0,-94
0,29 0,34 0,40 0,47 0,56 0,66 0,76 0,95 0,92 0,95
0,54 0,73 0,86 0,94 0,64 0,80 0,91 0,95 0,69 0,86 0,93 0,76 0,90 0,95 0,83 0,94 0,89 0,95 0,93
приникать ближайшие меньшие значения п 8«>
88
Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
женных в разных зданиях, можно оперировать с мощно-
стями условных ЭП. Для отдельных питающих линий, по
п
которым ранее были найдены значения 2 Рном и Лэ, мощ-
1
ности условных ЭП, кВт, принимаются равными:
2 ^НОМ
Pye=_L—. (2.17)
п»
По подстанции в целом п3 принимается равным сумме
эффективного числа ЭП отдельных линий
«8 = «81 + «82 +•••
Расчеты нагрузок проводят параллельно для активных
и реактивных мощностей, что в итоге позволяет определить
полную мощность рассматриваемого элемента и системы
электроснабжения в целом. Метод упорядоченных диа-
грамм имеет существенный недостаток в том, что не содер-
жит элемента прогнозирования нагрузок, хотя для учебно-
го проектирования этот расчет является достаточным.
Порядок определения расчетных электрических нагру-
зок методом коэффициента максимума заключается в сле-
дующем:
1) все ЭП, присоединенные к узлам 2, 3, 5—8, разбива-
ют на однородные по режиму работы группы с одинако-
выми значениями коэффициентов использования и коэф-
фициентов мощности;
2) подсчитывают количество ЭП в каждой группе
и в целом по расчетному узлу присоединения; ,
3) в каждой группе ЭП и по узлу в целом находят пре-
делы их номинальных мощностей и величину п3 по (2.12).
При этом все ЭП должны быть приведены к ПВ = 100 %;
4) подсчитывают суммарную номинальную мощность
всех ЭП узла SPhom;
5) по табл. 2.1 принимают для характерных групп ЭП
коэффициенты использования Ки и коэффициенты мощно-
сти cos <р. По значениям cos ф с помощью тригонометриче-
ских таблиц определяют (§ф;
6) для каждой группы однородных ЭП (станки, сва-
рочные установки и т.п.) определяют среднюю активную,
§2.3
Определение расчетных электрических нагрузок
89
кВт, нагрузку за наиболее загруженную смену Рсм по (2.9),
а затем и рактивную, квар,
QCM = ^cMtg4>; (2.18)
7) для узла присоединения суммируют активные и ре-
активные составляющие мощностей по группам разнород-
ных ЭП
Рем,уз = 2Рсм И Ссм.уз = SQcm»
8) определяют средневзвешенное значение коэффици-
ента использования узла
п
Ли,уз = Лсм.уз/^ Рном‘1
1
9) средневзвешенное значение tg<py3= , по tgepys
? см,уз
определяют cos <ру3 — средневзвешенное значение коэффи-
циента мощности узла присоединения;
10) по одному из приведенных выше способов опреде-
ляют эффективное число электроприемников ns. В зависи-
мости от Ли и «а определяют по табл. 2.3 или по рис. 2.6
коэффициент максимума Лм;
И) с учетом Лм по (2.10) определяют расчетную мак-
симальную нагрузку Рр;
12) расчетную реактивную мощность, квар, определяют
Ь-Мы (2.19)
При Ли<0,2 и ПэсЮО, а также при Ли^0,2 и ИэСЮ
коэффициент Лм=1,1. Во всех остальных случаях можно
принять Лм=1.
При определении суммарной расчетной реактивной
мощности узла реактивная мощность ЭП, работающих
с опережающим cosq>, принимается со знаком минус;
13) определяют полную мощность, кВ-А,
~ + % (2.20)
и расчетный ток, А,
/р==5р/(|/ЗС/ном). (220а)
При «8^200 и любых значениях Ли, а также при Ли^=
>0,8 и любых значениях «э допускается расчетную на-
Таблица 2.3. Определение коэффициента максимума
Эффективное число электро- приемников «э Коэффициент максимума Км при Ки
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9
4 3,43 ЗД1 . 2,64 2,14 1,87 1,65 1,46 1,29 1,14 1,05
5 3,23 2,87 2,0 . 1,76 1,57 1,41 1,12 1,04
6 3,04 2,64 1,88 1,66 1,51 1,37 Ъ23 • 1,1 1,04
7 2,88 2,48 2,1 1,8 1,58 1,45 1,33 1,21 1,09 1,04
8 2,72 2,31 1,99 1,72 1,52 1,4 1,3 1,2 1,08 1,04
9 2,56 2,2 1,9 1,65 1,47 1,37 1,28 1,18 1,08 1,03
ia 2,42 2,1 1,84 1,6 1,43 1,34 1,26 1,16 1,07 1,03
12 2,24 Т,96 1,75 1,52 1,36 1,28 1*23 1,15 1,07 1,03
16 1,99 1,77 1,61 1,41 1,28 1,23 'МЪ 1,12 1,07 1,03
20 1,84 1,65 1,5 1,34 1,24 1,2 1,11 1,06 1,03
25 1,71 1,55 1,4 1,28 1,21 1,17 1,14 1,1 1,06 1,03
30 1,62 1,46 1,34 1,24 1,19 1,16 [,1A. 111 1,05 1,03
40 1,5 1,37 1,27 1,19 1,15 1,13 1,12 1,09 1,05 1,02
50 1,4 1,3 1,23 1,16 1,14 1,11 1,1 1,08 1,04 1,02
60 1,32 1,25 1,19 1,14 1,12 1,11 1,09 1,07 1,03 1,02
100 1,21 1,17 1,12 1,1 1,08 1,08 1,07 1,05 1,02 1,02
140 1,17 1,15 1,Н 1,08 1,06 1,06 1,06 1,05 1,02 1,02
200 1,15 1,12 1,09 1,07 1,05 1,05 1,05 1,04 1,01 1,01
240 1,14 1,11 1,08 1,07 1,05 1,05 1,05 1,03 1,01 1,01
300 1,12 1,1 1,07 1,06 1,04 1,04 1,04 1,03 1,01 1,01
Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
§2.3
Определение расчетных электрических нагрузок
91
грузку принимать равной средней за наиболее загружен-
ную смеНу (Км = 1), т.е.
— — QcM> (2.21)
Для мощных ЭП (200 кВт и более) можно принять
расчетную электрическую нагрузку Р₽ равной средней на-
грузке за наиболее загруженную смену РСм
Рр = Р©м = Ки Рном> (2.22)
14) при определении расчетных нагрузок в узлах 3,
5—8 (рис. 2.4) вводят коэффициент участия в максимуме
Куч, который характеризует смещение расчетных максиму-
мов нагрузок во времени отдельных силовых распредели-
тельных пунктов цеха или предприятия (Куч<1)'. Значение
коэффициента Куч устанавливается отраслевыми инструк-
циями в зависимости от местных условий. Приближенно
можно принять: для линий высокого напряжения внутриза-
водского электроснабжения Куч=0,854-0,95, для системы
внешнего электроснабжения в зависимости от числа под-
станций Куч=0,94-0,95.
При определении расчетных нагрузок однофазных ЭП
следует предварительно распределить их равномерно по
фазам, после чего их номинальная нагрузка принимается
равной тройной нагрузке Рном.одн наиболее загруженной
фазы
РНОМ = ЗРном.одн.
Определение средних нагрузок и расчетного 30-минут-
ного максимума однофазных электроприемников в даль-
нейшем производится аналогично трехфазным.
В дополнение к сказанному следует отметить, что при
определении расчетных нагрузок до 1 кВ по трансформа-
тору в целом (узлы 3 на рис. 2.4) производят указанные
выше расчеты с добавлением осветительных нагрузок,
а также с учетрм мощности конденсаторов до 1 кВ (гл. 5)
и потерь мощности в силовых трансформаторах.
Мощность силовых трансформаторов предварительно
выбирается по РСм. Примеры расчетов уточненной мощно-
сти трансформаторов Приведены в § 4.6 и 5.3.
Пример 2.1. Определить расчетные нагрузки на питающих магист-
ралях и на стороне низкого напряжения трансформаторной подстанции
цеха методом коэффициента максимума.
92
Электрические нагрузки промышленных предприятий
Гл. 2
Рис. 2.7. План силовой сети участка механического цеха машинострои-
тельного завода
94
Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
Таблица 2.4. Сводная таблица расчетных нагрузок цеха
Питающие магистрали и группы электропри- емников л Установленная мощ- ность, приведенная к ПВ « 100% ном max ^ном min Коэффициент использо- вания ки cos ф/tg q> до компенса- ции
Пределы номиналь- ных мощ- ностей электро- приемни- ков в группе Суммар- ная мощ- ность Рном* кВт
1 2 3 4 5 6 7
Шинопровод ШРА-1 Группа А Станки мелкие № 67, 71, 62, 64, 56, 70, 61, 62, 63, 60 и в РШ-5 Станки крупные № 65, 68. 64, 69 и в РШ-3 Краны и тележки № 124 Ик27 Выпрямители ' и транс- форматоры № 53, 57, 58, 59, 1ШУ, ЗШУ 15 6 2 6 3,125— 13,125 74,42— 190,4 5,0^147 2,5—4,7 98,2 847,30 152,0 23,5 lit i 0,13 0.17 0,1 0.3 0.5/1.73 0,65/1,18 0,5/1,73 0,6/1,33
Итого по группе А Группа Б Вентиляторы В-21 29 4 2,5—190,4 4,0 1121 16,0 76 л» 0.17 0.6 0,62/1.27 0,8/0,75
Итого по ШРА-1 Шинопровод ШРА-2 Шинопровод П1РА-3 Шинопровод ШРА-4 Шинопровод ШРА-5 Шинопровод ШРА-6 Шинопровод ШРА-7 33 24 44 13 11 49 34 2,5-190,7 4-58 7-48 4,5-72 7-108 5-65 3,2—72 1137 440 748 246,4 515 530 757,2 76 14,5 6,8 16 15,4 13 22,5 0.178 0,24 0,2 0.16 0.38 0,21 0,53/1.6 0,54/1,56 0,5/1,73 0,5/1,73 0.75/0,89 0,52/1,62
Итого по КТП-1 208 2,5-190,4 4373,6 1 76 | 0,21 0,56/1,48 1
Примечание. Шинопроводы ШРА-2—ШРА-7 и КТП-1 на рис. 2.7 не по*
Номинальные мощности станков, вентиляторов и другого оборудо-
вания участка механического цеха показаны на рис. 2.7. На этом же
сунке приведена группировка электрических нагрузок (табл. 2.4) по
узлам схемы электроснабжения цеха (показан распределительный шино-
провод IIIPA-1 с подключенными к нему электроприемниками). Вся си-
ловая сеть выполнена проводом АПВ в пластмассовых трубах, пусковая
аппаратура, поставляемая комплектно с технологическим оборудовани-
ем, не показана.
§2.3
Определение расчетных электрических нагрузок
95
Средняя нагрузка за наиболее загру- женную смену "э Расчетная нагрузка (30-минутиый максимум) Я g л 1 Iм II
1 II до компенсации квар хЯя до компенсации Qp~QCm- кваР после компенса- ции Q '; квар sp“]/^+q;: кВ-А
8 9 10 11 12 13 и 15
12,77 144.0 15,2 14,1 22.08 169,92 26,3 18,7 III 1 1 III 1 111 ill 1 1 til 1 III
186,07 9,6 237,0 7,2 8 2.2 1 409,2 9,6 260,7/130 7,2 *
195,7 78,5 180 49,3 82,4 200 159 244,2 125,8 282 86 141 178 258 16 17 3 3 12 13 1,6 1,45 2.7 3,16 1,26 1,75 418,8 126 260 136 263 253 278 267.9/130 138/58 290/65 100/25 156/46 195/45 280/55 440 138 270 142 270 256 284 660 208 412 216 410 390 430
944,9 1315 46 1,221 1159 1444/400 1180 1 1 1790
казаны.
Проведем расчет группы электроприемников, присоединенных
к ШРА-1 (рис, 2.7). Все электроприемникн, представленные на рис. 2.7,
целесообразно разбить на две группы:
группа А — электр о приемники с повторно-кратковременным режи-
мом работы (ПКР) (станки, трансформаторы, выпрямители, краны, те-
лежки) ;
группа Б — электроприемники с продолжительным режимом работы
(вентиляторы).
96
Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
Решение. Результаты расчета средних нагрузок, показанные в гра-
фах 4, 8, 9 табл. 2.4, получены суммированием.
Шинопровод ШРА-1. Группа А. Коэффициент использования (сред-
невзвешенный) находится следующим образом:
тг _, _^см_
^И— р
*hom
186
----=0.17.
1121
Средневзвешенный
гсм
' = 1,27,
186 ’ ’
соответственно cOS<p=O,62— до компенсации реактивной мощности
(гл. 5). По (2.13) находим:
-
так как т>3 и Ки<0,2, то определяем относительное эффективное чис*
ло ЭП по (2.16)
6 л « 919.9
пф=-—«0,2; Р* ~
* 29 1121
По табл. 2.2 =0,28.
В этом случае эффективное число ЭП определяется из (2.15):
= 0,82.
пэ = 0,28-29 = 8,12 «8.
По табл. 2.3 при лэ=8 и Хи=0,17 определяем Лм=2,2.
По (2.10)
Рр = 2,2-186,07 = 409,2 кВт.
По (2.19)
Qp = 1,1-237 = 260,7 квар.
С учетом компенсации реактивной мощности (предварительно) при-
мем, что после компенсации (см. гл. 5) суммарная реактивная мощность
рассматриваемого узла (шинопровода ШРА-1) будет
Qp = 130 квар.
Отдельно подсчитываем расчетные нагрузки по группе Б и вносим
их значения Рр и Qp в табл. 2.4.
Определяем (с учетом предварительной компенсации) полную рас-
четную мощность шинопровода ШРА-1 по (2.20)
$р = 1/418,8?4-130? = 440 кВ-А.
440
Расчетный ток /р = "ТХ---= 60А.
V3-0,38
§2.3
Определение расчетных электрических нагрузок
97
= 46.
«э==
Расчет нагрузок шинопроводов ШРА-2, ШРА-3, ШРА-4, ШРА-5,
ШРА-6 и ШРА-7 аналогичен расчету нагрузок шинопровода ШРА-1,
Поэтому в табл. 2.4 для шинопроводов ШРА-2 —ШРА-7 показаны
только итоговые значения расчетных величин.
Определим расчетные нагрузки на выводе низкого напряжения
0,38 кВ трансформаторной подстанции КТП-1, т. е. в начале магистра-
ли 1М-1 (см. рис. 2.7).
Определяем коэффициент использования:
944,9
Так как пг>3 и Ки>0,2, то эффективное число ЭП по (2.14)
2-4373,6
190,4
По табл. 2.3 при пэ=46 и Аи=0,21 Ам=1,22.
По (2.10) Рр= 1,22-944,9= 1159 кВт.
По (2.19) Qp= 1,1 -1444= 1588 квар.
После компенсации Qp=400 квар.
Полная расчетная мощность:
Sp = V1159?+400? = 1180 кВ-А;
/pS=_J280_= 1790 A.
V3.0,38
Вносим полученные значения в табл. 2.4.
Метод расчета нагрузок по удельному потреблению
электроэнергии на единицу продукции (метод УРЭ). Опре-
деляют годовой расход активной электроэнергии, кВт-ч,
№а = «0М, (2.23)
а по нему расчетную нагрузку, кВт,
(2.24)
где Тт — годовое число часов работы предприятия; М—
годовое число единиц продукции, шт., м, кг и т. п.; <о0 —
удельный расход электроэнергии на единицу продукции,
кВт-ч/единица продукции, который определяется по табл.
2.5.
Удельный расход электроэнергии на единицу продук-
ции со© определяют на основе анализа данных о расходе
электроэнергии на действующих предприятиях соответст-
вующих отраслей промышленности, значение этого показа-
7—110
98
Электрические нагрузки промышленных' предприятий Гл, 2
Таблица 2.5 Средние удельные нормы расхода электроэнергии
на некоторые виды промышленных изделий
Продукция Единица измерения Средняя удельная норма расхода
Чугун Электротехническая сталь Сталь мартеновская Сталь кислородно-конвертерная Прокат черных металлов Трубы стальные кВ1>ч т 9,7 677,2 11,9 25 102,5 133,3
Сжатый воздух кВт-ч тыс. м3 80
Добыча железной руды Добыча марганцевой руды Ферросилит 45 % кВт-ч т 56,5 90,2 4726
Переработка нефти Переработка газа кВт-ч/т кВт-ч тыс, м3 29,5 15,8
Пиломатериалы Древесностружечные плиты кВт-ч/м8 19 169
Мебель Цемент Железобетонные конструкции Асбест кВт-ч тыс. руб. йВт-ч/т кВт-ч/м8 кВт-ч/т 429, 106 28,1 600,5
Хлопчатобумажные ткани Шерстяные ткани Шелковые ткани кВт.ч тыс. м* 1100 2390 1210
§2.3
Определение расчетных электрических нагрузок
99
теля характеризует производственную деятельность пред-
приятия.
Метод удельного расхода электроэнергии может быть
использован для предварительных и поверочных расчетов
и технико-экономических обоснований намечаемых вариан-
тов СЭС промышленного предприятия, когда известен го-
довой выпуск продукции. Главное преимущество метода
УРЭ заключается в том, что определение расхода электро-
энергии по этому методу не зависит от номинальных мощ-
ностей электроприводов различных механизмов. Расчет
нагрузок по методу-УРЭ особенно эффективен для произ-
водств с непрерывным технологическим процессом (обога-
тительные фабрики, предприятия химической промышлен-
ности и т.п.).
Метод коэффициента спроса. Коэффициент спроса Ко
связывает расчетную максимальную нагрузку Рр с номи-
нальной мощностью электроприемников Дюм:
Ко ~ Рр/Рдом»
откуда
Д>“*вРи<«. (2.25)
Методом коэффициента спроса пользуются для оценоч-
ных расчетов максимальных нагрузок промышленных
предприятий на высшем напряжении схемы электроснаб-
жения (узлы 5—8 на рис. 2.4). Значения Ко для некоторых
производств, приведенные в табл. 2.6, найдены при значи-
тельном количестве ЭП на предприятиях.
Вместе с тем этот метод широко применяется для рас-
чета осветительных сетей цехов предприятия, для которых
характерно большое количество присоединенных ЭП.
Расчетная максимальная нагрузка осветительной сети,
кВт,
РО,р = Кс,0 Р нолю (2.26)
где Рвом,о—‘номинальная мощность светильников, кВт;
Кс,о — коэффициент спроса для расчета осветительной се-
ти (табл. 2.7).
Метод удельной плотности электрической нагрузки на
'] мг производственной площади, так же как и метод Ке,
носит оценочный характер и применяется для расчета на-
грузок'на высшем напряжении схемы электроснабжения
[(узлы 3, 5—8 на рис. 2.4).
7»
100
Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
Таблица 2.6. Коэффициент спроса по некоторым предприятиям
Предприятие «о
Металлургический завод 0,37
Алюминиевый завод 0,85
Глиноземный завод 0,78
Чугунолитейный завод 0,67
Завод синтетического каучука 0,5
Нефтехимический завод 0,65
Шинный завод 0,5
Автомобильное производство 0,48
Литейный завод автомобильного производства 0,67
Ремонтно-инструментальный завод автомобиль- 0,65
кого производства 0,6
Внеплощадочные объекты автомобильного произ-
водства 0,77
Агломерационный цех
Конверторный цех 0,59
Текстильные предприятия 0,65
Деревообрабатывающие предприятия 0,5
Цементный завод 0,7
Завод железобетонных изделий 0,45—0,5
Консервный завод 0,44—0,48
Таблица Я.7. Коэффициент спроса осветительных нагрузок
Помещения кс,о
Мелкие производственные здания 1
Производственные здания, состоящие из отдель- 0,95
ных больших пролетов 0,85
Производственные здания, состоящие из несколь- ких отдельных помещений
0,6
Складские помещения, РУ и подстанции
Наружное и аварийное освещение 1
Линии групповой осветительной сети 1
Расчетная нагрузка, кВт, по этому методу
(2.27)
где уо — удельная плотность нагрузки на 1 м2 производст-
венной площади, Вт/м2 (табл. 2.8); F—площадь размеще-
ния ЭП, м2.
Определение пикового тока. При пуске электродвигате-
лей большой мощности в электрической сети возникают
§2.3
Определение расчетных электрических нагрузок
101
Таблица 2.8. Ориентировочные удельные плотности силовой нагрузки
на 1 м2 площади производственных зданий некоторых отраслей
промышленности
Производственные здания i/0, Вт/мя
Литейные и плавильные цехи Механические и сборочные цехи Механосборочные цехи Электросварочные и термические цехи Штамповочные и фрезерные цехи Цехи металлоконструкций Инструментальные цехи Прессовочные цехи для заводов пластмасс Деревообрабатывающие и модельные цехи Блоки вспомогательных цехов Заводы горно-шахтного оборудования Заводы бурового оборудования Заводы краностроения Заводы нефтеаппаратуры Прессовые цехи 230—370 200-300 280—390 300-600 150—300 350—390 50—100 100-200 75—140 260—300 400—420 260-330 330—350 220—270 277—300
кратковременные пиковые токи различной продолжитель-
ности. Кроме того, пиковые токи создаются толчковыми
нагрузками дуговых печей, двигателей прокатных станов
металлургических заводов, при работе машин точечной
сварки и т.п. Значения пиковых токов необходимо опре-
делять для проверки электрических сетей по условиям са-
мозапуска электродвигателей, для выбора аппаратов за-
щиту и другого оборудования, а также при выполнении
расчетов колебаний напряжения в сети (§ 6.1).
Под пиковым током /ПИк понимается максимальный
кратковременный ток электрической сети продолжитель-
ностью в несколько секунд. В качестве пикового тока от
одного асинхронного электродвигателя с короткозамкну-
тым ротором принимается его пусковой ток, А, кратность
которого Ап обычно указывается в паспорте:
^пик = /пуск = AtOM» (2.28)
где Хп=/пуск//ном — кратность пускового тока; /ном — но-
минальный ток электродвигателя, А.
Величину пикового тока от дуговых электропечей или
сварочных трансформаторов при отсутствии заводских
102
Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл, 2
данных можно принять не менее трехкратного номиналь-
ного тока.
При подключении к электрической сети группы из
двух—пяти электродвигателей за пиковый ток, А, принима-
ется:
л—1
/„-/^. + 2^ <2-29)
1
где 7^уск—наибольший пусковой ток одного электродви-
п—I
гателя, входящего в группу, А; у ^ном — суммарный номи-
1
нальный ток группы ЭП без учета номинального тока
/иомтах наибольшего по мощности электродвигателя, А.
Пиковый ток группы более пяти ЭП, А, можно опреде-
лять как арифметическую сумму наибольшего -пускового
тока одного электродвигателя и расчетного максимального
тока всей группы ЭП за вычетом номинального тока элек-
тродвигателя с наибольшим пусковым током:
«а-»)
где /пуск —наибольший пусковой ток двигателя, входяще-
го в группу, А; /р—максимальный расчетный ток нагрузки
группы ЭП, А; Ди — коэффициент использования механиз-
ма, приводимого электродвигателем с наибольшим пуско-
вым током-(табл. 2.1); /номтах — номинальный (приведен-
ный к ПВ = 100%) ток электродвигателя с наибольшим
пусковым током, А.
Пиковая (пусковая) мощность, кВ-А,
*5пик “1^3 Uhov Лхик, (2.31)
где /пик — пиковый ток, определяемый по (2.28) — (2.30),
Расчет пиковых токов/приведен в примере 3.1.
2.4. ГРАФИКИ НАГРУЗОК ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЯ
НЕКОТОРЫХ ОТРАСЛЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Для ориентировочных расчетов и экономичной эксплуа-
тации электрооборудования источников питания и сетей
можно пользоваться типовыми суточными и годовыми гра-
фиками нагрузок, характерными для некоторых отраслей
§ 2.4 Графики нагрузок промышленных предприятий 103
промышленности. Эти графики показывают характер изме-
нения нагрузок, свойственный предприятию данной отрасли
промышленности, зная который можно в процессе эксплу-
атации осуществлять наиболее экономичный режим рабо-
ты ЭУ, подготовлять остановку нужного количества агре-
гатов источника питания при снижении нагрузок или, на-
оборот, вводить резервные агрегаты при увеличении потреб-
ления электрической энергии, планировать сроки ремонта
электрооборудования, определять количество потребленной
электроэнергии и др. БоЛее ’подробно графики нагрузок
рассмотрены в [15, 47, 52].
Наибольшая возможная за сутки нагрузка принимает-
ся за 100% (рис. 2.8). При известном расчетном максимуме
нагрузки Рр можно перевести типовой график (%) в гра-
фик нагрузки данного промышленного потребителя в зна-
чении мощности, кВт,
(2,32)
где Рст — мощность графика в определенное время суток,
кВт; п % — ордината соответствующей ступени типового
графика, %.
Например, потребляемая мощность цеха предприятия
тяжелого машиностроения в 8 ч утра составляет по рис.
2.8, ж 80 % Рр. Расчетный максимум цеха Рр=1200 кВт.
Следовательно, в 8 ч утра по (2.32) нагрузка определяется:
Р8=80-1200/100=960 кВт.
Годовой график характеризует изменения расчетной на-
грузки предприятия в течение года. Годовой график по
продолжительности представляет собой кривую изменения
убывающей нагрузки в течение года (8760 ч). С достаточ-
ной точностью годовой график по продолжительности мо-
жно построить по характерным суточным графикам только
двух дней в году — зимнего и летнего. На обоих графиках
проводятся пунктирные прямые, соответствующие нагруз-
кам Р|, Р2, .... Рп- Для каждого из двух суточных графи-
ков можно определить время, в течение которого действует
данная нагрузка. Если предположить, что в году 183 зим-
них дня и 182 летних, тогда продолжительность действия
нагрузок Р\, Р2>...» Рп в течение года соответственно
= 183 tjagM *4" 182/длет»
ее 183/гзим Н- 18!24лет» (2-33)
О 4 8 12 16 201,4
Рис. 2.8. Характерные суточные графики электрических нагрузок пред-
а — угледобычи; б — нефтепереработки; в — торфоразработки; а, д — черной и
механических заводов; и — станкостроительных; к — автомобильных; л — дерево-
и —легкой промышленности; о — прядильно-ткацких фабрик; п — печатных и
нагрузки рабочего дня; РвЫх, QBbIX — активная и реактивная нагрузки выход
80
60
40
20
О 4 8 12 16 20 О
дриятий различных отраслей промышленности:
цветной металлургии; а —химии; ж — тяжелого машиностроения; з —ремонтно-
обрабатывающей промышленности; м — целлюлозно-бумажной промышленности;
отделочных фабрик; р —пищевой промышленности; Р. Q — активная и реактивная
ного дня
106
Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
— 183^пзпм ”Ь 1&2/плет>
где /зпм и /лет — соответственно время действия той или
иной нагрузки Рь Р2, Рп по зимнему и летнему суточ-
ному графикам нагрузки. Откладывая соответствующие
точки в координатах Р и t и соединяя их ломаной кривой,
получаем годовой график по продолжительности (рис. 2.9).
Рис. 2.9. Годовой график на-
грузок по продолжительно-
сти
Площадь годового графика в определенном масштабе
выражает количество потребленной промышленным пред-
приятием электроэнергии за год. По годовому графику на-
грузки можно определить число часов использования мак-
симума нагрузки
Т-шах ~ WJPmax, (2.34)
где — годовой расход активной электроэнергии, кВт-ч;
Ртах — максимальная нагрузка.
С помощью графиков нагрузки можно определить по-
требленную установкой электроэнергию кВт-ч, за рас-
сматриваемый период времени
= (2.35)
где Pi — мощность i-й ступени графика, кВт; ti—продол-
жительность времени i-й ступени графика, ч.
§2.5
Потери мощности и энергии
107
По годовому графику нагрузки действующего предпри-
ятия можно также определить среднегодовую нагрузку,
кВт,
РСР = «7а/Тг, (2.36)
где Tt—годовое число часов работы предприятия или ЭУ
(табл. 2.9).
Для непрерывных производств годовое число часов ра-
боты Тт определяется с учетом остановок агрегатов на ре-
монт. Для агрегатов с многолетними периодами работы без
ремонтов Тг можно принимать равным 7900—8200 ч.
Таблица 2.9. Годовое число часов работы предприятий
Продолжительность смены, ч гг> ч, при числе смен
одна две три
8 2250 4500 6600
7 2000 4000 5870
Для проектируемых предприятий графиков нагрузок от-
дельных групп ЭП в узлах присоединения 2—6 на рис. 2.4,
как правило, нет. Поэтому в проектной практике пользу-
ются не типовыми графиками, а методами расчета электри-
ческих нагрузок, приведенными в § 2.3.
2.5. ПОТЕРИ МОЩНОСТИ И ЭНЕРГИИ
В ОТДЕЛЬНЫХ ЭЛЕМЕНТАХ
СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ИХ РАСЧЕТ
Передача электрической энергии от источника питания
электроприемникам промышленных предприятий сопро-
вождается потреблением активной и реактивной мощностей
этими ЭП, а также потерями мощности и энергии в элек-
трических сетях. В любой момент времени активная на-
грузка ИП, кВт,
Pt = 2Рр 4-ДРд + АРтР, (2.37)
где Pt — нагрузка ИП в момент времени t\ 2Рр— сумма
расчетных (потребляемых) нагрузок электроприемников;
ДРЛ и ДРТр—соответственно потери мощности в линиях
и трансформаторах.
108
Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
Одновременно в электрических сетях возникают и поте-
ри напряжения' (§ 3.5).
Все электроустановки, входящие в СЭС промышленного
предприятия, обладают активными сопротивлениями, в ко-
торых происходят потери электроэнергии, пропорциональ-
ные квадрату протекающего тока нагрузки. Из курса элек-
тротехники известно, что потери активной мощности в ли-
нии переменного трехфазного тока ДРЛ
ДРЛ = 372 Рл = S2 РЛ/1Р = (Р2 + Q2) R„IU\ (2.38)
где /—ток нагрузки линии; Рл— активное сопротивление
линии; Р, Q, о—соответственно активная, реактивная
и полная мощности; U—напряжение.
Аналогично потери реактивной мощности в линии Дфл:
Д(?л « з/? хл = S2 ХЛ/(Р = (Р2 + Q2) Хл/и\ (2.39)
где Хл — реактивное (индуктивное или емкостное) сопро-
тивление воздушной или кабельной линии.
Если принять S, МВ-А, Ц, кВ, Рл, Хя, Ом, то получим
ДРл, кВт, Дфл, квар,
ДРЛ = S2 Рл/((/2 • 108); (2.38а)
Д<2Л = s2 ХЛ/((Р • 108). (2.39а)
Активное сопротивление линии, обусловливающее тепло-
вые потери, Ом,
Rn = rol, (2.40)
где г0—расчётное активное сопротивление 1 км проводни-
ка линии, Ом/км (табл. П2.2); I — длина линии, км.
Индуктивное сопротивление линии, создаваемое магнит-
ным полем, образующимся вокруг проводников линии при
прохождении переменного тока, Ом,
Хл = х01. (2.41)
где xq — расчетное индуктивное сопротивление 1 км провод-
ника линии, Ом/км. В практических расчетах для провод-
ников воздушных линий (ВЛ) всех марок и сечений Хо=
=04 Ом/км, для кабельных линий (КЛ) —0,08—0,099 Ом/
км (см. табл. П2.3).
На рис. 2.10 изображена схема замещения линии напря-
жением 6—35 кВ, в которой учтены только активное Рл
и индуктивное Хл сопротивления линии. Сети напряжена-
§2.5
Потери мощности и энергии
109
ем 6—35 кВ имеют небольшую протяженность (1—20 км),
поэтому токи активной и емкостной проводимостей в них
незначительны по сравнению с токами нагрузки линии.
Линии более высоких напряжений (ПО кВ и выше, рис.
2.11) имеют, как правило, бблыиую протяженность и обла-
дают помимо активного и индуктивного сопротивлений еще
и активной Ga и реактивной Вл проводимостями, которые
необходимо учитывать при расчете этих линий; U\, Л
и cosq>i — напряжение, ток и коэффициент мощности в на-
чале линии; U2, 12, cosq>2 — в конце линии.
Рис. 2.10 Схема замещения линии напряжением 6—35 кВ
Активная проводимость линии Gx обусловлена активны-
ми потерями на корону. Корона представляет собой разряд
на проводах, связанный с ионизацией воздуха вокруг про-
вода. Корона возникает в тех случаях, когда напряженность
(градиент) электрического поля у поверхности провода
превышает электрическую прочность воздуха. Помимо по-
терь электроэнергии, корона может вызвать коррозию про-
водов и арматуры гирлянд изоляторов, высокочастотные
помехи в линиях связи и радиолиниях.
Одним из факторов, влияющих на уменьшение потерь
от короны, является увеличение сечения провода воздуш-
ной линии. Поэтому при выборе проводов воздушных линий
напряжением ПО кВ и выше из условия допустимых по-
терь на корону следует принимать сечения не ниже: АС70—
для линий напряжением ПО кВ; АС120—для линий 154 кВ;
АС240—для линий 220 кВ; АС600—для линий 330 кВ.
Приняв указанные минимальные сечения линии, при ко-
торых потери на корону будут отсутствовать, т. е. Ол=0,
упрощаем П-образную схему замещения линии (см. рис.
2.11,6).
Рассмотрим, чем обусловлена емкостная проводимость
ВЛ и КЛ. Любую пару проводов ВЛ или КЛ, а также каж-
дый провод такой линии и землю можно рассматривать как
конденсатор с соответствующей емкостью (рис. 2.12, ц, б).
Под действием приложенного к линии переменного напря-
11,0 Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл. "2
жения в емкости линии возникает переменное электричес-
кое поле и соответственно емкостный переменный ток. Этот
ток называется зарядным током линии 1в. Зарядный ток на
единицу длины линии при равномерно распределенной ем-
кости (&o=const) зависит от напряжения в каждой точке
линии. Обычно принимают вдоль всей длины линии среднее
напряжение, равное номинальному напряжению сети йаон-
Рис. 2.11. Схемы замещения линии напряжением НО кВ и выше:
а — полная П-образная схема замещения; б — упрощенная П-образная схема за-
мещения
Емкостный ток, как видно из рис. 2.13, изменяется вдоль
линии пропорционально длине линии. Зарядный ток зави-
сит от емкостной проводимости линии Вл.
В расчетах сетей рабочую емкость трехфазной воздуш-
ной линии, отнесенную к 1 км длины линии, Ф/км, можно
определить:
Сй = °’024 10-е, (2.42)
1g-522-
г
где DOp — среднее геометрическое расстояние между про*
§2.5
Потери мощности и анергии
111
водами, см; r—dfi — внешний радиус провода (кабеля),
см..
Значения рабочей емкости кабельных линий приведены
в табл. 2.10.
Емкостная проводимость 1 км ВЛ и КЛ с учетом (2.42),
См/км,
С13
h _ 7,58.10-»
и» — —
1g
(2.43)
±С10
012 2 023 \3
\2
±020 ±030
Рис. 2.12. Емкостные проводимости трехфазных линий электропередачи:
a -t* воздушные линии; б — кабельные линии
Ца8
Длина, линии
О
0
о
о
г
Рис. 2.13. Изменение емкостного тока по длине линии
Таблица 2.10. Рабочая емкость CQ, мкФ/км, трехжильных кабелей
с поясной изоляцией
Напря-
жение,
кВ
10 | 16
25 | 35
Сечение жилы, мм1
50
70 | 95 [ 120
150
185 | 240
До 1
6
10
0,35
0,2
0,4
0,23
0,5
0,28
0,23
0,53
0,31
0,27
0,63
0,36
0,29
0,72
0,4
0,31
0,77
0,42
0,32
0,81
0,46
0,37
0,86
0,51
0,44
0,86
0,53
0,45
0,58
0,6
112
Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
где <в== 2л/=314 Гц—угловая частота переменного тока.
Емкостная проводимость линии, См, длиной /, км,
Ba = b9l, (2.44)
соответственно зарядный ток линии, кА,
(2.45)
УЗ
При П-образной схеме замещения, линии (рис. 2.11, а
и б) вся емкостная проводимость линии условно сосредото-
чена по концам схемы, и» следовательно; проводимость на
концах схемы замещения равна Вл/2.
Наличие емкостной проводимости позволяет условно
рассматривать ВЛ и КЛ как источник реактивной мощно-
сти, который может оказать заметное влияние на компенса-
цию реактивных нагрузок (гл. 5).
Емкостная (зарядная) мощность линии, Мвар, с уче-
том (2.45)
Qb =» V~3 ^ном ^в — Unou Вя, (2.46)
где Uявм — номинальное линейное напряжение линии, кВ.
Зарядная мощность, Мвар, по концам П-образной схе-
мы замещения линии
(2.47)
2 2
Кабельные линии, имеющие сечения 70—150 мм2, обла-
дают зарядной мощностью 10—15 квар/км, а воздушные
двухцепные линии ПО кВ с проводами АС 150, подвешен-
ными на расстоянии между ними 3—5 м, обладают заряд-
ной мощностью 36—38 квар/км.
Пример 2.2. Определить зарядную мощность линии ПО кВ длиной
5 км сечением АС70. Фазы расположены горизонтально, среднегеометри-
ческое расстояние между проводами £>Ср=500 см, радиус провода г=>
=5,7 см.
Решение. Емкостная проводимость линии на единицу длины по
(2.43)
7 58
t>0 = —~ 10-»=4,Ы0-« См/км.
* 500
§2.5
Потери мощности и энергии
ИЗ
Зарядная мощность линии
= b0 lU2aoti = 4,1-10-6.5-1162 = 0,25 Мвар = 250 квар.
Определим потери мощности в трансформаторах. Для
этого воспользуемся Г-образной схемой замещения двух-
обмоточного трансформатора (рис. 2.14), схемой соедине-
ния обмоток и схемой замещения двухобмоточного транс-
форматора с расщепленной обмоткой низшего напряжения
Рис. 2.14. Г-образная схема заме-
щения двухобмоточного транс-
форматора
Рис. 2.15. Схемы двухобмоточного
трансформатора с расщепленными
обмотками низшего напряжения:
а — схема соединения обмоток; б —
схема замещения
1,г(рис. 2.15,а и б). Ветви расщепленной обмотки низшего
напряжения двухобмоточных-трансформаторов могут изго-
товляться на одинаковые (6,3—6,3; 10,5—10,5; 0,4—0,4;
0,69—0,69 кВ) или различные напряжения (6,3—10,5;
0,4—0,69 кВ). Каждая ветвь имеет одинаковое индуктив-
ное сопротивление по отношению к обмотке высшего на-
пряжения.
Активное сопротивление /?т, Ом, двухобмоточного тран-
сформатора для основного ответвления регулируемой об-
мотки высшего напряжения определяется по активным по-
терям короткого замыкания при номинальной нагрузке
Д1°к,ном, кВт, значение которых дается в каталоге (паспор-
те) трансформатора (табл. П1.1):
(2.«)
8—110
114 Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
где Shom.t — номинальная мощность трансформатора.
Если (/цом> кВ} <Shom,t> кВ-А; ДРк,ном, кВт, то и X-
Ом,
П ^^К.ИОМ ^яом' Ю
°яом,т
(2.48а)
Реактивное сопротивление двухобмоточного трансфор-
матора при работе его на основном ответвлении регулируе-
мой обмотки высшего напряжения Хт при номинальном то-
ке и напряжении, Ом,
Лт — -
°яом,т
где «к % — напряжение короткого замыкания трансформа-
тора, % номинального напряжения (ик % приведено в ка-
талоге или паспорте трансформатора).
Двухобмоточные трансформаторы с расщепленными обмотками низ-
шего напряжения с достаточной для практических расчетов точностью
можно рассматривать как два независимых трансформатора, питающих-
ся от общей сети высшего напряжения. Мощность каждой ветви низше-
го напряжения НН1 и НН2 (рис. 2Л5) составляет 50 % номинальной
мощности трансформатора, определяемой мощностью обмотки высшего
напряжения. При параллельном соединении ветвей НН1 и НН2 транс-
форматор с расщепленными обмотками будет работать как обычный
двухобмоточный трансформатор, следовательно, активное сопротивле-
ние каждой ветви обмотки низшего напряжения, Ом,
^к.ном ^номвн
*^ном,т
Соответственно реактивные сопротивления ветвей, Ом,
2ukHhi-hh2 ^^номВН’10
ЛтНН1 *== ХгНН2 ~ > (2.01)
°иом,т
где &КНШ-НН2 % — напряжение короткого замыкания, %, принимае-
мое по паспорту трансформатора.
Таким образом, применение трансформаторов с расщепленными об-
мотками низшего напряжения для раздельного литания секций РУ НН
трансфор матерной подстанции позволяет снизить мощность короткого
(2.50)
#гНН1 = #тНН2
'§2.5
Потери мощности и энергии
115
замыкания на нишах секций РУ НН почти в 2 раза без установки токо-
ограничивающих реакторов.
Рассмотрим теперь проводимости трансформаторов GT
и Вт, показанные на схемах замещения (рис. 2.14 и 2.15).
Активная проводимость GT обусловлена потерями актив-
ной мощности в стали трансформаторов на перемагничива-
ние и вихревые токи, нагревающие магнитопровод транс-
форматора. Потери активной мощности в проводимости GT
примерно равны активным потерям холостого хода транс-
форматора ДРо, которые даются в каталоге трансформа-
тора.
Реактивная намагничивающая мощность AQo, квар,
обусловливающая реактивную проводимость трансформа-
тора В?, определяется по току холостого хода трансформа-
тора 10 %, выраженному в процентах номинального тока
трансформатора ^ном,т»
Дф0 =в . (2.52)
Величины ДР0 и Дф0 представляют собой внутренние
потери трансформатора, не зависящие от его нагрузки.
Активные потери короткого замыкания при номиналь-
ной нагрузке трансформатора ДРк,ном можно определить
При I == Iном,т (5 = S ном,т ) по аналогии с (2.38):
я, - SU. , (2.63)
где Рт — сопротивление обмотки трансформатора; t7H0M—
номинальное напряжение обмотки высшего напряжения;
$ном,т — номинальная мощность трансформатора; /hom,t —
номинальный ток трансформатора.
Обычно величина ДРк,ном дается в каталоге трансфор-
маторов. Реактивные потери КЗ в трансформаторах
AQk,bom при нагрузке S=SH0M,T
AQk.hom^^^0"^-. (2.54)
При любой другой нагрузке трансформатора, отличной
от номинальной, нагрузочные активные потери в трансфор-
маторе ДРТ
ЛРТ = ЗР = S2 = (Р8 + 0й) . (2.56)
8*
116 Электрические нагрузки промышленных предприятий Гл. 2
Аналогично нагрузочные реактивные потери в трансфер*
маторе AQt при 5“Х-<$ном,т»
4Q, = S’X^„=(P> + Q-)XT/C^_. (2.56)
Разделив (2.53) на (2.55), получим:
ДРт = ДРк.номМ—) . (2.57)
WHOM.T/
Подставив в (2.56) значение Хт из (2.49) и сделав не«
сложные преобразования, получим
(С \2
. (2.58)
^ном.т/
Суммарные потери мощности в трансформаторе ДРтр,
состоят из потерь холостого хода и нагрузочных потерь,
зависящих от фактической нагрузки трансформатора S.
Потери активной мощности
ДРтР = ДР0 + ДРк.ноМ (^4; (2.59)
. WHOM.T/
потери реактивной мощности
Д<?тр = ДОо + Д&.ВОМ М—Y. (2.60)
\РН0М;Т/
Для определения потерь электроэнергии применяют ме-
тод, ‘ основанный на понятиях времени использования мак-
симальных потерь и времени использования максимума на-
грузок.
Если рассмотреть годовой график нагрузок по продолжительности
(рис. 2.16) (в порядке убывания нагрузки), то можно найти такое вре-
мя Tfnax, в течение которого через электрическую сеть, работающую с мак-
симальной нагрузкой Рр, передавалось бы такое же количество элект-
роэнергии, какое передается через нее в действительности в течение года
при изменяющейся пр графику нагрузке. Это время называется временем
использования максимума нагрузки и обозначается Гтах. Площадь, огра-
ниченная ступенчатой кривой действительного графика нагрузки, пред-
ставляющая собой потребленную электрическую энергию, равновелик^
площади, ограниченной прямыми Рр и Гтвх. Для каждого потребителя
характерно свое время использования максимума нагрузки.
В табл. 2.11 приведены значения Ттах для некоторых отраслей про-
мышленности. Значения Ттах можно определить по (2.34).
Величиной Ттах пользуются при определении потерь
электроэнергии. Для этого нужно знать величину Тщах —
-§ 2.5 Потери мощности и энергии 117
Рис. 2.16. Ступенчатый годовой график нагрузки по продолжительно-
сти:. ' -
а —нагрузка (мощность); бпотери мощности
время максимальных потерь, т. е. время, в течение которо-
го электрическая сеть, работая с неизменной максималь-
ной нагрузкой, имеет потери электроэнергии, равные дей-
ствительным годовым потерям (кривая б на рис. 2.16),
Время максимальных потерь
. (2:61)
где Д1Га — потери активной'энергии, кВт-ч, или расход
электроэнергии на покрытие
потерь; APmai — наибольшие
потери мощности; кВт.
- На основании ‘ статистичес-
ких данных о различных годо-
вых графиках нагрузкй про-
мышленных предприятий со-
ставлена зависимость времени
МаКСИМаЛЬНЫХ Потерь Ттах от
Рис. 2.17. Зависимость времени мак-
симальных потерь Ттах ОТ ПрОДОЛЖИ-
тельдости использования максимума
нагрузки Ттах И СОЗ ф
118 Электрические неузки проли>ии.№шых предприятий Г-д- 2
Таблица 2.11. Время использования максимума нагрузки различных
предприятий
Предприятие Годовое' число часов . использования максимума нагрузки
реактивной | активной
Химические заводы 6200 7000
Заводы тяжелого машиностроения 8770 . 4840
Заводы станкостроения 4345 4750
Инструментальные заводы 4140 4960
Заводы шарикоподшипников 5300 6130
Заводы подъемно-транспортного оборудо- 3330 3880
вания 4960 5240
Автотракторные заводы
Сельскохозяйственное машиностроение 5330 4220
Приборостроение 3080 3180
Авторемонтные заводы 4370 3200
Вагшоремонтные заводы 3560 3660
Электротехнические заводы 4280 6460
Металлообрабатывающие заводы 4355 5380
продолжительности использования максимума нагрузки
Ттах и коэффициента мощности (рис. 2.17). В практичес-
ких расчетах, зная Тmax и коэффициент мощности cos ф, по
кривым Tmax=f(Tmax) МОЖНО найти врвМЯ максимальных
потерь Ттах-
Расход активной электроэнергии за год на покрытие по-
терь в трансформаторах Д^а.т, кВт-ч,
ДГа.т = АР0 Твк + (-А Г (2.62)
WHUM.T/
где S₽— расчетная максимальная нагрузка цроекхцруемо-
го предприятия (§ 2.3). Для действующего .предприятия «она
называется потребляемой мощностью; —время вклю-
чения трансформатора в году.
Потери активной электроэнергии в линиях, кВт-ч,
в ДРл Ттаах = ~~л **та«- К&вф
''пак
Расход активной .электроэнергии на смроае высшего
тт япегчгаима 'гп>а.тлпгКлт\*< атогьгт гтГ|Пгахл1ГГШ& ллтймчшмшг 1И7_
§2.5
Потери Мощности и энергии
119
(2-64)
где Д№а—- потери электроэнергии, кВт-ч; W'shh —потреб-
ленная за определенный период времени (за год) активная
электроэнергия, кВт-ч, на стороне НН трансформатора:
<2-65)
Потери' электроэнергии AW'a, кВт-ч, складываются из
потерь в линиях Д^а,л (2.63) и потерь в трансформаторах
ДГа.т (2.62) J
Д№а == Д№а, л + ДГа.т. (2.66)
Годовой расход электроэнергии на освещение, кВт ч,
~ ^«оио^тахО» (2.67)
где Кео— коэффициент спроса осветительной нагрузки
(табл. 2.7); Тяжа — годовое число часов использования
максимума осветительной нагрузки, приведенное в табл.
2.12; Рйомо — номинальная мощность всех осветительных
ЭП.
Таблица ЖЯ2.' Годовое число часов исшыкзовакия максимума
оеветительцой нагрузки для внутреннего освещения
Освещение Число смен Продолжи- тельность рабочей недели Годовое число часов исполь- зования максимума осветительной нагрузки
ври наличии естест- , вдового» освещения географических широт, град при отсут- ствии ес- тествен- ного осве- щения для всех геог- рафически® широт
46 66 64
Рабочее я аварийное 1 5 дней 700 750 850 2150
освещение для про- 6 дней 5£0 600 700
должения работ 2 . 5 дней — 2250 — ' «00
6 дней1 — 2100 —
3 5 дней — 4150 6500
* 6 дней ♦ — 4000
То же 3 Непрерыв- —, 4800 мм» 7700
Аварийное освещение — ная 4800 8760
для эвакуации лю-
дей 5
Глава третья
ВНУТРИЦЕХОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
НАПРЯЖЕНИЕМ, ДО 1 кВ
3.1. СХЕМЫ ЦЕХОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Сети напряжением до 1 кВ служат для распределения
электроэнергии внутри цехов промышленных предприятий,
а также для питания некоторых ЭП, расположенных за пре-
делами цеха на территории предприятия. Цеховые электри-
ческие сети напряжением до 1 кВ являются составной ча-
стью СЭС промышленного предприятия и осуществляют
непосредственное питание большинства ЭП. Схемка внутри-
цеховой сети определяется технологическим процессом
производства, планировкой помещений цеха, взаимным рас-
положением ТП, ЭП и вводов питания, расчетной мощно-
стью, требованиями бесперебойности электроснабжения,
технико-экономическими соображениями, условиями окру-
жающей среды.
На рис. 3.1 показано устройство внутрицеховых электро-
установок, соединение которых между собой по определен-
ной схеме образует цеховую электрическую сеть.
На рис. 3.1, представляющем собой .поперечный разрез
пролета производственного помещения цеха, показаны от-
крытые шинные магистрали /, расположенные в верхней
зоне (А) цеха. Там же установлен осветительный шинопро-
вод 2. На капители колонны (в зоне Б) расположен трол-
лейный шинопровод 3. для питания нагрузок мостового
крана, по конструкциям вдоль стейы цеха (в зоне В) разме-
щены расйределителйный 4 и магистральные 8 шинопрово-
ды. В цехе (в зоне Д) имеется кабельный карал 6 для про-
кладки внутрицеховых кабелей, распределительный шкаф
б для питания силовых электроприемников и осветитель-
ный щиток 7 (зона Г). *
Внутрицеховые сети делятся на питающие и распреде-
лительные. Питающие отходят от источника питания (ТП)
к распределительным шкафам (РШ), к распределитель-
ным шинопроводам или к отдельным крупным ЭП. В неко-
торых случаях питающая сеть выполняется по схеме БТМ
1(блок трансформатор — магистраль), рис. 2.4,6 и 3.2.
§3.1
Схемы цеховых электрических сетей .
121
Рис. 3.1, Внутрицеховые электроустановки
В этом случае от трансформатора КТП отходит магист-
ральный шинопррвбд (магистраль), предназначенный для
передачи электроэнергии нескольким РШ или нескольким
ЭП, присоединённым к Магистрали в различных точках. От-
дельные приемники и РШ в этом случае присоединяются
к магистрали с помощью ответвлений. Распределительные
внутрицеховые сети — это сети, к которым непосредственно
подключаются различные ЭП цеха. Распределительные се-
ти выполняются с помощью распределительных шинопро-
водов (ШРА) и распределительных шкафов.
По своей структуре схемы внутрицеховых электричес-
ких сетей могут быть радиальными, магистральными и сме-
шанными.
Характерным примером радиальной схемы является
рис. 2.4, а. Здесь от секции 1 распределительного пункта
РП-1 напряжением 6—10 кВ потребители НН через трай-
122
Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
сформатор получают питание отдельными линиями, отхо-
дящими от РУ НН подстанции ТП1. Радиальные схемы
применяют при наличии групп сосредоточенных нагрузок
с неравномерном распределением их по площади цеха, во
взрыво- и пожароопасных цехах, в цехах с химически ак-
тивной и аналогичной средой. Радиальные схемы нашли
широкое применение в насосных и компрессорных станци-
Рис 3.2. Схемы БТМ:
л —выход магистрали в одном направлении; б — выход магистрали в двух на-
правлениях; 1 — питающая магистраль; 2 — распределительные шинопроводы; 3 —
аппараты управления и защиты
ях, на предприятиях нефтехимической промышленности,
в литейных и других цехах. Радиальные, схемы внутрице-
ховых сетей Выполняют кабелями или изолированными про-
водами. Они могут быть применены для нагрузок любой
категории надежности (§ 1.2).
Достоинством. радиальных схем является их высокая
надежность, так как авария на одной линии не влияет на
работу ЭП, подключенных к другой линии. Недостатками
радиальных схем являются: малая экономичность, связан-
ная со значительным расходом проводникового материала,
труб, распределительных шкафов; большое числе, защитной
и коммутационной аппаратуры; ограниченная гибкость се-
ти при перемещениях ЭП, вызванных изменением техноло-
§3.1
Схемы цеховых электрических сетей
123
гического процесса; невысокая степень индустриализации
монтажа.
Магистральные схемы (рис. 2.4,6 и 3.2) целесообразно
применять для питания силовых и осветительных нагрузок,
распределенных относительно равномерно по площади цеха,
а также для питания группы ЭП, принадлежащих одной
технологической линии. При магистральных схемах одна
питающая магистраль обслуживает несколько распредели-
тельных шкафов и крупные ЭП цеха.
Одной из разновидностей магистральных схем являет-
ся схема БТМ (блок трансформатор — магистраль) (рис.
3.2). В этом случае внутрицеховая сеть упрощается, так как
цеховая КТП может быть выполнена без РУ НН. Схемы
БТМ широко применяют для питания цеховых сетей меха-
нических цехов машиностроительных предприятий с по-
точным производством. Для обеспечения универсальности
сети необходимо питающую магистраль 1 рассчитать на пе-
редачу всей мощности трансформатора, распределительные
шинопроводы 2—на максимальную расчетную нагрузку
Рр электроприемников, расположенных на обслуживаемых
шинопроводом участках цеха.
Шинопроводом, называется жесткий токопровод завод-
ского изготовления напряжением до 1 кВ, поставляемый
комплектными секциями.
Согласно [21] схемы БТМ следует проектировать с чис-
лом отходящих от КТП магистральных шинопроводов, не
превышающим числа установленных на подстанции транс-
форматоров. Магистральный шинопровод присоединяется
непосредственно к выводам низкого напряжения транс-
форматора. Длина магистральных шинопроводов при их
номинальной нагрузке и cos <р—0,7~н0,8 не должна превы-
шать: 220 м при номинальном токе 1600 А и 180 м при но-
минальном токе 2500 А. При питании от магистральных
шинопроводов одновременно силовых и осветительных на-
грузок указанная предельная длина шинопроводов снижа-
ется примерно в 2 раза.
При магистральной схеме ЭП могут быть подключены
в любой точке магистрали.
Троллейные .линии «предназначены для питания лодаем-
> но-трднспортных механизмов цеха. -
- Досфоянствамитмагистральных схем являются: 'упроще-
ние РУИН трансформаторных подстанций, высокая гиб-
124
. Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
кость сети, дающая возможность перестановок.технологи-
ческого оборудования без переделки сети, использование
унифицированных элементов (шинопроводов), позволяю-
щих вести монтаж индустриальными мётодамй. Недостат-
ком является их меньшая надежность по сравнению с ра-
диальными схемами, так как при аварии на магистрали все
подключенные к ней ЭП теряют питание. (Однако введе-
ние в схему резервных перемычек между ближайшими
магистралями значительно повышает надежность магйст-
0,4-0,69 кв
К КТ112 (резервная
перемычка) •,
ШРЯ2
ШРЯ4
Рис. 3.3. Смешанная схема внутрицеховой электрической сети
ральных схем.) Применение шинопроводов постоянного се-
чения приводит к некоторому перерасходу проводникового
материала.
На. пр.актике для. электроснабжения цеховых ЭП ради-
альные или магистральные схемы редко встречаются в чис-
том виде. Наибольшее распространение имеют смешанные
(комбинированные) схемы (рис. 3,3,1, сочетающие в себе
элементы радиальных и магистральных схем и пригодные
для любой категории электроснабжения. Такие схемы при-
меняются' в прокатных и мартеновских цехах металлурги-
ческой промышленности, в кузнечных, котельных и механо-
сборочных цехах, на обогатительных фабриках и т.п.
В смешанных схемах от главных питающих магистралей и
их ответвлений элёктррцриемники питаются через распреде-
лительные шкафы РШ или шинопроводы ШРА в зависимо-
§3.1
Схемы цеховых электрических сетей
.125
сти от расположения оборудования в цехе. На участках
с малой нагрузкой, где прокладка распределительных ши-
нопроводов нецелесообразна, устанавливаются распредели-
тельные шкафы, присоединяемые к ближайшим шинопрово-
дам (распределительным или магистральным). РШ уста-
навливаются. вблизи места расположения ЭП при среднем
радиусе отходящих от РШ линий 10—30 м.
В схеме рис. 3.3 распределительные шинопроводы ШРА
и шкафы РШ получают питание от главной питающей ма-
Рис. 3.4. Схемы резервирования питания цеховых ЭП I и II катего-
рий:
О—от одной двухтрансформаторной КГП цеха; б —от .двух разных КТП; 1 —
резервные перемычки ' v
гистрали (ШМА). Распределительные шинопроводы ШРА
применяются в тех цехах, где возможны частые изменения
технологического процесса и перестановки оборудования.
В цехах промышленных предприятий с преобладанием
нагрузок I и II категорий должны предусматриваться ре-
зервные перемычки между соседними подстанциями. На
рис. 3.4 показаны такие схемы резервирования. Шины 0,4 кВ
двухтрансформаторных КТП секционируются автоматиче-
ски выключателем QF3 (рис. 3.4,а). При отключении од-
ного трансформатора питание нагрузок осуществляется от
другого трансформатора путем автоматического включе-
ния QF3 по схеме АВР (гл. 10) Или вручную. На однотран-
126
Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
сформаторных КТП предусматриваются резервные пере-
мычки между соседними РШ или ШРА.
Пропускная способность резервной перемычки должна
быть 30—40 % мощности силового трансформатора. При
нормальной схеме электроснабжения цеховых потребителей
резервные перемычки разомкнуты. Перемычки создают
удобства при эксплуатации, облегчают проведение восле-
аварийных ремонтных работ, повышают надежность внут-
рицеховых сетей и способствуют снижению потерь электро-
энергии, так как в часы малых нагрузок можно питать все
ЭП от одного трансформатора, отключив остальные.
На выбор схемы внутрицеховых электрических сетей
оказывают большое влияние условия окружающей среды
цеха. Они определяются температурой воздуха, влажно-
стью, наличием агрессивных газов или пыли, возможностью
возникновения взрыва или пожара. Наиболее эффектив-
ным средством защиты электроустановки от разрушающе-
го действия химически активных, пожароопасных и взры-
воопасных сред является территориальное удаление элек-
трооборудования. Когда это выполнить невозможно, выби-
рают такие материалы проводников и изоляции, которые
способны длительно противостоять разрушающему дейст-
вию агрессивной среды. Как правило, для помещений с та-
кими неблагоприятными средами применяют радиальные
схемы питания ЭП, коммутационные аппараты которых
располагают в отдельных помещениях с нормальной сре-
дой.
В цехах промышленных предприятий с пожароопасной
средой предусматривают устройства противопожарной ав-
томатики. В этом случае на вводе РШ (ШРА), куда под-
ключены электродвигатели вентиляционных механизмов,
устанавливают мощный магнитный пускатель. В цепь ка-
тушки пускателя последовательно, включают размыкающий
контакт датчика противопожарного устройства. Для сокра-
щения зоны распространения огня в-случае возникновения
пожара в цехе этим контактом отключаются все вентиля-
ционные установки.
§3.2
Конструктивное выполнение внутрицеховых сетей
127
3.2. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ВНУТРИЦЕХОВЫХ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Внутрицеховые электрические сети напряжением до
1 кВ различаются между собой ио многим конструктивным
признакам, конструкции сетей, зависят от материала про-
водников, способов ИЗОЛЯЦИИ,..^ среды,
от степени ответственности электроустановки, от расстоя-
ния источника 'питания до потребителя,лат Еярдуторя на-
грузки <сжжойная.'уцарная.1,,и~лругих фяюгпрон
' По способам изоляции сети напряжением до 1 кВ можно
разделить на две большие группы: ^выполняемые из шин
и неизолированных проводов ц^из изолированных проводов
и кабелей. К сетям напряжением до 1 кВ, выполняемым не-
изолированными проводами, относятся ВЛ, которые на
промышленных предприятиях имеют крайне ограниченное
применение. Из неизолированных и изолированных шин
выполняют шинопроводы. Электропроводки и КЛ относят-
стя к сетям, выполненным из изолированных проводников.
Примерная классификация сетей напряжением до 1 кВ
по конструктивным признакам приведена на рис. 3.5.
Шинопроводы представляют собой комплектное элект-
ротехническое устройство для внутрицеховой электричес-
кой сети. Разновидностями магистральных шинопроводов
являются открытые шинные магистрали из неизолирован-
ных шин, которые прокладываются на высоте 10—12 м по
нижнему поясу ферм на изоляторах в цехах небольшой
протяженности (поз. J на рис. 3.1). Открытые шинные ма-
гистрали достаточно надежны и дешевы. Стоимость их
несколько увеличивается за счет спусков и подъемов пита-
ющих линий и ответвлений. Спуски и подъемы выполняют-
ся изолированными проводами. Открытые шинные маги-
страли применяются в цехах, где по условиям влажности
и пыльности среды невозможно применение комплектных
магистральных шинопроводов типа ШМА, предназначенных
только для помещений с нормальной средой. Но в связи
с тем, что открытые шинные магистрали имеют большую
индуктивность по сравнению с комплектными шинопрово-
дами, а следовательно, и большие потери .напряжения, их
не следует применять в мощных протяженных сетях. Ком-
плектные шинопроводы (поз. 2—4, S на рис. 3.1) изготов-
ляют на заводах электротехнической промышленности. Со-
Рис. 3.5. Классификация по конструктивным признакам внутрицеховых
сетей напряжением до 1 кВ
§3.2
Конструктивное выполнение внутрицеховых сетей
12Э
стоят они из отдельных секций, соединяемых между собой
сваркой, болтовыми зажимами или штепсельными разъема-
ми. Заводами Главэлектромонтажа Минмонтагцспецстроя
СССР выпускаются шинопроводы для магистральных внут-
рицеховых сетей типа ШМА, для распределительных сетей
типа ШРА, для осветительных сетей типа ШОС, для трол-
лейных линий типа ШТМ. Шинопроводы имеют высокую
надежность, длительный срок службы, удобны при монта-
же и эксплуатации благодаря жесткости конструкции шин
и коробов, являются самонесущими. Наличие готовых стан-
дартных секций позволяет создать универсальную сеть,
к которой можно дополнительно подключать ЭП при изме-
нении технологии производства.
На рис. 3.6 приведены конструкции шинопроводов раз-
ных типов.
В табл. 3.1 даны технические данные комплектных ши-
нопроводов некоторых типов, выпускаемых Заводами
Главэлектромонтажа [63].
Комплектные шинопроводы применяются только для
внутренней электропроводки. При необходимости выхода
шинопровода за пределы помещения, а также в условиях
стесненности, сложных изгибов, в случаях пересечения тру-
бопроводов, строительных конструкций и т.п. удобнее за-
менять секции магистрального шинопровода кабельными
вставками марки АВВ на большие токи (более 1000 А).
Технические данные одножильных кабелей марки АВВ при-
ведены в табл. 3.2.
Кабели марки АВВ по сравнению-с кабелями других
марок сечением 240 мм2 характеризуются повышенным
удельным расходом проводникового материала. Кабели
АВВ с алюминиевыми жилами с поливинилхлоридной изо-
ляцией с Оболочкой Из поливинилхлорида предназначены
для применения в сетях до 1 кВ. Кабели таких; больших
сечений (табл. 3.2) следует применять на линиях со слож-
ной трассой, в местах пересечения магистральным шино-
проводом трубопроводов, строительных конструкций в тех
случаях, когда сложный участок магистрального шинопро-
вода имеет, например, несколько угловых секций. С целью
уменьшения потерь три одножильных кабеля марки АВВ
разных фаз прокладывают в общем пучке треугольником,
закрепленным специальными скобами (или клицами), на
достаточно прочных кабельных Конструкциях.
9—110
гзо
Внутршцеховые ыъектрияескце сети
Гл. 8
Таблица 3.1. Технические данные некоторых типов зшшлекшыж
Параметры
Тнп ядаго
магистральный распределительный
ШМА73 П1МА68-Н ШМА68-Я ЛВРА73
на 250 А^ аа 400 А на 630 А
Номинальный: ток, А
Номинальные напря-
жения, В
Электродинамичес-
кая стойкость удар-
ному току КЗ, кА
1600
660
70
4W0
660
100
250 : 400
380ДО 360/220
15 25
ОТ
35 :
Таблица 3.2. Технические данные одножильных кабелей марки АВВ
Параметры
дао
Селение, мм8
5509 | №Н9
S0OO
Длительно допустимая токовая на-
диаметр, мм
1180
1440
63
1620
66
1790
68
Примечания.: К ^акснмазньяая джнтельжо датусигмая рабочая темнера*
t жзюия не более ТО 43. 2. Строительная длина кабелей всех сечений не менее
Электропроводки. Электропроводками называют сети
постоянного и переменного токов напряжением до 1 кВ,
выполняемые изолированными проводами и небронирован-
ными кабелями малых (до 16 мм2) сечений с резиновой
и пластмассовой изоляцией жил с относящимися к ним
креплениями и поддерживающими кояструкциямн. В цехах
промышленных предариятнй основным конструктивным ви-
дом электропроводок является прокладка в яюяках, кюро-
бах, трубах и на тросах. На рис. 3.7 показаны варианты
открытой электропроводки на лотках, на рис. 3.8—в коро-
бах. Электропроводки вкоробах в отличие от электропро-
водок -я лотках защищают провода и кабеля от загрязне-
ний. Короба изготовляют в вида П-образиык профилей «пе-
регородками секциями длиной 3 м. В коробах есть планки
для крепления уложенных в них проводов и кабелей. Чис-
ло проводов, прокладываемых в одиом коробе, не должно
§3.2
Конструктивное выполнение внутрицеховых сетей
131
шинопровод» .
Чровода
осветительный троллейный
ШОС57 Ш0С73А ШОС73 ШТМ73 ~ ШТМ72
25 38B/220 63 380/220 100 380/220 200 660/380 400 , 660
— 5 5 10 15
быть более 12. Реже в цехах промышленных предприятий
применяется прокладка на роликах и изоляторах. Скрытая
электропроводка применяется в конструктивных элементах
зданий, в стенах, полах и перекрытиях, в. фундаментах
оборудования и т. п. и может быть выполнена в трубах,
в каналах, образованных в толще бетона, и закладываться
в строительные элементы зданий или трубы.
Важным компонентом электропроводок является изоля-
ция проводов, которая изготовляется из резины или поли-
хлорвиннлового пластиката.
Изолированные провода и кабели отличаются друг от
друга исполнением защитных оболочек. Кабели в отличие
от проводов имеют поверх изоляции жил герметичную обо-
лочку (алюминиевую, свинцовую, . поливинилхлоридную),
предохраняющую.изоляцию от неблагоприятного воздейст-
вия окружающей среды и служащую механической защи-
той кабелей.
Исходя и^ требований экономии меди, ПУЭ рекоменду-
ют во всех случаях применять провода и кабели с алюми-
ниевыми жилами, за исключением производств со взрыво-
опасной средой категорий В-I и В-1а,.где применение про-
водников с медными жилами является обязательным. Кроме
того, медные проводники применяются для механизмов,
работающих в условиях постоянных вибраций, сотрясений,
а также для передвижных электроустановок.
Бели предусмотрена электропроводка в трубах, то во
всех случаях, где эта допустимо, следует вместо металди-
9«
132
Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
Рис. 3.6. Конструкции шинопроводов различных серий и их элементы:
а — магистральный ШМА; б — распределительный ШРА; в — осветительный ШОС;
г — троллейный ШТМ; д —вводная коробка; е — ответвительная коробка с автома-
тическим выключателем; /—крышка; 2*-'стяжные болты; 3 •*-алюминиевые
уголки; 4 — изоляторы; 5 — шины;. 6 — ярмо; 7 — автоматический выключатель
§ 3.2 Конструктивное выполнение внутрицеховых сетей 133
Рис 3.7. Варианты выполнения открытой электропроводки на лотках:
а —по колоннам; б —вдоль стен; в '- подвеска на тросах; / — лоток; 2 —электро-
проводка
ческих труб применять пластмассовые трубы. Металличе-
ские трубы следует использовать во взрывоопасных поме-
щениях и в помещениях с коррозионно-активной средой.
Кабельные линии в сетях напряжением до 1 кВ. Кабель
состоит из токоведущих медных или алюминиевых жил,
имеющих изоляцию жил и поясную изоляцию. Внутренняя
оболочка (поясная изоляция) служит для усиления изоля-
ции жил. Для защиты от механических повреждений в кон-
струкцию кабеля входит броня, поверх которой наклады-
134
Внутрицеховые влектрииеские сети
Гл. 3
Рис, Ж Электропроводка в коробах на тросах (d), на кронштейнах (б):
1 — короб: i — електропроводка
вается внешняя покровная оболочка—для защиты метал-
лической брони кабеля.
На рис. 3:9 приведена конструкция четырехжильного
кабеля с бумажной изоляцией и вязкой пропиткой на на-
пряжение до 1 кВ.
Рис. 8J&. Конструкции кабелей низкого ^напряжения:
/—покровная оболочка; 2 —Т5ронЯ; 3— то душка; 4 —внутренняя оболочка; 5 —
пояоняя бумажная тизоляцня; <3 —жильная изоляция; 7‘-кулевая жила; 3 —то-
коведущне жил»
Технические данные «силовых кабелей даны в табл. П3.1.
Во • внутрицеховых > электрических >сетях кабели прокла-
дывают по ^стенам, это конструкциям (в.лотках, коробах, на
кронштейнах),® трубах, ® кабальны» каналах (рис. 3.19).
§ ЗЛ Конструктивное выполнение внутрицеховых сетей
135
При выборе сечения прово-
дов и кабелей следует учиты-
вать, что провода и кабеля с
алюминиевыми жилами следу-
ет применять, начиная с сече-
ния 2 мм2 по условиям механи-
ческой прочности, с медными
жилами — начиная с сечения
1 мм2. При прокладке кабелей
с алюминиевыми жилами в
траншеях минимальное сечение
жил 6 мм2. Для прокладки в
трубах по условиям протяжки
не рекомендуется применять
провода сечением выше 120 мм2.
Для витания переносных и пе-
редвижных. механизмов приме-
няют шланговые многожиль-
ные гибкие провода или ка-
бели с медными жилами и ре-
зиновой изоляцией, например
кабели марки КРИТ.
При сооружении внутрице-
ховых сетей применяются и
модульные сети. Они представ-
Рие. 3.10; Способу внутрице-
ховой прокладки кабельных
линий в каналах:
1 — кронштейн; 2 — кабели; 3 —
съемная панель
Рис. ЗЛ1. Линия модульной внутрицеховой сети:
/ — коммутационный аппарат; 2 —муфта; 3 —трубная секция?
4 — колонка штепсельная; 5 -г заглушка декоративная
136
Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
ляют. собой прокладку проводов под полом в трубах с раз-
ветвительными коробками, над которыми устанавливают-
ся напольные колонки (рис 3.11). Сеть называется мо-
дульной, так как ответвительные коробки для присоедине-
ния ЭП выполняются с заданным шагом (модулем) 1,5—
6 м в зависимости от характера производства и габаритов
технологического оборудования. Линии, отходящие от на-
польных колонок к ЭП, выполняют проводами или кабе-
лями в трубах. Модульная магистраль рассчитана на мак-
симальный ток 100 А. Модульные сети применяются на
предприятиях машиностроительной, приборостроительной,
радиотехнической, и других отраслей производства в тех
случаях, когда возможна частая перепланировка техноло-
гических агрегатов -и предъявляются особые требования
к стерильности и эстетике производства. Применение мо-
дульной сети делает электротехническую часть производ-
ства независимой от размещения технологического обору-
дования.
3.3. ОСНОВНОЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ
ВНУТРИЦЕХОВЫХ СЕТЕЙ
Кроме шинопроводов в качестве основного электрооборудования
для внутрицеховых сетей напряжением до 1 кВ применяются: панели рас*
пределительные, силовые распределительные шкафы, распределительные
пункты, ящики с рубильниками и предохранителями, ящики с. блоками
выключатель предохранитель, щитки освещения, плавкие предохрани-
тели, магнитные'пускатели, контакторы; автоматические выключатели
и др.
Щиты, вводные устройства, шкафы, панели, щитки и другие распре-
делительные устройства современных конструкций — это законченные
комплектные устройства для приема и распределения электроэнергии,
управления и защиты ЭУ от перегрузок и коротких замыканий. В них
смонтированы коммутационные и защитные аппараты, измерительные
приборы, аппаратура автоматики и вспомогательные устройства.
Для комплектования распределительных устройств (щитов низкого
напряжения цеховых ТП) применяются распределительные панели одно-
стороннего обслуживания типа ЩО-70М. Их целесообразно применять
на ТП, встроенных в производственные помещения предприятия, с тран-
сформаторами мощностью до 630 кВ-А.
На крупных и ответственных ТП с трансформаторами мощностью
1000 кВ-А и более при установке сложных коммутационных аппаратов,
§ ХЗ Основное электрооборудование внутрицеховых сетей
137
требующих обслуживания с задней стороны, применяются- панели дву-
стороннего обслуживания. •
В цехах промышленных предприятий для распределения электро-
энергии применяются силовые распределительные шкафы ШР11 (рис.
3.12). В табл* 3.3 приведены параметры некоторых типов распредели-
тельных трехфазных шкафов серии ШРИ с плавкими предохранителя-
ми ПН2 и (или) НПН-60 для защиты отходящих линий и с рубильника-
ми на вводе.
Рис. 3.12. Общий вид распределительных шкафов серии
ШРИ
Таблица 3.3 Параметры некоторых типов распределительных
трехфазных шкафов серии ШР11 с плавкими предохранителями ПН2
с рубильником типа Р16-373 на 400 А
Тип Число трехфаз- ных‘групп и номинальные токи, А, предо- хранителей отходящих линий Тип Числе трехфаз- ных групп н номинальные токи, А, предо- хранителей отходящих линий
ШРИ-73504 8X60 ШРИ-73708 5x250
ШРИ-73505 8X100 ШРИ-73509 4x60+4x100
ШРИ-73506 8X250 ШРИ-73510 2Х60+4Х
ШРИ-73707 Зх 100+2Х250 ШРИ-73511 X100+2Х250 6X100+2 X250
Применяются также распределительные пункты серин ПР24 с авто-
матическими выключателями А3700 [46] взамен распределительных
пунктов, ПР9000, в которые встраивались снятые с производства авто-
матические выключатели АЗ 100.
138 Внутрицеховые электрические сети Гл. 3
Осветительные групповые щитки, типов Я0У+85&4
(табл. 3.4) предназначены для распределения электроэнергии, защиты
Таблица ЗА Технические, даяные девегмдеяьных щитков серий
ЯОУ-8501 — ЯОУ-8504 на напряжение 380/220 В
Тип Автоматический выключатель
ТИП Номинальный ток, А Количество
ЯОУ-8501 АЕ-1031-1 25 6
ЯОУ-8502 АЕ-1031-1 25 12
ЯОУ-8503 АЕ-2044-10 63 6
ЯОУ-8504 АЕ-2046-10 63 2
от перегрузок и токе® короткого замыкания (КЗ) осветительных сетей.
Они применяются в трехфазных сетях переменного тока напряжением
380/220 В с глухозаземленной нейтралью и могут служить для нечастых
’(до шести в час) оперативных включений и отключений электрических
цепей.
Общий вид осветительного щитка типа ЯОУ-8500 приведен на
рис. 3.13, а, электрическая схема —на рис. 3.13, б.
Для защиты внутрицеховых электрических сетей от токов КЗ слу-
жат плавкие предохранители. Они являются простейшими аппаратами
токовой защиты, действие которых основано на перегорании плавкой
Рис. 3.13. Общий вид (d) и принципиальная схема (б) осветительных
щитков серий ЯОУ-8500
Осэ
5 О Основное электрооборудование внутрицеховых сетей
139
вставки. Предохранитель включают последовательно в фазу защищае-
мой цепЛНаименыпий ток, при котором плавкая вставка предохраните-
ля еще бе перегорает при длительной работе, называется током наплав-
ления Лш.|Втот ток но значению должен быть возможно ближе к номи-
нальному току /шсм.вст, на который маркируется плавкая вставка. Отно-
шение должно быть несколько больше единнцы^Зависимость
времени перегорания плавкой вставки (времени срабатывания предо-
хранителя) от тока цепи называется защитной или время-токовой ха-
рактеристикой предохранителя (рис. 3.14). Она имеет крутопадающий
характер. Отключение 5—10-кратного тока обычно происходят за 0,5—
ОД с, а 1,5 — 2-кратного тока — за 20—50 с; Предохранители являются
токоограничивающими аппаратами, так как в них обеспечивается
деионизация околодугового пространства, а следовательно, и отклю-
чение цеин настолько быстро, что при больших кратностях тока
в предохранителе ток не успевает достишуть своего предельного зна-
чения.
Наибольшее раы^нк-фанение во внутрицеховых электрических се-
тях промышленных предприятий имеют 1федохратштели НШН-60, ПН2^
ПР2.
В табл. 3;5 приведены технические данные плавких предохраните-
лей. На рис. 3.14 показаны защитные характеристики плавких вставок
предохранителей типа ПН2 на различные номинальные токи.
Номинальным током плавкой вставки называют ток, который мо-
жет длительно проходить через нее, не вызывая расплавления металла
Таблица 3.5. Технические данные предохранителей
Тип предохранителя Номинальный ток патрона ЛкМ’ А Номинальный ток плавкой ветв““/шя>в<»-А . Предельный тек отклю- чения, кА
ПР-2 15 6, 10, 15
60 15, 20, Ж, Ж, 45, 60
100 60, 80, НЮ
200 МО, 125, 160, 200 —-
350 200, 225, 260, 300, 350 —
600 350, 450, 500, 600
1000 600, ТОО, 850, 1000
НПН45 15 6, 10, 15
60 20, 25, 35, 45, W —
ПШ-109 100 ЭО, 40, 50, -60, 100 50
ПН2-250 250 80, 100, 120, 200, 250 40
ПН2-400 400 200, 250, 300, 350, 400 25
Ж2-690 ; 600 900, 400, 500, 600 25
ПН2-1(ХЮ 4000 580, 600, 750, 600, 1000
140
Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
вставки или сильного нагрева. Время перегорания плавкой вставки при
заданных значениях тока определяется по защитным характеристи-
кам.
(При размещении предохранителей в электрической сети обязатель-
ным условием является обеспечение селективности (избирательности) их
действия. Это значит, что при КЗ на каком-либо участке сети должна
перегореть плавкая вставка только этого поврежденного участка. По-
этому каждый предохранитель на схеме сети по мере приближения
к ИП должен иметь плавкую вставку на одну-две ступени выше, чем
предыдущиЛ/На рис. 3.15 изображена схема защиты электрической сети
предохранителями. При КЗ в точке К раньше других должна распла-
виться плавкая вставка предохранителя F2, имеющая меньший номи-
нальный ток. По условию селективности защитная характеристика бли-
жайшего к источнику питания предохранителя (F/ на рис. 3.15) должна
располагаться над характеристикой более удаленного по схеме предо-
хранителя (F2). Как праВИЛО, /ном,вот1>/ном,вст2.
§ 3.3 Основное электрооборудование внутрицеховых сетей 141
I Плавкие предохранители на-
ряду с простотой их устройства
и малой стоимостью имеют ряд
существенных ^недостатков: невоз-
можность защиты цепи от пере-
грузки; разброс защитных харак-
теристик, вызываемый увеличени-
ем контактных сопротивлений в
результате ослабления нажатия
контактов и старения, материала
вставки в условиях эксплуатации;
некоторая неточность калибровки
номинальных токов вставок при
изготовлении. Кроме того, при ко-
ротком замыкании в трехфазной
линии возможно перегорание одного
щит НН
П F1
U 1ном,вст7
Силовой
Р2 иикыр
ЛщмЛсг?
К потребителям
Рис. 3.15. Защита цеховой сети
предохранителями
из трех предохранителей. Асин-
хронные электродвигатели с короткозамкнутым ротором, подключен-
ные к линии, оказываются включенными на две фазы, а это может при-
0/f КВ
вести к их перегрузке и выходу из строя.
Для управления работой электродвигателей станков, вентиляторов,
кранов и других ЭП служат контакторы и магнитные пускатели.
Контактором называется аппарат, приводимый в действие электро-
магнитом, включение и отключение которого можно осуществлять ди-
станционно с помощью кнопок управления. Вместе с другими электри-
ческими аппаратами контакторы служат для пуска, ускорения, измене-
ния направления вращения и остановки ЭП при ручном и автоматичес-
ком управлении. Контакторы применяются для коммутации силовых це-
пей электродвигателей мощностью 100 кВт и выше. Для более мелких
ЭП применяют магнитные пускатели. В цепях переменного тока в ос-
новном используются трехполюсные контакторы серий КТ, КТВ, а в це-
пях постоянного тока — одно- и двухполюсные контакторы серии КП,
КПВ [46].
^'Магнитные пускатели предназначены главным образом для дистан-i
цйонного управления асинхронными электродвигателями с короткозамк-
нутым ротором мощностью до 100 кВт; для пуска непосредственным
подключением к сети и останова электродвигателя (нереверсивные пус-
катели); для пуска, останова и реверса электродвигателя (реверсивные
пускатели). В исполнении с тепловым реле пускатели также защищают
управляемые электродвигатели от перегрузок.
Магнитный пускатель представляет собой трехполюсный контактор
переменного тока с прямоходовой магнитной системой, в который до-
полнительно встроены два тепловых реле защиты, включенных последо-
142
Внутрицеховые электрические сети
Гл.З
вательно в две фазы главной цели электродвигателя^На рис, 3.16, а я б
показаны общий вид пускателя ПМЛ и схема управления электроде»*
гателем с помощью магнитного пускателя типа ПМЛ.
При нажатии кнопки «Пуск» SBC срабатывает катушка контакто-
ра КМ. При этом главные контакты КМ в силовой цени электродвига-
теля М замкнутся: Одновременно замкнется вспомогательный контакт
КМ: Z, шунтируя кнопку SBC, которую можно отпустить. Двигатель
получит напряжение и начнет вращаться. Катушка КМ и вспомогатель-
Рйс. 3.16. Общий вид (а) и принципиальная схема (б) магнитного пус?
кателя типа ПМЛ
ный контакт КМ: 1 обеспечивают «нулевую» защиту электродвигателя.
Это значит» что если в процессе работы напряжение в сети снизится до
40 % номинального или исчезнет, то контактор отключится, так как
разомкнется его вспомогательный контакт КМ: Z. Для. включения дви-
гателя нужно будет снова нажать кнопку «Пуск» SBC. Нулевая защи-
та предотвращает самопроизвольный пуск электродвигателя при повтор-
ной подаче напряжения. Для оперативного отключения двигателя от
сети достаточно нажать кнопку «Стоп» SBT, что приведет к обесточива-
нию катушки КМ и размыканию главных контактов КМ в трех фазах
питающей цепи.
/Для вращения электродвигателей вперед и назад применяются ре-
версивные магнитные пускатели, в которые встроены два трехполюсных,,
контакто^^ Технические данные магнитных пускателей ПМЛ приведе-
ны в табл. 3.6.
(Защита электродвигателей от перегрузки и от обрыва одной фазы
осуществляется с помощью тепловых реле типа РТЛ, присоединяемых
к пускателю перемочками.^)
§ 3,3 Основное электрооборудование внутрицеховых сетей
143
Таблица 3.6. Технические данные магнитных пускателей
типа НМЛ с тепловыми реле РТЛ
Тип магнитного пускателя Номинальное напряже- ние, В Номинальный ток главных контактов, А Номинальный ток пуска- теля, Д
нереверсивного реверсивного
ПМЛ-1200 ПМЛ-1600 380 500 660 10 6 4 10
ПМЛ-2200 ПМЛ-2600 380, 500 660 25 16 25
НМЛ-3200 ПМЛ-3600 380, 500 660 40 25 40
ПМЛ-4200 ПМЛ-4600 380, 500 660 63 40 63
ПМЛ-5200 ПМЛ-5600 380, 500 660 80 50 80
ПМЛ-6200 ПМЛ-6600 380, 500 660 100 60 125
ПМЛ-7200 ПМЛ-7600 380, 500 660 160 120 200
Автоматические воздушные выключатели предназначены для авто-
матического размыкания электрических цепей при анормальных режимах
(КЗ и перегрузках), для редких оперативных переключений (три —пять
в час) при нормальных режимах, а также для защиты электрических
цепей при недопустимых снижениях напряжения. По сравнению с пре-
дохранителями автоматические выключатели обладают рядом преиму-
ществ: после срабатывания автоматический выключатель снова готов
к работе, в то время как в предохранителе ’требуется замена калибро-
ванной плавкой вставки, увеличивающая время простоя ЭП; более точ-
ные защитные характеристики; совмещение функций коммутации элек-
трических цепей и их защиты; наличие у некоторых автоматических вы-
ключателей независимых расцепителей, позволяющих осуществлять ди-
станционное отключение электрической цени и др.
В отличие от предохранителей в автоматических выключателях не
^применяется какой-либо специальной среды для гашения дуги. Дуга га-
сится в воздухе, поэтому автоматические выключатели называются воз-
144
Внутрицеховые электрические сети
Гл.З
душными. По числу полюсов автоматические выключатели бывают одно-,
двух- и трехполюсные, изготовляются на токи до 6000 А при напряже-
нии переменного тока до 660 В и постоянного тока до 1 кВ. Отключа-
ющая способность их достигает 200—300 кА. По времени срабатывания
(1ср) различают:* нормальные автоматические выключатели с fcp=0,02-^
-5-0,1 с; селективные с регулируемой выдержкой времени до 1 с; быстро-
действующие с £ср<0,05 с.
Наименьший ток, вызывающий отключение автоматического выклю-
чателя, называют током трогания или током срабатывания, а настройку
расцепителя автоматического выключателя на заданный ток срабатыва-
ния — уставкой тока срабатывания.
Автоматический выключатель имеет следующие основные элементы:
контакты с дугогасительной системой; привод; механизм свободного
расцепления; расцепители; вспомогательные контакты.
Основными элементами автоматических выключателей, выполняю-
щими его защитные функции при анормальных режимах в цепи, являют-
ся расцепители, при срабатывании которых автоматический выключа-
тель отключается мгновенно или с выдержкой времени. Автоматический
выключатель может иметь один или несколько расцепителей.
По принципу действия расцепители разделяются на электромагнит-
ные и термобиметаллические (тепловые). Существуют расцепители мак-
симального тока, которые срабатывают при токе, большем уставки тока
срабатывания; расцепители минимального напряжения, которые сраба-
тывают, когда напряжение на катушке становится меньше заданного,
и расцепители независимые, которые срабатывают без выдержки време-
ни, когда на их катушку подано напряжение.
Для защиты от коротких замыканий применяют электромагнитные
расцепители мгновенного действия или с выдержкой времени, обеспечи-
вающей избирательность действия. Одновременная защита сети от КЗ
и перегрузки осуществляется за счет .применения комбинированных
расцепителей, состоящих из двух элементов — для защиты от КЗ и от
перегрузок.
' Как правило, автоматические выключатели имеют встроенные
в них расцепители. На рис. 3.17 представлены различные виды расце-
пителей, условно показанные для одного автоматического выключателя:
тепловой (обычно биметаллический) или электронный инерционный рас-
цепитель максимального тока с зависимой от тока выдержкой времени.
Эти расцепители осуществляют защиту от перегрузки цепи. Тепловые
расцепители (рис. 3.17, а) срабатывают, как и тепловые реле магнитных
пускателей за счет изгибания биметаллической пластины 2, получаю-
щей тепло от нагревателя 3, присоединенного к сети через шунт 4,
и воздействующей на отключающий механизм автоматического выклю-
§ 3.3 Основное электрооборудование внутрицеховых сетей
145
чателя, Защитная характеристика теплового расцепителя подобна ха-
рактеристике предохранителя; электромагнитный или электронный рас-
цепитель максимального тока мгновенного срабатывания с независимым
от тока временем срабатывания (рис. 3.17,6). Вид защиты с таким рас*
целителем иногда называют отсечкой. Она осуществляет защиту от то-
ков КЗ, превышающих 6—10-кратные значения номинального тока элек-
трической цепи. Расцепитель максимального тока состоит из катушки /
и сердечника 5. Когда по катушке протекает ток КЗ, сердечник создает
воздействует
на механизм
отключений
Рис. 3.17. Принцип работы различных расцепителей автоматических вы-
ключателей
механическое усилие, что приводит к отключению автоматического вы-
ключателя. Ток срабатывания расцепителя максимального тока можно
регулировать. Расцепитель может быть снабжен механизмом выдерж-
ки времени, зависимой или независимой от тока. Такие расцепители
позволяют осуществить селективную защиту; расцепитель минимального
напряжения, состоящий из катушки / с сердечником 5 и пружины 6
{рис. 3.17, в) и срабатывающий при недопустимом снижении напряже-
ния в цепи (30—50 % £/НОм). Такие расцепители применяют для элек-
тродвигателей, самозапуск которых нежелателен при самопроизвольном
восстановлении питания; независимый расцепитель (рис. 3.17, г), служа-
щий для дистанционного отключения автоматического выключателя
кнопкой 7 и для автоматического отключения цепи при срабатывании
внешних защитных устройств.
Первые два вида расцепителей максимального тока устанавлива-
ются во всех фазах автоматического выключателя, остальные — по од-
ному на выключатель,
10—110
146
Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
Таблица 3.7. Технические даивые автоматических выключателей
Габарит выключателя Тип и номи- нальный ток выключателя, А Полупроводниковый
Номи- нальный ток, А Пределы регулирования ^ном» А Номинальная уставка трогания нашиты в зоне пере- грузки Пределы регулирова- ния времени срабатыва- ния, с, при 6 ^ном ре- менного тока
Выключатели токоограничивающие с полупроводниковыми
1 А3710Б, 160 А 40 80 100 20—25—32—40 40—50—63—80 80—100—125— . 160 1>25/аом 4; 8; 16
2 А3720Б, 250 А 250 160—200—250
3 А3730Б, 400 А 250 400 160—200—250 250-320—400
4 . А374ОБ, 630 А 400 630 250-320—400 400—500—630
1 А3710Б, 160 А Выключатели токоограничивающие
2 А3720Б, 250 А —•
3 А3730Б, 400 А ——
4 А3740Б, 630 А —
§ 3.3 Основное электрооборудование внутрицеховых сетей WP
серии А3700
расцепитель Электро- магнитный расцепи- тель Тепловой расцепи- тель Обозначение типоисполне- ния трех- полюсных выключате- лей перемен- ного тока Ударный /ок КЗ, кА/ в тр/хфазной цепи пм напря- 7 женин, В
Пределы регулиро- вания уставок в зоне КЗ при переменном токе
тока трогания выключа- телей выдержки времени, о, выклю- чателей Номиналь- ная уста- вка тока тро- гания, А, для вы- ключате- лей пере- менного тока Номи- нальный ток, А 660
и электромагнитными расцепителями / /
(3; 5; 7; Ю) /ном Выдерж- ки вре- мени нет 1600 — А3714В /' / / 18 / 36 Г 75 18 36 40
2500 , 1 » — /3724В/ 75 40
4000 — А3734Б 75 100 40 55
6300 — А3744Б 100 100 55 60
с электромагнитны» !и расцепи 400; 630; 1000; 1600 целями А3712Б — —
1600; 2000; 2500 — А3722Б — —
2500; 3200; 4000 —- А3732Б —• —
4000; 5000; 6300 — А3742Б —- —
148
Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
« I 1 I I £ Тип и номи- нальный ток выключателя» А Полупроводниковый
Номи- нальный ток, А Пределы регулирования 7ном> А Номинальная уставка трогания защиты в аоне пере* грузки Пределы регулирова- ния времени срабатыва- ния, с, при 6 ^ном вре- менного тока
Выключатели селективные с
3 А3730С, 400 А 250 400 160—200—250 250—320—400 1,25/ном 4; 8; 16
250 400 160—200—250 250—320—400 Защиты в зоне перегрузки нет
4 А3740С, 630 А 400 630 250—320—400 400-500—630 1>25УНОМ 4; 8; 16
400 630 160—200—250 400—500—630 Защиты в зоне перегрузки нет
Выключатели токоограничивающие с тепловыми
1 А3710Б, 160 А •
2 А3720Б, 250 А —
3 А3730Б, 400 А —>
§ 3.3 Основное электрооборудование внутрицеховых сетей
149
Продолжение табл. 3.7
расцепитель Электро- магнитный расцепи- тель Тепловой расцепи- тель Обозначение типоисполне- ния трех- полюсных выключате- лей перемен- ного тока Ударный ток КЗ, кА, в трехфазной цепи при напря- жении, В
Пределы регулиро- вания уставок в воне КЗ при переменном токе
тока трогания выключа- телей выдержки времени, с, выклю- чателей Номиналь- ная уста- вка тока тро- гания, А, для вы- ключате- лей пере- менного тока Номи- нальный ток, А 380 660
полупроводниковыми расцепителями
(3; 5; 7; 10) /ном 0,1; 0,25; 0,4 — — А3734с 50 50
— —
(3; 5; 7; Ю) /ном 0,1; 0,25; 0,4 — — А3734с 50 50
А3744с 60 60
и электромагнитными расцепителями
630 16; 20; 25; 32; 40; 50; 63; 80; 100; 125; 160 А3715Б (двухпо- люсный) 10; 30; 60 8,5; 20; 35
1600 32; 40; 50; 63; 80; 100; 125; 160 А3716Б — —
2500 160; 200; 250 А3726Б 65; 75 40; 40
4000 9'ЧП* 320; 400 А3736Б I 1 65; 100 40; 55
150
' Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
Полупроводниковый
Тип и номи-
нальный ток
выключателя,
А
Номи-
нальный
ток, А
Пределы
регулирования
Zhom> А
Номинальная
уставка
трогания
защиты в
зоне пере-
грузки
Пределы
регулирова-
ния времени
срабатыва-
ния, с, при
6 ^ном пеРе’
менного тока
Выключатели нетокоограничивающие с тепловыми
1 А3710Ф,
160 А
2
А3720Ф,
250 А
3
А3730Ф,
630 А
В настоящее время в цеховых электрических сетях напряжением до
1 кВ применяются автоматические выключатели различных конструк-
ний: типов А3700, ABM, АЕ-20, «Электрон» и др. Автоматические вы-
ключатели серии А3700 включают типы А3710, А3720, А3730, А3740
на номинальные токи соответственно 160» 250, 400 и 630 А.
На рис. 3.18 показан выключатель серии А3700: / — корпус из
пластмассы, на котором смонтированы детали и сборочные узлы, 2—«
крышка, закрывающая детали выключателя (кроме зажимов). Комму-
тирующее устройство состоит из подвижных 3 и неподвижных 4 кон-
тактов, изготовленных из металлокерамической композиции на основе
Основное электрооборудование внутрицеховых сетей
151
Продолжение табл. 3.7
расцепитель Электро- магнитный расцепи- тель Тепловой расцепи- тель Обозначение типоисполне- ния трех- полюсных выключате- лей перемен- ного тока Ударный ток КЗ. кА, в трехфазной цепи при напряя женин, В
Пределы регулиро- вания уставок в зоне КЗ при переменном токе
тока трогания выключа- телей выдержки времени, с, выклю- чателей Номиналь- ная уста- вка тока тро- гания, А, для вы- ключате- лей пере- менного тока Номи- нальный ток, А 380 660
и электромагнитными расцепителями
630 16; 20; 25 32; 40; 50 А3716Ф 10 —
1600 63; 80; 100; 125; 160 20; 25
2500 160; 200; 250 А3726Ф 35 —
2500 3200 4000 250 320 400 А3735Ф (двухпо- люсный) 50 ——
5000 6300 500 630 А3736Ф
серебра. Подвижные контакты 3 припаяны к контактодержателям 5,
которые укреплены на общей изоляционной траверсе 6 и связаны с ме-
ханизмом управления. Контакте держатели 5 электрически соединены
гибким соединением 7 с максимальными расцепителями и выводами 8
для присоединения внешних проводников со стороны подвижных кон-
тактов. Неподвижные контакты 4 припаяны к малоподвижным контак-
тодержателям 9, которые электрически соединены с неподвижными
скобами 10 и имеют вывод 11 для подсоединения внешних проводников
со стороны неподвижных контактов. Контактодержатели 9 опираются
на пружины 12. Механизм управления выключателем выполнен по прин-
152
Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
Таблица 3.7а. Технические данные автоматических выключателей
Тип Число полюсов Номинальный ток выклю- чателя ^ном* А Номинальный ток максимальных, тепловых и комбинированных расцепителей, А 1
АЕ 2026 3 16 0,3—0,6; 0,8; 1; 1,25; 1,6 2; 2,5; 3,15; 4; 5; 6, 3 8; 10; 12,5; 16
АЕ2034 1 25 0,6; 0,8; 1; 1,25; 1,6 2; 2,5; 3,15; 4; 5; 6,3; 8; 10; 12,5 16; 20, 25
АЕ2036 3 0,6; 0,8; 1; 1,25; 1,6; 2; 2,5; 3,15; 4 Б; 6,3; 8; 10; 12,5 16; 20; 25
АЕ 2044 1 63 10; 12,5 16; 20; 25 31,5; 40; 50; 63
АЕ 2046 3 10; 12,5 16; 20; 25 31,5; 40; 50; 63
АЕ 2056 3 100 16; 20; 25 31,5; 40 50; 63; 80; 100
§ 3.3 Основное оборудование внутрицеховых сетей
153
АЕ 2000
Предельная коммутационная способность, кА, при напряжении, В Уставка по току срабатывая ния в зоне токов КЗ, кратная номинальному току расцепи* теля (ток отсечки) Пределы регулирования по току срабатывания теплового расцепителя Вид макси- мального расцепителя
380 220
0,7 ] 1 J при cos ср « 0,9 — 12 при пере- менном токе 0,9— 1,15 Электромагнит* ный Комбинирован* ный или элект- ромагнитный
5 при cos<p=0,7 1,2—1,5 при cos<р= 0,95 2,5—3 при cos ф®0,9 12 при посто- янном и пере- менном токе — Комбинирован- ный
0,8 при cos ф=0,95 1,5 при cos ф=0,95 4,5 при cos ф=0,8 — 12 при пере- менном токе 0,9— 1,15 Электромагнит- ный
Комбинирован- ный или элект- ромагнитный
2 при созф=0,9 2,5—3 при совф»0,9 5—6 при cos ф=®0,7 12 при посто- янном н пере- менном токе —
2 при cos <р=0,9 2,5—3 при cos <р=0,9 6 при cos <р=0,7 — 12 при пере- менном токе 0,9— 1,15
3 при cos ф=0,9 6 при cos ф«0,7 9 при совф«=0,5 —
154
Внутрицеховые электрические сета
Гл.З
Рис. 3.18. Устройство автоматического выключателя типа А3710
ципу ломающихся рычагов и устроен так, что обеспечивает моментное
замыкание и размыкание контактов 3 и 4 при оперировании выключа-
телем, а также моментное размыкание контактов при автоматическом
срабатывании независимо от того, удерживается ли рукоятка 13 вы-
ключателя оператором во включенном положении или нет.
В случае КЗ якорь 18 расцепителя действует на отключающую
рейку 20, освобождает защелку и происходит автоматическое отключе-
ние; полупроводниковый блок защиты 22 при перегрузках подает сиг-
нал на независимый расцепитель, якорь которого действует на отклю-
чающую рейку 20.
Дугогасительные камеры с деионной решеткой расположены над кон-
тактами каждого полюса выключателя и представляют собой набор
укрепленных в изоляционной оправе 15 стальных пластин 14, с помо-
§ 3.4 Выбор сечения проводов, кабелей и шин
155
щью которых происходит разделение дуги на ряд последовательных
дуг. Искрогаситель 16 предназначен для гашения пламени дуги, возни*
кающей при отключении автоматическим выключателем тока КЗ.
Технические данные автоматических выключателей А3700 приведе-
ны в табл. 3.7, автоматических выключателей АЕ 2000 —в табл. 3.7а.
3.4. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ, КАБЕЛЕЙ И ШИН
ЦЕХОВЫХ СЕТЕЙ ПО НАГРЕВУ.
ЗАЩИТА ОТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
И ПЕРЕГРУЗОК
Проводники электрических сетей от проходящего по ним
тока согласно закону Джоуля — Ленца нагреваются. Коли-
чество выделенной тепловой энергии Q пропорционально
квадрату тока, сопротивлению и времени протекания тока:
Q=0,24 /2 Rt, Нарастание температуры проводника проис-
ходит до тех пор, пока не наступит тепловое равновесие
между теплом, выделяемым в проводнике с током, и отда-
чей в окружающую среду.
Чрезмерно высокая температура нагрева проводника
может привести к преждевременному износу; изоляции,
ухудшению контактных соединений и пожарной опасности.
Поэтому [40] устанавливаются предельно допустимые зна-
чения температуры нагрева проводников в зависимости от
марки и материала изоляции проводника в различных ре-
жимах.
Длительно протекающий по проводнику ток, при кото-
ром устанавливается наибольшая длительно допустимая
температура нагрева проводника, называется предельно
допустимым током по нагреву (табл. П2.1, П2.2). Значения
максимальных длительно допустимых токов определены из
условия допустимого теплового износа материала изоляции
проводников различных марок и сечений, температуры ок-
ружающей среды и способа прокладки, безопасности об-
служивания электрической сети, обеспечения надежности
.(срока службы) и экономичности. В табл. 3.8 приведены
значения допустимых температур нагрева проводников,
в соответствии с которыми установлены значения 7Д (табл.
П2.1, П2.2).
При расчете сети по нагреву сначала выбирают марку
проводника в зависимости от характеристики среды поме-
щения, его конфигурации и способа прокладки сети. Затем
156
.Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
Таблица 3.8. Допустимые температуры нагрева проводников, °C
Проводник и его изоляции Длитель- ная тем- пература нагрева Кратковре- менная тем- пература нагрева при перегрузках Температура нагрева при токах КЗ в проводниках
медиом алюминие- вом
Неизолированные провода 70 125 300 200
и шины Провода и кабели с рези- 55 ПО 150 150
новой или поливинилхло- ридной изоляцией Кабели с бумажной пропи- танной изоляцией вклю- чительно до, кВ: 3 80 125 200 200
6 65 НО 200 200
10 60 90 200 200
35 50 75 125 125
переходят к выбору сечения проводников по условию допу-
стимых длительных токов по нагреву.
Допустимая температура нагрева проводников имеет
важное значение для безопасной эксплуатации сети, так
как перегрев проводов током может привести к выходу про-
водника из строя, а в некоторых случаях может возникнуть
пожар и даже взрыв (во взрывоопасной среде). Для вы-
бора сечения проводника по условиям нагрева токами на-
грузки сравниваются расчетный максимальный /р (§ 2.3)
и допустимый 7Д токи для проводника принятой марки и ус-
ловий его прокладки. При этом должно соблюдаться соот-
ношение
^р</«. (3.1)
Значения допустимых длительных токовых нагрузок
'(табл. П2.1, П2.2) составлены для нормальных условий
прокладки проводников: температура воздуха +25 °C, зем-
ли +15 °C и при условии, что в траншее уложен только
один кабель. Если условия прокладки проводников отлича-
ются от нормальных, то допустимый ток нагрузки, А, опре-
деляется с поправкой на температуру (Ant) и количество
прокладываемых кабелей в одной траншее .(Коз):
к.?.. (з-2)
§3.4
Выбор сечения проводов, кабелей и шин
157
где Яш — поправочный температурный коэффициент (табл.
1.3.3 ПУЭ); Кп2 — поправочный коэффициент, зависящий
от количества параллельно прокладываемых кабелей и от
расстояний между ними (табл. 1.3.26 ПУЭ).
Токи нагрузки ЭП повторно-кратковременного режима
работы нагревают проводники в меньшей степени, чем то-
ки длительного режима, поэтому их следует пересчитать
(согласно ПУЭ) на условный приведенный длительный
ток нагрузки. Выбор проводника по нагреву проводится
в таких случаях из условия:
/д> 7пв]/ПВ/0,875, (3.3)
где ПВ — продолжительность включения (§ 2.1); 7пв—
ток повторно-кратковременного режима, А; 0,875— коэф-
фициент запаса.
В соответствии с ПУЭ по (3.3) пересчитывают сечение
проводника только при ПВ^0,4, т. е. для электроприемни-
ков с общей длительностью цикла до 10 мин ,(7ц^10 мин)
и длительностью рабочего периода не более 4 мин (7₽^
<4 мин), а также для сечения медных проводов выше
6 мм2 и алюминиевых выше 10 мм2. Для медных проводов
сечением до 6 мм2 и для алюминиевых до 10 мм2 включи-
тельно токовые нагрузки по нагреву принимают как для
установок с длительным режимом работы.
Для проводов и кабелей, проложенных в коробах, а так-
же в лотках пучками (§ 3.2) для определения длительно
допустимого тока должны вводиться коэффициенты на
значения /Л примерно 0,6—0,7 в зависимости от количест-
ва проложенных рядом проводов или кабелей.
эксплуатации электрической сети возможны наруше-
ния нормального режима ее работы: перегрузки, короткие
замыкания, при которых ток в проводниках резко возра-
стает. Поэтому цеховые электрические сети должны быть
надежно защищены от анормальных (аварийных) режи-
мов.
4 Токи КЗ могут достигать значений, в десятки раз пре-
вышающих номинальные токи присоединенных ЭП и допу-
стимые токи проводников /я. f Для предотвращения чрез-
мерного нагрева проводников и электрооборудования каж-
дый участок сети должен быть снабжен защитным
аппаратом, отключающим поврежденный элемент сети
158 Внутрицеховые электрические сети Гл. 3
с наименьшим временем действия. Защита электрических
сетей от токов КЗ должна быть предусмотрена во всех
случаях.
Другим распространенным видом анормального режима
электроустановок являются перегрузки, сопровождаю-
щиеся прохождением по проводникам, обмоткам электро-
двигателей и трансформаторов повышенных токов, вызы-
вающих их нагревание сверх допустимого значения.
Согласно ПУЭ от перегрузок необходимо защищать си-
ловые и осветительные сети, выполненные внутри поме-
щений открыто проложенными изолированными незащи-
щенными проводниками с горючей изоляцией; силовые се-
ти, когда по условиям технологического процесса или
режима их работы могут возникнуть длительные перегруз-
ки; сети взрывоопасных помещений или взрывоопасных
наружных установок независимо от условий технологиче-
ского процесса или режима работы сети.
/Для защиты электрических сетей напряжением до 1 кВ
применяют плавкие предохранители, автоматические вы-
ключатели, тепловые реле магнитных пускателей.
Выбор аппаратов защиты производится с учетом сле-
дующих основных требований:
1) Номинальный ток и напряжение аппарата защиты
должны соответствовать расчетному длительному току
и напряжению электрической цепи. Номинальные токи
расцепителей автоматических выключателей и-„плавких
вггавок^предохранителейи-нужно выбирать по возможности
меньшими по расчетным токам защищаемых участков сети
или по номинальным токам отдельных ЭП в зависимости
от места установки аппарата защиты с округлением до
ближайшего большего стандартного значения.\ Расчетные
выражения для определения токов защитных 'аппаратов
приведены в табл. 3.9. Этому требованию защиты различ-
ных внутрицеховых сетей соответствуют выражения
(3.4)—(3.7), (3.10)—(3.17) табл. 3.9.
2) Время действия аппаратов защиты должно быть по
возможности меньшим и должна быть обеспечена селек-
тивность действия защиты соответствующим подбором
надлежащей конструкции защитного аппарата и его за-
щитной характеристики (§ 3.3).
3) Аппараты защиты не должны отключать установку
при перегрузках, возникающих в условиях нормальной
§3.4
Выбор сечения проводов, кабелей и шин
159
эксплуатации, например при включении асинхронного
электродвигателя с короткозамкнутым ротором, при рабо-
чих пиках технологических нагрузок и т. п./ Этому требова-
нию соответствуют выражения (3.8), (3.9), (3.18) и (3.19)'
табл. 3.9.
Выражение (3.8) для одиночных ЭП, не имеющих пус-
ковых токов, превышающих номинальный ток ЭП, анало-
гично (3.4).
Для одиночных сварочных трансформаторов (3.8) име-
ет вид:
/ком,вст 1,2/ЙОМ/ПВ, (3.8а)
где /ном — номинальный ток сварочного трансформатора,
принимаемый по каталогу для повторно-кратковременного
режима, А; ПВ—продолжительность включения, отн. ед.
Для одиночных электропечей (3.8) имеет вид;
Люм.вст /ном.печ, (3.86)
где /ном.печ — номинальный ток электропечи, принятый по
каталогу.
Для линии к группам ЭП без пусковых токов выраже-
ние (3.9) приобретает вид:
/ном, нет 2 ном» (3:9а)
’ .1
п
где 2^н0М~сУмма номинальных токов группы ЭП, А.
1
В табл. 3.9 приняты следующие обозначения: Люм.вст —
номинальный ток плавкой вставки предохранителя, А;
7сраб»теп,нр, /срабдещрег, 1 сраб,комб,нр, /сраб,комб,рег — НОМИНЗЛЬ-
ный ток нерегулируемого и регулируемого теплового или
комбинированного расцепителя автоматического выключа-
теля1, А; /уст,э,о —ток уставки (срабатывания) электромаг-
нитного расцепителя мгновенного действия (отсечка), А;
1 Для регулируемых расцепителей по /Срав,теп,рег следует принимать
не номинальный ток расцепителя, а его уставку. Так. например, для
автоматического выключателя АЕ-2046М с номинальным током расце-
пителя 63 А с пределами регулирования 0,9—1,15 значение Л: раб,теп,per
можно принять:
^сраб,теп,per = 0,9«63 = 56,7 А,
Таблица 3.9. Расчетные выражения для выбора аппаратов защиты в силовых и осветительных сетях
Аппарат защиты Расчетные формулы
Силовые сети Осветительные сети
линии к одиночным ЭП линии к группам ЭП лампы накаливания и люминесцентные лампы лампы ДР Л, ДРИ
Плавкая вставка предохранителя 1* /ном,вот /ном.эп (ЗЛ) 2- /ном,вот > > 2sZ£5. (3.8) а /ном.вст > /р (3.5) /ном,вот > (3.9) а /ном,вст > /р (3-6) /ном.вст^ 1,2/р(3,7)
Тепловой расцепи- тель автоматичес- кого выключате- ля с нерегулируе- мой обратнозави- симой от тока ха- рактеристикой /сра б, теп,нр > 1,15* /дом.эп (3.10) К Л>раб,теп,нр > >1,1»/р(3.11) / сраб,теп,нр^ / р (3 • 12) ^сраб.теп.нр >
То же, с регули- руемой обратно- зависимой от тока характеристикой 4: раб,теп,per > > 1.25»/ЯОМ,8П(3.10а)
8
Внутрицеховые электрические сети Гл. 3
он—п
< ' . т 1 1 t (
Комбинированный расцепитель авто- матического вы- ^сраб,комб.рег > > 1,25*/НОМЭ11 (3.14) 1сраб,комб,рег > 1,1*/р (3.15) /сраб.комб.рег ^сраб.комб.рег (»?Jp (3.17)
ключателя с регу- лируемой обратно- зависимой харак- теристикой ^УСТ.Э.О (3.18) 7уст,э.о > 1.25/дик (3.19)
То же с нерегули- руемой обратноза- висимой от тока характеристикой /уст.в,О (.'’/пив (3.19а) — —
* При установке автоматических выключателей в шкафу и для линий к силовым ЭП, не имеющим в своем составе
электродвигателей, повышающие коэффициенты 1,25, 1,15 и 1,1 не вводятся.
Примечания: 1. Выражения даны для автоматических выключателей с кратностью тока отсечки не менее 10.
2. Тепловые элементы реле, встраиваемых в магнитные пускатели, выбирают по выражениям табл, 3.9 как для тепловых
расцепителей автоматических выключателей.
§ 3.4 Выбор сечения проводов, кабелей и шин
Г62 Внутрицеховые алектрические сети Гл. 3
/Р — расчетный максимальный ток нагрузки '(§ 2.3), А;
/ном,ж — номинальный ток отдельного ЭП, А; /пуск — пус-
ковой ток одиночного двигателя с короткозамкнутым ро-
тором или другого ЭП (2.28), А; /пик — пиковый ток группы
ЭП .(2.29) и .(2.30), А; а — коэффициент, зависящий от
условий и длительности пускового периода: а=2,5 — для
легких пусков с длительностью пуска до 2,5 с, а также
при редких пусках (насосы, вентиляторы, станки и т.п.);
а ==1,6 —для тяжелых условий пуска с длительностью
пуска более 2,5 с, а также при частых (более 15 раз в час)
пусках, с частыми реверсами (краны, дробилки, центри-
фуги и т. п.).
4) Аппараты защиты должны обеспечивать надежное
отключение в конце защищаемого участка двух- и трехфаз-
ных КЗ при всех видах режима работы нейтралей сетей
(§ 1.3), а также однофазных КЗ в сетях с глухозаземлен-
ной нейтралью. Защита от однофазных КЗ может осу-
ществляться Плавкими предохранителями или) максималь-
ными расцепителями автоматических выключателей во
всех трех фазах на стороне 0,4 кВ трансформаторовАрабо-
тающих по схеме БТМ, мощностью 630—1000 кВ «А, при-
чем ток срабатывания защиты не должен превышать
1,5-кратного значения номинального тока трансформатора,
или при помощи реле, установленного в нулевом проводе,
ток срабатывания которого не должен превышать 0,25 но-
минального тока трансформатора.
Надежное отключение токов КЗ в сети напряжением
до 1 кВ обеспечивается в том случае, если отношение наи-
меньшего расчетного тока КЗ (гл. 7) к номинальному току
плавкой вставки или к току срабатывания расцепителей
автоматического выключателя, имеющих обратнозависи-
мую от тока характеристику, будет не менее трех [40]. Од-
нако в сетях, защищаемых только от токов КЗ и не тре-
бующих защиты от перегрузки, расчетная проверка крат-
ностей токов КЗ по отношению к длительно допустимому
току по нагреву проводников не производится, если вы-
полнены соотношения табл. 3.10.
В зависимости от вида защиты (от токов КЗ или от
перегрузки) ПУЭ наряду с проверкой по допустимому на-
греву устанавливают определенные соотношения между
токами защитных аппаратов (табл. 3.10) и допустимым то-
ком провода (табл. П2.1, П2.2). Сечение проводника, со-
§3.4
Выбор сечения проводов, кабелей и шин
163
Таблица ЗЛО. Минимально допустимые значения коэффициента
защиты Кз
Коэффициенты защиты
сетей, для которых защита от перегрузки
обязательна
Ток защиты
дих», DV Л
'уст, э, о <
'сраб, комб, нр
'сраб, теп, per
Проводники с резиновой
и аналогичной по тепловым
характеристикам изоляцией
взрыво- и
пожароопас-
ные производ-
ственные,
служебно-
бытовые поме-
щения (осве-
тительные
сети незави-
симо от рода
проводки)
1,25
1,25
1
1
невзрыво- к
непожаро-
опасные поме-
щения (на-
пример,
провода АПР,
ПР на роликах
и изолято-
рах)
1
1
1
1
Кабели с
бумажной
изоляцией и
с изоляцией
из вулкани-
зированного
полиэтилена
сетей, не
требующих
защиты от
перегрузки
(требуется
только защита
от токов КЗ)
0,33
0,22
1
0,8
Примечания; 1. у автоматических выключателей, имеющих одновремен-
но тепловой и электромагнитный расцепителя, /(^проверяют только для теплово-
го расцепителя (регулируемого и нерегулируемого). 2. Сечения проводов я кабе-
лей для ответвлений к асинхронным электродвигателям с короткозамкнутым ро-
тором в сетях, проложенных в невзрывоопасных помещениях я защищаемых от
перегрузки, выбирают по номинальным токам электродвигателей.
ответствующее длительно допустимому току нагрева,
определенному по (3.1) и (3.2), следует сравнить с током
срабатывания аппаратов защиты (см. (3.4)—(3.19) табл.
3.9]. В сетях, которые должны быть защищены от пере-
грузки, эти соотношения часто являются определяющими
для выбора сечения проводников.
Согласно ПУЭ предельное допустимое соотношение
между током срабатывания защитного аппарата Л и дли-
тельно допустимым током по нагреву 7д для проводников
.силовых и осветительных сетей
/дЖа4. (3.20)
где К» — коэффициенты защиты, значения которого приве-
дены в табл. 3.10.
Места установки аппаратов управления и защиты. Аппараты управ-
ления и защиты следует располагать по возможности в доступных для
11»
164
Внутрицеховые электрические сети
Гл.З
обслуживания местах и так, чтобы исключить повреждения аппаратов
защиты и обеспечить безопасность персонала при оперировании ими.
Аппараты защиты, как правило, устанавливаются в точках сети, где
возникает необходимость уменьшения сечения проводника по направ-
лению к местам потребления электроэнергии, или в тех местах, где за-
щищаемый проводник непосредственно присоединяется к питающей ли-
нии. В случаях необходимости допускается принимать длину участка
между питающей линией и аппаратом защиты ответвления до 6 м,
а в труднодоступных местах (на большой высоте) даже до 30 м.
Аппараты управления и защиты могут быть встроены непосредст-
венно в технологические механизмы, установлены около них или раз-
мещены в отдельных помещениях. Многие механизмы, такие как ме-
таллообрабатывающие, деревообрабатывающие и другие станки, выпус-
каются со встроенной аппаратурой управления и защиты. Для защиты
проводников электрической сети, к которым присоединяются вышена-
званные механизмы, применяются рубильники с предохранителями или
автоматические выключатели, которые встраиваются в распределитель-
ные шкафы и шинопроводы цеха и выбираются при проектировании
электроснабжения.
Для отдельных сантехнических установок (вентиляторов, насосов
и т. п.), поставляемых без комплекта пускозащитной аппаратуры, эти
аппараты выбираются при проектировании электроснабжения цеха
и устанавливаются по месту. Выбор ответвлений электрической сети
для этих установок аналогичен выбору ответвлений к механизмам со
встроенной аппаратурой.
Пример 3.1. Рассчитать и выбрать сечения проводников силовой се-
ти участка цеха, приведенного на рис. 2.7, и выбрать пусковые и защит-
ные аппараты. Все ЭП, параметры и характеристики которых показаны
на рис. 2.7, присоединены к распределительному шинопроводу ШРА-1.
Электродвигатели станков и вентиляторов асинхронные с короткозамкну»
тым ротором, Условия пуска легкие. По условиям технологического ре-
жима перегрузки ЭП мостового крана допустимы, у остальных ЭП —
исключены. Среда помещений цеха — нормальная, температура воздуха
в летнее время 30 °C. Напряжение сети 380 В. Силовая сеть выполняет-
ся проводом АПВ-660 в пластмассовых трубах. Расчет электрической
сети для питания мостовых кранов приведен в примере 3.4.
Решение. Выборочно из всех ЭП участка цеха произведем расчет
сети для семи ЭП: вентилятора В-21. станков 52. 63, 54. 55. трансфор-
матора 53 и выпрямительной установки 57. По каталогам электродвн*
гателей выбираем Лом, cos<p«om> Пном, Хп. Выбор основных параметров
остальных ЭП участка цеха производится аналогично. Предварительные
§3.4
Выбор сечения проводов, кабелей и шин
165
паспортные данные основных параметров электродвигателей сведем
в табл. 3.11.
Номинальный ток электродвигателей вентиляторов определяется по
(2.5), пусковой —по (2.28).
Для электродвигателя вентилятора В-21
4„
^номВ-2/ А*
V З.о,38-0,9-0,86
Пусковой ток электродвигателя вентилятора В-21
^пускв-2/ — 6-7,8 = 46,8 А.
Та блица 3.11. Основные параметры электроприемников цеха
Паспортные параметры ЭП
Расчетные
параметры ЭП
Номер ЭП
на плане
цеха
SglSgSg’?’
57
4/4 0,86 0,9 6 7,8 46,8
12,22/7,5 0,86 0,82 7,5 24,5/15 121,9
4,62/2,8 0,8 0,87 6 10/6,0 40
7,12/4 0,86 0,9 6 14/7,8 53
74,42/45 0,92 0,85 6,5 144/87,2 633
4,7 кВ. А 0,5 —— 12,3 —
5,4кВ-А — 0,57 — 14
Номинальный ток ЭП 52, 63, 54, 55 определяется по (2.5а), пико-
вый*—по (2.29):
/ном62= 12,22/(Кз.0,38-0,82-0,8б) =24,4 А.
;'Из (2.29):
2Люмв 2Аюм,ад —7ном, наиб’ 2/ном52 = 24>4~ 15 “ 9>4 &
Лшкьг «« 7,5-15 + 9,4 121,9 А;
Люмен = 4,62/(1/3.0,38-0,80.0,87) = 10 А;
^номбз —Ю — 6 = 4 А;
^пиква =5= 6’6 4 40 А;
166
Внутрицеховые электрические сети
Гл.З
/номи = 7,12/(]/"з-0,38-0,86-0,90) = 14 А.
24м54= И -7,8= 6,2 А;
Лпикь45=5 6*7,8 -|-6,2 = 53 А;
/bombs =74,42/(1^3-0,38-0,92-0,85) = 144 А;
2/ном55 = U4 - 87.2 = 56,8 А;
Ашквв 5=2 6,5*87,2 56,8 == 633 А.
Номинальная мощность ЭП 53 и 57 определяется по (2.1в), номи-
нальный ток — по (2.6):
Рhomos =» 4,7 • 0,5 = 2,35 kBtj
/номбз^2,35/(0,38-0,5) = 12,3 А;
Т^номб? в >4*0,57 = 3,08 kBtj
/номб7 = 3,08/(0,38-0,57) = 14 А.
Параметры и расчетные значения приведены в табл. 3.11,
Определим сечение проводников для каждого ЭП. По табл. П2.1
для 7HOMBwf/=7,8 А принимаем провод АПВ сечением 3(1Х2)мма по
условиям механической прочности и с длительно допустимым током
Температура окружающей среды 30 °C, поэтому нужно
ввести поправочный коэффициент, принимаемый по табл. 1.3.3 ПУЭ:
Knt==0,94, тогда по (3.2} определяем новое значение
4^ = 0,94-18== 16,9> 7,8 А,
условие (3.1) выполнено. Провод АПВ сечением 3(1X2) мм2 пригоден
и для электродвигателей станков 63 и 54. Для станка 52 Ьомы-ЧАД А,
принимаем сечение 3(1X4) мм2. По табл. П2.1 7Дб2=28 А.
С поправкой на температуру окружающей среды
/д52 = 0,94-28 = 26,7 >24,4 А,
условие (3.1) выполнено. Для станка 55 /ном5&1==144 А, принимаем сече-
ние 3(1X70) мм2 с /ди ==165 А. С поправкой на температуру окружаю*
щей среды
/д55 = 0,94-165= 155 > 144 А,
условие (3.1) выполнено.
Для однофазных трансформатора 53 и выпрямительной установки
57 выбираем провод АПВ2(1X2) мма с /Д5з = 19А. С поправкой на
температуру окружающей среды
$3.4
Выбор сечения проводов, кабелей и тин
167
7^ = 0,94’19= 17,9 А > 12,3 А и > 14,0 А,
условие (3.1) выполнено.
Для ЭП В-21, 52, 63, 54, 53 н 57 принимаем по табл.П3.2 пласт-
массовые трубы с диаметром условного перехода d==15 мм, для ЭП 55
i=»50 мм.
Выбираем пусковые и защитные аппараты. Как было сказано вы-
ше, пусковая и защитная аппаратура станков, мощных нагревательных
печей и другого технологического оборудования поставляется в комп-
лекте с этим оборудованием. Для таких ЭП выбираются только сече-
ния проводников и защитная аппаратура к ним. Пусковую и защитную
аппаратуру сантехнического оборудования (вентиляторы, насосы и т. п.)
следует выбрать.
Для вентилятора В-21 по табл. 3.6 принимаем нереверсивный маг-
нитный пускатель типа ПМЛ-1200 с номинальным током 7номПМЛ=8
«10А>7,8А с двумя тепловыми реле типа РТЛ-101404 с максималь-
ным током теплового элемента /Сраб,теп,нр==10 А.
Выбираем аппараты защиты ответвлений электрической сети. Для
защиты ответвлений от шинопровода ШРА-1 к отдельным небольшим
по мощности ЭП принимаем предохранители типа ПН2-100, а для за-
щиты ответвлений, идущих к крупным и многодвигательным ЭП, ав-
томатические выключатели типа А3700.
Номинальный ток плавкой вставки предохранителя для защиты от-
ветвления силовой сети к отдельному ЭП определяем по (3.4) и (3.8).
Для вентилятора В-21 по (3.4) /вом.вств-?/>7,8 А; по (3.8)
Гном.встВ-2/>46,8/2,5»= 18,7 А.
По табл. 3.5 принимаем ближайшую стандартную плавкую вставку
с ^hom,bctb-2/“30 А- Для станка 52 по (3.4) 7иом,вст52>24,4 А; по (3.8)
/яом>вв’г52> 121,9/2,5 в48,7 А.
Принимаем по табл. 3.5 7ном,встБ2= 50 А.
Для станка 63 по (3.4) /Ном,вствэ>10 А; по (3.8) /ком,вотбз>40/2,5=
®16 А. Принимаем /ном.вствз^ЗО А. Для станка 54 по (3.4) /Ном,встб4>
>14 А; по (3.8) 7ном,встб4>53/2,5=21 А, Принимаем 7яом,встб4==30 А.
Для крупного станка 55 в качестве защитного аппарата принимаем
автоматический выключатель серии А3700 с тепловыми и электромаг-
литными расцепителями. По (3.14) 7Сраб,комб,per = 1,25-144=» 180 А.
По (3.18) по условию недопустимости срабатывания электромагнит-
ного расцепителя при нормальном пуске
7 уст,э,о1 >2«633 =s760 А,
По табл. 3.7 выбираем автоматический выключатель А3740Б с но-
минальным током 630 А с тепловым (полупроводниковым) расцепите-
Данные питающей
сети
Шкаф (шинопровод) распреде- лительный N°no плану, тип \ Рубильник ввода Тип (Но макаль- ный ток, А
Расцепитель,
Предохранитель (автоматический выключатель) от- ходящей линии Номиналь- ный ток, А
Ток ~ плавкой вставки, А
Марка и сечение провода
Длина участки сети, м
Тип и номинальный ток
пускового аппарата,
Н9и тип нагреватель -
кого элемента пускате-
ля, номинальный ток
и уставка расцепителя
автоматического
выключателя, А
Марками сечение провода
Длина участка сети,м
ШРА-1
Рмт-1137 кВт
Яр=Ж8кВт
/р = $МА
№ по плану
Тип
27 В-21 В-21 52
— АО-42 АО-42 —
53 54 1ШУ
о 0) Номинальная мощ — ность, кВт 5,0 ч> 4,0 12,22 4,7к8'А 7,12 i,s
То к, А Апуск 5,53 > У47Д 7ft/ yfaft 7Я/ /4вД 24,4 X У^21Д 12,3/ /53,0 'Л!/ /К,5
Наименование меха—
низма и Н9 по g
технологи ческому
проекту at ** О rsT £ § О' 1’
<g* у gj
£
% о <М Р. QQ X
• Рис. 3.19. Развернутая схема силовой сети участка механического цеха
Выпрямит ель нал установка \ ^КЙА j
Продольно-фрезерный станок,1120 т/ I СЛ О»
PU1-S * \ Cn I § 1 cn
Шпоно чно - фрезерный, станок, 1039 СО \ S tn I <c
Шпаночно—фрезерный станок, 1039 к й I Cb
Продольно-фрезерный одностоечный станок, 1116 К *3 \ а I O1 О—7
Продольно - фрезерный двухстоечный станок, 1115 <о \ I т
Троллеи. 1179,1173,1172 У $ \ § bp i
вертикально-фрезеный станок, 1099- § o>
Продольно-фрезерный двухстоечный станок, 1112 сп \ Со \ -fc c£
i i > ’ ! I I i । i i J
Вентилятор на кровле Со \ 05 X ro co 1 bo •«*1
Комплектно г(1*2)п15 |у?п?<
" Г Комплектно tfM ! $s|8 §В| ^0)^0 _^_ Sllwn.w
Юм * £ 3(1*95)Й]59 gig ||
Комплектно , Им । £| 3(1*2)я15 о|^ §|
□ Комплектно , 1 3(1*2)п15 ' I
ы Комплектно 3>" 1 Й1а 1^1 М^ЗТ g Му??„
Комплектно Юм' *77^ § 1 sis ^1 2(3(1*50)] 2п 59 |В
2(3(1*50)] и 2x59 ”“^1 S"" '£ 2(3(1*50)]2*59 Sig Il
30 м ЯБПВУ-^ t 350/250 Комплектно Юм г 3(М)п15 §ig_ < ,
Комплектно — 2[3(1*50)]2п59 °?|
" CJ ПМЛ-1200 ртл-ioim 3(1*2) л 15 ^‘сраБд^А f Мн | Ъч А3700еУШЗ I I-. 3(1*2) и 15 Й|
Ч 25м Q 6м | 1 1 ЦУ2031
\0т магистрали
170
Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
леи (/сраб,теп,рвг“= 250 А>1,25*144=180 А) и с электромагнитным рас-
цепителем (/уст,э,о«=6300 А>760 А).
Для одиночных ЭП 53 и 57 плавкую вставку выбираем по (3.8а)
/доМ'Встбз > 12,3 А; /цом.вствт > И А.
Для обоих ЭП принимаем стандартную плавкую вставку
С /ком,вст53,Б7==30 А.
Проверим соответствие принятых сечений проводов к отдельным
ЭП требуемому коэффициенту защиты /Са (табл. 3.10).
Так как по условию перегрузка сети маловероятна, то для электри-
ческих сетей, защищаемых только от токов КЗ, по табл. 3.10 Д8=0,33.
Поэтому для ЭП В-21, станков 63 и 54 /э=/ном,вст=30 А, А;
тогда К9/8=0,33-30=10 А<16,9 А и условие (3.20) выполнено.
Для станка 52 Ка=0,33 и К8/8=0,33-50 «16,6 А</Д5М «26,7 А, ус-
ловие (3.20) выполнено.
Для станка 55 К3=0,8 и Д3/3—0,8-250-200 А>/дб5 = 155 А, усло-
вие (3.20) не выполнено, поэтому следует принять большее сечение
проводника. Примем провод АПВ сечением 3(1X120) мм’ с /Д5б=220 А.
С поправкой на температуру окружающей среды
/Д55 =0,94-220=207 А>200 А,
условие (3.20) выполнено, следовательно, сечения проводников элек-
трической сети и защитные аппараты выбраны правильно.
Выбираем шинопровод ШРА-1.
Расчет максимального тока шинопровода ШРА-1 приведен в при-
мере/^. l^cowracflo которому /р«660 А.
Полученные расчетные величины наносим на развернутую схему си-
ловрй сети (рис^З.19).
/ 3.5. РАСЧЕТ СЕТЕЙ ПО ПОТЕРЕ НАГПШКЕНИЯ
Выбранные по длительно Допустимому току и со-
гласованные с током защиты аппаратов сечения проводни-
ков внутрицеховых электрических сетей должны быть про-
верены на потерю напряженияАНормированных значений
потери напряжения нет, однакав ГОСТ 13109—87* указа-
ны предельные значения отклонений напряжения от номи-
нального для различных ЭП, присоединяемых к распреде-
лительным сетям (§ 6.2). Поэтому при эксплуатации элект-
рических сетей, зная уровень напряжения на выводах
у наиболее удаленного ЭП и рассчитав потерю напряже-
ния, можно определить напряжение на вторичной стороне
§3.5
Расчет сетей по потере напряжения
171
питающего трансформатора и выбрать устройства для ре-
гулирования напряжения на питающем конце линии. Для
нормальной работы ЭП напряжение на его выводах долж-
но быть по возможности ближе к номинальному значе-
нию. Допустимые потери напряжения в сети можно уста-
новить с учетом результата расчета сети до 1 кВ на до-
пустимые отклонения напряжения.
Отклонением напряжения у электроприемника называ-
ется алгебраическая разность между фактическим (дейст-
Рис. 3.20. Изменение уровня напряжения вдоль длины линии
вительным) напряжением сети (/факт и номинальным на-
пряжением ЭП, отнесенная к номинальному напряжению
Whom*
± V% - (((/фа«т-^ноМ)/С/ном]-100%. (3.21)
На рис. 3.20 изображены схема сети с равномерно
распределенной нагрузкой по ее длине и график распре-
деления напряжения по линии. Номинальное напряжение
на вторичной обмотке трансформатора согласно ГОСТ
721—77 (§ 1.3) принято на +5 % выше номинального на-
пряжения сети t/ном для компенсации потерь напряжения
в сети. Допустимое нормальное отклонение напряжения
у наиболее удаленного ЭП (согласно ГОСТ 13109—87*)
должно быть не ниже — 5%^ Электроприемники /—4 по-
лучают питание на напряжении выше номинального, элект-
роприемники 6—Ю питаются на пониженном напряжении.
В точке б напряжение сети совпадает с номинальным на-
пряжением ЭП. Таким образом, общее снижение напряже-
ния в сети от источника питания до наиболее удаленного
ЭП равно [+5 %—(—5%)]= 10 % номинального значе-
ния.
172
Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
Алгебраическая разность между напряжением источни-
ка питания и напряжением в месте подключения ЭП
к сети U2 называется потерей напряжения, В,
Д(/ = С/1—U2, (3.22)
или в процентах к номинальному напряжению
Д1/% = 1(£7Х - и^/ияо„] >100%. (3.23)
Падением напряжения называется геометрическая раз-
ность векторов напряжений переменного тока в начале
Jt/ф! и конце С/ф2 рассматриваемого участка электрической
сети:
^Ф1~^Ф2 = IZ — lJr + to, (3.24)
где Z, г и х — соответственно полное, активное и реактив-
ное сопротивления линии; / — ток линии.
Рассмотрим простейшую схему одной фазы линии трех-
фазного тока с симметричной нагрузкой на конце, задан-
ной током нагрузки / и коэффициентом мощности cos <р2.
Напряжение С7ф2 в конце линии известно. Следует опреде-
лить напряжение в начале линии t/ф! и cos<p1 в начале
линии с помощью векторной диаграммы.
По положительному направлению вещественной оси
системы координат располагаем вектор С/ф2 (ОА). Так как
нагрузка / имеет индуктивную составляющую, то вектор
тока будет находиться под углом <р2 к вектору напряжения
в сторону отставания.
Чтобы определить напряжение в начале линии, надо от
конца вектора t/фг отложить параллельно вектору тока /
вектор падения напряжения в активном сопротивлении
линии г, т. е. Jr, и под углом 90° к нему в сторону опере-
жения — вектор падения напряжения в реактивном сопро-
тивлении х, т.е. j/x (см. треугольник АВС на рис. 3.21).
Соединив полученную точку С с началом координат О,
получим искомый вектор напряжения в начале линии САм,
ориентированный по отношению к току на угол <рь
Отрезок АС, численно равный модулю вектора IZ, т.е.
Гу^+х*) представляет собой величину полного падения
напряжения в заданной фазе рассматриваемой линии. Это
§3.5
Расчет сетей по потере напряжения
173
падение напряжения можно разложить на две составляю*
щие—продольную и поперечную.
Продольная составляющая, обозначенная Д£7ф '(отрезок
AD), направлена вдоль вектора (Уфа. Поперечная состав-
ляющая bU$ (отрезок DC). Тогда можно записать:
1Z = Д(/ф + /fit/ф. (3.25)
Определим эти составляющие. Для этого спроектируем
Jr и 1х соответственно на вещественную и мнимую оси,
в результате чего продольная составляющая
ДС/ф » Jr cos <р2 + lx sin <р3. (3.26)
Рис. 3.21. Векторная диаграмма одной фазы трехфазной линии перемен-
ного тока с нагрузкой на конце
Зная, что
Р Q
Цном^озф ^ном81пф
(3.27)
получаем:
Д1/Ф=в_£_4._2г_.
^ном ^ном
Поперечная составляющая
6(/ф = /xcostpa—/гзшфа.
После преобразований
Рх Qr
ои* ~ —-------—.
VHOM VHOM
(3.26а)
(3.28)
(3.28а)
174
Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
Следовательно, напряжение в начале линии Uqi:
^Ф1 = ^Ф2 + (дг/Ф + Ж7*) =lr C0S<P« + Zxsin Фг +
+ /(/xcos<p8-Zrsin<p2) = t/4l2 + + (3.29)
t'HOM b'HOM
Геометрическая разность U$i—U$2 называется падени-
ем напряжения.
В сетях промышленных предприятий, имеющих относи-
тельно небольшую длину и напряжение питающих линий,
пользуются понятием «потеря напряжения».
Для определения потери напряжения на диаграмме
рис. 3.21,6 делаем засечку радиусом, равным длине отрез-
ка ОС на вещественной оси, получив точку Е. Длина
отрезка АЕ представляет собой потерю напряжения в ли-
нии. Если пренебречь отрезком DE, то длину отрезка AD,
равную Рг/с/ИОм+Сх/£/ном, можно считать потерей напря-
жения.
Заменив в (3.26а) значения сопротивлений по (2.40)
и (2.41), получим для двухпроводной линии однофазного
переменного тока:
Д(/ % == Ц (Го cos Ф + х0 sin ф) (3.30)
' ^ном ^ном
ИЛИ
дг/о/0 = 2^(РГо + 0Хо)==2^.р/(Го + Хо(§ф); (3.31)
здесь ток I, А; мощность Р, кВт; Q, квар; Ином, В.
Для трехфазной линии переменного тока линейные по-
тери напряжения: АС/=]/гЗД(/ф, тогда
д[7% „ У3 Ц (Го cos ф + х0sin ф) (3.32)
^ном
ИЛИ
Д£/ % = I (Pr0 + QXo) = Р1 (г0 + %0 tg ф). (3.33)
U"
17 ном Мном
При чисто активной нагрузке, к которой относятся
электрические нагревательные печи, лампы накаливания
и т.п. (созф=1, зшф=0), выражения .(3.32), (3.33) при-
обретают вид:
§3.5
Расчет сетей по потере напряжения
175
ьи% = . (з.зд
^НОМ t/2QM
ли % _ У. loo _. io’. (з.з5)
<4.
В сетях до 1 кВ при условии, что сечения не превыша-
ют значений, указанных в табл. 3.12, можно определить
Таблица 3.12. Предельные сечения кабелей и проводов, мм2, при
которых индуктивное сопротивление можно не учитывать
Исполнение сети cosrp не менее
0.95 0,9 0,85 | | 0,8 0,75 0.7
Кабели и провода в тру- бах Провода, проложенные открыто 95 50 50 35 25 25
35 25 16 10 10 10
потери напряжения без учета индуктивного сопротивления
;(*о=0).
Потеря напряжения в линии с несколькими нагрузками
определяется как сумма потерь напряжения на отдельных
участках сети.
На рис. 3.22 каждая нагрузка на отдельных участках
сети обозначена через параметры: I, А; Р, кВт; Q, квар;
/ — длина участков, км; pi, qi, pz, q% — узловые нагрузки
'(нагрузки в точках присоединения к сети). Мощности, пе-
редаваемые по участкам сети Роь Рц, определяются сум-
О— у
Pn'^iz'^iz
h *
Z Li Z Lz
' Рг>1г"г1г^'
Рис. 3.22. Схема сети переменного тока с двумя нагрузками
176
Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
миррванием узловых нагрузок в сторону источника пи-
тания.
Для схемы рис. 3.22
A£/ = Atf01 + d(/12.
Для сети трехфазного переменного тока с несколькими
распределенными нагрузками потеря напряжения
п
ьи% = 100 ^3‘100- Ц(recos<p + xosin<p) =
^ном
п
- EiJW. Vj iL (ГО cos ф + x0 sin <p), (3.36)
t'HOM Jaa
где n — число присоединенных нагрузок,
или Д1/% = V1 Р1(г0 + х0tg<р) ®
== “Г" V PL (г» + х<> Ч>>- (3.36а)
^ном jdd
Мощности на участках сети, входящие в (3.36а), опре-
деляют как сумму нагрузок, питаемых по данному участ-
ку.
Суммарная потеря напряжения в сети однофазного
переменного тока
Д(/0/0 == V Л (г0СО8ф + 8Шф) =
ь'ном
п
V IL (r0 cos ф + х0 sin ф), (3.37)
ИЛИ
п п
V(Pr0 + Qx0)/ = ^ VPZ(ro + xotgT)^
^ном ^ном jMB
$3.5
Расчет сетей по потере напряжения
177
= V. PL Ф>- <3-37а>
Когда индуктивное сопротивление проводов можно не
учитывать (табл. 3.12, при проводке в каналах и трубах),
(3.36) примет вид:
п п
Д1/ % = pi = р£. (3.38)
^ном ^нои
С учетом того, что г0=1/уЛ где у—удельная проводи-
мость материала провода, м/(Ом-мм2); F—сечение, мм2,
п п
(З ЗД)
1 Пг
В системе СИ единицей удельного сопротивления мате-
риала проводника р является ом-метр (Ом-м), удельной
проводимости у — сименс на метр (См/м) (1 Ом-м=
'=10®Ом-мм2/м). При температуре 20°C для алюминиевых
проводов у=34 См/м, для медных у=57 См/м.
Обозначив величину t/^y/lO5, зависящую только от
материала провода и напряжения сети, через С, получим
Д(/% = ( 2я )/С/? = (5РЧ/СЛ (3 40)
\ 1 J' \ 1 /'
Для двухфазных и однофазных линий можно получить
аналогичные выражения, в которых будут изменяться толь-
ко величины С, приведенные в табл. 3.13.
Произведения Pl, II, pL, iL называют моментами нагру-
зок по мощности или току и обозначают SAf.
С учетом обозначения момента нагрузок 2Л4, (3.40) при-
мет вид
Д£7% = ZM/CF. (3.40а)
При нескольких сосредоточенных нагрузках или если
участок линии имеет равномерно распределенную по длине
-нагрузку, можно сумму моментов заменить моментом одной
нагрузки с длиной линии, равной приведенной длине /прив.
12—110
178
Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
Т а б л и ц а 3.13. Значения коэффициента С
Номинальное напряжение сети, кВ Система сети и род тока Значения коэффициента С для проводов
с медными жилами с алюминие- выми жилами
0,66/0,38 Три фазы с нулевым про- водом Две фазы с нулевым проводом 231 92 139 56
0,38/0,22 Три фазы с нулевым про- водом Две фазы с нулевым проводом Одна фаза и нулевой провод 77 34 12,8 46 20 7,7
В частности, для нагрузки, равномерно распределенной
по длине линии (рис. 3.23), м,
(3.41)
где /о — расстояние от пункта питания А до точки ирисов'
динения первой нагрузки,- м; I — длина участка сети с рав-
номерно распределенной нагрузкой, м. В этом случае мо-
мент нагрузки
(3-42)
1
Потери напряжения в зависимости от моментов нагруз-
ки, входящих в (3.40а), и от сечения проводников с алю-
миниевыми жилами приведены в табл. 3.14, потери напря-
жения в шинопроводах — в табл. 3.15.
По данным табл. 3.14 и 3.15 можно определить потери
Рис 3.23. Схема сети с равномерно рас-
пределенной нагрузкой
§3.5
Расчет сетей по потере напряжения
179
Таблица 3.14. Потери напряжения, %, в зависимости от моментов
нагрузки Л4, кВт-м
Сечения проводников с алюминиевыми жилами, мм1
SS 6 10 16 | 25 1 35 | 50 2,5 1 4 1 6 1 10 116
ь Трехфазные линии 380/220 В Однофазные линии 220 В
0,2 53 88 141 220 308 440 4 6 9 15 24
0,4 106 176 282 440 616 880 7 12 18 30 47
0,6 158 264 422 660 924 1320 11 18 27 44 71
0,8 211 352 563 880 1232 1760 15 24 35 59 94
1 264 440 704 1100 1540 2200 18 30 44 74 118
1,2 317 528 845 1320 1848 2640 22 36 53 89 142
1,4 370 616 986 1540 2156 3080 25 41 62 104 166
1,6 422 704 1126 1760 2464 3520 30 47 71 118 189
1,8 475 792 1267 1980 2772 3960 33 53 80 133 213
2 528 880 1408 2200 3080 4400 37 59 89 148 237
2,2 581 968 1549 2420 3388 4840 41 . 65 98 163 260
2,4 634 1056 1690 2640 3696 5280 44 71 107 178 284
2,6 686 1144 1830 2830 4004 5720 48 77 115 192 308
2,8 739 1232 1971 3080 4312 6160 52 83 124 207 331
3 792 1320 2112 3300 4620 6600 55 89 133 221 355
3,2 845 1408 2253 3520 4928 7040 59 95 142. 236 379
3,4 898 1496 2394 3740 5236 7480 63 101 151 251 403
3,6 950 1584 2534 3960 5544 7920 67 107 160 265 426
3,8 1003 1672 2675 4180 5852 8360 70 112 169 280 450
4 1056 1760 2816 4400 6160 8800 74 118 178 296 474
напряжения в сети, если известны нагрузки и выбраны се-
чения проводников.
Таблица 3.15. Потери напряжения в шинопроводах напряжением
0,38 кВ
Шинопровод Номи- нальный ток шино- провода, А Потери напряжения, %/(А«км), при costp
0 0,95 0,9 0,85 0,8
ШРА-73 250 0,114 0,128 0,13 0,131 0,129
400 0,082 0,096* 0,1 0,102 0,1022
630 0,0455 0,0575 0,0607 0,0626 0,0637
ШМА-73 1600 0,0155 0,018 0,0185 0,0187 0,0187
ШМА-68Н 2500 0,0091 0,0115 0,0121 0,0125 0,0127
ШМА-68Н 4000 0,0059 0,00845 0,0098 0,0098 0,0104
12*
180
Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
Потери напряжения в трансформаторах с достаточной
для практических целей точностью можно рассчитать:
At/T = рт cos <р (t/a % + t/p % tg <р), (3.43)
где pT=S/SHoM,T — коэффициент загрузки трансформатора
расчетной средней мощностью SCM (§ 2.3) за максимально
загруженную смену, кВ-А; $ном,т — номинальная мощность
трансформатора, кВ • A; Ua % «10ДРк,иом/ ShomjT-• активная
составляющая напряжения КЗ трансформатора; ДРК ,ном"“
номинальные потери мощности КЗ трансформатора, кВт
(принимаются по табл. П1.1); Up % » % — U2a % — ре-
активная составляющая напряжения КЗ трансформатора;
«к % — напряжение КЗ трансформатора (принимается по
табл. П1.1); созф — коэффициент мощности нагрузки
трансформатора и соответствующий его значению 1§ф.
В табл. 3.16 приведены наибольшие располагаемые (до-
Таблица 3.16. Наибольшие располагаемые потери напряжения от шин
ТП до наиболее удаленного ЭП силовой сети
Мощность трансфор- матора, кВ. А Козффнциет загрузки трансформа- тора рт Располагаемые потери напряжения, %t для коэффициента мощности
1 0,95 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5
160 1 8,34 7,12 6,71 6,21 5,88 5,85 5,53
0,9 8,51 7,41 7,04 6,49 6,30 6,09 5,97
0,8 8,67 7,70 7,37 6,97 6,71 6,52 6,43
0,7 8,84 7,98 7,7 7,35 7,12 6,96 6,87
0,6 9,01 8,27 8,03 7,73 7,53 7,39 7,32
250 1 8,52 7,27 6,84 6,31 5,94 5,71 5,57
0,9 8,67 7,55 7,16 6,68 6,36 6,14 6,02
0,8 8,82 7,82 7,47 6,75 6,75 6,57 6,46
0,7 8,96 8,09 7,79 7,52 7,16 7 6,9
0,6 9,11 8,36 8,11 7,79 7,57 7,44 7,35
400 1 8,63 7,37 6,93 6,37 5,99 5,76 5,60
0,9 8,77 7,64 7,24 6,74 6,4 6,18 6,04
0,8 8,9 7,89 7,6 7,09 6,79 6,61 6,48
0,7 9,04 8,16 7,85 7,46 7,19 7,03 6.92,
0,6 9,18 8,42 8,16 7,82 7,60 7,46 7,3(5
630—1000 1 8,79 7,19 6,6 5,87 5,34 4,98 4,73
0,9 0,8 8,91 7,48 6,94 6,29 5,81 5,49 5,26
9,03 7,76 7,28 6,70 6,28 5,99 5,79
0,7 0,6 9,15 8,03 7,62 7,12 6,74 6,49 6,31
9,27 8,31 7,96 7,52 7,21 6,99 6,84
§3.5
Расчет сетей по потере напряжения
18.1
пустимые) потери напряжения от шин ТП до наиболее
удаленного ЭП, для которого отклонение напряжения при-
нято не более 5 %, т. е. допустимое напряжение у наиболее
удаленного ЭП составляет 95 % иИ0№, а вторичное напря-
жение холостого хода трансформатора составляет 400 В.
В осветительных сетях в соответствии с ГОСТ 13109—87*
допустимый уровень напряжения у наиболее удаленных
светильников должен быть не менее 95 % номинального.
Снижение напряжения более 10 % номинального не гаран-
тирует надежное зажигание и горение газоразрядных ламп.
Располагаемая потеря напряжения в сети определяется
с учетом потери напряжения в трансформаторе
Д//с = £/0 —Д£/т —/7ламп, (3.44)
где (7о — напряжение холостого хода трансформатора, со-
ответствующее номинальному напряжению на зажимах вто-
ричной обмотки трансформатора по ГОСТ 721—77 и рав-
ное 105% номинального напряжения лампы; Д£/т— поте-
ря напряжения в трансформаторе, %; С/Ламп — минимально
допустимое напряжение лампы, % номинального.
Считая, что Uo = 105 % U»om, а ияМт =» 95 % UK0K, по-
лучаем
Д(/о % = 105 — At/, % — 95 = 10 — At/T %. (3.45)
Так, например, если минимально допустимое напряжение
у наиболее удаленной лампы составляет 95 % номиналь-
ного и потеря напряжения в питающем трансформаторе
оказалась равной 4%, то располагаемая потеря напряже-
ния в сети составит
Д(/о % = 105 — 4,0 — 95 = 6 %.
Если потери напряжения, определенные по (3.30) —
(3.40) для различных сетей и нагрузок, приводят к откло-
нениям напряжения на выводах электроприемников больше
допустимых значений, то выбирают проводники большего
на одну ступень сечения и повторяют поверочный расчет.
Пример 3.2. Определить потерю напряжения в конце трехфазной
линии силовой сети напряжением 380 В, проложенной по всей длине про-
водом АПВ-660 сечением (3X25) мм2 в стальных трубах, схема кото-
рой приведена на рис. 3.24. Коэффициент мощности нагрузки cos <р=0,9.
Нагрузки отдельных участков сети показаны на рис. 3.24.
182
Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
л 20 М 12м 12м
40—I I----1
юквг 10К&Г 10 кВт
Рис. 3.24. Схема сети к
примеру 3.2
Решение. 1. По табл. П2.1 определяем активное сопротивление про-
вода сечением 25 мм2: г0« 1,28 Ом/км. Индуктивное сопротивление для
проводов с сечениями более 16 мм2 примем х0=0,06 Ом/км.
2. tg <р»0,48 при cos ф—0,9.
3. Определяем потерю напряжения по (3.36а)
10»
Д(/% = ——(1,28 + 0,06-0,48) (10-0,02 + 10-0,032 +
+ 10-0,044) = 0,85%.
4. По второй части (3.36а) потеря напряжения
106
Д(/% *7777 (1 >28 + 0,06-0,48) (30- 0,02 + 20-0,012 +
380?
+ 10-0,012) = 0,85%.
5. Определяем потери напряжения по табличным данным. Момен*
ты нагрузок
п
2М = 30-20 + 20-12+ 10-12 = 960 кВт-м.
1
»
По табл. 3.14 иля сечения 25 мм- и 2Л1=960 кВт м определяем по-
1
терю напряжения: Д£/%=0,86%, что соответствует результату, полу*
ченному по (3.36а).
3.6. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА СЕТЕЙ
ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
Особенностями осветительных электрических сетей по
сравнению с сетями силовых ЭП являются: значительная
протяженность и разветвленность, небольшие мощности
дельных ЭП и участков сети, наличие установок рабочего
и аварийного освещения.
Для промышленных предприятий характерно два вида
освещения: рабочее и аварийное. Рабочее освещение обес-
печивает надлежащую освещенность всего помещения и ра-
бочих поверхностей, аварийное — продолжение работы или
§3.6
Особенности расчета осветительных сетей
183
безопасную эвакуацию людей из помещения при аварийном
отключении рабочего освещения. Участки осветительной
сети от источников питания (ИП) до групповых щитков ос-
вещения называют питающими, а от групповых щитков до
светильников — групповыми. Питающие сети выполняются
трех- и четырехпроводными, групповые линии в зависимо-
сти от протяженности и количества подключаемых электро-
приемников могут быть двух-, трех- и четырехпроводными.
Групповые щитки освещения устанавливают в центрах
электрических нагрузок и в местах, удобных для обслужи-
вания.
Технико-экономическими расчетами установлено, что
наибольшая длина трехфазных четырехпроводных группо-
вых линий осветительной сети при напряжении 380/220 В
должна быть до 100 м, а двухпроводных — 30—40 м. В каж-
дом конкретном случае это расстояние определяется с уче-
том рационального размещения групповых осветительных
щитков и правильного выбора марки и сечения проводни-
ков осветительной сети. Каждая линия, отходящая от РУНН
подстанции, должна обеспечивать питание не более пяти
групповых щитков освещения.
Схемы осветительных сетей промышленных предприя-
тий разнообразны. Основные требования к построению та-
ких сетей: обеспечение бесперебойности питания всех
элементов; обеспечение требуемого уровня освещенности по-
мещения и рабочих мест; удобство и безопасность обслу-
живания осветительных приборов и аппаратов. Выполнение
этих требований в значительной степени зависит от приня-
той схемы осветительной сети.
Рассмотрим наиболее характерные схемы осветительных
сетей промышленных предприятий. При небольшой мощно-
сти осветительных электроустановок и в случае питания
всех нагрузок цеха по схеме БТМ (рис. 3.25) сеть рабочего
бсвещения присоединяется к магистральному шинопроводу
через аппараты управления и защиты, устанавливаемые
вблизи выводов низшего напряжения трансформатора.
•В крупных цехах промышленных предприятий питание
осветительных ЭП осуществляется от нескольких ТП цеха.
Если в здании расположено несколько однотрансформа-
торных КТП (рис. 3.26) или несколько подстанций, полу-
чающих питание от независимых ИП, аварийное освещение
может питаться по перекрестной схеме, при которой рабо-
184
Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
Рис. 3.25. Схема питания сети рабочего
освещения от главной магистрали цеха
без применения магистрального освети-
тельного распределительного щитка:
1 — вводной автоматический выключатель; 2—
главная магистраль цеха; 5—ящик с автома-
тическим выключателем; 4 — магистральная
линия групповой сети освещения; 5 — группо-
вой осветительный щиток
Рис. 3.26. Схема питания осветительной сети от двух КТП с помощью
распределительных шинопроводов:
1 *- осветительный распределительный шинопровод
чее и аварийное освещение каждого участка здания поду*
чает питание от разных подстанций. В осветительных сетях
промышленных предприятий применяются открытые элек-
тропроводки на изолирующих опорах (изоляторах и кли-
пах), подвешенные на тросах, скрытые проводки и провод-
ки с помощью осветительных шинопроводов типа ШОС.
Сечения проводников осветительных сетей выбирают по
§3.6
Особенности расчета осветительных сетей
185
сечение
(3.46)
форму-
(3.47)
условию механической прочности: для алюминиевых про-
водов и кабелей минимальное сечение 2 мм2.
Осветительные сети чаще всего рассчитываются по до-
пустимой потере напряжения по (3.39), (3.40) с последую-
щей проверкой на нагрев по табл. П2.1. Из (3.39)
проводников групповой осветительной сети, мм2,
п
101 ^Р1
F=--------i----,
где ДС/д% —допустимая потеря напряжения, %;
Для упрощения расчетов можно пользоваться
лой, полученной из (3.40) и (3.40а)
1
Допустимая потеря напряжения Д17д% в осветительных
сетях промышленных предприятий выбирается так, чтобы
отклонение напряжения у осветительных приборов находи-
лось в пределах 4-5ч—2,5 % (ПУЭ). Значения коэффи-
циента С приведены в табл. 3.13.
После выбора сечения проводов осветительной сети по
допустимым потерям напряжения следует принятые сечения
проверить по допустимым токовым нагрузкам (§ 3.4). При
этом необходимо учесть требования ПУЭ: в двухфазных
и однофазных линиях осветительной сети сечения фазных
и нулевых проводов всегда принимаются одинаковыми;
в трехфазных четырехпроводных сетях, питающих светиль-
ники с лампами накаливания, сечения нулевых проводов
должны быть не менее 50 % фазных, в трехфазных четырех-
проводных сетях с люминесцентными лампами сечения фаз-
ных и нулевых проводников принимаются одинаковыми.
Когда необходимо рассчитать сечения проводов развет-
вленной осветительной сети и при этом выполнить условия,
Обеспечивающие минимальный расход проводникового ма-
чгёриала, пользуются упрощенной формулой
р__ ЯМ + адр 2m
“ СД1/д %
где SAf — сумма моментов нагрузки данного и всех после-
дующих по направлению потока энергии участков освети-
186
Внутрицеховые электрические сети
Г-л. 3
тельной сети (включая ответвления с тем же числом про*
водов в линии, что и данный рассчитываемый участок),
кВт-м; Sm — сумма моментов нагрузки всех ответвлений,
питаемых через данный участок с другим числом проводов,
отличным от числа проводов данного участка, кВт-м; апр—
коэффициент приведения моментов (табл. 3.17), зависящий
от числа проводов на участке линий и в ответвлении.
Таблица 3.17. Коэффициенты приведения моментов
Участок линии Ответвление “пр
Трехфазная с нулевым про- водом Однофазное 1,85
То же Двухфазное с нулевым про- водом 1,39
Двухфазная с нулевым про- водом Однофазное 1,33
Трехфазная без нулевого провода Двухфазное (двухпровод- ное) 1,15
Защита осветительных сетей осуществляется с помощью
плавких предохранителей или расцепителей автоматичес-
ких выключателей аналогично защите силовых сетей
:(§ з.4).
Пример ЗЛ. Рассчитать осветительную сеть, схема которой приве-
дена на рис. 3.27, получающую питание от РУНН напряжением 380/220 В
трансформаторной подстанции. На рисунке ЩО — групповой щиток
освещения, установленный в производственном помещении с нормаль-
ной средой. Линии освещения питают светильники с люминесцентными
лампами, коэффициент мощности которых cos<p==0,95.
Я2.3=2 квт
Рг_^=7,5 кВт
Pw«5,ffKBT
Рис. 3.27. Схема осветительной сети к примеру 3.3
§3.6
Особенности расчета осветительных сетей
187
Вся осветительная сеть выполнена проводом АПВ в трубах.
Питающая линия /—2 длиной 120 м и распределительные линии
2—4, 2—5 выполнены четырехпроводными, а линия 2—3 — двухпро-
водной. На ТП установлен трансформатор мощностью 630 кВ-А, ко-
эффициент его загрузки ₽т=0.8.
Решение. По табл. 3.13 для четырехпроводной сети 380/220 В ко-
эффициент С1=46, а для двухпроводной С2=7,7.
Как правило, допустимые потери напряжения в осветительной сети
до наиболее удаленного светильника Д£7д=5,5 % [22].
Для линии 2—3 по табл. 3.17 коэффициент приведения момента
0Спр= 1 >85»
Определим моменты всех участков. Для линий 2—3, 2—4 и 2—5 за-
меним равномерно распределенную по длине нагрузку сосредоточенной
в середине линии.
По (3.42):
^привг—з ~ “Ь 20/2 = 15 м;
^прив2—4 = Ю “Ь 40/2 == 30 м;
Азрива—б Ю + 50/2 = 35 м.
По (3.43):
/Иа—з = 2 -15 = 30 кВт-м;
Ма_4 = 7,5-30 = 225 кВт-м;
Л/2_а = 6,5-35 = 227,5 кВт-м.
Момент нагрузки питающей линии 1—2
Mt-2 = (Рх + Р3 + Р3) к-2 = (2 + 7,5 + 6,5) -120 = 1920 кВт-м.
Определим сечение линии 1—2 по (3.48):
(1920 + 225 + 227,5)+ 1,85-30 Л с 9
F‘-'- ------- «.5.5--------------------
Принимаем стандартное сечение провода АПВ 4(1X10) мм2 и по
(3.40а) находим действительную потерю напряжения в линии 1—2
= 1920/(46 -10) = 4,1 %.
Для участков линии 2—3, 2—4 и 2—5 располагаемая потеря напря-
жения
' Д(/а_8 = Д(/2-4 = ДС/2-б = ~ д*Л-2 = 5,5 — 4,1 = 1,4%,
тогда сечения участков по (3.48)
р2-з=30/(1,4-7,7) =3 мм2; принимаем стандартное сечение 2(1X4) мм2;
F2-4=225/(l,4-46)=3,3 мм2; принимаем сечение 4(1X4) мм2;
Р2-5=227,5/(1,4-46) =3,3 мм2; принимаем сечение 4(1X4) мм2,
188
Внутрицеховые электрические сети
Гл, 3
Проверим выбранные сечения по длительно допустимому току на«
грузки
/2—з == ^2—з/(^фсоз Ф) = 2/(0,22*0,95) = 9 А;
72-4 = Р2-1/(Кз(Ун0Мсо8 <р) = 7,5/(Кз.0,38-0,95) = 11,8 А;
/г-8 = 6,б/(Кз.0,38 -0,95) = 10,2 А;
ток питающей линии 1—2
_25,4Д.
V 3.0,38.0,95
По табл. П2.1 для провода АПВ 2(1X4) мм1 7я->28 А>9 А; для
провода АПВ 4(1X4) мм2 7Д—23 А>11,8 А; на линии /—2 принято
сечение АПВ 4(1X10) мм*, для которого /я«39 А>25,4 А. Все выбран-
ные сечения проводников удовлетворяют условию (3.1). Следовательно,
сечения проводов рассчитываемой осветительной сети выбраны пра-
вильно.
3.7. ВЫБОР И РАСЧЕТ ТРОЛЛЕЙНЫХ ЛИНИЙ
Троллейные линии предназначены для питания с помо-
щью скользящих или катящихся токосъемников передвиж-
ных подъемно-транспортных устройств (кранов, тельферов,
тележек и т. п.), применяемых в основных производствен-
ных, ремонтных, сборочных цехах, в котельных и т. п. Вы-
полняются троллейные линии (троллеи) из профилирован-
ной стали (угловой, полосовой), из алюминиевых шин, час-
то применяется комплектный троллейный шинопровод типа
ШТМ (табл. 3.1). Сечения троллейных линий выбирают
по нагреву длительным током нагрузки и проверяют на
допустимую потерю напряжения в момент пика нагрузки.
Суммарная допустимая потеря напряжения от ИП до дви-
гателя крана, находящегося в самой удаленной точке трол-
леев, как правило, не должна превышать 12 %. Эта потеря
напряжения в сетях 380 В складывается из потери напря-
жения в питающей линии (Д[/В.л—4-S-5 %), в троллеях
(Д(7тр=4-т-5 %) и в распределительных сетях крана (Д1/кр»
== 1-5-2 %) [12].
При работе нескольких кранов на одной троллейной ли-
нии следует учитывать маловероятность их одновременной
работы на удаленном конце троллеев, поэтому можно при-
нимать расчетную длину троллейной линии 1Р с коэффици-
§з:7
Выбор расчета троллейных линий
1&
ентами 0,8 при двух и 0,7 при трех кранах на линии. Иначе
говоря, если /ф — фактическая длина троллейной линии, то
/Р=0,8/ф и /р=0,7/ф соответственно при двух и трех кра-
нах на одной троллейной линии.
На рис. 3.28 изображены некоторые основные схемы пи-
тания троллейных линий. Питание к троллеям может под-
водиться отдельной линией от РУ НН трансформаторной
подстанции или от ближайшего силового РШ (рис. 3.28, а
Рис. 3.28. Некоторые схемы питания троллейных линий:
а — с подключением питающей линии в одной точке; б — то же, но с дополни-
тельной подпитывающей линией; в — подключение в двух точках; I — скользящий
токосъемник; 2 — троллейная линия; 3 —вводной коммутационный аппарат;
ремонтная секция троллеев; 5 — подпитка алюминиевой шиной; б — секционный
рубильник
и б) или двумя линиями от разных ИП (рис. 3.28, в). Если
питание цеха производится по схеме БТМ, то троллейные
линии питаются от главного магистрального шинопровода
типа ШМА. На вводе к троллейным линиям устанавливает-
ся коммутационный аппарат 3, чаще всего ящик с рубиль-
ником.
В местах секционирования троллеев оставляют изоля-
ционный зазор не менее 50 мм, который, перекрываясь то-
косъемником, не вызывает перерыва в электроснабжении
подъемно-транспортного механизма.
Подвод питания следует предусматривать по возмож-
ности в середине длины троллеев. Однако по условиям по-
строения рациональной схемы питающей сети наивыгод-
нейшей может оказаться любая точка подвода на тролле-
при которой длина питающей линии будет наименьшей
и‘потеря напряжения не превысит допустимого значения.
Главные троллеи мостовых кранов в цехах промышлен-
ных предприятий разбивают на рабочие и ремонтные уча-
стки. Для одного крана ремонтный участок не нужен, так
как кран ремонтируется при отключенных троллеях. Рас-
чет электрических нагрузок для выбора троллейных линий
190
Внутрицеховыеэлектрические сети
Гл. 3
рекомендуется выполнять методом коэффициента макси-
мума (§ 2.3). В табл. 3.18 приведены длительно допусти-
мые токовые нагрузки на троллеи из стальных профилей
и подпиточные алюминиевые шины, наиболее часто при-
меняемые в цехах промышленных предприятий.
Пиковый ток электроприемников троллейной линии оп-
ределяется по (2.30). Для небольших по мощности кранов
(подвесных кран-балок) пиковый ток определяется по
(2.29). При расчете пикового тока кратность пускового то-
ка Хп принимают для двигателей с короткозамкнутым ро-
тором равной 5,5—6, для двигателей с фазным ротором
2,5—3.
При определении потери напряжения в троллейной ли-
Таблица 3.18. Длительно допустимые токовые нагрузки на троллеи
и шины
Профиль Размеры, мм Нагрузка» А, при числе полос на полюс или фазу
1 1 2
Полоса
Полоса
Полоса
Полоса
Уголок 2,5
Уголок 4
Уголок 5
Уголок 6,3
Швеллер № 8
Швеллер № 10
Троллеи из стальных профилей
25x4 85 ——
40x4 135
50x5 205
100x4 335 ! ~*
25x25x3 150
40x40x4 250 —
50x50x5 315
63X63X5 420
80X43X5 485 —
100x45x5,3 580 —
Подпиточные шины из алюминия прямоугольного сечения J
Полоса 40X5 540
Полоса 50X5 665
Полоса 60x6 870 1350
Полоса 80X6 1150 1630
нии расчетные и пиковые токи определяют отдельно для
питающей троллеи линии и для каждого плеча троллеев
с учетом схемы подвода питания (рис. 3.28). Расчет трол-
лейных линий на потерю напряжения следует производить
§3.7
Выбор расчета троллейных линий
191
при наиболее неблагоприятном расположении кранов в про-
летах цеха, согласовав выбранные расчетные режимы с тех-
нологами.
Потеря напряжения, В, в троллеях
At/T = Де/шш Z/10000, (3.49)
где Де — потеря напряжения на 100 А пикового тока и 100 м
длины троллея, В/(А-м) (табл. 3.19); I—длина троллеев
в один конец от точки подключения питающей линии, м.
Та б лиц а 3.19. Удельная потеря напряжения в троллеях различных
профилей при напряжении 380 В
Параметры троллеев Полоса 50x5 Уголок Швеллер
40X40X5 50X50x5 1 63 x63 x6 № 8 № 10 № 12
Допустимый ток, А Удельная потеря напряжения Ае, В/(А«м) 120 10,5 120 8,7 190 7,0 250 6,0 455 4,5 545 4,2 675 3,5
И
зна-
ока-
При большой протяженности троллейных линий
чительной электрической нагрузке на троллеи может
заться, что потеря напряжения в них выше допустимой ве-
личины. В этом случае следует предусмотреть меры, необ-
ходимые для снижения потери напряжения: увеличить
сечение троллеев, изменить схему питания троллейной ли-
нии, перенося точку подключения питающей сети ближе
к середине длины троллеев, или секционировать троллеи
с раздельным питанием секций; применить подпитку трол-
леев с помощью алюминиевых шин, прокладываемых па-
раллельно каждому троллею с присоединением к троллеям
через каждые 1,5 м.
При расчете потери напряжения в троллейной линии пе-
ременного тока с подпиткой потерей напряжения в самих
стальных троллеях пренебрегают, определяя только потерю
напряжения в подпиточных алюминиевых шинах
с MJ % — пик р^* з
П.Ш ру
где р—удельное электрическое сопротивление материала
шины (для алюминия р=0,033 мкОм-м); /—длина йлеча
(3.50)
192
Внутрицеховые электрические сети
Гл. 3
троллеев в один конец от точки подключения питания, м;
F — сечение подпиточной шины, мм2; U — линейное напря-
жение сети,В.
Формула (3.50) применяется для расстояния между фа-
зами троллейной линии, равного 250 мм. Если это расстоя-
ние равно 450 мм, то потерю напряжения, полученную по
(3.50), следует увеличить на 10 % в связи с тем, что с уве-
личением расстояния между фазами возрастает индуктив-
ность троллейной линии.
Для выполнения троллейных линий в цехах промыш-
ленных предприятий применяют, как правило, угловую
сталь с размерами сечения 50X50X 5 мм. При необходимо-
сти увеличения сечения угловую сталь большего сечения
не используют, а выполняют, как указывалось, выше, под-
питку алюминиевыми шинами. В некоторых случаях при-
меняется подпиточный кабель, прокладываемый вдоль трол-
леев в виде шлейфа. Кабельная подпитка безындукционная
и дает экономию алюминия на 25 %. Однако стоимость са-
мого кабеля выше стоимости шины, и поэтому кабельная
подпитка применяется в основном при значительных дли-
нах троллейных линий и относительно небольшом расчетном
токе.
Пример 3.4. Рассчитать троллеи для мостового крана, имеющего
пять асинхронных двигателей с фазным ротором. Напряжение сети 380 В.
Параметры двигателей крана приведены в табл. 3.20.
Режим работы двигателей крана средний. Принята сталь угловая
50X50X5 мм. Длина троллеев 1=400 м. Фактическая длина троллеев
от точки подключения /ф=200 м, подвод питания в середине. Расстоя-
ние между фазами троллеев 250 мм. Коэффициент мощности всех ЭП
крана cosq>=0,7.
Таблица 3.20. Параметры двигателей крана при ПВ=25 %
Механизм крана Мощность двига- теля, кВт Номинальный ток, А
Главный подъем Вспомогательный подъем Механизм передвижения моста То же тележки 22 11 2X16 3,5 56,5 30,8 V 2X45 10,3
Итого: 68,5
‘М-7
Выбор расчета троллейных линий
193
Решение. Определим расчетную максимальную нагрузку двигате-
лей крана методом К*.
При числе ЭП в группе п>3 и по (2.13):
22
т = ——=6,3, т.е. ш>3,
0,0
а также по (2.14):
2*68,5
Яд = = 6,2.
22
По табл. 2.1 для кранов Ки—0,15. По рис. 2.6 при Ли=0,15 и пэ~6
получаем Км==2.4.
Средняя нагрузка крана по (2.9)
Рем = 0,15-68,5 = 10,275 кВт.
Максимальная расчетная нагрузка по (2.10)
Рр = 2,4-10,275 = 24,66 кВт.
Максимальный расчетный ток по аналогии с (2.5)
/5 = 24,66/(1^3.0,38.0,7) =53,4 А.
Пиковый ток по (2.30)
/пик = 3-56,5 + (53,4 — 0,15-56,5) = 214,4 А.
По табл. 3.19 удельная потеря напряжения для угловой стали
50X50X5:
Де = 6,5В/(А-м).
По (3.49) действительная потеря напряжения в троллейной линии
Д1/т=6,5-214,4-200/10 000=27,9 В или ДС/Т%=Д[7Т100/Г/НОМ=27,9-100/
380 « 7,03 %, что больше допустимой потери напряжения в троллеях,
равной 5 %. Следовательно, необходимо принять подпитку алюминиевой
шиной.
Выбираем для подпитки алюминиевую шину размером 40X4 мм.
Тогда потери напряжения в подпитке по (3.50)
д, 214,4.0,033.200-100.У 3 Л
ДС/я-ш = 16ОТ38О - 3,7 /о ’
что удовлетворяет допустимым потерям напряжения, равным 5 %.
194 Внутризаводское электроснабжение Гл, 4
Глава четвертая
ВНУТРИЗАВОДСКОЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
И УСТАНОВОК
4.1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОСОБЕННОСТИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
ВНУТРИЗАВОДСКОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ
Внутризаводское электроснабжение промышленных
предприятий и установок осуществляется в основном с по-
мощью электрических сетей напряжением 6, 10, 35, ПО
и 220 кВ. Основными вопросами при построении рациональ-
ных и экономических СЭС промышленных предприятий яв-
ляются вопросы выбора схемы электроснабжения, а соот-
ветственно и выбора напряжений питающих и распредели-
тельных сетей.
Система электроснабжения промышленного предприятия
(СЭС), представляющая собой сочетание отдельных эле-
ментов, может быть условно разделена на: внешнюю и внут-
реннюю. К внешней части СЭС (внешнее электроснабже-
ние) относятся питающие сети 6—220 кВ, обеспечивающие
подачу электроэнергии на предприятие от точки присоеди-
нения к энергосистеме до приемного ЦРП или до ГПП (ТП).
К внутренней части СЭС (внутреннее электроснабжение)
относятся распределительные сети напряжением до 1 кВ
и выше, предназначенные для распределения электроэнер-
гии по территории предприятия и внутри.цехов.
Для электроснабжения крупных предприятий применяют
глубокие вводы высокого напряжения (§ 4.3), при которых
питающие линии напряжением 35—220 кВ, идущие от энер-
госистемы, вводятся в глубь территории предприятия, где
сооружается ЦРП или ПГВ.
В общем случае выбор рациональной системы напряг
жений для' внутризаводского электроснабжения определи
ется номинальным напряжением и мощностью электропри?
емников, дальностью передачи, а также наличием сетей
энергосистемы того или иного напряжения в пункте под-
ключения предприятия. Как правило, напряжение питаю-
щих линий задается районной энергосистемой в зависимости
§4.2
Канализация электрической энергии
195
от конкретных условий присоединения. Когда есть несколь-
ко вариантов схемы подключения предприятия к сетям
энергосистемы, следует провести технико-экономическое
сравнение вариантов (§ 1.6).
Если для электроснабжения крупных предприятий ме-
таллургической, химической, горнорудной и других отрас-
лей промышленности возникает необходимость сооружения
Собственной промышленной электростанции типа ТЭЦ, то
напряжение генераторов ТЭЦ принимают 6 или 10 кВ в за-
висимости от выбранного напряжения распределительной
сети предприятия.
При выборе напряжений СЭС промышленного предприя-
тия следует стремиться к минимальному числу ступеней
трансформации (две-три), так как на каждой ступени тран-
сформации теряется в среднем до 5% проходящей через
нее мощности.
4.2. КАНАЛИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
ВО ВНУТРИЗАВОДСКИХ СЕТЯХ
; ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
Канализация электрической энергии — это распределе-
ние электроэнергии с помощью воздушных, кабельных ли-
ний и токопроводов от места производства до места потреб-
ления. В сетях напряжением выше 1 кВ промышленных
предприятий канализация электроэнергии может осуще-
ствляться б помощью кабельных и воздушных линий и то-
копроводов. Выбор того или иного конструктивного реше-
ния электрической сети промышленного предприятия зави-
сит от размещения нагрузок, плотности застройки
территории, ее насыщенности технологическими, сантехни-
ческими и транспортными коммуникациями, уровня и агрес-
сивности грунтовых вод, степени загрязненности воздуха,
района гололедности.
Кабельной линией (КЛ) называется устройство для пе-
редачи электроэнергии, состоящее из одного или несколь-
ких параллельных кабелей с соединительными; стопорными
и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталя-
ми. Гарантированный срок службы кабеля, как правило, не
менее 25 лет.
В группу кабелей высокого напряжения входят кабели
6—110 кВ. Такие кабели изготовляются с пластмассовой
13*
196
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
бумажной пропитанной изоляцией, маслонаполненные
и др.
Для внутризаводского электроснабжения промышленных
предприятий применяются различные способы прокладки
КЛ: в земляных траншеях, в кабельных каналах и тунне-
лях, по эстакадам и галереям.
Для прокладки КЛ в траншее (рис. 4.1) применяют бро-
нированные или небронированные кабели, защищенные от
Рис. 4.1. Прокладка кабель-
ных линий в траншее:
1 — кабели; 2 — кирпич
коррозии джутово-битумным покровом или полихлорвини-
ловой изоляцией. В земляных траншеях КЛ 6—35 кВ про-
кладывают на глубине 0,7—0,8 м. Кабель укладывают на
подушку из песка толщиной 0,1 м и закрывают от механи-
ческих повреждений красным кирпичом. В местах пересе-
чения с проезжей частью дороги, подземными коммуника-
циями и на вводах в здания КЛ 6—35 кВ прокладывают
в асбоцементных трубах. Не рекомендуется в одной тран-
шее укладывать более шести кабелей напряжением до
10 кВ и более трех — напряжением 20—35 кВ. Расстояние
между кабелями в траншее должно быть не менее 100 мм.
Кабель укладывают в траншее «змейкой» с запасом 1,5—
2 % общей длины траншеи на случай возможных смещений
почвы и деформации кабеля в разные времена года.
Насыщенность территории предприятия подземными ком-
муникациями, необходимость параллельной прокладки
многих КЛ, агрессивный грунт и блуждающие токи, слож-
ность отыскания места повреждения и производства ремой*1
та КЛ ограничивают возможности укладки кабелей в зем-
ляных траншеях. В этих случаях КЛ прокладывают в спе-
циальных кабельных сооружениях — каналах и туннелях.
В каналах целесообразно прокладывать кабели при их
числе более шести (до 30), а при числе более 30— в тунне-
§4.2
Канализация электрической анергии
197
б)
Рис. 4.2. Прокладка кабельных линий в туннеле (а) и на эстакаде (б):
1 — кабели; 2 — поддерживающие конструкции
лях. Канал — это непроходное кабельное сооружение глу-
биной до 0,4—1,2 м, покрываемое съемными металлически-
ми или бетонными плитами; туннель (рис. 4.2, а) —более
глубокое (до 2,5 м) сооружение, устраиваемое в земле для
прокладки многих кабелей (более 40) и имеющее устрой-
ство принудительной вентиляции. Прокладка в туннелях
применяется на крупных предприятиях. При прокладке
в каналах и туннелях облегчается доступ к кабельным ли-
ниям, обеспечивается легкость замены поврежденного уча-
стка.
, Недостатком прокладки кабелей в туннелях является по-
вышенная пожарная опасность при электрических пробоях
в кабелях или соединительных муфтах. Поэтому туннели
оборудуют датчиками автоматической пожарной сигнали-
зации. Кроме того, устройство туннелей с надежной гидро-
изоляцией от грунтовых вод и вентиляцией для снижения
температуры нагрева кабелей требует больших затрат.
198
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Когда территория предприятия загружена подземными
коммуникациями, приемлемым решением для прокладки
большого потока кабелей может явиться надземный способ
по открытым эстакадам и закрытым галереям. Кабели мо-
гут прокладываться по технологическим эстакадам и гале-
реям вместе с технологическими трубопроводами или по эс-
такадам, специально сооружаемым для КЛ (рис. 4.2, б).
Надземный способ прокладки обеспечивает хороший отвод
теплоты от. кабелей благодаря естественной вентиляции,
удобство обслуживания.
Воздушные линии (ВЛ) выполняются из неизолирован-
ных проводов, расположенных на открытом воздухе и при-
крепляемых к опорам с помощью изоляторов и арматуры.
На промышленных предприятиях ВЛ применяют сравни-
тельно редко из-за загруженности различными постройка-
ми территории предприятия. Обычно ВЛ используют для
предприятий малой мощности и для отдельных объектов,
удаленных от основной промышленной площадки, напри-
мер для насосных, компрессорных станций, ремонтно-строи-
тельных баз и других объектов, работающих на напряже-
нии 6—10 кВ.
На рис. 4.3, а изображена конструктивная схема ВЛ,
в которой показаны различные виды опор.
Горизонтальное расстояние между центрами двух опор
называется пролетом ВЛ. Высотой подвеса линии называ-
ется расстояние от земли до места крепления провода на
изоляторе опоры (рис. 4.3, б).
Стрелой провеса называется вертикальное расстояние от
низшей точки провода в пролете до прямой линии, соединя-
ющей точки крепления провода на опорах. Стрела провеса
провода зависит от температуры воздуха, длины пролета,
внешней нагрузки на провод (ветер, гололед), материала
и сечения провода.
Габаритом провода над землей называют расстояние от
проводов до поверхности земли при наибольшей стреле
провеса.
По своему назначению и месту установки опоры ВЛ .де-
лят на:
промежуточные, устанавливаемые на прямых участках
трассы ВЛ и не воспринимающие усилий от тяжения про-
водов, направленных вдоль ВЛ. Они служат для поддер-
жания проводов на определенной высоте прямых участков
$4.2
Канализация электрической энергии
199
линий. Эти опоры имеют обычно облегченную конструкцию
и число их составляет 60—80 % общего числа опор ВЛ;
анкерные, применяемые при пересечении дорог и других
инженерных сооружений. Они предназначены для жесткого
крепления проводов ВЛ и воспринимают усилия тяжения
проводов вдоль ВЛ. Натяжение проводов воздушных линий
Рис. 4.3. Конструктивная схема
одноцепной ВЛ (а) и парамет-
ры ВЛ (б):
/ — анкерная опора; 2 — промежу-
точная опора
производится между двумя анкерными опорами, на участке
ВЛ, состоящем из нескольких пролетов с промежуточными
опорами;
угловые, устанавливаемые на углах поворота трассы
ВЛ. Угловые опоры подразделяются на промежуточные
и анкерно-угловые. Промежуточные угловые опоры приме-
няют при небольших углах поворота ВЛ, а анкерно-угловые
Ставят при углах поворота ВЛ более 20 °;
концевые, устанавливаемые в начале и конце ВЛ и вос-
принимающие усилия от одностороннего тяжения проводов.
Концевые опоры являются разновидностью анкерных;
специальные — ответвительные, перекрестные (транспо-
зиционные для перемены фаз ВЛ местами) и др.
200
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Все виды опор могут выполняться как одноцепными
(для одной линии), так и двухцепными (для двух линий
одновременно); свободно стоящими и с оттяжками. Двух-
цепные ВЛ сооружаются по соображениям надежности
Рис. 4.4. Эскиз промежуточной деревянной опоры:
/ — траверса; 2—болтовое крепление; 3 —стойка деревянная; 4 —приставка же»
лезобетонная
Рис. 4.5. Промежуточные железобетонные опоры одноцепных ВЛ:
а — напряжением 35 кВ; б —ПО кВ; а — 220 кВ (размеры в метрах)
электроснабжения нагрузок предприятия при радиальной
схеме сети, а также в стесненных условиях трассы ВЛ. Од-
на цепь ВЛ объединяет три провода трехфазной линии. Про-
вода на опорах могут размещаться треугольником, горизон-
тально, «обратной елкой» и шестиугольником, или бочкой.
Для воздушных линий применяют деревянные (рис»
4.4), железобетонные (рис. 4.5) и металлические (рис. 4.6)
опоры. Деревянные опоры значительно дешевле железобе-
тонных и металлических, но имеют меньший срок службы;
$4.2
Канализация электрической энергии
201
Рис. 4.6. Стальные опоры ВЛ 35—150 кВ для промплощадок:
а — анкерно-угловая одвоцепяая; б —то же двухцепная; в — промежуточная од-
воцепная; а — то же двухцепная
их применяют на ВЛ напряжением до 220 кВ. Для продле-
ния срока службы деревянные опоры пропитывают анти-
септическим составом.
Железобетонные опоры изготовляют из вибробетона
и центрифугированного бетона. Изоляторы и провода кре-
пятся на траверсах.
202
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Металлические опоры изготовляют из стали марки 3
и выше, из легких алюминиевых сплавов и оцинкованной
стали. Они менее экономичны, чем железобетонные, из-за
большого расхода металла и необходимости окраски для
предохранения от коррозии.
ВЛ выполняются медными, алюминиевыми и сталеалю-
миниевыми проводами.
Медные провода вследствие дефицита меди используют-
ся крайне редко. Широко применяются на ВЛ алюминиевые
многопроволочные провода марок А, Ап, АН, АЖ-
Сталеалюминиевые провода марок АС, обладающие зна-
чительно большей механической прочностью по сравнению
с алюминиевыми проводами, состоят из стальных проволок,
поверх которых навиваются алюминиевые провода.
Минимальные сечения алюминиевых проводов ВЛ на-
пряжением выше 1 кВ, принятые по условиям механичес-
кой прочности при толщине стенки гололеда 10 мм, равны
35 мм, сталеалюминиевых — 25 мм.
Средние значения пролетов ВЛ различных напряжений
и расстояний между фазами указаны в табл. 4.1.
Таблица 4.1. Средние значения пролетов и расстояний, м, между
фазами
Размер Номинальное напряжение линии, кВ
6—10 35 | по 220 330
Длина пролета 50—100 150—200 170—250 250-350 300—400
Габарит линии Расстояние между фазами при распо- ложении их на опо- 6-7 6—7 6—7 7—8 7,5—8
ре: треугольником 0,8-1,5 3—3,5 4,5—5 6—8 6—12,8
вертикально (бочкой) 0,8—1,5 3 3,2—3,6 6—7 6—7
горизонтально 0,8-1,5 3 4 7—7,8 8—9 tr
Токопроводы напряжением 6—35 кВ применяют для ма-
гистрального питания энергоемких потребителей промыш-
ленных предприятий с токами нагрузки 1500—6000 А при
длине передачи 1—2 км. Как правило, применяются двух-
цепные токопроводы. Одноцепные токопроводы применя-
§4-2
Канализация электрической энергии
203
Рис. 4.7. Жесткий симметричный то-
копровод на железобетонной опоре
ются редко. Токопроводы на-
пряжением до 1 кВ называют-
ся шинопроводами. Примене-
ние токопроводов вместо боль-
шого числа КЛ или ВЛ позво-
ляет повысить надежность
электроснабжения, упростить
эксплуатационное обслужива-
ние, обеспечить экономию ка-
бельной продукции, сократить
число ячеек в РП 6—10 кВ.
Учитывая значительное реак-
тивное сопротивление токопро-
водов, можно отказаться от ус-
тановки реактора на отходя-
щих линиях для уменьшения
токов КЗ. Схемы с магист-
ральными токопроводами при-
годны для потребителей любой
категории надежности электро-
снабжения. Токопроводы обладают большой перегрузочной
способностью по сравнению с КЛ и позволяют в ряде слу-
чаев упростить схему электроснабжения. Но вместе с тем
токопроводы имеют, как правило, большие потери мощно-
сти вследствие значительного индуктивного сопротивления
и потерь в крепящих и строительных конструкциях.
В зависимости от вида проводников токопроводы разде-
ляют на жесткие (при использовании жестких шин различ-
ного профиля и сечения) и гибкие (с использованием
проводов). Токопроводы с фазами, расположенными по вер-
тикали равностороннего треугольника, называют симметрич-
ными (фазы цепи имеют одинаковое активное и реактивное
сопротивления). Магистральные токопроводы можно рас-
сматривать как сборные шины источника питания (ГГ1П),
вынесенные за пределы РУ и проложенные до центров элек-
трических нагрузок.
В сетях 6—35 кВ промышленных предприятий получили
распространение токопроводы следующих исполнений:.
а) симметричный подвесной с жесткими шинами и опор-
204
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Таблица 4.2. Основные характеристики симметричного жесткого
Профиль шин Размеры пакета, мм Сечение пакета на фазу, мм* Индуктивное сопротивле. ние х0 сим- метричного токопровода. Ом/км, с изоляторами ИП1Д-10 и ОМЕ-20 Электричес- кое сопро- тивление при 20 °C, Ом/км, с ши- нами из алю- миниевого сплава АД31-Т1
Корытный 2(100X45x6) 2020 0,148 0,016
2(125x55x6,5) 2740 0,136 0,0118
2(150X65X7) 3370 0,126 0,0091
2(175X80X8) 4880 0,118 0,0067
Труба круглая 100X5 1500 0,17 0,0216
140X10 4080 0,158 0,0080
210X10 6200 . 0,135 0,0053
250x10 7500 0,125 0,0043
Двойное Т № 3(80X100) 3300 0,17 0,015
№ 4(120X150) 5240 0,162 0,01
№ 5(150X180) 6200 0,15 0,008
Примечания: 1. В числителе — данные для окрашенных шин, в знаме
ее стенок. 3. Коэффициент добавочных потерь 1,5—1,7.
ными изоляторами. Комплектуется такой токопровод из ти-
повых секций заводского изготовления, свариваемых при
монтаже, применяется в основном для открытой прокладки
(на опорах, на кронштейнах по стенам зданий, на эста-
кадах). В качестве шин используются швеллеры из алю-
миния марки А1 или алюминиевого сплава АД31-Т1, обычно
по два швеллера на фазу, или используется специальный
профиль «двойное Т».
На рис. 4.7 показана прокладка жесткого симметричного
токопровода б—10 кВ.
Основные характеристики симметричного жесткого то-
копровода из типовых секций приведены в табл. 4.2. Опоры
токопроводов устанавливаются через 12—18 м.
б) симметричный подвесной с жесткими шинами и под-
весными изоляторами (рис. 4.8). Основная отличительная
особенность этой конструкции по сравнению с предыдущей—
отсутствие продольной балки для подвески токопровода.
Конструкция токопровода самонесущая. Шины работают
как балки, закрепленные на опорах. Прочность шин обес-
§ 4.2
Канализация электрической энергии
205'
токопровода из типовых секций
Допустимый длительный ток по нагреву, А Потеря на- пряжения при полной загрузке и при cos ф =0,9, кВ/км Передаваемая мощность при полной загрузке, МВ«А, при напряжении Стоимость 1 км двух- цепного токо- провода, тыс. руб/км
6,3 кВ 10, кВ
3500 0,61 38 64 200
4640 0,72 50 84 260
5650 0,79 62 102 320
6430 0,83 70 116 350
2280 — 25 41 —
4350 — 48 79
6500 — 71 118
7500 — 85 142 —
4590/3920 — 50/43 83/71 —
6250/5350 — 68/58 113/97 —
7300/6150 — 79/67 132/111 —
нателе —для неокрашенных. 3. Для труб указаны
внешний диаметр и толщина
печивается применением высокопрочных алюминиево-маг-
ниевых сплавов. Расстояние между опорами 14—20 м.
Преимуществами самонесущего токопровода с подвес-
ными изоляторами перед токопроводом на опорных изоля-
торах являются: значительное сокращение изоляторов бла-
годаря высокой прочности подвесных изоляторов; снижение
стоимости строительной части, так как отпадает необходи-
мость прокладки продольной балки; снижение магнитных
потерь (коэффициента добавочных потерь) в связи с отсут-
ствием металлической продольной балки; облегчается экс-
плуатация токопровода благодаря меньшему количеству
изоляции на 1 км длины.
В настоящее время самонесущий токопровод нашел ши-
ройое применение для открытой прокладки. Разработан
й'йрименяется симметричный открытый самонесущий токо-
Дровод с трубами из высокопрочного алюминиевого сплава
марки АД31-Т1 или АД31-Т;
в) гибкие. Они применяются для передачи значительных
мощностей (100—200 МВ-А) при напряжении 6—35 кВ
206
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Рис. 4.8. Симметричный подвесной самонесущий то-
копровод с подвесными изоляторами на напряжение
соответственно на расстояние 1,5—3 км. Гибкий симметрич-
ный токопровод 6—10 кВ представляет собой двухцепную
ВЛ с расщепленными проводами (рис. 4.9). Каждая фаза
состоит из 4, 6, 8 или 10 проводов марки А600 (АКП600
для химически активных сред), располагаемых на поддер-
живающих зажимах. С помощью специальной системы под-
вески на изоляторах все три фазы размещаются по вер-
шинам треугольника и крепятся к опорам. Для предотвра-
щения схлестывания проводов в фазе и фаз между собой
в пролетах устанавливаются внутри- и междуфазные рас-
; порки.
§4.2
Канализация электрической энергии
207
У гибкого токопровода 35 кВ фазы состоят из трех про-
водов марки А600 и с помощью несущего стального троса
подвешены на изоляторах к опоре. Опоры гибких токопро-
водов устанавливаются через 50—100 м. Отпайки от токо-
проводов к потребителям выполняются шинами или неизо-
лированными проводами.
DOOS/
Рис. 4.9. Гибкие симметричные токопроводы на 10 кВ (а) и на 35 кВ (б)
Большой диаметр расщепления проводов гибких токо-
проводов (0,8 м) и специальная система подвески обусло-
вили значительное снижение индуктивного сопротивления
фаз токопровода, что определяет возможность передачи
электроэнергии на сравнительно большие расстояния по ус-
ловиям допустимой потери напряжения.
'Основные характеристики гибких токопроводов пред-
ставлены в табл. 4.3.
, . Электрический расчет токопроводов. Сечение фаз двухцепного то-
копррвода должно быть выбрано по экономической плотности тока
и проверено по длительному допустимому току в послеаварийном ре-
жиме, т. е. при передаче 100 % потребляемой (расчетной) мощности по
to
s
Таблица 4.3. Основные характеристики гибких симметричных токопроводов при максимальной плотности
тока (по нагреву) 1,7 «10е А/м2
Количество, марка Сечение проводов в фазе, мм2 Длитель- но допу- стимый ток. по нагреву, А Индук- тивное сопротив- ление х0 фазы, Ом/км Активное сопротив- ление rq фазы, Ом/км Потеря напряжения при предель- ной нагрузке и cos =0,9 кВ/км Передаваемая мощ- ность при полной нагрузке, МВ «А, при напряжении Диаметр расщеп- ления фазы, м Стоимость 1 км токопро- вода на ме- таллических опорах, тыс. руб.
6,3 кВ ЮЛ кВ
2ХА600 1174 2000 0,207 0,025 0,39 21,8 36,3 0,4 85
ЗХА600 1761 3000 0,174 0,0167 0,48 32,7 54,4 0,8 103,5
4ХА600 2348 4000 0,135 0,0125 0,49 43,6 72,5 0,8 118
5ХА600 2935 5000 0,127 0,01 0,56 54,5 90,7 0,8 140
6хА600 3522 6000 0,121 0,0083 0,63 65,4 109 0,8 163
7ХА600 4109 7000 0,118 0,0072 0,7 76,3 127 0,8 186,5
8ХА600 4696 8000 0,115 0,0063 0,78 87 145 0,8 210
9ХА600 5283 9000 0,113 0,0056 0,85 98 163 0,8 231,5
10ХА600 5870 10000 0,112 0,0005 0,93 109 182 0,8 253
11ХА600 6457 11000 0,111 0,0046 1 120 200 0,8 —
12ХА600 7044 12000 0,11 0,0042 1,08 131 218 0,8 —
Примечания: 1. Токопровод допускает присоединение к источникам питания при ударном токе трехфазного КЗ
до 400 кА. 2. Коэффициент добавочных потерь при выполнении внутрифазовой транспозиции проводов 1,025. 3. Индуктив-
ное сопротивление указано при расстоянии между центрами фаз одной цепи 170 см«
Внутризаводское электроснабжение Гл. 4
§4.2
Канализация электрической энергии
209
одной цепи токопровода. Наивыгоднейшее экономическое сечение для
жестких симметричных подвесных токопроводов, мм2» определяется по
упрощенной формуле:
Fe = 0,217//^, (4.1)
где / — максимальный ток нормального режима, А; сПот — стоимость
1 кВт максимальных годовых потерь, руб/(кВт«год)*
Для токопроводов из алюминиевых труб
F, = 0,269/(4.2)
Для гибких токопроводов с фазами, расщепленными на п алюминиевых
проводов сечением каждого провода 600 мм2,
F8 = 0,181//7^. (4.3)
Полученное экономическое сечение фазы проверяется по нагреву
в послеаварийном режиме при передаче всей мощности по одной цепи
так, чтобы
/ав^/д» (4.4)
где /ав — ток послеаварийного режима, А; /д —длительно допустимый
ток, А (табл. 4.2, 4.3).
Экономическое число проводов марки А600 для гибкого токопро-
вода
Пэ = //^/3400. (4.6)
Полученное экономическое число проводов в фазе округляется до
ближайшего целого числа с учетом того, что арматура гибкого токо-
провода позволяет подвешивать любое число проводов марки А600
в фазе.
Активное сопротивление токопроводов, Ом,
Кт = &д == Гд I, (4.6)
где Го *— активное сопротивление единицы длины токопровода (табл. 4.2
и 4.3), Ом/км; I — длина токопровода, км; kK — коэффициент добавоч-
ных потерь вследствие поверхностного эффекта, эффекта близости,
а также потерь на гистерезис и вихревые токи в расположенных вбли*
зи токопровода металлических элементах. Для симметричного подвес-
ного токопровода с опорными изоляторами, с шинами корытного
и трубчатого профилей 1,5, а с шинами профиля «двойное Т> £д«
1,8. Для симметричного токопровода на подвесных изоляторах, про-
кладываемого на открытом воздухе, с шинами трубчатого профиля
£д=1,1. При прокладке токопровода в галерее или туннеле из-за на-
14—110
210
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
личия металлического ограждения и металла в строительной части со-
оружения коэффициент добавочных потерь возрастает на 0,2—0,3.
Активное сопротивление расщепленной на N проводов фазы гиб-
кого токопровода, Ом,
/?т == А?д (4.7)
где го — сопротивление 1 км провода при постоянном токе, Ом/км.
Для провода А600: го=0,049 Ом/км.
Реактивное сопротивление токопровода, Ом/км:
при расположении осей фаз по вершинам равностороннего тре-
угольника
хт1 = хта = = 628 • IO-* in О/^г; (4.8)
при расположении осей фаз в одной вертикальной или горизонталь»
ной плоскости для крайних фаз
хт1 « хт5 = 628 • 10-4 (In + 0,346)? (4.8а)
для средней фазы Хг2 определяется по (4.8), где D — расстояние между
фазами, см; g —среднее геометрическое расстояние для сечения шины
или пакета шин, см (табл. 4.4).
Таблица 4.4. Средние геометрические расстояния для шин
различного исполнения
Сечение шин и
размеры
Формула
g = re*-0,25 « 0,78 г
г2 Г1 3 (г|— л,)
InS = InГ1— 2 -- In — +0,25
(г,— 4)2 rt r{ —
g*> 0,244 (6+c)
ln# = Ind —0,54
§4.2
Канализация электрической энергии
211
Потери напряжения в токопроводе определяют по 43.36) и (3.36а).
Расчет термической и электродинамической стойкости жестких
и гибких токопроводов приведен в [44, 46].
Потери активной мощности в трехфазном токопроводе ДР при рав-
номерной нагрузке фаз и равных сопротивлениях фаз, кВт,
ДР = 3/?/?т-10-^ (4.9)
Потери реактивной мощности AQ в трехфазном токопроводе при
тех же условиях, квар,
AQ = 3Z2xT-10~8, (4.10)
где х» — среднее значение индуктивного сопротивления фаз, Ом,
Более подробно токопроводы описаны в [44].
Пример 4.1. Определить потери мощности и напряжения в откры-
том гибком симметричном токопроводе напряжением 10 кВ, схема ко-
торого приведена на рис. 4.10. Токовые нагрузки каждого трансформа-
тора подстанций ТП1 и ТП2 и длины участков токопровода указаны
на рисунке. Коэффициент добавочных потерь kя—1,025, cos<p=0,9. Рас*
стояние между центрами фаз одной цепи £==150 см.
Рис, 4.10. Схема питания двух цеховых ТП с помощью токопроводов
Решение. По табл. 4.3 в качестве шин токопровода примем провод
ЗхАбОО с допустимым током /д=3000 А, диаметр провода d=3,34 см.
Активное сопротивление фазы токопровода определяется по (4.7):
для первого участка длиной Zt=300 м
/?т1 = 1,025-0,049-0,3/3 = 0,005 Ом;
14*
212
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
для второго участка длиной fe=300 м
"РТ2 = 1,025.0,049-0,3/3 = 0,005 Ом^
Индуктивное сопротивление токопровода определяется по {4.8) или
принимается по табл. 4.3 (хто=О,174 Ом/км):
для первого участка
хт! = хто^ = 0,174-0,3 = 0,0522 Ом;
для второго участка
хТ2 = 0,174.0,3 = 0,0522 Ом.
Потери активной мощности при нормальной работе двух цепей то-
копровода определяются по (4.9):
для первого участка
д Л Л ( 2300 \а
ДРТ1 =» 3 (—— j 0,005.10—8 « 19,9 кВт;
для второго участка
(1300 \2
~—1 0,005* 10—8 = 6,4 кВт.
Суммарные потери активной мощности в одной цепи токопровода:
ДРТ = ДРТ1 + ДРГ2 = 19,9 + 6,4 =26,3 кВт.
При выходе из строя одной цепи токопровода потери активной
мощности послеаварийного режима увеличатся вдвое
ДРТХ = 2*19,9 = 39,8 кВт;
ДРТ2 = 2-6,4 = 12,8 кВт;
ДРТ = 39,8+ 12,8 = 52,6 кВт.
Потери напряжения на участке токопровода в нормальном режиме
на втором участке определяются по аналогии (3.32):
AC/g «5 Jpg (Pti cos <р + Xrpi sin <р) =
^ном
= 1300 (0,005.0,9 + 0,0522-0,43) = 0,6%.
10000
Потери напряжения на втором участке по аналогии с (3 36)
bUi = 2300 (0,005-0,9 + 0,0522.0,43) + 0,6 = 1,67% <3%.
Полученные потери напряжения в токопроводе допустимы для пи-
тающих сетей предприятия.
§4.3
Схемы электрических сетей и подстанций
213
4.3. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
И ПОДСТАНЦИЙ С ВЫСШИМ НАПРЯЖЕНИЕМ
6—220 кВ НА ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ
Схема электроснабжения промышленного предприятия
показывает связь между ИП и потребителями электро-
энергии предприятия.
В соответствии с современными принципами построения
схем электроснабжения промышленных предприятий, рег-
ламентированными [19], схема должна удовлетворять сле-
дующим основным положениям: обеспечивать необходимую
надежность питания потребителей, быть простой и удобной
в эксплуатации за счет применения конструкций без сбор-
ных шин и выключателей на первичном напряжении
и с преимущественной установкой трансформаторов вблизи
ЭП; все элементы схемы должны находиться в работе
и иметь такие параметры, чтобы при аварийном выходе
из строя какого-либо основного элемента (линия, транс-
форматор) оставшиеся в работе могли принять на себя
полностью или частично нагрузку отключившегося эле-
мента с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном
режиме; учитывать перспективы развития предприятия для
обеспечения возможности подключения дополнительных
мощностей без коренной реконструкции сети, возможность
замены трансформаторов на более мощные в пределах
одной ТП, а также за счет строительства дополнительных
линий и ТП. Одновременно схема должна обеспечивать
надежную защиту и автоматическое восстановление пита-
ния потребителей с помощью средств автоматики, позво-
ляющих быстро осуществлять резервирование отдельных
элементов, обеспечивать возможность свободного проведе-
ния ремонтных и противоаварийных работ; иметь склад-
ской (централизованный) резервный трансформатор для
его использования на нескольких ТП при условии быстрой
его замены; обеспечивать наименьшие потери мощности
и электроэнергии в сети путем максимального приближе-
ния ИП высокого напряжения к установкам потребителей,
благодаря чему сводится к минимуму число ступеней про-
межуточной трансформации.
При построении схемы должно проводиться глубокое
секционирование шин на всех ступенях трансформации,
включая цеховые РП, раздельное питание нагрузок, позво-
214
•Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
ляющее снизить токи КЗ, выбрать облегченные конструк-
ции электрических аппаратов и упростить схемы релейной
защиты. Учитывая эти требования, схему электроснабже-
ния промышленного предприятия можно выполнить в не-
скольких вариантах, из которых следует выбрать оптималь-
ный с наименьшими затратами (§ 1.6). Основным услови-
ем сравнения вариантов схемы является их одинаковая на-
дежность электроснабжения потребителей промышленного
предприятия.
В современной практике электроснабжения промыш-
ленных предприятий осуществляется ступенчатый принцип
построения схем. Под ступенью электроснабжения понима-
ют узлы схемы электроснабжения, между которыми энер-
гия, получаемая от ИП, передается определенному числу
потребителей.
Схемы бывают многоступенчатыми и одноступенчаты-
ми. Многоступенчатыми схемы являются тогда, когда
в сеть последовательно включено несколько промежуточ-
ных РП одного напряжения, от которых получают питание
отдельные крупные ЭП или группа ЭП. Промежуточные
РП позволяют освободить шины ГПП с дорогостоящими
выключателями от большого количества мелких отходя-
щих линий. Частным случаем многоступенчатых схем яв-
ляются двухступенчатые схемы, которые желательно при-
менять на предприятиях с ударными нагрузками (электро-
печи, прокатные станы и др.). По возможности следует
при выборе схем стремиться к снижению числа ступеней
до двух-трех, так как это упрощает коммутацию, защиту
и автоматику сетей, снижает потери электроэнергии.
Одноступенчатые схемы применяют, главным образом,
на предприятиях малой мощности с небольшой территори-
ей. Эти же схемы можно применять и на предприятиях
средней мощности для питания концентрированных нагру-
зок, расположенных по разные стороны от центра питания
:<цп).
Рассмотрим основные схемы электроснабжения про-
мышленных предприятий при питании от районной энер-
госистемы. Питание от ЭС может быть подано: к одному
общему для всего предприятия приемному пункту (ГПП,
ЦРП, УРП), к двум и более приемным пунктам или по
схеме глубокого ввода воздушной или кабельной линией.
Схемы с установкой ГПП, получающей питание от
§4.3
Схемы электрических сетей и подстанций
215
двух независимых ИП по двухцепной линии, применяются
для нагрузок любой категории на предприятиях малой
и средней мощности при относительно компактном распо-
ложении ЭП. С помощью трансформаторов ГПП напряже-
ние сетей энергосистемы 35—220 кВ трансформируется
в напряжение распределительной сети 10 или 6 кВ. При-
мером такого варианта схемы может служить схема элект-
роснабжения предприятия 1 на рис. 1.1. Это—радиальная
двухступенчатая схема, первой ступенью которой являются
шины РУ 6—10 кВ ГПП, питающие цеховые ТПЗ и ТП4.
Второй ступенью являются шины 6—10 кВ РП1, от кото-
рых получают питание цеховые ТП1 и ТП2. (Одновремен-
но источником электроснабжения нагрузок предприятия 1
является собственная промышленная электростанция типа
ТЭЦ).
При близком расположении ИП (3—5 км), когда на-
пряжение питающих линий одинаково с напряжением
внутризаводской распределительной сети, прием электро-
энергии может быть произведен непосредственно на ЦРП,
от которого будет осуществляться электроснабжение по-
требителей предприятия. На предприятиях малой мощно-
сти прием электроэнергии может производиться на одной
ТП, совмещенной с РП предприятия.
Если мощность предприятия велика, а ИП удален, то
возможен прием электроэнергии на УРП с первичным
напряжением 110—330 кВ (иногда с частичной трансфор-
мацией) для дальнейшего распределения энергии между
подстанциями глубокого ввода (ПГВ) напряжением ПО—•
220/10 кВ. На рис. 1.1 предприятия 2 и 3 получают питание
от УРП. Дальнейшее распределение электроэнергии на
предприятии 3 осуществляется по схеме глубокого ввода
от магистрального токопровода напряжением 35 кВ.
Схемы подачи питания к двум и более приемным пунк-
там применяются при наличии на крупном энергоемком
предприятии двух и более мощных и обособленных групп
потребителей; при преобладании нагрузок I категории; при
развитии предприятия несколькими очередями; когда для
питания нагрузок второй очереди целесообразно сооруже-
ние дополнительного приемного пункта электроэнергии.
Схемы глубокого ввода применяются на крупных
и средних предприятиях для непосредственного подключе-
ния к магистрали глубокого ввода подстанций глубокого
216
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
ввода или цеховых ТП без сооружения крупных промежу-
точных узлов ГПП, ЦРП (предприятия 2 и 3 на рис. 1.1).
Две линии ПО кВ без промежуточной трансформации
входят на территорию предприятия 2. Понижающие транс-
форматоры цеховых ТП8 и ТП9 устанавливаются у зданий
или внутри цехов и подключены к РУ 6—10 кВ ПГВ ра-
диальными или магистральными линиями 6—10 кВ. Од-
нотрансформаторные цеховые ТП10—ТП12 подключены
к тоцопроводу 6—10 кВ.
Предприятие 3 также получает питание по схеме глу-
бокого ввода по двухцепной транзитной линии напряже-
нием 35 кВ. В этой схеме при повреждении любой питаю-
щей линии электроснабжение потребителей надежно обес-
печивается от второй линии автоматическим перебросом
нагрузок на секцию шин низшего напряжения оставшегося
в работе трансформатора цеховых ТП5 и ТП6.
При построении электрических сетей 6—220 кВ про-
мышленных предприятий в зависимости от категории, мощ-
ности и расположения нагрузок применяются радиальная
и магистральная схемы распределения энергии. Часто обе
схемы используются одновременно, дополняя друг друга.
Под радиальной схемой подразумевается такая, при ко-
торой от ИП (районной энергосистемы или промышленной
ТЭЦ) линии электрической сети выполняются независи-
мыми друг от друга и без ответвлений по пути следования.
Радиальные схемы обладают большой гибкостью, удобст-
вом эксплуатации и, как правило, строятся по ступенчато-
му принципу.
На рис. 4.11 приведена двухступенчатая радиальная
схема с промежуточными РП, на которых установлена ос-
новная коммутационная аппаратура. Питание цеховых
двухтрансформаторных подстанций ТП1, ТП4 осуществля-
ется от разных секций РУ 10 кВ отдельными линиями для
каждого трансформатора. Каждая линия и трансформатор
должны быть рассчитаны на покрытие всех нагрузок I и II
категорий данной ТП при послеаварийном режиме. Вза-
имное резервирование в объеме 15—30 % на однотранс-
форматорных ТП осуществляется при помощи перемычек
вторичного напряжения (ТП2, ТПЗ).
Магистральной схемой называется такая схема, при ко-
торой питание нескольких ТП осуществляется ответвле-
ниями от одной или двух проходящих рядом параллельных
§4.3
Схемы алектрических сетей и подстанций
217
Рис. 4.11. Двухступенчатая радиальная схема электроснабжения
предприятия с промежуточными РП 10 кВ
линий (одиночных или двойных магистралей). Такие схемы
применяют при одностороннем от ИП расположении элект-
рических нагрузок. При магистральных схемах уменьша-
ется число коммутационных аппаратов, а следовательно,
и капитальные вложения в строительство сетей, они более
удобны при выполнении резервирования цеховых ТП от
второго ИП.
Разновидностями магистральных схем являются схемы
с одиночными (рис. 4.12, а) и с двойными (рис. 4.12,6) ма-
гистралями. Одиночные магистрали без резервирования
218
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Рис. 4.12. Одиночные и двойные ма-
гистральные схемы с односторонним
питанием
условиям технологического
обладают меныпей надежно-
стью, так как повреждение ма-
гистрали ведет к отключению
всех питающихся от нее по-
требителей. Допускаются оди-
ночные магистрали в виде воз-
душных и кабельных линий в
тех случаях, когда категория
ЭП (в основном III) позво-
ляет иметь перерыв питания
на время, необходимое для
восстановления поврежденного
участка магистрали. Одиноч-
ные магистрали могут при-
меняться для питания нагру-
зок складов и других неответ-
ственных потребителей, а так-
же в тех случаях, когда по
процесса отключение одного
крупного ЭП вызывает необходимость отключения всех
остальных ЭП данной магистрали.
Схемы с двойными магистралями пригодны для любой
категории нагрузок и главным образом применяются для
питания двухтрансформаторных подстанций без сборных
шин высокого напряжения. Каждый трансформатор такой
ТП получает питание от одной из двух магистралей. Сек-
ции шин РП или трансформаторы цеховых ТП в нормаль-
ном режиме работают раздельно, а в случае повреждения
одной магистрали с помощью устройств автоматики пере-
ключаются на оставшуюся в работе магистраль. Близко
расположенные однотрансформаторные подстанции долж-
ны иметь ответвления от двух разных магистралей. Схе-
мы, приведенные на рис. 4.12, со стороны первичного на-
пряжения являются блочными. На вторичном напряжении
сооружаются РУ НН 0,4—0,69 кВ. Число трансформато-
ров, получающих питание от одной магистрали 10 кВ,
ориентировочно принимается два-три при мощности цехо-
§4.3
Схемы электрических сетей и подстанций
219
вых трансформаторов 2500—1000 кВ-А и четыре-пять —
при мощности 630—250 кВ-А.
Число подстанций, присоединяемых к магистральным
линиям 35—220 кВ, выбирается исходя из экономических
соображений, требуемой степени надежности, действия
релейной защиты, а также с учетом характера питаемых
потребителей. Не рекомендуется присоединять к одной
линии более трех-четырех подстанций при мощности
трансформаторов до 25 МВ-А и более двух-трех подстан-
ций с трансформаторами большей мощности.
При передаче больших потоков электроэнергии кабель-
ные магистрали очень громоздки, трудно выполнимы, не-
экономичны и требуют больших затрат дефицитных мате-
риалов. Поэтому на крупных энергоемких предприятиях
в настоящее время широко применяют магистральные схе-
мы, выполненные токопроводами 6—35 кВ, проходящими
через зоны размещения основных электрических нагрузок.
На ответвлениях от токопроводов к РП часто приходится
устанавливать реакторы для ограничения мощностей КЗ
(гл. 7) до значений, соответствующих параметрам отклю-
чения выключателей 6—10 кВ, выпускаемых электротех-
нической промышленностью с мощностью отключения
350—500 МВ-А (§ 4.5).
Магистральные схемы позволяют наиболее экономично
осуществлять принцип разукрупнения подстанций по си-
стеме глубокого ввода. Создание схем глубоких вйодов
было вызвано стремлением уменьшить длину линий вто-
ричного напряжения, приблизив сети 35—220 кВ к цехам
с мощными ЭП. При глубоком вводе линии напряжением
35—220 кВ, проходящие по территории предприятия, име-
ют ответвления к наиболее крупным пунктам потребления
электроэнергии. Внешняя питающая сеть одновременно
является и распределительной сетью первой ступени на-
пряжением 35—220 кВ. При глубоких вводах достигается
экономия капитальных вложений примерно на 20—25 %
и снижаются потери электроэнергии до 10 % по сравне-
нию с другими видами схем электроснабжения промыш-
ленных предприятий. Схема глубокого ввода не требует про-
межуточных РП, необходимых при радиальном питании
от ГПП. Функции РП выполняют РУ вторичнрго напря-
жения 6—10 кВ разукрупненных подстанций 35—220 кВ.
При этом число ступеней трансформации сокращается.
220
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Повышается надежность электроснабжения, уменьшаются
токи КЗ; облегчается задача регулирования уровней на-
пряжения, упрощается дальнейшее развитие схемы элект-
роснабжения, так как разукрупнение подстанций облегча-
ет строительство предприятия в несколько очередей. По
надежности схемы глубокого ввода пригодны для ЭП лю-
бой категории.
Рве. 4.13. Схемы электроснабжения по системе глубокого ввода НО—
220 кВ
Схемы глубокого ввода целесообразны на крупных
предприятиях металлургической, целлюлозно-бумажной
и других отраслей промышленности, где имеются мощные
ЭП. При наличии схем глубоких вводов развитие электро-
снабжения предприятий решается в большинстве случаев
путем сооружения новых подстанций в центрах вновь воз-
никающих нагрузок, а не путем наращивания мощности
уже имеющихся подстанций. На рис. 4.13 показана схема
глубокого ввода ВЛ НО—220 кВ от УРП с ответвлениями
к ПГВ ПО—220/6—10 кВ без устройства РП ПО—220 кВ.
От шин РУ 6—10 кВ ПГВ получают питание цеховые ТП
6—10/0,4—0,69 кВ.
Схемы ТП и РП. Трансформаторные подстанции явля-
§4.8
Схемы электрических сетей и подстанций
221
ются одним из основных элементов СЭС. Они служат для
приема, преобразования и распределения электроэнергии.
Подстанции и распределительные пункты классифици-
руются: по назначению: УРП, ГПП, ПГВ, ТП, ПП, ЦРП,
РП; по конструктивному выполнению: открытые (с обо-
рудованием для наружной установки) и закрытые (с обо-
рудованием для установки в помещениях); по количеству
fl-
^7?"
a-
k'
ч / | Отделение
/ | термообработки
Рис. 4.14. Пример размещения цеховых КТП в трехпролетном цехе
j Машинный
зал
трансформаторов: одно- и двух-трансформаторная; по рас-
положению на территории предприятия.
Цеховые ТП 6—10/0,4—0,69 кВ делятся на: внутрице-
ховые, пристроенные, встроенные:
внутрицеховые ТП располагаются внутри производст-
венных зданий .(открыто или в отдельных помещениях)
крупных цехов металлообрабатывающих, деревообраба-
тывающих и других производств, в насосных, котельных,
компрессорных станциях (рис. 4.14, поз. /). Внутрицеховые
ТП применяют в многопролетных цехах большой ширины
с расположением их преимущественно у колонн или возле
222
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
закрытых внутрицеховых помещений вне зоны, обслужи-
ваемой кранами. В некоторых случаях для размещения
внутрицеховых ТП в цехах выделяются специальные про-
леты;
пристроенные ТП (рис. 4.14, поз. 2) — это подстанции,
примыкающие непосредственно к стенам основного про-
изводственного здания. Такие ТП целесообразны при недо-
пустимости применения внутрицеховых ТП по условиям
загрязненности воздуха рабочей зоны, а также в том слу-
чае, когда значительная часть нагрузок, получающих пи-
тание от такой ТП, расположена за пределами цеха;
встроенные ТП—это закрытые ТП, вписанные в контур
основного здания (рис. 4.14, поз. 4) или примыкающие
к его стенам с внутренней стороны цеха (рис. 4.14, поз. 3).
Такая установка ТП позволяет выкатывать трансформато-
ры из камеры прямо за пределы цеха и обходиться есте-
ственной, а не принудительной вентиляцией.
отдельно стоящие ТП — это ТП, расположенные от-
дельно от здания цеха. Такие ТП применяются, когда по
условиям технологического процесса невозможно размеще-
ние встроенных ТП, а установка пристроенных ТП неце-
лесообразна по архитектурным или другим причинам. Как
правило, отдельно стоящие ТП применяются на предприя-
тиях малой мощности, на которых сооружение небольших
по мощности цеховых ТП экономически и технически не
оправдано.
При сооружении подстанций промышленных предприя-
тий в настоящее время широкое применение имеют КТП,
схемные и конструктивные решения которых описаны
в § 4.4.
В состав схем некоторых подстанций промышленных
предприятий входят схемы распределительных устройств
(РУ) высокого или низкого напряжения. Распределитель-
ным устройством называется электроустановка, предназна-
ченная для приема и распределения энергии на одном на-
пряжении подстанции, содержащая коммутационные ап-
параты, сборные и соединительные шины, устройства
измерения, защиты и автоматики, а также вспомогательные
устройства (аккумуляторы, компрессоры и т.п.). Если РУ
расположено внутри помещения подстанции, то оно назы-
вается закрытым (ЗРУ), если РУ расположено на откры-
том воздухе, то открытым (ОРУ).
§4.3
Схемы электрических сетей и подстанций
223
Комплектным распределительным устройством (КРУ)
называется распределительное устройство, состоящее из
полностью или частично закрытых шкафов или блоков,
поставляемое в полностью или частично собранном и под-
готовленном для сборки виде.
Когда по схемным решениям подстанций сооружение
РУ 6—220 кВ необходимо, применяют типовые схемы РУ,
выбор которых зависит от числа присоединений. На рис.
4.15 показаны типовые схемы РУ, в которых используются
одна или две системы (секции) шин, иногда с обходной
системой шин (о. с. ш.). Обходная система шин применя-
ется при пяти присоединениях (ВЛ или КЛ) 110—220 кВ.
Служит о. с.ш. для замены обходным выключателем лю-
бого линейного выключателя при его отказе или выводе
в ремонт.
В настоящее время на всех ступенях электроснабже-
ния промышленных предприятий широкое распростране-
ние получили более простые (блочные) схемы подстанций.
В блочных схемах нет сборных шин (РУ) высшего
напряжения (в некоторых случаях и шин низшего напряже-
ния, как в схеме БТМ) и вместо дорогостоящих выключа-
телей для подключения нагрузок используются более про-
стые электрические аппараты (разъединители, предохра-
нители, короткозамыкатели, отделители и др.) или даже
«глухие» (без коммутационных аппаратов) присоединения.
Использование отделителей в качестве коммутационного
аппарата с соблюдением определенных требований техни-
ки безопасности при оперировании с ними целесообразно,
когда от одной линии ответвлениями питается несколько
подстанций. Для передачи сигнала на питающий конец
линии, где есть выключатель, может применяться импульс
или ток КЗ, создаваемый короткозамыкателем при по-
вреждениях в трансформаторе.
Существуют следующие блочные схемы подстанций:
линия 35—220 кВ — трансформатор ГПП или ПГВ (рис.
4.16,а,б); линия 35—220 кВ — трансформатор ГПП — то-
копровод 6—10 кВ в том случае, когда вся электроэнергия
от подстанции распределяется по токопроводам на вторич-
ном напряжении (рис. 4.17); линия 6—10 кВ — трансфор-
матор цеховой ТП (рис. 4,12,а, б); линия 6—10 кВ —
трансформатор цеховой ТП — шинопровод 0,4—0,69 кВ—
схема БТМ. (см. рис. 3.2).
224
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Рис. 4.15. Некоторые типовые схемы РУ 6—220 кВ:
а —с одиночной секционированной системой шин 6—110 кВ; б — четырехугольник
220 кВ; в —с одиночной секционированной и обходной системами шин для не-
большого (до шести) числа присоединений; г —с двумя несекционированными
системами шин и обходной системой шин для числа присоединений более пяти
§4.3
Схемы электрических сетей и подстанций
225
Блочные схемы подстанций являются наиболее рацио-
нальными и экономичными схемами в СЭС промышлен-
ных предприятий. Трансформаторные подстанции со сбор-
ными шинами (с РУ ВН и РУ НН) устанавливаются в тех
случаях, когда невозможно применение блочных схем.
На рис. 4.18 приведена в качестве примера полная схе-
ма типовой двухтрансформаторной подстанции 110/6—
10 кВ, подключаемой к питающим линиям 110 кВ с по-
мощью короткозамыкателей и отделителей. При повреж-
дении трансформатора релейная защита воздействует на
Рис. 4.16. Некоторые типовые блочные схемы РУ 35—220 кВ трансфор-
маторных подстанций:
а —два блока трансформаторов с перемычкой со стороны питания^ б— то же
при наличии мостика с выключателем в перемычке
короткозамыкатель, происходит искусственное короткое
замыкание, что приводит к отключению головного участка
линии, снабженного устройством автоматического повтор-
ного включения (АПВ). При «бестоковой» паузе АПВ про-
исходит отключение отделителей ОД поврежденного
трансформатора. После отключения отделителем повреж-
денного трансформатора устройство АПВ, имеющее необ-
ходимую выдержку времени, вновь автоматически вклю-
чает линию, и тем самым восстанавливается питание не-
поврежденного трансформатора. На схеме трансформаторы
110/6—10 кВ имеют расщепленные обмотки 6—10 кВ для
уменьшения токов КЗ. Трансформаторы собственных нужд
мощностью 63 кВ-А для питания силовой и осветительной
нагрузок подстанции присоединены к выводам вторичного
напряжения трансформаторов отпайкой. Большая гибкость
15—110
226
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Рис. 4.17. Схема блока ВЛ 110—220 кВ — трансформатор 110—220/
6—10 кВ — токопровод 6—10 кВ:
ГУ—-трансформатор напряжения; ТСН — трансформатор собственных нужд
схемы достигается установкой на стороне ПО кВ пере-
мычки-«мостика», с помощью которой можно подключать
любой трансформатор к любой линии при выходе из рабо-
ты другого трансформатора или линии.
Секционные выключатели РУ 6—10 кВ позволяют
в случае аварии на трансформаторе резервировать две
§ 4.3 Схемы электрических сетей и подстанций
НТМИ-10^66
Рис. 4.18. Принципиальная схема типовой двухтрансформаторной под-
станции 110/6—6; 10—10 кВ
секции распределительного устройства и переводить всю
нагрузку подстанции на оставшийся в работе трансформа-
тор.
15*
228
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
4.4. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ
ТРАСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ
И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ПУНКТОВ.
КАРТОГРАММА НАГРУЗОК
Конструктивное выполнение трансформаторных под-
станций и распределительных пунктов определяется их
главной схемой.
На промышленных предприятиях наибольшее примене-
ние имеют двухобмоточные трансформаторы. Трехобмо-
точные трансформаторы 110—220/35/6—10 кВ применяют-
ся на ГПП сравнительно редко при наличии удаленных по?
требителей средней мощности напряжением 35 кВ, отно-
сящихся к данному предприятию или району.
Конструкция подстанции, как правило, состоит из трех
основных узлов: РУ первичного напряжения, содержаще-
го сборные и соединительные шины, аппараты присоеди-
нений и защиты; камер трансформаторов; РУ вторичного
напряжения. Взаимное расположение узлов подстанций
следует выполнять таким образом, чтобы длина ошиновки
и кабелей была минимальной.
В настоящее время в цехах промышленных предприя-
тий наибольшее распространение имеют комплектные
трансформаторные подстанции КТП 6—10/0,4—0,69 кВ.
КТП состоит из РУ или вводного устройства первичного
напряжения, одного или двух силовых трансформаторов
и РУ НН (по схеме БТМ в цеховых КТП РУ НН не пре-
дусматривается). Комплектные трансформаторные подстан-
ции изготовляются для внутренней (КТП) и наружной
установки (КТПН). Комплектные трансформаторные под-
станции для ГПП и ПГВ выполняют с трансформаторами
мощностью 4—40 MB-А на напряжение 35—220/6—10 кВ.
Для внутрицеховых КТП с напряжением 6—10/0,4—
0,69 кВ применяются трансформаторы мощностью 160—
2500 кВ-А.
На рис. 4.19 приведена конструкция и схема одно-
трансформаторной внутрицеховой КТП с масляным транс-
форматором напряжением 6—10/0,4 кВ.
Технические данные некоторых видов КТП приведены
в табл. 4.5.
В сетях 35—110 кВ применяют унифицированные комп-
Таблица 4.5. Технические данные некоторых видов КТП 6—10 кВ общепромышленного назначения
Тип Мощность трансформа- тора» кВ-А Тип трансформатора* Комплектующее оборудование
Шкафы ВН Шкафы НН
КТП 250/6 и КТП 250/10 2КТП 250/6 и 2КТП 250/10 КТП 400/6 и КТП 400/10 2КТП 400/6 и 2КТП 400/10 250 2X250 400 2X400 ТМФ-250/10 ТМФ-250/10 ТМФ-400/10 ТМФ-400/10 •-ч ВВ-1 ~~ ВВ-1 КРН-5 КРН-5
КТП 63076 и КТП 630/10 2КТП 630/6 и 2КТП 630/10 КТПМ 630/6 и КТПМ 630/10 2КТПН 630/6 и 2КТПН 630/10 КТП-630 630 2x630 630 2X630 630 ТМФ-630/10 TM3-630/10 ВВ-4 ВВ-2 КРН-6 КРН-8 КРН-9 КН-2
2КТП-630 КТП-1000 2КТП-1000 2X630 1000 2X1000 TC3-630/10 ТМЗ-1000/10 ТСЗ-1000/10 ВВ-2 или ВВ-3 ВВ-2 или ВВ-3 ВВ-2 или ВВ-3 КН-2, КН-3, КН-4 КН-2, КН-3; КН-4 КН-5, КН-6, КН-17, КН-20
КТПМ-1000 2КТПМ-1000 КТПМ-1600 2КТПМ-1600 КТПУ-1600 1000 2X1000 1600 2X1600 1600 ТСЗ-1000/10 ТСЗ-1000/10 ТСЗ-1600/10 ТСЗ-1600/10 ТМЗ-1600/10 ШВВ-3 или с глу- хим вводом ШНВ-1М ШНЛ-1М ШНС-1М ШНВ-2М ШН-9
* Для КТП с высшим напряжением 6 нВ принимается трансформатор с соответствующим напряжением первичной об-
мотки.
Примечания: 1. Блок ввода высокого напряжения выполняется трех типов: ВВ-1 с глухим присоединением ка-
беля; ВВ-2 с присоединением кабеля через разъединитель; ВВ-3 с присоединением кабеля через разъединитель и предо-
хранитель. 2. Буквы М и У в обозначении типов КТП соответственно обозначают модернизированная и унифицированная.
§ 4.4 Конструктивное выполнение трансформаторных п/ст.
230
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
лектные подстанции блочного типа КТПБ для наружной
установки на напряжения 35/6—10 кВ и 110/6—10 кВ.
На рис. 4.20 представлена конструкция подстанции
КТПБ напряжением 110/6—10 кВ, предназначенная для
установки трансформаторов мощностью 10—40 МВ "А,
схема которой была приведена на рис. 4.18. ОРУ подстан-
ции состоит из шести блоков. Подстанции КТПБ имеют
также исполнение без перемычки между питающими ли-
Рис.4.19. Конструкция (а) и схема (б) КТП с одним трансформатором:
/ — шкаф ввода ВН; 3 — трансформатор; 3 —закрытый токопровод 6—10 кВ;
4 —то же 0,4—0,69 кВ; 5 —вводной шкаф НН; 6 — шкаф отходящих линий НН
ниями (поз. 3 на рис. 4.20), при этом сокращается площадь
подстанции и ее легче разместить на территории предприя-
тия. В РУ 6—10 кВ приняты комплектные камеры типа
КРУН наружной установки. Соединения выводов вторич-
ного напряжения трансформаторов с ячейками КРУН-10
выполняются закрытыми комплектными токопроводами.
Электротехнической промышленностью выпускаются
комплектные ячейки РУ 110 кВ блочного типа (КРУБ-
110), конструкция которых основана на применении жест-
кой ошиновки при отказе от сооружения порталов. Кроме
§ 4.4 Конструктивное выполнение трансформаторных п!ст. 231
Рис. 4.20. Унифицированная подстанция КТПБ с трансформаторами
мощностью 10—40 МВ»А напряжением 110/6—10 кВ:
а — разрез; б —план; / — конденсатор связи и высокочастотный заградитель;
2 — линейный разъединитель: 3 — разъединители в перемычке; 4 — отделитель в
перемычке; 5 — отделитель; 6 — короткозамыкатель; 7 — КРУН 6—10 кВ; 8 — си-
ловой трансформатор; 9 — шины; 10 — кабельные лотки; 11 — гибкие провода;
/2 —место для молниеотвода; 13 — инвентарный шкаф; /4 —ограда
того, для сокращения времени монтажа в 4—5 раз и пло-
щади подстанции в 7—30 раз на стесненной территории
предприятия можно применять комплектные ячейки РУ
110—220 кВ типа КРУЭ с элегазовой изоляцией. Камеры
232
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
типа КРУЭ применяются для особо ответственных потре-
бителей.
>—Все оборудование ОРУ НО кВ: разъединители, выклю-
чатели, трансформаторы тока и напряжения, отделители,
короткозамыкатели, разрядники, изоляторы — устанавли-
ваются на железобетонных стойках. Силовой трансформа-
тор устанавливается на фундаменте, шкафы КРУН при-
вариваются к металлической раме. Прокладка кабелей
осуществляется в кабельных лотках.
Питание комплектной трансформаторной подстанции
может производиться отпайками как от проходящей двух-
цепной линии, так и от двух радиальных линий.
Распредустройство 6—10 кВ принято с одной системой
шин, разделенной на четыре секции.. На рис. 4.20 показано
РУ 6—10 кВ, состоящее из камер КРУН типа К-13. Если
на подстанции применить ЗРУ 6—10 кВ из камер внутрен-
ней установки, то такое ЗРУ можно встроить в производ-
ственный корпус без нарушения общей компоновки под-
станции ПО кВ.
На рис. 4.21 показано размещение цеховой КТП 6—10/
0,4—0,69 кВ внутри производственного помещения. КТП
имеет схему БТМ. От магистрального шинопровода 2 по-
лучают питание распределительные шинопроводы 3, к ко-
торым присоединяются потребители цеха.
ХТТри невозможности размещения ТП внутри цехов у на-
ружной стены (взрывоопасное производство, соображения
производственного характера, питание от одной ТП нагру-
зок нескольких разных цехов) применяются отдельно стоя-
щие подстанции с одним или двумя трансформаторами.
На рис. 4.22 приведена отдельно стоящая ТП с кабельными
вводами и двумя трансформаторами мощностью по
630 кВ-А каждый. Подстанция имеет ЗРУ 6—10 кВ (поз.
6) с шестью камерами КСО-366 (поз 2), РУ НН (щит)
одностороннего обслуживания размещено в отдельном по-
мещении 3, батарея конденсаторов — в помещении 4, ка-
бель 6—10 кВ (поз. 5).
г Камера трансформатора имеет естественную вентиля-
цию через верхние и нижние проемы с жалюзи. Трансфор-
маторы устанавливают в камере так, чтобы без снятия
напряжения обеспечивалось удобное и безопасное наблю-
дение за уровнем масла в маслоуказателе, а также доступ
к газовому реле. В камерах трансформаторов могут быть
§ 4.4 Конструктивное выполнение трансформаторных п/ст.
233
Рис. 4.21. Размещение КТП внутри цеха:
/ — трансформатор; 2 — магистральный шинопровод; 3 — распределительный ши-
нопровод; 4 — ответвительная коробка; 5 — ввод 6—10 кВ; 6 — шкаф 0.4 кВ
установлены предохранители, разъединители, выключатели
нагрузки, привод которых следует размещать у двери. В по-
мещении РУ 6—20 кВ установлены камеры КСО. Распред-
устройство НН 0,4—0,69 кВ комплектуется из типовых па-
нелей ЩО-70м, установленных над кабельным каналом и
соединенных с трансформаторами шинами. I
На подстанциях применяются как ОРУ, так и ЗРУ. |
Сооружение ОРУ уменьшает объем строительных работ и,
следовательно, стоимость и срок установки распредуст-
ройства. Однако обслуживание ОРУ менее удобно, чем
ЗРУ, так как переключения и наблюдения за аппаратами
должны производиться на улице при любой погоде. Кроме
того, для наружной установки требуется более дорогое
электрооборудование. Опорные конструкции ОРУ чаще
всего железобетонные или металлические. Соединения
234
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Рис. 4.22. Устройство отдельно стоящей подстанции 6—10/0,4—0,69 кВ:
/ — трансформатор 1000 кВ*А; 2 — шкаф ввода 6—10 кВ; 3 —РУНН; 4 —помеще-
ние для конденсаторов; 5 — кабель 6—10 кВ в трубе; б —РП 6—10 кВ
электрических аппаратов между собой в ОРУ выполняют-
ся, как правило, гибким проводом, который при помощи
гирлянд изоляторов крепится к опорам.
Закрытое РУ 6—10 кВ с воздушными и кабельными
отходящими линиями выполняется из комплектных ячеек
заводского изготовления для внутренней установки типов
КСО, КРУ; ОРУ 6—10 кВ комплектуются ячейками на-
ружной установки типа КРУН.
Ячейки типа КСО следует применять для потребителей
II и III категорий электроснабжения, а типа КРУ, КРУН,
КРУЭ — для более высоких категорий — I и особой
(§ 1.2). Ячейки типа КСО предназначены для стационар-
§ 4.4 Конструктивное выполнение трансформаторных п/ст. 235
ной установки электрооборудования одностороннего обслу-
живания.
Масляный выключатель в ячейках типов КРУ и КРУН
расположен на выкатной тележке; при этом роль шинных
и линейных разъединителей выполняют втычные контакты.
Выкатывать и вкатывать тележку можно только при от-
ключенном положении выключателя. При выкатывании
тележки из шкафа автоматически металлическими штор-
ками закрываются отсеки шинного и линейного неподвиж-
ных контактов. Таким образом исключается случайное при-
косновение к токоведущим частям, оставшимся под напря-
жением. На выкатных тележках в ячейках типа КРУ
монтируются также трансформаторы напряжения и раз-
рядники, силовые предохранители, разъединители и транс-
форматоры собственных нужд подстанций мощностью до
63 кВ «А. Камеры КРУ бывают одностороннего и двусто-
роннего обслуживания.
"На рис. 4.23 изображен шкаф КРУ серии К-ХП с вы-
ключателем ВМП-10К и приводом ПЭ-11, расположенным
на выкатной тележке 9. В верхней и нижней части тележ-
ки расположены втычные контакты 15. Когда тележка на-
ходится вне корпуса шкафа, обеспечивается удобный до-
ступ к выключателю и приводу для ремонта. На метал-
лической конструкции приборного шкафа 5 размещены
приборы измерения, ключи управления и аппаратура сиг-
нализации. Цепи вторичных соединений тележки и ре-
лейного блока 6 соединяются гибким шлангом с много-
контактным штепсельным разъемом. Такое соединение
позволяет быстро заменить в случае необходимости одну
тележку другой.
Комплектные распределительные устройства напряже-
нием 6—35 кВ подробно рассмотрены в [14, 36, 43].
Картограмма нагрузок. Для построения рациональной СЭС про-
мышленного предприятия важное значение имеет правильное разме-
щение трансформаторных подстанций. Подстанции всех мощностей, на-
пряжения и тока должны быть максимально приближены к центрам
подключенных к ним нагрузок (ЦЭН). Это обеспечивает наилучшие тех-
нико-экономические показатели СЭС по расходу электроэнергии и дефи-
цитных проводниковых материалов, т. е. минимум приведенных затрат
(§1.6). При проектировании СЭС предприятий различных отраслей про.
>236
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Рис. 4.23. Шкаф КРУ серии К-ХП 6—10 кВ:
/ — отсек тележки; 2 — отсек кабельной сборки и трансформатора тока; 3 — от-
сек шинного разъединяющего контакта; 4 — отсек сборных шин; 5 — приборный
шкаф; 6 —блок релейной защиты; 7 —рама для установки счетчиков; Я —разъ-
ем вторичных цепей; 9 —тележка; 10 — выключатель ВМП-10К с приводом ПЭ-И;
11 — смотровое окно; 12 — трансформатор тока защиты от замыканий на землю;
13 — трансформатор тока силовых цепей; 14 — заземляющий разъединитель; /S’ —
втычные контакты
мышленности разрабатывается генеральный план объекта, на который
наносятся все производственные цехи и отдельные крупные ЭП, распо-
ложенные на территории предприятия. На генеральном плане указы-
ваются расчетные мощности цехов и всего предприятия. Для того что-
бы найти наиболее выгодный вариант расположения понижающих под-
станций и источников питания, составляют картограмму нагрузок.
Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генпла-
не площади, ограниченные кругами, которые в выбранном масштабе со-
§ 44 Конструктивное выполнение трансформаторных п/ст.
237
ответствуют расчетным нагрузкам цехов. Центр каждого круга цеха
должен совпадать с центром нагрузок этого цеха.
ЦЭН предприятия (цеха) является символическим центром потреб-
ления электроэнергии предприятием (цехом). Картограмма нагрузок
позволяет установить наиболее выгодное месторасположение распреде-
лительных или цеховых ТП и максимально сократить протяженность
распределительных сетей.
Рис. 4.24. Картограмма электрических нагрузок к примеру 4.2
Расчетная максимальная нагрузка i-ro цеха Рг, кВт,
P/ = nrf/n, (4. И)
где т —масштаб для определения площади круга; /ч —радиус круга,
равный
rt<=v Pi/nm. (4.12)
На рис. 4.24 представлена в качестве примера картограмма нагрузок
среднего по мощности промышленного предприятия. Месторасположение
ЦЭН (предварительное) можно определить по методу нахождения гео-
метрического центра тяжести плоской фигуры, которой в данном слу-
чае является изображение цеха в плане. Если считать электрические
238
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
нагрузки цеха равномерно распределенными по площади цеха, то ЦЗН
цеха будет совпадать с его геометрическим центром тяжести. Проведя
аналогию между массами и электрическими нагрузками, определяют ко-
ординаты ЦЭН предприятия:
п п п п
y0='2tslyif'£tsl, (4.i3)
11 11
где Si —полная расчетная мощность, создаваемая i-м потребителем,
кВ «А; Xi и yt — соответственно абсцисса и ордината точек приложе-
ния отдельных нагрузок Z-го цеха в осях координат хну.
Погрешности расчета ЦЭН по указанному методу находятся в пре-
делах 5—10%. Для более точного определения местонахождения ЦЭН
применяют ЭВМ и методы математического программирования [59] <
Этим способом определения ЦЭН по картограмме нагрузок пользу-
ются для нахождения месторасположения ГПП предприятия. Для вы-
бора места расположения подстанций глубокого ввода следует пред-
варительно определить группы потребителей, питающихся от каждой
ПГВ, и выбор места ПГВ производить с учетом ЦЭН соответствующей
группы потребителей. Рациональное расположение нескольких ПГВ или
ЦРП 6—10 кВ на территории предприятия находится на прямой линии,
соединяющей ЦЭН предприятия с источником питания — энергосистемой.
На практике часто выбор месторасположения ТП зависит от мест-
ных условий, так как возможны неблагоприятные условия среды, на-
личие производственных загрязнений, вредно воздействующих на изо-
ляцию электрооборудования. Бывают случаи, когда площадка предприя-
тия стеснена различными коммуникациями, сооружениями. Поэтому при
выборе места, типа и схемы ПГВ 35—220 кВ определяющими могут ока-
заться условия, зависящие от технологического процесса. К таким про-
изводствам относятся коксохимические заводы, заводы огнеупоров, мар-
теновские цехи и др. На каменных карьерах производственный процесс
связан со взрывами, поэтому ГПП и ПГВ в этом случае должны соору-
жаться вне зоны взрывов с той целью, чтобы действие взрывной вол-
ны не отражалось на нормальной работе электрооборудования. Под-
станции в загрязненных зонах нужно располагать таким образом, что-
бы они не попадали в факел загрязнений или в полосу уносов промыш-
ленных выбросов ветром.
Радикальным решением вопроса надежной работы подстанции
в сложных условиях окружающей среды является проведение природо-
охранительных мероприятий, некоторые из которых рассмотрены
в § 1.7, а также применение простейших конструктивных решений под-
станций с минимальным количеством коммутационных аппаратов.
Распределительные устройства (РП, ЦРП) и другие узлы, на ко-
$ 4.5 Основное электрооборудование п1ст 239
торых электроэнергия не вырабатывается, наоборот, целесообразно рас-
полагать не в ЦЭН, а на границе питаемых ими участков сети. Это
требование необходимо во избежание возвратного движения (обратных
потоков) электроэнергии одного и того же напряжения, приводящего
к перерасходу проводникового материала и к увеличению потерь мощ-
ности.
После выбора места расположения ТП определяются и ориентиро-
вочные размеры и схемные решения. Для рационального размещения
ТП необходимо взаимное согласование с технологической, строительной
и другими смежными службами предприятия. Если предприятие проек-
тируемое, то необходимо согласование электротехнической части со все-
ми основными производственными отделами проектной организации.
Пример 4.2. Определить положение центра расчетных электриче-
ских нагрузок завода, картограмма которого приведена на рис. 4.24.
Решение. Проводим произвольно оси координат и измеряем коор-
динаты (х и у) ЦЭН цехов, размеры которых даны в метрах, мощно-
сти цехов —в киловольт-амперах. Месторасположение ЦЭН обозначим
точкой А соответственно координаты будут обозначены хоА и #оА •
По (4.13) находим:
550-160 + 310*430 + 470-110 + 25Q.380 + 180-490
*оА~ 550 + 310 4- 470 + 250 + 180 “
__ 550»380 4-310.390 + 470.140 4-250-130+ 180 230 _
УоА~ 550 + 310 + 470 + 250+180 ~
В соответствии с полученными координатами хоА=258м и J/0A =
=266 м разместим на заданной картограмме нагрузок в полученной точ-
ке А трансформаторную подстанцию.
4.5. ОСНОВНОЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ПОДСТАНЦИЙ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
а) Выключатели высокого напряжения
Выключателе высокого напряжения предназначен^ для
отключения и включения цепей в нормальных и аварийных
режимах.
Выключатель является основным аппаратом в электри-
ческих установках, он служит для отключения и включе-
ния цепи в любых режимах: длительная нагрузка, пере-
грузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная
работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией яв-
240
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
ляется отключение токов короткого замыкания и включение
на существующее короткое замыкание. Четкая работа вы-
ключателя ограничивает распространение аварии в элек-
трической установке. Отказ выключателя может привести
к развитию аварии.
Одной из основных характеристик выключателя явля-
ется его отключающая способность, т. е. наибольший ток
короткого замыкания, который выключатель способен от-
ключить при наибольшем рабочем напряжении в заданном
цикле операций. Под циклом операций понимают перечень
коммутационных операций, который должен совершить вы-
ключатель. Так, выключатели напряжением до 220 кВ,
предназначенные для автоматического повторного включе-
ния (АПВ), должны обеспечить выполнение циклов:
О—for—ВО—180 с—ВО;
О—for—ВО—20 с—ВО;
0—180 с—ВО—180 с—ВО.
Выключатели, не предназначенные для АПВ, должны
обеспечить только последний цикл.
Здесь О — операция отключения; ВО — операция вклю-
чения и немедленного отключения; 20 с, 180 с — промежу-
ток времени в секундах; foT—гарантируемая для выключа-
телей минимальная бестоковая пауза при АПВ (время,от
погасания дуги до появления тока при последующем вклю-
чении). Для выключателей с АПВ foT должно быть в пре-
делах 0,3—1,2 с.
Устойчивость при сквозных токах короткого замыкания
характеризуется током' термической стойкости и токами
электродинамической стойкости (действующее значение);
наибольшим пиковым током (амплитудное значение), ко-
торый выключатель выдерживает во включенном положении
без повреждений, препятствующих дальнейшей работе.
Более подробно требования к выключателям высокого
напряжения изложены в ГОСТ 687—78Е.
По конструктивным особенностям и способу гашения ду-
ги различают масляные баковые, маломасляные, воздуш-
ные, элегазовые, электромагнитные, автогазовые, вакуум-
ные выключатели. К особой группе относятся выключатели
нагрузки, рассчитанные на отключение токов нормального
режима. Кроме того, по роду установки различают выклю-
чатели для внутренней, наружной установки и для ком-
плектных распределительных устройств.
§4.5
Основное электрооборудование п/ст
241
Масляные баковые выключатели находят применение
в открытых распределительных устройствах подстанций 35,
НО и 220 кВ.
На рис. 4.25, а показан полюс выключателя на напряже-
ние 35 кВ, номинальный ток 3200 А. Все три полюса вы-
ключателя укреплены на общей опорной конструкции и сое-
динены валом, связанным с приводом. В каждом полюсе
стальной бак 5 и все остальные узлы крепятся на крышке
выключателей 2. На высоковольтном вводе 1 внутри бака
закреплены дугогасительные камеры 6 поперечного мас-
ляного дутья. Подвижные контакты из медных стержней
с дугостойкими вольфрамосеребряными наконечниками за-
креплены на траверсе 7, которая с помощью изолирующей
штанги 4 связана с механизмом привода выключателя.
В выключателе на вводах встпоены трансформаторы тока
Рис. 4.25. Выключатель МКП-35-1000-25:
а — разрез полюса; б — дугогасительная камера
16—110
242
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
3. Бак имеет внутрибаковую изоляцию 8 и заполнен транс-
форматорным маслом, причем под крышкой остается воз-
душное буферное пространство. При включении выключа-
теля траверса 7 перемещается вверх, подвижные контак-
ты входят внутрь дугогасительной камеры и замыкают
цепь.
При отключении выключателя под действием отключа-
ющей пружины привода траверса быстро перемещается
вниз, цепь разрывается в двух точках внутри дугогаситель-
ных камер (рис. 4.25,6). Между неподвижным торцевым
2 и подвижным контактом 4 (стержнем) образуется дуга.
Изоляционное (трансформаторное) масло под действием
высокой температуры дуги разлагается и испаряется. Газо-
вый пузырь содержит до 70 % водорода, обладающего вы-
сокой теплопроводностью. На разложение 1 г масла затра-
чивается около 5000 Дж энергии дуги, при этом образует-
ся около 400 см3 газопаровой смеси. Давление в верхней
части гасительной камеры резко возрастает, часть масла
вытесняется в специальную полость силуминового корпуса
7 и сжимает воздушную подушку 6. Это уменьшает дина-
мический удар при резком увеличении давления и создает
дополнительное дутье на дугу, так как сжатый воздух дей-
ствует как поршень и нагнетает в область горения дуги от-
носительно холодное масло.
Нижняя часть камеры набирается из пакета изоляцион-
ных пластин 3 с фигурными вырезами, образующими три
горизонтальных и два вертикальных канала 9. Через цент-
ральный вертикальный канал проходит подвижный кон-
такт— стержень, второй вертикальный канал связывает
горизонтальные каналы с дополнительной полостью корпу-
са. При отключении, когда подвижный стержень переме-
щается вниз, открываются горизонтальные каналы и осуще-
ствляется дутье газопаровой смеси поперек дуги. Дуга ох-
лаждается и гаснет. Газовый пузырь выходит из дугогаси-
тельной камеры в бак выключателя, проходит слой масла
над камерой, охлаждается и выбрасывается наружу через
газоотвод выключателя.
Дугогасительная камера с помощью держателя 5 при-
соединена к высоковольтным вводам. Держатель камеры
и нижняя часть ввода предохранены от переброса на них
электрической дуги, выдуваемой из камеры, изоляционным
цилиндром 8.
§ 4.5 Основное электрооборудование nfer 243
Нажатие между торцевым контактом 2 и стержнем 4
осуществляется контактной пружиной 1.
Уровень масла в баке выключателя строго контролиру-
ется по маслоуказателю. Если уровень масла низок, то га-
зы попадут в буферное пространство сильно нагретыми,
ионизированными и произойдет взрыв смеси водорода с воз-
духом. Если уровень масла высок, то возможен сильный
удар в крышку, повреждение выключателя, выброс горяче-
го масла и его загорание. Таким образом, масляные бако-
вые выключатели взрыво- и пожароопасны, размещать их
можно только в специальных камерах или на открытом
распределительном устройстве. Эта особенность баковых
выключателей привела к тому, что в установках 6(10) кВ
они применяются редко (ВМЭ-6— выключатель масляный
экскаваторный на 6 кВ).
Баковые выключатели содержат большой объем м'асла.
В выключателе МКП-35-1000-25, рассмотренном выше, на
три полюса 800 кг, в выключателе С-35-2000—1040 кг, в вы-
ключателе У-110-2000—8000 кг, в выключателе У-220-2000—
27 000 кг масла.
Масло в баковых выключателях служит изоляцией ме-
жду контактной системой и заземленными стенками бака,
а также является дугогасящей средой. В процессе экс-
плуатации необходим постоянный контроль за качеством
масла.
Баковые выключатели напряжением 110 и 220 кВ прин-
ципиально устроены так же, как рассмотренный выше вы-
ключатель. Типы гасительных камер могут быть различны-
ми, так как их конструкция определяет отключающую спо-
собность выключателя. Выключатели ПО и 220 кВ имеют
большую массу и устанавливаются на открытых распреде-
лительных устройствах.
Недостатки масляных баковых выключателей: боль-
шой объем масла, пожаро- и взрывоопасность. Достоин-
ства: простота конструкции, достаточно высокая надеж-
ность работы и наличие встроенных трансформаторов тока.
Маломасляные выключатели получили широкое распро-
странение в закрытых и комплектных распределительных
устройствах. Масло в этих выключателях в основном служит
дугогасящей средой и только частично изоляцией между
разомкнутыми контактами. Токоведущие части изолируют-
ся друг от друга и от заземленных частей фарфором, стек-
16*
244
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
лопластиком или другими твердыми изолирующими мате-
риалами.
В системе электроснабжения промышленных предприя-
тий в КРУ широко применяются выключатели серии ВМПЭ,
маломасляные подвесные с электромагнитным приводом
{рис. 4.26). Полюсы выключателя 1 смонтированы на об-
Рис. 4.26. Выключатель маломасляный подвесной с электр ом агнитым
приводом ВМПЭ-10
щей раме 3, от которой изолированы с помощью опорных
изоляторов 2. Подвижные контакты, находящиеся внутри
полюса, с помощью изолирующей тяги 4 связаны с меха-
низмом электромагнитного привода 5, встроенного в раму.
Дополнительной изоляцией между полюсами служат изоля-
ционные перегородки 6.
Внутреннее устройство полюса показано на рис. 4.27.
Неподвижный контакт розеточного типа 2 крепится на
крышке 1, закрывающей фланец из силумина. Дугогаси-
§4.5
Основное электрооборудование п/ст
245
тельная камера 3, собранная из изоляционных пластин,
имеет три поперечных канала
нижнем фланце крепится проч
4 из стеклоэпоксидного плас!
фланцем, на котором укреплен
корпус 7 из алюминиевого
сплава с крышкой 8. Движе-
ние подвижному контактному
стержню 10 передается от при-
водного выпрямляющего меха-
низма 9. Во включенном поло-
жении контактный стержень
находится в розеточном кон-
такте. При отключении он дви-
жется вверх, контакты размы-
каются, образуется дуга, кото-
рая испаряет и разлагает мас-
ло. Давление резко возраста-
ет, в камере 3 создается попе-
речное дутье газами и парами
масла, в результате чего дуга
гаснет. Контакты выключате-
ля для увеличения их дугостой-
кости облицованы металлоке-
рамикой. Токоведущие части
распределительного устройства
присоединены к нижней крыш-
ке 1, связанной с неподвижным
контактом, и верхнему выводу
5, связанному через роликовые
токосъемы 6 с подвижным кон-
тактом 10. После гашения ду-
ги пары масла конденсируются
в маслоотделителе под верхней
крышкой выключателя и вновь
заполняют камеру, а газы вы-
брасываются наружу через от-
верстие в верхней крышке.
Уровень масла контролирует-
Рис. 4.27. Разрез полюса выключате«
ля серии ВМП
и масляные карманы. На
1ый влагостойкий цилиндр
ика. Сверху он армирован
246
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
ся по маслоуказателю 11. В трех полюсах выключателя
ВМПЭ на номинальный ток 1600 А всего 5,5 кг масла. Рас-
смотренные выключатели рассчитаны на отключение токов
КЗ до 31,5 кА.
В выключателях серии ВМП может применяться пру-
жинный привод, не требующий постоянного оперативного
тока. Такие выключатели типа ВМПП находят широкое
применение в КТП промышленных предприятий.
В ячейках КСО и КРУ применяются маломасляные вы-
ключатели ВМП-10 и ВММ-10 на номинальные токи до
J000 А и токи отключения 10—20 кА.
Рис. 4.28. Малом асляный выключатель колонкового типа ВКЭ-10
Маломасляный выключатель колонкового типа ВК-10
с пружинным приводом и ВКЭ-10 с электромагнитным при-
водом предназначен для применения в КРУ внутренней
и наружной установки.
Выключатель ВКЭ-10 '(рис. 4.28) состоит из сборного
основания 1, на котором установлены три полюса 3, при-
вод 2, фасадная перегородка 4, а на выключателях с номи-
§ 4.5 Основное электрооборудование п/ст 247
нальным током 1250 и 1600 А — изоляционный кожух на
верхней части выключателя (на рис. 4.28 не показан). Ос-
нование выключателя установлено на колесах и имеет уст-
ройства для подъема шторочного механизма в КРУ, вкаты-
вания и выкатывания выключателя, его фиксации и ста-
ционарного заземления, для установки электромагнитных
блок-замков, переключения блокировочных контактов КРУ.
Полюсы выключателя имеют штыревые выводы первич-
ных соединений 6 с розеточными контактами.
Провода цепей управления, сигнализации и блокировки
помещены в гибкие металлические рукава и распаяны
в штепсельные разъемы 5.
Работа выключателя основана на гашении электричес-
кой дуги, возникающей при размыкании контактов, пото-
ком газомасляной смеси, образующейся в результате ин-
тенсивного разложения трансформаторного масла под дей-
ствием высокой температуры дуги. Этот поток получает
определенное направление в специальном дугогасительном
устройстве, размещенном в зоне горения дуги.
Рассмотренный выключатель имеет меньшие габариты
и массу, чем выключатели серии ВМП на соответствующие
параметры, поэтому он находит широкое применение в КРУ
новых типов.
В цепях с большими номинальными токами применяют
выключатели серий В ГМ, МГГ, МГ, имеющие по два сталь-
ных бачка на фазу, внутри которых находятся дугогаси-
тельные контакты и камера гашения, а снаружи на крыш-
ке— массивные рабочие контакты. Эти выключатели вы-
пускаются на номинальные токи до 11200 А и токи
отключения до 90 кА, устанавливаются в цепях генераторов
и мощных трансформаторов.
Маломасляные выключатели на 35 кВ и выше выпуска-
ются колонкового типа с фарфоровыми маслонаполненны-
ми изоляторами, которые служат для изоляции от зазем-
ленного основания — рамы и для размещения дугогаси-
тельных устройств.
На рис. 4.29 показан выключатель ВМУЭ-35. На общей
раме 7 установлены три полюса 1, состоящие из опорных
изоляторов 5 и камерных изоляторов 3, армированных верх-
ним 2, промежуточным 4 и нижним 6 фланцами. Внутри
камерного изолятора находится дугогасительная камера,
наверху его установлен колпак расширительного объема
248
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
с маслоотделителем и указателем уровня масла. На про-
межуточном фланце крепятся направляющие стержни, при-
дающие вертикальность движению подвижного контакта.
Токоотвод от подвижного контакта осуществляется через
роликовый токосъем на вывод промежуточного фланца.
На верхнем фланце смонтирован неподвижный розеточ-
ный контакт и дугогасительная камера, заключенная в стек-
Рис. 4.29. Маломасляный выключатель ВМУЭ-35
лоэпоксидный цилиндр с окнами для выхлопа газов, обра-
зующихся при гашении дуги.
Подвижный контактный стержень при отключени дви-
жется вниз с помощью изоляционной тяги, проходящей
внутри опорного изолятора и связанной с механизмом при-
вода. Такие выключатели, рассчитанные на номинальные
токи 1000 и 1200 А и ток отключения 25 кА, предназначены
для установки в открытых и закрытых распределительных
устройствах.
На тяговых подстанциях в сетях однофазного тока на-
пряжением 27,5 кВ применяются выключатели ВМУЭ-27,5,
§4.5
Основное электрооборудование п/ст
249
конструкция полюса которых не отличается от рассмотрен-
ной на рис. 4.29.
В установках 110, 220 кВ находят применение маломас-
ляные выключатели серии ВМТ, конструктивно напомина-
ющие рассмотренные выше ВМУЭ. В отличие от последних
маслонаполненные колонны герметизированы и находятся
под избыточным давлением азота, что увеличивает электри-
ческую прочность межконтактного промежутка и обеспечи-
вает надежное отключение токов КЗ. Дугогасительные
устройства (модули) в этой серии имеют одинаковую конст-
рукцию. Выключатели на ПО кВ снабжаются одним моду-
лем на полюс, выключатели на 220 кВ — двумя модулями.
Выключатели ВМТ-110, ВМТ-220 рассчитаны на ток от-
ключения 25 кА.
Достоинства: небольшое количество масла; более
удобный, чем у баковых выключателей, доступ к дугогаси-
тельным контактам; возможность создания серии выключа-
телей на разное напряжение с применением унифицирован-
ных узлов. Недостатки: взрыво- и пожароопасность,
хотя значительно меньшая, чем у баковых выключателей;
необходимость периодического контроля, доливки, замены
масла; трудность установки трансформаторов тока; относи-
тельно малая отключающая способность.
Воздушные выключатели получили широкое распростра-
нение в установках высокого напряжения (10—1150 кВ).
В воздушных выключателях для гашения дуги использует-
ся сжатый воздух, который создает дутье в продольном или
поперечном направлении, охлаждает дугу, удаляет продук-
ты горения и быстро гасит ее. Для получения сжатого воз-
духа необходима компрессорная установка, а для его очи-
стки и сушки — специальные устройства.
В электроустановках 10—35 кВ находят применение
воздушные выключатели с отделителем, функциональная
схема которых показана на рис. 4.30. Такие выключатели
имеют гасительные камеры /, 3, шунтированные резистора-
ми 4, которые служат для облегчения условий гашения ду-
ги и равномерного распределения напряжения между дву-
мя разрывами цепи, и нож отделителя 2. Во включенном
положении ток проходит по контактам гасительных камер
и включенному отделителю. При отключении подается воз-
дух с давлением 0,8—2 МПа в гасительные кам,еры, размы-
каются контакты и возникающая дуга гасится потоком хо-
250
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
лодного воздуха. После гашения дуги в цепи проходит
небольшой ток, ограниченный двумя шунтирующими резис-
торами. Этот ток разрывается отделителем 2, в привод ко-
торого подается воздух после отключения контактов в ка-
мерах 1 и 3.
Выключатели на большие номинальные токи снабжают-
ся разъединителем 5, который отключается последним. По-
сле завершения операции отключения прекращается подача
о
Рис. 4.30. Схема электрическая функ-
циональная воздушного выключателя
с отделителем
воздуха в дугогасительные камеры и контакты в них замы-
каются под действием пружин.
Выключатель включается отделителем.
Пр такому принципу, но с одной дугогасительной каме-
рой устроен однополосный воздушный выключатель ВОВ-10
для тяговых агрегатов переменного тока с номинальным
напряжением 10 кВ на номинальный ток 1600 А и ток от-
ключения 10 кА. Для электротермических установок при-
меняется выключатель ВВЭ-35 на напряжение 35 кВ, но-
минальный ток 1600 А, ток отключения 20 кА (рис. 4.31).
Все три полюса установлены на одном резервуаре с возду-
хом 1 (давление 2МПа). На опорных изоляторах5 с дуго-
гасительными камерами 6 установлены линейные 10 и не-
линейные 7 резисторы, нож отделителя 8 и его контакт 4.
Отделитель изолирующей тягой 3 связан с пневмоприво-
дом 2, распределительный шкаф 11— с резервуаром выклю-
чателя воздухопроводом 12. Для удобства перемещения
резервуар снабжен поворотными катками 13. Полюсы вы-
ключателя разделены между собой перегородками 9.
Выключатели с внешним отделителем и разъединителем
надежно работают только в закрытых помещениях. Для
открытой установки применяются выключатели с воздухо-
наполненным отделителем или с дугогасительными каме-
рами, постоянно заполненными сжатым воздухом.
§4.5
Основное электрооборудование п/ст
251
В установках 35 кВ и выше широко применяются воз-
душные выключатели серии В ВБ, у которых контактная
система расположена внутри металлического резервуара
со сжатым воздухом, называемым дугогасительным моду-
лем.
Выключатели на ПО кВ имеют один дугогасительный
модуль 4 (рис. 4.32), изолированный от заземленного шка-
фа управления 6 с помощью фарфорового изолятора 5.
Рис. 4.31. Выключатель воздушный ВВЭ-35
Внутри модуля имеются два главных и два вспомогатель-
ных контакта. Главные контакты, отключающие основной
ток, зашунтированы резисторами, встроенными внутрь ка-
меры. Вспомогательные контакты разрывают ток, прохо-
дящий через резисторы после гашения дуги на главных кон-
тактах. В отключенном положении равномерное распреде-
ление напряжения по разрывам дугогасительной камеры
обеспечивается делительными конденсаторами 2.
Внутри опорного изолятора проходят два изоляционных
воздухопровода: питающий 3, постоянно подающий воздух
в дугогасительную камеру, и управляющий 7, воздействую-
щий на дутьевой клапан выключателя.
252
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Рис. 4.32. Выключатель воздушный ВВБК-11О
Внутренние полости изолятора вентилируются сжатым
воздухом под небольшим давлением, предотвращая кон-
денсацию влаги. Продувка фиксируется указателем про-
дувки 1. Такие выключатели рассчитаны на номинальный
ток 3150 А, ток отключения 50 кА.
Модульный принцип рассмотренной серии позволяет
легко создавать выключатели на любое напряжение увели-
чением числа дугогасительных модулей и соответствующей
изоляцией их от заземленных частей. Полюс выключателя
на 220 кВ имеет два модуля, расположенных друг над дру-
гом на общем изолирующем основании.
Достоинства воздушных выключателей
их взрыве- и пожаробезопасность, возможность создания
серий из крупных узлов, пригодность для наружной и внут-
ренней установки. Недостатки: сложность конструкции,
высокая стоимость, необходимость компрессорной установ-
ки, отсутствие встроенных трансформаторов тока.
Электромагнитные выключатели для гашения дуги не
требуют ни масла, ни сжатого воздуха, что является боль-
шим преимуществом их перед другими типами выключате-
лей.
§4.5
Основное электрооборудование п/ст
253
Выключатели этого типа выпускаются на напряжение
6—10 кВ, номинальный ток до 3600 А и ток отключения
до 40 кА.
На рис. 4.33 показан выключатель ВЭ-10, установлен-
ный на тележке и предназначенный для ячейки КРУ.
На сварном основании 1, установленном на катках, кре-
пится привод 13, три полюса 5, состоящих из двух изоля-
ционных стоек, на которых крепятся два проходных эпок-
сидных изолятора 6 с розеточными контактами.
На верхнем изоляторе смонтированы неподвижные кон-
такты 7, на нижнем — подвижные контакты 4, связанные
изоляционной тягой 10 с валом выключателя 12, который
соединен с приводом 13 рычагом 11 и тягами. Дугогаситель-
ные камеры 8 крепятся на неподвижном контакте и специ-
альных стойках. Каждый полюс изолирован кожухом. Пе-
редняя часть кожуха обшита металлическим листом, надеж-
но заземленным вместе с рамой выдвижного элемента КРУ.
72g
Рис. 4.33. Выключатель электромагнитный ВЭ-10
254
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Цепи вторичной коммутации заключены в металличес-
кий шланг и заканчиваются штепсельным разъемом 9.
При отключении выключателя размыкаются главные
контакты, а затем дугогасительные 1 (рис. 4.33,6). Возни-
кающая дуга А под действием электродинамических сил
токоведущего контура и воздушных потоков выдувается
вверх в дугогасительную камеру (положение дуги Б), при
этом в цепь между медным рогом 3 и контактом включает-
ся обмотка электромагнита 2. Созданное поперечное маг-
нитное поле Перемещает дугу в положение В, между левым
3 и правым 5 медными рогами. Включенная вторая
обмотка 6 усиливает магнитное поле, дуга втягивает-
ся внутрь гасительной камеры с керамическими пласти-
нами 4, растягивается, попадает в узкую щель и гас-
нет при очередном переходе тока через нулевое значе-
ние.
При отключении малых токов (до 1000 А) напряжен-
ность магнитного поля невелика и не может обеспечить
быстрое втягивание дуги в камеру. Гашение дуги в этом
случае обеспечивается дутьевым устройством 2 с трубкой
поддува 3, через которую подается поток воздуха на дугу
(рис. 4.33,а).
Выключатели серии ВЭ-10 на различные токи отключе-
ния отличаются размерами дугогасительных камер. При
номинальных токах 1600 А и выше рабочие контакты име-
ют Серебряные напайки. Выводные контакты у выключате-
лей до 2500 А розеточного типа, у выключателей на
3600 А — пальцевые, без проходных изоляторов.
Приводы выключателей ВЭ-10 пружинные.
Достоинства электромагнитных выклю-
чателей: полная взрыво- и пожаробезопасность; малый
износ дугогасительных контактов; пригодность для работы
в условиях частых включений и отключений; относительно
высокая отключающая способность. Недостатки: слож-
ность конструкции дугогасителя с системой магнитного ду-
тья; ограниченный верхний предел номинального напряже-
ния (15—20 кВ); ограниченная пригодность для наружной
установки.
Вакуумные выключатели. Электрическая прочность ва-
куумного промежутка во много раз больше, чем воздушно-
го, при атмосферном давлении. Это свойство используется
в вакуумных дугогасительных камерах КДВ (рис. 4.34).
§4.5
Основное электрооборудование nfcr
255
Рис. 4.34. Схематический раз-
рез вакуумной камеры КДВ-
10-1600-20
Рабочие контакты 1 имеют вид полых усеченных конусов
с радиальными прорезями. Такая форма контактов при
размыкании создает радиальное электродинамическое уси-
лие, действующее на возникшую дугу и заставляющее пе-
реместиться ее через зазоры 3 на дугогасительные контак-
ты 2. Дугогасительные контакты представляют собой дис-
ки, разрезанные спиральными прорезями на три сектора,
по которым движется дуга. Материал контактов подбира-
ется так, чтобы уменьшить ко-
личество испаряющегося метал-
ла. Вследствие глубокого ва-
куума (10г-4—10-6 Па) проис-
ходит быстрая диффузия за-
ряженных частиц в окружаю-
щее пространство и при пер-
вом переходе тока через нуль
дуга гаснет.
Подвод тока к контактам
осуществляется с помощью
медных стержней 4 и 5. Под-
вижный контакт крепится к
фланцу 6 с помощью сильфона
7 из нержавеющей стали. Ме-
таллические экраны 8 и 9 слу-
жат для выравнивания элек-
трического поля и для защиты
керамического корпуса 10 от
напыления паров металла, об-
разующихся при гашении дуги.
Экран 8 крепится к корпусу
с помощью кольца 11.
Поступательное движение подвижного верхнего контак-
та 3 обеспечивается корпусом 12, имеющим направляющую.
Ход подвижного контакта 12 мм.
На основе рассмотренной вакуумной дугогасительной
камеры созданы выключатели напряжением 10—ПО кВ
с номинальным током до 3200 А и током отключения до
31,5 кА.
Вакуумные выключатели ВВТЭ-10 и ВВТП-10 устанав-
ливаются в шкафах КРУ экскаваторов и других установок,
они обладают высокой коммутационной износостойкостью
(20000 операций ВО при номинальном токе и 50 при токе
256
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
КЗ), рассчитаны на номинальный ток 630—1600 А и ток
отключения 10—20 кА. Срок службы их 25 лет.
Вакуумные выключатели 35—110 кВ для открытой ус-
тановки имеют фарфоровый корпус, внутри которого нахо-
дятся вакуумные дугогасительные камеры, количество ко-
торых зависит от номинального напряжения. Для надежной
изоляции полюсы залиты маслом.
Достоинства вакуумных выключателей:
простота конструкции; высокая надежность; высокая ком-
мутационная износостойкость; малые размеры; пожаро-
и вэрывобезопасность; отсутствие шума при операциях;
отсутствие загрязнения окружающей среды; малые эксплуа-
тационные расходы. Недостатки; сравнительно неболь-
шие номинальные токи и токи отключения; возможность
коммутационных перенапряжений при отключении малых
индуктивных токов.
Применение вакуумных выключателей позволяет соз-
дать малогабаритные КРУ, что особенно важно для элек-
троснабжения промышленных предприятий.
б) Приводы выключателей
Приводы выключателей служат для включения, удер-
жания: во включенном положении и отключении выключате-
лей. При включении привод совершает значительную рабо-
ту, связанную с затратой энергии на преодоление сил трения
в механизме и передаче, сил тяжести движущихся ча-
стей, сопротивления отключающих пружин, электродинами-
чески^ усилий, возникающих при замыкании контактов,
особенно при включении на существующее в сети короткое
замыкание. При отключении работа привода направлена
на д^обождСние механизма, удерживающего выключатель
во включенном положении. Само отключение происходит
за счет сжатых или растянутых отключающих пружин.
В воздушных выключателях включение и отключение
осуществляются сжатым воздухом; для всех других вы-
ключателей применяются ручные, электромагнитные, пру-
жинные и пневматические приводы.
Ручные приводы применяются -для маломощных выклю-
чателей, когда мускульной силы оператора достаточно для
совершения работы включения. Отключение может быть
дистанционным и автоматическим. Наибольшее распростри-
§4.5
Основное электрооборудование п/ст
257
некие такие приводы (ПРА-17) получили для выключате-
лей нагрузки ВН-10 (см. § 4.5, д).
Пружинный привод является приводом косвенного дей-
ствия. Энергия, необходимая для включения, запасается
в мощной пружине, которая заводится от руки или двигате-
лем небольшой мощности. После одного-двух включений
необходимо вновь завести пружину.
Для управления маломасляными выключателями 10 кВ
применяется выносной пружинный привод /рис. 4.35). Он
Рис. 4.35. Выносной пружинный привод:
1 — указатель готовности привода к включению; 2 — кнопка отключения; 3 — вал
ручного завода; 4 — съемный кожух; 5 —указатель положения выключателя; 6 —
кнопка включения; 7 — вал привода; 8 — вал кривошипа; 9 — тормоз; 10 — проме-
жуточный вал
крепится к раме выключателя. Завод включающих пружин
осуществляемся электродвигателем или вручную съемной
рукояткой, надеваемой на конец вала 3. Время завода пру-
жин не превышает 15 с. Привод рассчитан на выполнение
только одной операции включения при полностью заведен-
ных рабочих пружинах. Отключение производится отклю-
чающими пружинами выключателя дистанционно или авто-
матически при замыкании цепи электромагнита отключе-
ния, воздействующего на запорный механизм, который
удерживает выключатель во включенном положении. За-
вод пружин также осуществляется дистанционно подачей
напряжения на зажимы электродвигателя.
В КРУ широко применяются выключатели со встроен-
ным пружинным приводом, который упрощает конструкцию
и монтаж выключателя. Встроенные пружинные приводы
17—110
258
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
обеспечивают за счет энергии пружин включение и отклю-
чение выключателя. В зависимости от конструкции бара-
бана с пружинами привод может обеспечить выполнение
двух и большего числа операций без их подзавода. Пру-
жинный привод допускает механическое АПВ или может
оснащаться схемами электрического АПВ с необходимой
выдержкой времени.
Пружинный привод применяется в маломасляных вы-
ключателях ВМПП-10, ВМТ-110, в вакуумных выключате-
лях ВВТП-10, электромагнитных выключателях ВЭ-10.
Пружинные приводы не требуют для своего управления
источника постоянного тока, поэтому они получили широ-
кое применение.
Электромагнитные приводы относятся к приводам пря-
мого действия: энергия, необходимая для включения, сооб-
щается приводу в процессе самого включения от источни-
ка постоянного тока. Усилие для включения выключателя
создается стальным сердечником, катушка которого полу-
чает питание от источника постоянного тока. Для маломас-
ляных выключателей применяется привод ПЭ-11, в шкафах
КРУ применяется встроенный электромагнитный привод
(см. рис. 4.26). Для более мощных выключателей приме-
няются приводы ПЭ-21, ПЭ-31, а для наружной установки
ШПЭ-44, ШПЭ-45. Недостатком электромагнитных приво-
дов является большой потребляемый ток и как следствие
этого необходимость установки мощной аккумуляторной
батареи или выпрямительного устройства на напряжение
220 В.
Пневматические приводы создают усилие на включение
за счет сжатого воздуха, который подается в пневматиче-
ский цилиндр с поршнем, заменяющим электромагнит
включения. Такие приводы требуют установки компрессо-
ров.
Пневматические приводы обычно применяются для вы-
ключателей 110 и 220 кВ.
в) Разъединители
Разъединитель — это коммутационный аппарат, предна-
значенный для коммутации цепи без тока.
Основное назначение разъединителя — создание надеж-
ного видимого разрыва цепи для обеспечения безопасного
§4.5
Основное электрооборудование nJ ст
259
проведения ремонтных работ на оборудовании и токоведу-
щих частях электроустановки.
Контактная система разъединителей не имеет дугогаси-
тельных устройств, поэтому отключение необесточенной це-
пи приведет к образованию устойчивой дуги и последую-
щей аварии в распределительном устройстве. Прежде чем
оперировать разъединителем, цепь должна быть отключена
выключателем.
Как исключение, допускается использовать разъедини-
тели для отключения и включения незначительных токов:
емкостных токов шин и коротких кабельных линий, токов
утечки, токов намагничивания трансформаторов. Допусти-
мость таких операций определяется ПТЭ и местными ин-
струкциями по эксплуатации электроустановки.
Во включенном положении разъединители надежно, без
каких-либо повреждений, выдерживают токи КЗ, гаранти-
рованные заводом-изготовителем.
Разъединители для внутренней установки могут быть
одно- и трехполюсными. На металлической раме 1 с по-
мощью опорных изоляторов 2 укреплены три полюса разъ-
единителя (рис. 4.36, а), объединенные общим валом 3, свя-
занным тягой 4 с приводом.
Контактная система такого разъединителя (рис. 4.36, б)
имеет неподвижные контакты 2 из медной изогнутой под
прямым углом шины, закрепленной на опорном изоляторе
/, и подвижного контакта — двухполосного ножа б. Пру-
жины 4, насаженные на стержень 5, нажимают на сталь-
ные пластины 3, которые своим выступом прижимают но-
жи к неподвижному контакту, уменьшая переходное сопро-
тивление. Стальные пластины играют роль магнитного замка:
при протекании токов КЗ через включенный разъеди-
нитель они намагничиваются и, притягиваясь друг к дру-
гу, создают дополнительное давление в контакте, препятст-
вуя отбросу ножа от контакта. Нож разъединителя враща-
ется вокруг оси 7.
Разъединители РВ рассчитаны на номинальный ток
400—-1000 А, напряжение 6—35 кВ. Возможны исполнения
разъединителей, когда один или q6a опорных изолятора за-
меняются проходными.
Кроме главных ножей, разъединитель может быть снаб-
жен заземляющими ножами (типа РВЗ), которые исполь-
зуют для заземления обесточенных токоведущих частей.
17*
Внутризаводское электроснабжение Гл. 4
§ 4.5 Основное электрооборудование п/ст 261
Главные и заземляющие ножи механически сблокированы
так, что при включенных главных ножах нельзя включить
заземляющие ножи.
Разъединители для наружной установки должны выпол-
нять свои функции в неблагоприятных условиях окружаю-
щей среды (низкие температуры, гололед, осадки). В этих
условиях надежно работают разъединители горизонтально-
поворотного типа РИД. В таких разъединителях нож со-
стоит из двух частей (поз. 5 и 6, рис. 4.37,а), закрепленных
на опорных колонках изоляторов 2, которые установлены
на раме 1. Один полюс является ведущим и соединен с при-
водом 9 тягой 8. При отключении ручным или электродви-
гательным приводом осуществляется поворот колонок во-
круг своей оси в противоположных направлениях, и ножи
перемещаются в горизонтальной плоскости, как бы «лома-
ясь» на две половины. Такая конструкция ножей позволяет
легко разрушить корку льда, которым могут быть покры-
ты контакты. Шины распределительного устройства при-
соединены к наконечникам 3, гибкая связь 4 соединяет их
с ножами. Разъединители могут иметь один или два зазем-
ляющих ножа 7.
Один главный нож разъединителя заканчивается кон-
тактом в виде лопатки 4 (рис. 4.37,6), другой — в виде пру-
жинящих ламелей 3. Давление в контакте создается пру-
жинами 2. С помощью гибкой связи 1 контакт соединен
с ножом.
В распределительных устройствах высоких напряжений
применяются и другие типы разъединителей: вертикально-
поворотные, подвесные.
Для управления разъединителями широко применяется
ручной привод, состоящий из системы рычагов, которые
передают движение от рукоятки привода к валу разъедини-
теля '(ПР, ПРИ). Разъединители на большие номиналь-
ные токи могут иметь червячный привод ПЧ. Для дистан-
ционного управления возможно применение электродвига-
тельного привода ПДВ и ПДН.
г) Короткозамыкатели и отделители
Короткозамыкатель — это коммутационный аппарат,
предназначенный для создания искусственного КЗ в элек-
трической цепи.
262
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Короткозамыкатели применяются в упрощенных схемах
подстанций (см. § 4.3) для того, чтобы обеспечить отклю-
чение поврежденного трансформатора подстанции релей-
ной защитой питающей линии 35—220 кВ.
В установках 35 кВ применяются двухполюсные корот-
козамыкатели QN, при срабатывании которых создается
искусственное двухфазное короткое замыкание через зем-
лю {рис. 4.38, б). В установках ПО и 220 кВ применяются
§4.5
Основное электрооборудование nfcr
263
б)
Риф. 4.37. Разъединитель горизонтально-поворотного типа для наружной
установки РНДЗ-110:
а — общий вид; б — контактная система
однополюсные короткозамыкатели /рис. 4.38,а), создаю-
щие однофазное КЗ, которое также приводит к действию
релейной защиты. (Схемы показаны в момент срабатыва-
ния короткозамыкателей). Время включения короткозамы-
кателей 0,2—0,25 с. Импульс для работы привода подается
от релейной защиты. Отключение производится Вручну^).
Отделитель — это коммутационный аппарат, предназна-
ченный для автоматического отключения поврежденного
участка линии или трансформатора после искусственного
КЗ, а также для отключения и включения участков схемы,
находящихся без напряжения, отключения и включения ин-
дуктивных токов холостого хода трансформаторов и емко-
стных токов непогруженных линий. Внешне отделитель не
отличается от двухколонкового разъединителя, но у него
для отключения имеется пружинный привод (ПРО), кото-
264
Внутризаводское электроснабжение
Гл.-4
рый обеспечивает автоматическое или дистанционное со
щита управления отключение за 0,4—0,5 с.
Включение отделителя производится вручную. Отдели-
тели могут иметь заземляющие ножи с одной или двух ето-
Отделители не могут отключать ток нагрузки и тем бо-
лее ток КЗ, возникающий при создании искусственного КЗ
короткозамыкателем, поэтому в схемах управления отдели-
а) X трансформатору ц) X трансформатору
Рис. 4.38. Схемы включения отделителей и короткозамыкателей;
а —в установках 110 и 220 кВ; б — в установках 35 кВ
телями и короткозамыкателями имеется блокировка, кото-
рая запрещает отключение отделителя QR (рис.4.38),если
через трансформаторы тока ТА проходит ток.
Отделители и короткозамыкатели открытой конструк-
ции недостаточно надежно работают в неблагоприятных
погодных условиях (мороз, гололед). Для повышения на-
дежности работы возможно применение закрытых отдели-
телей и короткозамыкателей (ОЭ и КЭ). Контактная
система их расположена внутри фарфорового корпуса, за-
полненного элегазом SFe с избыточным давлением 0,3 МПа.
Высокая электрическая прочность элегаза обеспечивает не-
большие габариты и надежную работу аппаратов.
д) Выключатели нагрузки 6—10 кВ
^Выключатель нагрузки — коммутационный аппарат,
предназначенный для отключения и включения токов на-
грузки в нормальном режиме. »
§4.5
Основное электрооборудование п/ст
2ВД
Рис» 4.39. Выключатель нагрузки ВН-10:
а —общий вид; б — дугогасителньая камера
266
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Автогазовые выключатели нагрузки серии ВН-10 соз-
даны на базе разъединителя рубящего типа. На опорном
изоляторе с неподвижным главным контактом 3 укрепле-
на простейшая дугогасительная камера 2 с твердыми газо-
генерирующими вкладышами 7 из органического стекла
'(рис. 4.39, а). К главному подвижному контакту-ножу 5
присоединена скоба с дугогасительным контактом 4, кото-
рый во включенном положении находится внутри дугога-
сительной камеры между пружинящими контактами 6. При
отключении под действием пружины движение от вала 1
передается главным ножам, которые размыкаются в возду-
хе первыми, но дуги не образуется, так как весь ток прохо-
дит по дугогасительным контактам. Затем размыкаются
дугогасительные контакты, дуга воздействует на вклады-
ши, из которых выделяется газ. Давление в камере повы-
шается, а при выходе дугогасительного ножа из камеры
создается выхлоп газа и дуга гаснет. Вкладыши без заме-
ны позволяют отключать 300 раз ток 50 А, 500 раз ток
100 А и 3 раза ток 400 А.
При включении сначала замыкаются дугогасительные
контакты, затем главные.
Выключатели нагрузки могут иметь стационарные за-
земляющие ножи.
Привод ВН может быть ручным (ПР), ручным с дистан-
ционным отключением (ПРА) или электромагнитным (ПЭ)
с дистанционным отключением и включением.
Для защиты от токов КЗ последовательно с выключате-
лем нагрузки на общей раме устанавливается предохрани-
тель ПК-6 или ПК-10. Такие выключатели нагрузки могут
снабжаться электромагнитом отключения, который воздей-
ствует на привод при перегорании предохранителя в любой
фазе, предотвращая работу электроустановки двумя фа-
зами.
Выключатели нагрузки ВН позволяют упростить конст-
рукцию распределительных устройств 6—10 кВ, снизить их
стоимость, поэтому они находят широкое применение в ячей-
ках КСО в системе электроснабжения промышленных пред-
приятий, городов, строительных площадок.
Вакуумный выключатель нагрузки ВНВ-10/320 изготов-
ляется на напряжение 6 и 10 кВ и номинальные токи до
320 А. Он предназначен для многократного отключения то-
ка 900 А и предельно отключаемый ток 2 кА. Основной ча-
§4.5
Основное электрооборудование п/ст
267
стью его является вакуумная дугогасительная камера
КДВ-21, работающая по тому же принципу, что и рассмот-
ренная ранее (см. рис. 4.34), но рассчитанная на меньшие
токи. Выключатель ВНВ предназначен для установки
в шкафах КРУ и применяется в горнодобывающей промыш-
ленности, на пунктах питания экскаваторов, драг, в руд-
ничных установках, для коммутации дуговых печей.
е) Предохранители 6—10 кВ
Предохранитель—это коммутационный электрический
аппарат, предназначенный для отключения защищаемой
цепи разрушением специально предусмотренных для этого
токоведущих частей под действием тока, превышающего
определенное значение.
Предохранители насыпные серии ПК изготовляются на
напряжение 3—35 кВ и номинальные токи до 400 А. Пат-
рон предохранителя (рис. 4.40) состоит из фарфоровой
трубки 3, армированной латунными колпачками 2. Внутри
патрона размещены медные или серебряные плавкие эле-
менты. Для обеспечения нормальных условий гашения ду-
ги плавкие элементы должны иметь значительную длину
и малое сечение. Это достигается применением нескольких
параллельных вставок 5, намотанных на ребристый кера-
мический сердечник (рис. 4.40, в), или, при больших токах,
несколько спиральных вставок (рис. 4.40,6). После того
как трубка заполнена кварцевым песком 4, торцевые от-
верстия закрываются крышками 1 и тщательно запаивают-
ся. Нарушение герметичности, увлажнение песка могут
привести к потере способности гасить дугу. Для уменьше-
ния температуры плавления плавкой вставки использован
металлургический эффект. На плавкие вставки из меди
напаяны шарики из олова 6, которые, расплавляясь при
температуре не более 475 °C, растворяют в себе медь встав-
ки, цепь обрывается и загорается дуга в нескольких па-
раллельных каналах (в соответствии с числом вставок).
Возникшая дуга охлаждается зернами кварца в узкой ще-
ли и гаснет раньше, чем ток КЗ в цепи достигнет наиболь-
шего значения. Это свойство называется токоограничиваю-
щим эффектом. Такое свойство предохранителей позволяет
не проверять по действию токов КЗ токоведущие части
и аппараты, находящиеся за ними (см. ПУЭ, § 1.4.3).
268
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Рис. 4.40. Предохранитель типа ПК:
а — общий вид предохранителя ПК4; б —патрон предохранителя на ток более
7,5 А; в — патрон предохранителя на ток до 7,5 А
Срабатывание предохранителя определяется по указа-
телю 7, который выбрасывается пружиной из трубки после
перегорания стальной вставки, нормально удерживающей
пружины в подтянутом состоянии. Стальная вставка пере-
горает после рабочих вставок, когда по ней проходит весь
ток.
Полное время отключения при токах КЗ предохраните-
лем ПК 0,005—0,008 с, отключаемый ток КЗ до 40 кА.
. Патрон ПК вставляется в контакты, укрепленные на
опорных изоляторах (рис. 4.40, а). В зависимости от номи-
§4.5
Основное электрооборудование п1ст
269
нального тока в предохранителях может быть один, два,
четыре патрона (ПК1, ПК2, ПК4).
Предохранители с авто газовым гашением ПВТ выпол-
няются на напряжение 10 и 35 кВ для наружной установ-
ки. Основной частью предохранителя является трубка из
винипласта, в которую затягивается дуга после расплавле-
ния плавкого элемента. Интенсивное выделение газа созда-
ет мощный выхлоп и дуга гаснет. Номинальный ток отклю-
чения ПВТ-35 составляет 3,2 кА.
Предохранители ПВТ применяются в КТП. Они защи-
щают силовые трансформаторы от токов КЗ, но не защи-
щают от других видов повреждений.
ж) Измерительные трансформаторы тока
Трансформатор тока предназначен для понижения пер-
вичного тока до стандартной величины (5 или 1 А) и для
отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей
высокого напряжения.
Трансформатор тока имеет
2 (рис. 4.41) и две обмотки:
первичную 1 и вторичную 5.
Первичная обмотка включа-
ется последовательно в цепь
измеряемого тока /ь ко вто-
ричной обмотке присоединя-
ются измерительные прибо-
ры, обтекаемые током /г.
Трансформатор тока ха-
рактеризуется номинальным
коэффициентом трансфор-
мации:
замкнутый магнитопровод
Рис. 4.41. Схема включения
трансформатора тока
^ = /1номГ/72ном’ (4.14)
где /1ном — номинальный первичный ток; /гном — номиналь-
ный вторичный ток.
Действительный коэффициент трансформации отличает-
ся от номинального вследствие потерь в трансформаторе,
^которые создают погрешность в измерении тока:
Д/ % = k> .100. (4.15)
h
270 Внутризаводское электроснабжение Гл. 4
Кроме токовой погрешности имеется угловая, так как
сдвиг между векторами первичного и вторичного токов от-
личается от 180°. По значению погрешностей различают
классы точности трансформаторов тока: 0,2; 0,5; 1,0; Р.
Класс 0,2 применяется для точных лабораторных приборов;
0,5-— для счетчиков денежного расчета; 1,0 — для прибо-
ров технического учета; Р—для релейной защиты.
Трансформатор тока работает в своем классе точности
только при нормальной нагрузке; при увеличении нагрузки
погрешности также увеличиваются.
Таковые цепи измерительных приборов и реле имеют
малое сопротивление, поэтому трансформатор тока нор-
мально работает в режиме, близком к короткому замыка-
нию. Если разомкнуть вторичную обмотку, то резко увели-
чится магнитный поток в сердечнике, так как в нормальном
режиме вторичный ток создает размагничивающий по-
ток, а при его исчезновении поток в сердечнике определя-
ется полным первичным током. В этом режиме сердечник
может нагреваться до недопустимой температуры, а на вто-
ричной обмотке появится высокое напряжение, достигаю-
щее в некоторых случаях нескольких киловольт. Ввиду ука-
занных явлений размыкать вторичную обмотку трансфор-
матора тока не разрешается. При необходимости замены
измерительных приборов или реле предварительно замыка-
ется накоротко вторичная обмотка трансформатора тока.
Безопасность работы во вторичных цепях достигается так-
же заземлением одного из вторичных выводов.
Трансформаторы тока для внутренней установки имеют
сухую изоляцию с. использованием фарфора или эпоксид-
ной смолы. Трансформаторы с литой эпоксидной изоляци-
ей имеют малые размеры и проще по технологии производ-
ства, поэтому получили широкое распространение. На рис.
4.42 изображен трансформатор тока типа ТПОЛ-20 проход-
ной, одновитковый с литой изоляцией 1 на напряжение
20 кВ. Первичной обмоткой служит медная труба 5, две
вторичные обмотки 3 расположены на двух кольцевых лен-
точных магнитопроводах 4. Каждый магнитопровод имеет
свои параметры, т. е. его обмотка обладает определенным
классом точности. Наиболее частые сочетания — 0,5/Р;
1,0/Р; Р/Р. Вторичные цепи присоединяются к выводам 6
: трансформатора тока. Одновитковые трансформаторы при-
; меняются при первичных токах 400 А и более.
§4.5
Основное электрооборудование п/ст
271
Обмотки и сердечники трансформатора ТПОЛ залива-
ют эпоксидным компаундом, который после затвердения
и полимеризации обеспечивает высокую электрическую
и механическую прочность. Фланец 2 служит для механи-
ческого крепления трансформатора тока.
В цепях с большими токами применяются шинные тран-
сформаторы тока типа ТШВ, у которых роль первичной
обмотки выполняют шины распределительного устройства.
Такой трансформатор имеет кольцеобразный сердечник со
Рис. 4.42. Трансформатор тока ТПОЛ-20
вторичной обмоткой, залитый эпоксидным компаундом,
и окно, через которое проходят шины РУ.
В КРУ применяются трансформаторы тока ТЛМ-6,
ТЛМ-10 на первичные токи от 300 до 1500 А. При неболь-
ших первичных токах применяются катушечные трансфор-
маторы тока, у которых первичная обмотка имеет много
витков (ТПЛ, ТПЛК).
Для схем релейной защиты от замыкания на землю при-
меняются трансформаторы тока ТЗЛ, которые устанавли-
ваются на кабель и встраиваются в КРУ.
Трансформаторы тока для наружных установок имеют
бумажно-масляную изоляцию. Для обеспечения необходи-
мого уровня изоляции все части, магнитопровод и обмотки
трансформатора погружают в фарфоровый корпус 6, кото-
рый заполнен трансформаторным маслом. Конструктивно
первичная 3 и вторичная 7 обмотки напоминают два звена
т
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
цепи. Выводы первичной обмотки 2 расположены на мас-
лорасширителе 1\ выводы вторичной обмотки 8 — на цоко-
ле 4. Уровень масла в корпусе трансформатора тока конт-
ролируется по маслоуказателю 5 ,(рис. 4.43).
Широко применяются встроенные трансформаторы тока,
которые по принципу действия и устройства представляют
собой одновитковые проходные трансформаторы. Такие
трансформаторы встраиваются в вводы масляных баковых
выключателей (см. рис. 4.25) и силовых трансформаторов.
Первичной обмоткой их служит токоведущий стержень изо-
лятора. На каждом вводе могут быть установлены один-два
трансформатора тока. Недостатками таких трансформато-
ров являются большая погрешность и малая вторичная
мощность.
§4.5
Основное электрооборудование п/ст
273
з) Измерительные трансформаторы напряжения
Трансформатор напряжения предназначен для отделе-
ния цепей измерения и релейной защиты от первичных це-
пей высокого напряжения. Напряжение на его вторичной
обмотке обычно 100 В или 100/1/3. Трансформатор напря-
жения по схеме включения напоминает силовой трансфор-
матор, его первичная обмотка включена на напряжение се-
ти Ult а ко вторичной обмотке с напряжением £/2 присое-
диняются параллельно катушки измерительных приборов
в реле (рис. 4.44). Для безопасности обслуживания один
ввод вторичной обмотки заземляется. Трансформатор на-
пряжения в отличие от трансформатора тока работает с не-
большой нагрузкой в режиме, близком к холостому ходу.
Номинальный коэффициент трансформации
^ = ^ном_, (4.16)
^ЙНОМ
где t/tHOM — номинальное первичное напряжение; (Лиом —
номинальное вторичное напряжение.
Рассеяние магнитного потока и потери в сердечнике
приводят к погрешности измерения напряжения:
At/ % = . ЮО %. (4.17)
Так же как в трансформаторах тока, в трансформаторах
напряжения имеется угловая погрешность.
Трансформаторы напряжения могут иметь классы точ-
ности 0,2; 0,5; Г; 3, область
применения которых такая
же, как для трансформато-
ров тока.
Вторичная нагрузка из-
мерительных приборов и ре-
ле не должна превышать но-
минальную мощность транс-
форматора напряжения, так
как это приведет к увеличе-
нию погрешностей.
По конструкции разли-
чают трехфазные и однофаз-
ные трансформаторы напря-
18—110
ПЖ1
Рис. 4.44. Схема включения
трансформатора напряжения
273
274
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Рис. 4.45. Трансформатор напряжения НТМИ-18:
1 — болт заземления; 2 — выводы первичной обмотки; 3 — выводы дополнительной
вторичной обмотки; 4 — выводы основной вторичной обмотки; 5 — пробка для за-
лива масла; 6 — болт для слива масла
§ 4.5 Основное электрооборудование л/сг 275
жения. Трехфазные применяются на напряжения до 10 кВ,
однофазные — на любые напряжения до 1150 кВ. На рис.
4.45 изображен трехфазный трансформатор напряжения,
имеющий две вторичные обмотки — для измерения напря-
жения и для контроля изоляции. Схема соединения обмо-
ток этого трансформатора показана на рис. 4.46. Обмотка
с выводами Од, хЛ, соединенная в разомкнутый треугольник,
предназначена для присоединения реле напряжения KV.
В нормальном режиме на выводах этой обмотки напряже-
ние близко к нулю, при замыкании на землю в первичной
сети симметрия напряжений нарушается и на обмотке по-
является напряжение, достаточное для срабатывания реле,
которое сигнализирует о повреждении. Вторая обмотка
соединена в звезду с выведенной нулевой точкой и пред-
назначена для измерений линейных и фазных напряже-
ний.
Обмотки и магнитопровод трансформатора находятся
в баке с маслом. Выводы первичной и вторичных обмоток
выполняются через фарфоровые изоляторы и располагают-
ся на крышке трансформатора (см. рис. 4.45).
Возможно применение однофазных трансформаторов на-
пряжения с масляной изоляцией (НОМ, ЗНОМ) или литой
стеклоэпоксидной изоляцией (ЗНОЛ). Трансформаторы на-
пряжения ЗНОЛ имеют малые габариты, непожароопасны,
поэтому находят широкое применение в КРУ. У этих тран-
сформаторов один вывод первичной обмотки заземлен, име-
А В с
Рис. 4.46. Схема соединения обмоток трансформатора напряжения
18*
276
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
ются две вторичные обмотки. Три трансформатора ЗНОЛ
соединяются по схеме, показанной на рис. 4.46.
В установках 35 кВ и выше применяются трансформато-
ры напряжения НКФ, в которых обмотки и магнитопроводы
размещены в фарфоровом корпусе, залитом маслом. Для
облегчения изоляции обмотки НКФ-110 имеют два каска-
да, т. е. выполняются со ступенчатой изоляцией. Транс-
форматоры НКФ однофазные с одной первичной и дву-
мя вторичными обмотками, соединенными по схеме
рис. 4.46.
и) Токоограничивающие реакторы
Реакторы служат для ограничения токов КЗ в электро-
установках, а также позволяют поддерживать опреде-
ленный уровень напряжения при повреждении за реак-
тором.
Обмотка / реактора (рис. 4.47) состоит из многожиль-
ного алюминиевого провода, изолированного несколькими
слоями кабельной бумаги и хлопчатобумажной оплеткой.
Она наматывается на специальный каркас, а затем в оп-
ределенных местах заливается бетоном. Бетон образует ко-
лонны 2, которые закрепляют витки обмотки, предотвращая
их смещение под действием электродинамических сил
и собственной массы. Бетонный каркас пропитывается и об-
рабатывается изолирующими лаками. Изоляция реактора
от заземленных частей, а при вертикальной установке и от
соседних фаз осуществляется при помощи опорных фарфо-
ровых изоляторов 3.
Бетонные реакторы изготовляются однофазными на то-
ки до 4000 А для внутренней и наружной установки.
В распределительных устройствах три фазы реактора
могут устанавливаться вертикально одна над другой, гори-
зонтально или ступенями (две фазы вертикально и одна
рядом). В обозначении реактора это соответствует типам
РБ, РБГ, РБУ.
Потери активной мощности в реакторах невелики, 0,1—
0,2 % проходной мощности, но в реакторах на большие но-
минальные токи (2500, 4000 А) предусматривают принуди-
тельный обдув для улучшения охлаждения, так как выде-
ляемое в них тепло ведет к нагреву обмоток.
Индуктивное сопротивление реактора хр зависит от ко-
§ 4.5
Основное электрооборудование п/ст
277
личества витков в его обмотке, их геометрических разме-
ров:
xp~a>L — 2nfL, (4.18)
где f — частота тока; L — индуктивность.
Так как реактор не имеет стального магнитопровода, то
сопротивление не зависит от тока и остается постоянным
как в нормальных режимах, так и при протекании токов
Токоограничивающие реакторы устанавливаются в ли-
ниях 6—10 кВ или в цепи трансформатора для ограниче-
ния токов КЗ до таких значений, которые позволили бы
применить сравнительно легкую аппаратуру (выключате-
ли, разъединители) и не завышать сечение кабелей в сети
электроснабжения (см. § 7.4).
В нормальном режиме ток, протекающий по реактору,
вызывает потерю напряжения, %,
Af7p = хр Гз/»*У- . 100, (4.19)
^НОМ
где хР — сопротивление реактора,
Ом; / — ток, А; С7Ном — номиналь-
ное напряжение, В.
Допустимая потеря напряжения
в реакторе обычно не должна пре-
вышать 2 %. При больших токах и
большом значении хр это требова-
ние может быть не выдержано. В
этом случае применяются сдвоенные
реакторы. Сдвоенный реактор имеет
обмотку с тремя выводами: к край-
ним присоединяются линии, средняя
присоединяется к шинам (или к
трансформатору). Каждая ветвь та-
кого реактора обладает собственной
индуктивностью L, сопротивлением,
которое указывается в каталоге
хр = ©L, и взаимоиндукцией М
(рис. 4.48). В зависимости от взаим-
ного расположения ветвей АС, СВ
реактор имеет коэффициент связи
Лсв=0,464-0,56.
Рис. 4.47. Токоогракичи-
вающий реактор
278
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
При протекании токов от среднего вывода С к крайним
А и В, т. е. встречно, магнитные потоки самоиндукции
и взаимоиндукции обеих половин реактора направлены
встречно, в связи с этим сопротивление ветви реактора со-
ставит
(4.20)
ЯрЦ ^св)*
Рис. 4.48. Схема включения сдвоенного реактора к шинам 6—10 кВ (а)';
электрическая схема (б)
При среднем значении k№—0,5, сопротивление, а зна-
чит, и потеря напряжения в нормальном режиме уменьшит-
ся вдвое по сравнению с применением обычного реактора.
При КЗ в одной линии ток КЗ проходит от средней точ-
ки С к одной из крайних. Ток во второй половине отсутст-
вует, т. е. размагничивающего действия не оказывается
и ветвь реактора имеет полное сопротивление хр.
Эти свойства сдвоенных реакторов привели к довольно
широкому их применению в электроустановках. Конструк-
тивно они не отличаются от обычных и могут применяться
для внутренней (РБС, РБСУ, РБСГ) и наружной установ-
ки (РБСНГ).
Условия выбора аппаратов высокого напряжения изло-
жены в гл. 7.
4.6. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
НА ПОДСТАНЦИЯХ
^Правильный выбор числа и мощности трансформаторов
на подстанциях промышленных предприятий является од-
ним из основных вопросов рационального построения СЭС.
В нормальных условиях силовые трансформаторы должны
обеспечивать питание всех ЭП предприятия. Как правило,
§ 4.6 Выбор числа и мощности трансформаторов 279
трансформаторов на подстанциях должно быть не более
двух. Наиболее экономичны однотрансформаторные под-
станции, которые при наличии централизованного (склад-
ского) резерва или связей по вторичному напряжению мо-
гут обеспечить надежное питание потребителей II и III ка-
тегорий.
При проектировании СЭС установка однотрансформа-
торных подстанций рекомендуется при полном резервиро-
вании ЭП I и II категорий по сетям низкого напряжения
и для питания ЭП III категории, когда по условиям подъ-
ездных дорог, а также по мощности и массе возможна за-
мена поврежденного трансформатора в течение не более
одних суток и при наличии централизованного резерва.
Двухтрансформаторные подстанции применяются при
значительном числе потребителей I и II категорий, при «со-
средоточенных нагрузках на данном участке с высокой
удельной плотностью (0,5—0,7 кВ-А/м2), а также если
имеются ЭП особой группы (§ 1.2). Кроме того, двухтранс-
форматорные подстанции целесообразны при неравномер-
ном суточном и годовом графиках нагрузки предприятия,
при сезонном режиме работы одно- или двухсменных пред-
приятий со значительной разницей загрузки смен. В этих
случаях в режимах минимальных нагрузок целесообразно
отключать один из двух трансформаторов подстанции, что
определяется условиями оплаты за электроэнергию по двух-
ставочному тарифу (§ 6.3)./*
На крупных трансформаторных подстанциях (ГПП
и ПГВ), как правило, число трансформаторов не более
двух. Это обеспечивает надежное питание потребителей
всех категорий. Однотрансформаторные ПГВ допускается
применять при обеспечении послеаварийного питания на-
грузок по связям'вторичного напряжения с соседними
ПГВ, с ТЭЦ или другими ИП, а также при отсутствии удар-
ных нагрузок, создаваемых электропечами, прокатными
станами и т. п. При магистральном питании однотрансфор-
маторных ПГВ по линиям 35—220 кВ ближайшие подстан-
ции рекомендуется присоединять к разным линиям или це-
пям с последующим использованием в послеаварийных ре-
жимах связей на вторичном напряжении.
/Для уменьшения Токов КЗ работа трансформаторов на
двухтрансформаторных подстанциях в сетях промышлен-
ных предприятий, как правило, предусматривается раздель-
280
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
ной. В ряде случаев бывает необходима параллельная ра-
бота трансформаторов^
Для того чтобы существенно не переделывать конструк-
тивное исполнение подстанций на действующих предприя-
тиях, уже при проектировании следует выбрать фундамен-
ты, ошиновку и аппаратуру управления и защиты с учетом
установки в перспективе трансформаторов следующей по
шкале ГОСТ номинальной мощности. Стандартная шкала
мощности трансформаторов располагается ступенями с ша-
гом 1,4—1,6.
/Выбор мощности трансформаторов производится исхо-
дя из расчетной нагрузки объекта электроснабжения, чис-
ла часов использования максимума нагрузки Ттах, темпов
роста нагрузок, стоимости электроэнергии, допустимой пе-
регрузки трансформаторов и их экономической загрузки.
Для выбора мощности цеховых ТП необходимо знать сред-
нюю расчетную мощность за максимально загруженную
смену Рсм (§ 2.3).
Если к моменту проектирования указанные факторы
еще не известны в полном объеме, то мощность трансфор-
маторов выбирается так, чтобы в нормальных условиях ок-
ружающей среды при подключении всех расчетных нагру-
зок предприятия их коэффициент загрузки 6Т не превышал
0,7—0,75.
На' двухтрансформаторных подстанциях следует стре-
миться применять однотипные4-трансформаторы одинако-
вой мощности для упрощения замены в случае выхода од-
ного трансформатора из строя, а также для сокращения
номенклатуры складского резерва.
Наивыгоднейшая (экономическая) загрузка цеховых
трансформаторов зависит от категории ЭП, от числа тран-
сформаторов и способов резервирования.^Рекомендованные
к применению коэффициенты загрузки рт приведены
в табл. 4.6 и в [19].
ГОСТ 14209—85 рекомендованы допустимые система-
тические нагрузки и аварийные перегрузки силовых мас-
ляных трансформаторов общего назначения мощностью до
100 МВ-А включительно с видами охлаждения М, Д, ДЦ
и Ц с учетом температуры охлаждающей среды ©Охл.
Совокупность допустимых нагрузок, систематических
и аварийных перегрузок определяет нагрузочную способ-
ность трансформаторов, в основу расчета которой положен
§4.6
Выбор числа и мощности трансформаторов
281
Таблица 4.6. Рекомендуемые коэффициенты загрузки
трансформаторов на подстанциях
Характер нагрузки и вид ТП
При преобладании нагрузок I категории на двухтранс- форматорных ТП При преобладании нагрузки II категории на однотранс- форматорных ТП и взаимном резервировании транс- форматоров по связям вторичного напряжения При преобладании нагрузок II категории и при нали- чии централизованного (складского) резерва транс- форматоров, а также при нагрузке III категории На ступенях высшего напряжения СЭС мощных про- мышленных предприятий (на ГПП, УРП, крупных 0,65—0,7 0,7—0,8 0,9-0,95 0,5—0,55*
♦ При такой загрузке обеспечивается 100 %-ныЙ резерв питания нагрузок прв
выходе из строя одного из двух трансформаторов подстанции.
тепловой износ изоляции трансформатора. Если не учиты-
вать нагрузочную способность трансформаторов, то можно
необоснованно завысить выбираемую установленную мощ-
ность Shom.t» что экономически нецелесообразно. Исследова-
ния различных режимов работы трансформаторов показа-
ли, что максимальные допустимые систематические нагрузки
и аварийные перегрузки це приводят к заметному ста-
рению изоляции и существенному сокращению нормальных
{20—25 лет) сроков их службы. Это вызвано тем, что при
работе трансформаторов с повышенными нагрузками ус-
коренный износ изоляции компенсируется недоиспользова-
нием ее в часы работы с нагрузками ниже номинальных.
В эксплуатации трансформаторы, как правило, недогружа-
ются в ночные часы и летние месяцы года.
Если известны расчетная максимальная мощность объ-
екта Sp и коэффициент допустимой перегрузки 0т,доп, то
номинальная мощность трансформатора, кВ-А,
(4'2‘)
Нагрузка трансформаторов мощностью выше номиналь-
ной допускается только при исправной и полностью вклю-
ченной системе охлаждения трансформатора (вентиляторы
дутья, резервные охладители и т.п.).
282
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
При определении допустимых систематических нагрузок
температуру охлаждающей среды следует принимать рав-
ной среднему значению для данной местности, если при
этом температура положительна и ее изменение не превы-
шает 12 °C. При изменении температуры охлаждающей сре-
ды свыше 12 °C или при отрицательных значениях темпе-
ратуры охлаждающего воздуха необходимо определить эк-
вивалентную температуру в соответствии с ГОСТ 14209—85
{приложение 2),
Рпс. 4.49. Суточный график нагрузки:
1 — действительный: 2 — преобразованный двухступенча-
тый
Для выбора мощности трансформатора с учетом допу-
стимых нагрузок и перегрузок удобно пользоваться суточ-
ным двухступенчатым прямоугольным графиком нагрузок
цеха, участка, предприятия. Если график нагрузки много-
ступенчатый, то его следует разбить на участки с двух- или
одноступенчатой нагрузкой. Расчет в этом случае прово-
дится последовательно для каждого участка, и каждая
предыдущая нагрузка является начальной для следующего
участка графика. На рис. 4.49 в качестве примера приведе-
но изменение во времени коэффициента загрузки трансфор-
матора предприятия, у которого t\ — время предшествую-
щей нагрузки, t2 — длительность перегрузки.
Допускается при проектировании СЭС промышленных
предприятий выбирать мощность трансформаторов по ус-
ловиям аварийных перегрузок, которые определены для
предшествующей нагрузки трансформаторов, не превышаю-
щей 0,8 Shom.t, и приведены в табл. 4.7.
§4.6
Выбор числа и мощности трансформаторов
283
Таблица 4.7. Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов
при выборе их номинальной мощности при предшествующей нагрузке
pTi==0,8
0,5
1
2
4
6
8
12
24
2
2
2
1.8
1,7
1,7
1,6
1,6
2
2
1,8
1,6
1,5
1,4
1,6
1,5
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
2
1,9
1,6
1,3
1,3
1,2
1,2
1,2
Расчет максимально допустимых нагрузок и перегрузок
проводится с целью проверки допустимости существующего
графика нагрузки цеха, участка, предприятия, а также
с целью определения возможных вариантов двухступенча-
тых суточных графиков нагрузки с максимальным значе-
нием Рта при различных значениях и t2 (табл. 4.8)
КРт1 — коэффициент загрузки в начальный момент режи-
ма перегрузки трансформатора; рТ2 — коэффициент загруз-
ки трансформатора в режиме перегрузки).
Пример 4.3. Определить допустимую длительность аварийной пере-
грузки Рт2=1,8 при начальной загрузке Рт1=0,8 при температуре охлаж-
дающей среды 0охл=а1О°С для трансформатора ТМН-6300/110 с видом
охлаждения М.
Решение. По табл. 4.8 для трансформаторов с масляным охлажде-
нием при рт1=0,8 и Рт2=1,8 определяем допустимое время такой пере-
грузки 2 ч.
Пример 4,4. Выбрать число и мощность трансформаторов на главной
питающей подстанции машиностроительного завода. Средняя мощность
предприятия за максимально загруженную смену Рсм=60 МВт, cos<p=
«0,92. Максимальная расчетная мощность завода Рр«70 мВт.
Электроприемники I и II категорий потребляют 83 % мощности
предприятия. Суммарное время максимальной расчетной нагрузки t2=*
=4 ч. Температура охлаждающей среды 0охл=Ю°С.
Таблица 4.8. Допустимые значения максимальных систематических нагрузок и аварийных перегрузок
трансформаторов при температуре охлаждающей среды 60Хл»Ю°С
Время tit ч, по рис. 4.49 Система охлаждения М. и Д
Рт2 при значениях 0Т1=О,25-г-1
0,25 0,4 0,5 | 0,6 0,7 | 0,8 0.9 ! 1 1
0,5 +/2 +/2 4-/2 4-/2 +/2 +/2 4-/2 1,84/2,0
1 +/2 4-/2 +Z2 2/2 1,94/2 1,86/2 1,76/2 1,6/1,9
2 1,76/1,9 1,73/1,9 Ь7/1,9 1,67/1,9 1,63/1,8 1,58/1,8 1,51/1,8 1,4/1,7
4 1,46/1,6 1,44/1,6 1,43/1,6 1,41/1,6 1,39/1,6 1,36/1,6 1,32/1,5 1,25/1,5
6 1,33/1,5 1,32/1,5 1,31/1,5 1,3/1,5 1,29/1,5 1,27/1,5 1,24/1,4 1,2/1,4
8 1,26/1,4 1,26/1,4 1,25/1,4 1,24/1,4 1,23/1,4 1,22/1,4 1,2/1,4 1,17/1,4
12 1,19/1,4 1,19/1,4 1,18/1,4 1,18/1,4 1,17/1,4 1,16/1,4 1,15/1,4 1,13/1,4
24 1,08/1,4 1,08/1,4 1,08/1,4 1,08/1,4 1,08/1,4 1,08/1,4 1,08/1,4 1,08/1,4
Внутризаводское электроснабжение Гл. 4
Продолжение табл. 4.8
Система охлаждения ДЦ и Ц
s° РТ2 при значениях £т1==0,25-М
А PQ f'r 0,25 0,4 0,5 0,6 | 1 0,7 1 1 °-8 1 1 °’9 1 1 1
0,5 1,71/1,8 1,69/1,8 1,67/1,8 1,64/1,8 1,61/1,7 1,57/1,7 1,52/1,7 1,44/1,6
1 1,57/1,7 1,55/1,7 1,54/1,7 1,52/1,6 1,49/1,6 1,46/1,6 1,42/1,6 1,35/1,6
2 1,41/1,6 1,40/1,5 1,39/1,5 1,38/1,5 1,36/1,5 1,34/1,5 1,31/1,5 1,26/1,5
4 1,28/1,4 1,27/1,4 1,27/1,4 1,26/1,4 1,25/1,4 1,24/1,4 1,22/1,4 1,19/1,4
6 1,21/1,4 1,21/1,4 1,21/1,4 1,2/1,4 1,2/1,4 1,19/1,4 1,18/1,4 1,15/1,4
8 1,18/1,4 1,18/1,4 1,17/1,4 1,17/1,4 1,17/1,4 1,16/1,4 1,15/1,4 1,13/1,4
12 1,14/1,4 1,14/1,4 1,14/1,4 1,13/1,4 1,13/1,4 1,13/1,4 1,12/1,4 1,11/1,4
24 1,07/1,4 1,07/1,4 1,07/1,4 1,07/1,4 1,07/1,4 1,07/1,4 1,07/1,4 1,07/1,4
Примечания: 1. Знак «+» и подчеркнутые значения указывают на то, что для данного режима нагрузки расчет-
ное значение Зт2>2, но допускается его любое значение в интервале 1г5<Рт2 по согласованию с заводом-изготовите-
лем трансформатора. 2. В числителе — нормы максимально допустимых систематических нагрузок, в знаменателе — нормы
допустимых аварийных перегрузок трансформаторов.
§ 4.6 Выбор числа и мощности трансформаторов
286
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Решение. На заводе есть потребители I категории, поэтому выби-
раем на подстанции два трансформатора.
По табл, 4.6 примем рекомендуемый коэффициент загрузки Рт==0,7.
По (4,21) определим мощность трансформатора:
ST = 60/(2.0,92-0,7) =46,5 МВ-А.
Выбираем два трансформатора мощностью 40МВ*А с охлаждени-
ем М.
В период загрузки трансформатора расчетной максимальной мощ-
ностью
^ = 70/(2-0,92.0,7) = 54,2 МВ-А,
Мощность электроприемников I в II категорий:
Лам,!!^0.83’60^50 мВт;
PpJtII = 0,83-70 = 58,1 МВт.
В нормальном режиме при /2“4 ч по табл. 4.8 определяем макси-
мальную систематическую нагрузку рт2=1,39.
Загрузка трансформатора расчетной максимальной мощностью
в нормальном режиме
Рккорм = 54,2/40 = 1,36 < 1.39.
При аварийном выходе из строя одного трансформатора и при от-
ключении нагрузок III категории
₽тав = 58,1/(0,92-40) = 1,58.
По табл. 4.8 аварийная перегрузка при fe=4 ч составляет Ри«
«1,6>1,58, следовательно, мощность трансформаторов выбрана пра-
вильно.
4.7. ВЫБОР ВАРИАНТА
ВНУТРИЗАВОДСКОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
После определения цеховых нагрузок на стороне низ-
кого напряжения (гл. 2), установления категории надеж-
ности электроснабжения и построения сети низкого на-
пряжения (гл. 3) приступают к выбору напряжения внут-
ризаводских питающих и распределительных сетей. Наме-
чают два-три варианта схемы электроснабжения (§ 4.3)
с питанием кабельными или воздушными 'линиями раз-
личных напряжений. Проводят расчет электрической сети.
При проведении расчета питающих линий ПО—220 кВ
§ 4.7 Выбор варианта внутризаводского электроснабжения
287
следует наряду с активными и индуктивными сопротивле-
ниями учитывать проводимости линий. Исходными данны-
ми к расчету питающих линий являются напряжение ИП,
длина линии и расчетная мощность нагрузки в точке при-
соединения линии к сети энергосистемы.
В длинных линиях районных электрических сетей сум-
марный ток нагруженной линии определяется геометри-
ческим сложением в каждой точке линии тока нагрузки
с зарядным током линии (см, рис. 2.13). Питающие же
линии промышленных предприятий имеют по сравнению
с линиями районных систем небольшую длину. Поэтому
схему замещения питающих сетей предприятия можно уп-
ростить и считать состоящей из двух-трех участков с со-
противлениями и проводимостями линий и трансформа-
торов.
Практический интерес при расчете питающих сетей
представляют схемы замещения, состоящие из двух участ-
ков: собственно линии и последовательно подключенной
к ней ТП. В общем случае электрическая сеть промышлен-
ного предприятия состоит из питающих линий и понижа-
ющих подстанций. Потери напряжения и мощности в со-
противлениях и проводимостях трансформатора рассчи-
тывают по Г-образной схеме замещения (см. рис. 2.14).
Чаще всего сеть рассчитывается при условии, что известны:
напряжение Ui в начале линии, ток /2 в конце линии и ко-
эффициент мощности созфг в конце линии (в точке под-
ключения потребителя). При этом нужно определить уро-
вни напряжения максимального Uzmax и минимального
Uzmin режимов в конце линии, а также ток Д и cos <pi в на-
чале линии. Ток 1Л, протекающий через сопротивления Rn
и Хл питающей линии напряжением 110 кВ и выше, должен
быть рассчитан с учетом зарядного тока, А,
~ 4* ^в2» (4-22)
где h — ток в конце линии (в точке подключения под-
станции потребителя), А; /вг—зарядный ток линии, А.
Напряжение в конце линии, кВ,
U^U^KU, (4.23)
где Ui — напряжение в начале линии; Д17 — падение (по-
тери) напряжения, вызванное током / в сопротивлениях
288
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
элементов сети (в линиях и трансформаторах) в макси-
мальном и минимальном режимах (3.29).
По току можно определить активную Pi и реактивную
Qi мощности в начале линии, если учесть потери мощнос-
ти в сопротивлениях и проводимостях элементов сети
Pi == Р2 + ДР, Qi = Q2 + AQ, (4.24)
где АР и AQ — потери активной и реактивной мощностей
в сети, определяемые в соответствии с (2.38), (2.39),
(2.57) и (2.58); Р2 и Q2— соответственно активная и ре-
активная мощности в конце линии (в точке подключения).
Расчет потерь мощности позволяет судить об эффек-
тивности эксплуатации СЭС промышленного предприятия
с позиции экономии топливно-энергетических ресурсов.
Схема внутризаводского электроснабжения промыш-
ленных предприятий выбирается на основе сравнения
двух-трех равноценных по обеспечению надежности вари-
антов, из которых после проведения технико-экономичес-
ких расчетов (§ 1.6) принимается оптимальный.
Пример 4.5. Рассчитать электрическую сеть, схема которой приве-
дена на рис. 4.50, а. Длины линий, максимальные нагрузки, МВт, при-
емных подстанций А и Б предприятия, мощности трансформаторов ука-
заны на схеме. Продолжительность использования максимума нагрузок
Л™*=4500 ч. В минимальном режиме (ночное время) нагрузка сети
составляет 30 % максимальной. Напряжение подстанции энергосистем
мы С в режиме максимальных нагрузок 115 кВ, в минимальном режи-
ме-— НО кВ. Желательный уровень напряжения в самой удаленной точ-
ке сети в максимальном режиме 35 кВ, в минимальном — 36 кВ. Пара-
метры трансформатора приведены в табл. 4.9.
Таблица 4.9. Технические параметры трансформатора
Тип Мощ- ность, МВ.А Напряже- ние, кВ Потер ДРо и, кВт Л^К,Н0М А, % %
ТДН-16 16 115/38,5 26 85 0,85 10,5
Схема замещения сети приведена на рис. 4.50,6.
Решение. Принимаем двухцепную ВЛ 110 кВ, выполненную прово-
дом АС. Ток нагрузки цепи на участке А—5.
§4.7 Выбор варианта внутризаводского электроснабжения
289
Рис. 4.50. Схема питающей сети промышленного предприятия с двумя
Присоединениями:
а — принципиальная; б — схема замещения
у = Sa's = ^20*+ 8». 10» = 57 д.
А'Б гУзс/ном 2-/3-110
На участке С—А ток нагрузки цепи
, _____Sc'A . К(18+ 20)»+(64-8)*. 10»
ZC«A 1 г- 7=------------- — 106 А-
2К 3 С/Пом 2-]/з-110
По табл. П1.2 примем Дк=1,1 А/мм2. Тогда сечение линий по (1.9)
РэкД-Б *= 57/1,1 = 51 мм2;
РэкС'Д 2=5 106/1,1 = 96 з мм2.
10—110
290
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Выбираем стандартные сечения: на участке А—Б — провод АС 70
и на участке С—Л— провод АС 95, для которых ло=О,4 Ом/км; по
табл. П2.2 определим гоЛ-б=°>42 Ом/км; Гос.л=О,31 Ом/км; /дЛ.5 =
=265 А; /дС.д=330 А.
По (2.40) и (2.41) определим активное и реактивное сопротивления
линий:
ЯлА.Б = 0,42*5 = 2,1 Ом; ЯлС.л = 0,31-12 = 3,72 Ом;
ХлА-Б =0,4-5 = 2 Ом; ХлС.А = 0,4* 12 = 4,8 Ом.
Определяем зарядную мощность по (2.43) и (2.44):
7,58-10-6
Ь0А-Б ------^5— s 2*8,10~в См/км:
Ig 0,6
7,58-10-’
6ос-я = ~ -4Щ--2,91-10-’См/км;
lg 0,7
ВА.Б = 2,8-10—’-5 = 14-10—* 1/Ом; Вс.л =2,91-10-*-12 =
= 34,8-10-’ 1/Ом;
HOMO-’-14,0 = 0,17 Мвар; 0Всд = 1102-10-’-34,8 =
= 0,42 Мвар.
Определим активное и реактивное сопротивления обмоток транс-
форматоров по (2.48а) и (2.49):
Ятл= = 85-110?. 103/16000? = 4 Ом;
Хтл == Хт£ = 10.10,5-1102/16 000 = 79 Ом.
Намагничивающая мощность трансформатора:
AQo ~ /о ^ном,т/Ю9>
Д<20л = Д(?05 = 0,85-16/100 = 0,136 Мвар;
ДРОЛ = ДР0Б = 26 кВт = 0,026 МВт.
Активную и реактивную мощности (составление баланса мощностей)?
электрической сети определяют по табл. 4.10.
Определим напряжение в различных точках сети при максим аль*
ном и минимальном режимах.
§ 4.7 Выбор варианта внутризаводского электроснабжения
291
Максимальный режим. Рассчитаем напряжение для каждого участ-
ка сети, пренебрегая реактивной составляющей падения напряжения:
UA = Uc — (PR + QXyUc = 115 — (39,0-3,72 + 19,9«4,8)/115 =
= 112,9 кВ;
VB = UA — (PR + QX)/Ua ~ 112,9 - (20,18• 2,1 + 11,05-2)/112,9 =
= 112,4 кВ.
Приведенное к напряжению 110 кВ напряжение в точке 1 '(см. риа
4.50)
£/' = £7Л —(/>/? + QJO/C^ = 112,9— (18.15-4 + 8,54-79)/112,9 =
= 106,6 кВ.
Действительное значение напряжения в точке 1 получится после
деления U j на коэффициент трансформации трансформатора лтд
= ^1/Лт.Л == Ю6,6• (38,5/115) = 35,6 кВ.
В точке 2 сети:
и2 = иБ — (pR + WUE == 112’4 — (20,27 -4 + 11,1 -79)/112,4 =*
= 103,9 кВ;
1/2 = 103,9 (38,5/115) =34 кВ.
По требованиям максимального режима уровень напряжения в точ«
ке 2 недостаточен, так как меньше 35 кВ, поэтому на подстанции Б
должно быть предусмотрено устройство для регулирования напряжения
j§ 6.1).
Минимальный режим. Аналогичный расчет произведем для мини*
мального режима.
ил= 110 — (И,43-3,72 + 4,18.4,8)/110= 109,4 кВ;
иБг= 109,4- (6-2,1 +2,47-2)/109,4= 109,2 кВ;
^1 = 109,4 —(5,43-4+ 2,16.79)/109,4 = 107,6 кВ; ,
Ut = 107,6 (38,5/115) =36 кВ;
u’2 =* Ю9,2 — (6-4 + 2,4.79)/109,2 = 107,2 кВ;
£72= 107,2 (38,5/115) =35,8 кВ.
Пример 4.6. Произвести технико-экономическое сравнение двух ва-
риантов схемы электроснабжения промышленного предприятия. Длина
линий, максимальные нагрузки подстанций двух принятых вариантов
19*
292
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Таблица 4.10. Баланс мощностей
Мощность и потери мощности отдельных участков электрической сети Максималь Мош
активная, МВт
Мощность, потребляемая с шин 35 кВ под- 20
станции Б
Потери мощности в сопротивлениях обмо- 20Ч-88 i -== 4=0,15
ток трансформаторов (2.55) и (2.56) 110^ ।
Потери мощности в проводимостях транс- 0,026 i
форматоров
Половина емкостной мощности линии А—Б —
Мощность в точке Б1 20,176
Потери мощности в сопротивлениях линии 20,1762+11,052 1 1 Л 9. *
аналогии с потерями мощности в транс- 110а
форматорах =0,09
Половина емкостной мощности линии Д—Б —
Мощность начала участка Л—-5 20,266
Мощность, потребляемая с шин 35 кВ под- 18
станции А
Потери мощности в сопротивлениях обмо- -4=0,12 1 1 *
ток трансформаторов НО*
Потери мощности в проводимостях транс- 0,026
форматора 18,146
Мощность, поступающая в трансформатор
Суммарная мощность питающей линии 38,412
С—А
Половина емкостной мощности линии —•
С—А
Потери мощности в сопротивлениях линии 38,44-19,4* „ л „ —2—2—2— *3,72=0.57 110а ’ ’
Половина емкостной мощности линии С—А «—>
Мощность, потребляемая с шин 110 кВ 39
энергосистемы
§47 Выбор варианта внутризаводского электроснабжения
293
ный режим | Минимальный режим
ность
реактивная. Мвар | активная, МВт реактивная, Мвар
4-/8 6 +/2$4
+/ .79--W3 ио* т/ 62+2,42 Гю* «4-0.001 . 6*4-2,4* +' 110. '79-
==+/0,02
4-/0,136 0,026 +/0,136
—/0,085 —Л» —/0,085
4-/11,051 6,027 +/2,471
+ .20,176*4-11.05* v 1 но* х 64-2,47* , 62+2,472 + i —Д—*— .2= но*
ЦО* -2,1—0,001
Х2=4-/0,09 = 4-/0,001
—/0,085 мм —/0,085
4-/11,06 6,028 +/2,39
4-/6 5,4 4-/2
+/ 5.42J-2* \iot 5,44-2* +1 11Т* <79-
=4-/0,02
4-/0,136 0,026 +/0,136
4-/8,536 5,427 + /2,156
+ /19,6 11,455 4-/4,546
—/0,21 —/0,21
+/ 38,4*4-19,4* , в 110* 11,46«+4,55* Л„Л ио> •ет- 11,46*+4,55« +1 НО* х
=+/0.7 =0,005 Х4,8=4-/0,052
—/0,21 —/0,21
+ /19,9 11,46 + /4,2
294
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
указаны на рис. 4.51, Время использования максимума нагрузки Ттах»
«=4500 ч. Коэффициент мощности нагрузки cosfp=0,9. Мощность на-
грузок I и II категорий составляет 82 % суммарной мощности нагрузок.
Рис. 4.51. Схема электроснабжения предприятия к примеру 4.6:
а—вариант I; б —вариант II
§ 4 7 Выбор варианта внутризаводского электроснабжения
295
Промышленное предприятие подлежит расширению. Район по гололе-
ду Ш. Стоимость электроэнергии со=О,О16 руб/(кВт *ч).
Решение. Определяем сечение линии ПО кВ. Экономическую плот-
ность тока для сталеалюминиевых проводов примем по табл. П1.2. При
Т'тах==4500 Ч /эк 1,1 А/ММ2»
Вариант /. Ток одной цепи двухцепной ВЛ ПО кВ
/р = Зр/(2 /317ном ) = 32-10»/(2 Уз • 110 ) = 84 А.
По (2.20): Sp=y 3O’+12,9s«32 MB-А.
По (1.9): F8k=84/1,1=76 мм2.
Принимаем для каждой цепи двухцепной ВЛ стандартное сечение
провода АС 95.
По табл. П2.2 длительно допустимый ток /д=330 А>84 А, что до-
пустимо по условию (3.1).
На стороне 10 кВ для питания нагрузок ТП1 принимаем кабельную
линию. Экономическая плотность тока по табл. П1.2 для КЛ с алюми*
лиевыми жилами /эк= 1,4 А/мм2.
Максимальный ток одной цепи КЛ 10 кВ
/р = V 10?+ 4,5? • 10«7(гУз . ю) = 323 А;
Fan = 323/1,4 = 230 мм?.
Принимаем стандартное сечение каждой цепи кабеля ААБ 10 кВ
сечением 2(3X120) мм2. По табл. П2.1 /д=2« 185=370 А>323 А, что
допустимо по (3.1).
Вариант IL Максимальный ток каждой ветви двухцепной ВЛ к под-
станции ПГВ2 на стороне ПО кВ
/р = К10? + 4,5? -108/(-2- VT-llo) =29,3 А;
Г8К = 29,3/1,1 =26 мм®.
Принимаем по условиям короны для ВЛ ПО кВ провод АС 70
(§ 2.5). По табл. П2.2 /д=265 А>29,3 А, что допустимо по (3.1).
Коэффициент загрузки трансформаторов рт = 0,65 примем по
табл. 4.6.
Вариант L Радиальная схема электроснабжения потребителей. При-
мем на ГПП два трансформатора, мощность которых
•SnoM,Ti = SP/(2₽T)=V 30? + 12,9? Z(2<0,65) =25 MB-А.
Мощность нагрузок I и II категорий
Si,tl==0,82.Sp = 0,82-32 = 26,2 МВ-А.
296
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Коэффициент послеаварийной перегрузки при выходе из строя од-
ного трансформатора варианта I схемы:
Рт,ав1 = 26,2/25= 1,05 <1,4,
что допустимо по условию послеаварийной перегрузки.
Вариант II. Схема глубокого ввода с двумя ПГВ. Мощность ПГВ1
]/2024- 8 ,42
$ном,т1 =—T7V------------- 13’6
Z ’0,0
Принимаем к установке два трансформатора ТДН-16, технические
данные которых приведены в табл. 4.11. В послеаварийном режиме ко-
Таблица 4.11. Технические данные принятых трансформаторов
Вари- ант Тип Потери мощности А» % Число трансфор- маторов
ДР0, кВт Д^к,ном’ кВт
I ТРДН-25 115/10,5—10,5 кВ 29 120 10,5 0,75 2
II ТДН-10, 115/11 кВ ТДН-16, 115/11 кВ 14 21 60 90 10,5 10,5 0,85 0,8 2 2
эффициент допустимой перегрузки определяется по табл. 4.8:
рт,ав2=0,82-21,8/16= 1,12< 1,4, что допустимо по условию послеава-
рийной перегрузки.
На ПГВ2 мощность трансформатора
У102 4-4,52
«Н0М.Т2- — --------- МВ.А.
Z * и
Примем к установке на ПГВ2 два трансформатора ТДН-10, техни-
ческие данные которых приведены в табл. 4.11.
В послеаварийном режиме при выходе из строя одного трансфор-
матора коэффициент перегрузки
О 82 «112
₽тав2==——— »=0>92<1,4> что допустимо по условию послеава*
рийной перегрузки.
Капитальные вложения по вариантам приведены в табл. 4.12. Оп-
ределим эксплуатационные расходы (издержки) И по двум вариантам.
Г а бл ип a 4.12. Расчет капитальных вложений по вариантам
Элементы электрической сети Единица измерения Стоимость единицы, тыс. руб. Капитальные вложения
К[ , вариант 1 Кц, вариант II
Количе- ство Общая стоимость, тыс. руб. Количе- ство Общая стоимость, тыс. руб.
Типовая подстанция ГПП 110/10 кВ, 2Х Х25 МВ-А (табл. П17)* компл. 302,42 1 302,42 — —
КТПН 110/10 кВ 2X10 MB-А (табл. П16)* компл. 135,39 — — 1 135,39
КТПН 110/10 кВ 2X16 MB-А (табл. П16)* компл. 148,48 — — 1 148,48
Двухцепная ЛЭП ПО кВ на железобетон- ных опорах с проводом АС 70 (табл. П4)* км 13 >5 — — 2,5 33,75
Двухцепная ЛЭП НО кВ на железобетон- ных опорах с проводом АС 95 (табл. П4)* км 13,95 1 13,95 — —•
Кабель ААБ 10 кВ, 3X120 мм2 (табл. П9)* км 3,37 4 13,48 — —“
Траншея для прокладки четырех кабелей в грунте II категории (табл. П13}* км 2,86 1,0 2,86 — —
1 Итого: 332,71 317,62
♦ Таблицы взяты из 154].
Примечание. Стоимость элементов схемы электроснабжения, общих для обоих вариантов, в расчет не
принимается.
Выбор варианта внутризаводского электроснабжения
298
Внутризаводское электроснабжение
Гл. 4
Вариант I. Провод АС 95, Явл =0,31-1=0,31 Ом.
Сопротивление КЛ определим по (2.40): /?кл =0,25* 1,0/2=0,125 Ом.
По рис. 2.17 определим время использования максимальных потерь
Ттал=2200ч. Потери активной энергии в линиях определяем по (2.63):
Д^аКЛ
11 200 \2
-------1 -0,125-2200-10—3
2 ' 73 416 кВт-ч;
Д^аВЛ
Ю2
32 000 \?
—------ -0,31.2200- 10—3
2 I
= 15 360 кВт-ч.
НО2
Потери активной энергии в трансформаторах по (2.62)
Д^а#т «= 29.8760 + (32/50)?-120-2200 = 368 100 кВт-ч.
Суммарные потери активной электроэнергии для варианта I
Дй7а1= Д1ГаКЛ + ДИ7аВЛ + Д^а<т = 73 416 + 15 360 +
+ 368 100 = 456 876 кВт-ч.
Стоимость потерь
И1 = с0 A^ai = 0,016-456 876 = 7310 руб.
Стоимость амортизационных отчислений по (1.7). В соответствии
с табл. П24 [54] аа^6,3 %, тогда
Яах = 6,3-332 710/100 = 20 960 руб.
Суммарные эксплуатационные расходы по (1.8)
Ях = 7310 + 20 960 = 28 270 руб.
Приведенные затраты по (1.4)
= 0,12-332710+ 28270 = 68 195 руб.
Вариант II.
/?л1 =0,46-1,5 = 0,69 Ом; Rm = 0,46-1,0 = 0,46 Ом;
( 11 200 \2
I-----—I .0,69-2200-10-3
\ 2 7
Д№_Л1 =-------------ПТ;----------- =3933 кВт-ч;
аЛ1 1105
/ 21 800 V
I—------j -0,46-2200-10—3
Д1ГаЛ2=--------------—---------------= 9937 кВт-ч;
§5.1
Потребители реактивной мощности
299
А^а.т = Д№а>т1 + АИ7а,те = (14 + 21) .8760 +
К 21.8 \2 / 11.2 \2 1
—Г~| -90 + “““Г- -60 *2200 = 438 600 кВт.ч;
32 / \ 20 / J
Д№ап = 3933 + 438 600 + 9937 = 452 470 кВт.ч;
= 0,016.452470 = 7239 руб;
Яап = 6,3-317 620/100 = 20 008 руб;
Ип = 7239 + 20 008 = 27 247 руб.;
31Т = 0,12*31:7 620 + 27 247 == 65361,4 руб.
Расчетные показатели технике-экономического сравнения двух ва-
риантов схем электроснабжения промышленного предприятия сведены
в табл. 4.13.
Таблица 4.13. Расчетные показатели технико-экономического
расчета
Вариант Капитальные вложения, тыс. руб. Потери электро- энергии, кВт-ч Эксплуатацион- ные расходы, тыс. руб. Суммарные приве« денные затраты, тыс. руб.
I 331,71 456 876 28,27 68,2
II* 317,62 452 470 27,25 1 65,4
* Вариант II предпочтителен.
Глава пятая
КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
5.1. ПОТРЕБИТЕЛИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
И МЕРЫ ПО ЕЕ УМЕНЬШЕНИЮ
/при подключении к электрической сети активно-индук-
тивной нагрузки ток ZH отстает от напряжения И на угол
сдвига <р. Косинус этого угла (созф) называется коэффм-
циентом мощности. Электроприемники с такой нагрузкой
потребляют как активную Р, так и реактивную Q мощ-
ность. Реактивная мощность
Q = Ptg<p.
Активная энергия, потребляемая электроприемниками,
преобразуется в другие виды энергии: механическую, теп-
ловую, энергию сжатого воздуха и газа и т. п. Определен-
300
Компенсация реактивной мощности
Гл. 5
ный процент активной энергии расходуется на потери. Ре-
активная мощность Q не связана с полезной работой ЭП
и расходуется на создание электромагнитных полей в
электродвигателях, трансформаторах, линиях.^}
Из курса ТОЭ известно, что реактивна'^7 мощность
может иметь индуктивный или емкостный характер. Усло-
вимся считать реактивную индуктивную мощность Ql на-
грузочной или потребляемой, а реактивную емкостную
мощность Qc — генерируемой.
Прохождение в электрических сетях реактивных токов
обусловливает добавочные потери активной мощности в
линиях, трансформаторах, генераторах электростанций,
дополнительные потери напряжения, требует увеличения
номинальной мощности или числа трансформаторов, сни-
жает пропускную способность всей СЭС.
Полная мощность
S = J/pa + Q2 = P/cos <р; (5.1)
потери активной мощности
ДР = (Р2 + (?2)Жом; (5.2)
коэффициент мощности
cos <р = PIS = P/V^ + Q* ; (5.3)
потери напряжения
W = (РР + QX)/£7H0M, (5.4)
где Р, Q, S — соответственно активная, реактивная и пол-
ная мощности; Р и X— соответственно активное и реак-
тивное сопротивления элементов электрической сети;
CLm».— номинальное напряжение сети.
I Основными потребителями реактивной мощности ин-
дуктивного характера на промышленных предприятиях
являются асинхронные двигатели АД (60—65,% общего
ее потребления), трансформаторы, включая сварочные
(20—25 %), вентильные преобразователи, реакторы и про-
ГЭП. J
Реактивной мощностью дополнительно нагружаются
питающие и распределительные сети предприятия, соот-
ветственно увеличивается общее потребление электроэнер-
гии. Меры по снижению потребления реактивной мощнос-
ти: естественная компенсация '(естественный созф)- без
§5.2
Средства компенсации реактивной мощности
301
применения специальных компенсирующих устройств
(КУ); искусственная компенсация, называемая чаще про-
сто компенсацией и рассматриваемая в § 5.2 (искусствен-
ный costp), с применением КУ.
Естественная компенсация реактивной мощности не
требует больших материальных затрат и ^должна прово-
диться на предприятиях в первую очередь. К естественной
компенсации относятся:
упорядочение и автоматизация технологического про-
цесса, ведущие к выравниванию графика нагрузки и улуч-
шению энергетического режима оборудования (равномер-
ное размещение нагрузок по фазам, смещение времени
обеденных перерывов отдельных цехов и участков, пере-
вод энергоемких крупных ЭП на работу вне часов макси-
мума энергосистемы и, наоборот, вывод в ремонт мощных
ЭП в часы максимума в энергосистемы и т. п.).;
создание рациональной схемы электроснабжения за
счет уменьшения количества ступеней трансформации;
замена трансформаторов и другого электрооборудова-
ния старых конструкций на новые, более совершенные с
меньшими потерями на перемагничивание;
замена малозагруженных трансформаторов и двигате-
лей трансформаторами и двигателями меньшей мощности
и их полная загрузка;
применение СД вместо АД, когда это допустимо по ус-
ловиям технологического процесса;
ограничение продолжительности XX двигателей и сва-
рочных трансформаторов, сокращение длительности и рас-
средоточение во времени пуска крупных ЭП;
улучшение качества ремонта электродвигателей, умень-
шение переходных сопротивлений контактных соединений;
отключение при малой нагрузке (например, в ночное
время, в выходные и праздничные дни) части силовых
трансформаторов.
5.2. СРЕДСТВА КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ
МОЩНОСТИ
Для искусственной компенсации реактивной мощности,
называемой иногда «поперечной» компенсацией, применя-
ются специальные компенсирующие устройства, являющи-
еся источниками реактивной энергии емкостного характера.
302
Компенсация реактивной мощности
Гл. 5
До 1974 г. основным нормативным показателем, ха-
рактеризующим потребляемую промышленным предпри-
ятием реактивную мощность, был средневзвешенный ко-
эффициент МОЩНОСТИ COS фср.взв.
Средневзвешенный коэффициент мощности за время t
cos<pt = + (5.5)
где и l^pt — соответственно расход активной и реак-
тивной электроэнергии за рассматриваемый промежуток
времени.
Действовавшие до 1974 г. руководящие указания по
компенсации реактивной мощности сыграли положитель-
ную роль в существенном снижении потребления реактив-
ной мощности и в повышении средневзвешенного коэффи-
циента мощности в целом по стране с 0,75 в 1946 г. до 0,93
в 1974 г. В то время промышленные предприятия произ-
водили оплату израсходованной электроэнергии с учетом
cos<pcp,B3B. Требования энергоснабжающей организации бы-
ли таковы, что на вводах предприятия значение созфер.к»
должно было находиться в пределах 0,92—0,95.
Однако в соответствии со старыми руководящими ука-
заниями по компенсации реактивной мощности предприя-
тия не были заинтересованы в отключении установленных
КУ в часы минимальных нагрузок. В связи с этим в пита-
ющей энергосистеме часто наблюдалась перекомпенсация
реактивной мощности. Перекомпенсация — это избыточ-
ная реактивная мощность, вырабатываемая компенсирую-
щей установкой в периоды понижения нагрузок (ночью,
в обеденные перерывы, в нерабочие и праздничные дни
и т. п.) и передаваемая в сеть энергосистемы. Результатом
перекомпенсации являлось увеличение суммарных потерь
мощности и энергии в электрических сетях и усложнение
и удорожание устройств регулирования напряжения.
По этой причине в новых «Правилах пользования элек-
трической и тепловой энергией», введенных в действие с
1 января 1982 г., указывается не нормируемое значение
коэффициента мощности (0,92—0,95), а та суммарная ре-
активная мощность компенсирующих устройств, которая
должна быть установлена на предприятии согласно зада-
нию энергосистемы. Для стимулирования мероприятий по
компенсации реактивной мощности Минэнерго СССР, ус-
§5.2
Средства компенсации реактивной мощности
303
тановлена новая шкала скидок и надбавок к тарифу за
электроэнергию в зависимости от степени компенсации ре-
активной мощности у потребителей (§ 6.3).
Наглядное представление о сущности компенсации реак-
тивной мощности дает рис. 5.1. На рис. 5.1, а изображена
схема электрической цепи. Пусть до компенсации потре-
битель имел активную мощность Р, соответственно ток /а
(отрезок О В на рис. 5.1,6) и реактивную мощность от ин-
дуктивной нагрузки Qi с соответствующим током h (от-
резок ВА). Полной мощности S» соответствует вектор /я
(отрезок ОА). Коэффициент мощности до компенсации
coscpi. Векторная диаграмма компенсации представлена
на рис. 5.1, а.
Рис. 5.1. Векторная диаграмма компенсация реактивной мощности
После компенсации, т.е. после подключения парал-
лельно нагрузке КУ (конденсатора) с мощностью QK (ток
,1с), суммарная реактивная мощность потребителя будет
уже Qi—Qk (ток h—Ic) и соответственно снизится угол
.сдвига фаз с <pi до <р2 и повысится коэффициент мощности
с cos Ф1 до cos ф2- Полная потребляемая мощность при той
же потребляемой активной мощности Р (токе /а) снизится
с Si (ток /н) до St (ток /г) (отрезок ОЛ'). Следовательно,
в результате компенсации можно при том же сечении про-
водов повысить пропускную способность сети по активной
мощности.
7 К техническим средствам компенсации реактивной
•мощности относятся следующие виды компенсирующих
устройств: конденсаторные батареи (КБ), синхронные
двигатели, вентильные статические источники реактивной
мощности (ИРМ).
304
Компенсация реактивной мощности
Гл. 5
Наибольшее распространение на промышленных пред-
приятиях имеют конденсаторы (КБ) — крупные (в отли-
чие от конденсаторов радиотехники) специальные устрой-
ства, предназначенные для выработки реактивной емкост-
ной мощности. Конденсаторы изготовляют на напряжение
220, 380, 660, 6300 и 10500 В в однофазном и трехфазном
исполнениях для внутренней и наружной установки. Они
бывают масляные (КМ) и еоволовые (КС). Диэлектричес-
кая проницаемость совола примерно вдвое больше, чем
масла. Однако допустимая отрицательная температура со-
ставляет —10 °C для соволовых конденсаторов, в то время
как масляные могут работать при температуре — 40’ С.
Широкое применение конденсаторов для компенсации ре-
активной мощности объясняется их значительйыми преи-
муществами по сравнению с другими видами КУ: незначи-
тельные удельные потери активной мощности до
0,005 кВт/квар, отсутствие вращающихся частей, просто-
та монтажа и эксплуатации, относительно невысокая сто-
имость, малая масса, отсутствие шума во время работы,
возможность установки около отдельных групп ЭП и т.д.
Недостатки конденсаторных батарей: пожароопасность,
наличие остаточного заряда, повышающего опасность при
обслуживании; чувствительность к перенапряжениям
и толчкам тока; возможность только ступенчатого, а не
плавного регулирования мощности.
Конденсаторы, как правило, собираются в батареи "(КБ)
и выпускаются заводами электротехнической промышлен-
ности в виде комплектных компенсирующих устройств
.(ККУГ. На рис. 5.2 изображен общий вид ККУ напряже-
нием-о80 В и мощностью 300 квар.
В табл. 5.1 приведены технические характеристики не-
которых видов комплектных конденсаторных установок.
Удельная стоимость конденсаторов высокого напряжения
меньше удельной стоимости конденсаторов низкого напря-
жения, но конденсаторы низкого напряжения проще и на-
дежнее в эксплуатации. Комплектные конденсаторные ус-
тановки имеют встроенное разрядное сопротивление R для
снятия остаточного напряжения при отключении ККУ от
сети. Иногда в качестве разрядного сопротивления применя-
ют два однофазных трансформатора напряжения TV '(рис.
5.3, а) или лампы накаливания (рис. 5.3,о).
За счет присоединения к сети КУ с мощностью <2к
§ 5.2 Средства компенсации реактивной мощности 305
Рис. 5.2. Конструкция ККУ напряжением 380 В, мощностью 300 квар:
/ — шкаф ввода; 2 — шкаф конденсаторной батареи; 3 —рубильник; 4 — масля-
ный конденсатор
Рис. 5.3. Схемы включения КУ на шинах 6—10 кВ (а) и в распреде-
лительной сети 0,38 кВ (б)
20—110
Таблица 5.1. Технические данные некоторых типов комплектных конденсаторных установок
Тип установки Мощ- ность, квар Количество ступеней Удельные потери ЛРКБ» кВт/квар Удельная стоимость, 3У,ККБ’ руб/квар Приведенные затраты, руб/квар, в год Габариты (длинах Xширинах высота), мм
Для осветительных сетей 380 В
УК2-0,38-50УЗ 50 2 0,0045 6,7 1,48 375x430x650
УКЗ-0,38-75УЗ 75 3 0,0045 5,8 1,28 580X430X 650
УК2Д38-100УЗ 100 2 0,0045 5,6 1,23 375X 430X 965
Для силовых сетей 380 В
УКБН-0,38-100-50УЗ 100 2 0,0045 10,5 2,31 800x440x895
УКБТ-0,38-150УЗ 150 1 0,0045 8 1,76 630 X520X1400
УКТ-0,38-150УЗ 150 1 0,0045 7,5 1,65 700X 560X1660
УКБ-0,38-150УЗ 153 — 0,0045 6,2 1,36 580Х460Х1200
УКБН-0.38-200-50УЗ 200 4 0,0045 9,3 2,05 800 x440x1685
Для силовых сетей 6 и 10 кВ
УКМ-6,3-400-У1 400 1 0,003 4,9 1,08 2140X860X2060
УК-6,3-450-ЛУЗ 450 1 0,003 4,1 0,9 2140X880X1800
УК-6,3-900-ЛУЗ *900 1 0,003 3,7 0,81 3540 x 880x1800
УК-6,3-1125-Л УЗ 1125 1 0,003 3,7 0,81 4240X880X1800
Примечание. Для сетей 10 кВ в типе установки 6,3 заменяется на 10,5.
Компенсация реактивной мощности Гл. 5
§5.2
Средства компенсации реактивной мощности
307
уменьшаются потери мощности и напряжения. После ком-
пенсации потери мощности
+Дрку> (5.б)
ifl
vnOM
где ДР ку— потери мощности в компенсирующем устройст-
ве, кВт.
Потери напряжения после компенсации, В,
Д(7 = pP + (Q —<2к)Х . (5 у)
^ном
Рассмотрим другой вид КУ — синхронные двигатели.
Из курса «Электрические машины» известно, что при
увеличении тока возбуждения выше номинального значения
синхронные двигатели (СД) могут вырабатывать реактив-
ную мощность, следовательно, их можно использовать как
средство компенсации реактивной мощности. Главным от-
личием СД от АД является то, что магнитное поле, необхо-
димое для действия СД, создается в основном от отдель-
ного источника постоянного тока '(возбудителя). Вследст-
вие этого СД в нормальном режиме (при ccxs<p==l) почти
не потребляет из сети реактивной мощности, необходимой
для создания главного магнитного потока, а в режиме пе-
ревозбуждения, т. е. при работе с опережающим коэффи-
циентом мощности, может генерировать емкостную мощ-
ность в сеть.
Синхронные двигатели, выпускаемые отечественной
промышленностью, рассчитаны на опережающий коэффи-
циент мощности cos ф»=0,9 и при номинальной активной
нагрузке Ряом и напряжении 1/Ном могут вырабатывать но-
минальную реактивную мощность:
Сном 0,5 Рном. (5.8)
д При недогрузке СД по активной мощности р=Р/Ряои<
<1 возможна перегрузка по реактивной мощности
==Q/QhOM>1.
Средние значения коэффициента нагрузки по реактив-
ной мощности а в зависимости от изменения активной на-
грузки р и напряжения сети для СД некоторых серий напря-
жением 6 и 10 кВ приведены в табл. 5.2.
Преимуществом СД, используемым для компенсации
реактивной мощности, по сравнению с КБ является возмож-
20*
308
Компенсация реактивной мощности
Гл. 5
Таблица 5.2. Зависимости коэффициента перегрузки по реактивной
мощности синхронных двигателей от напряжения
Серия, номинальное напряжение и частота вращения двигателя Относитель- ное нип ряже- ние на зажи- мах двига- теля £//£7ном Коэффициент перегрузки по ре- активной мощности а при коэф- фициенте загрузки р
0,9 | 0.8 | | 0.7
СДН, 6 и 10 кВ (для всех 0,95 1,31 1,39 1,45
частот вращения) 1 1,21 1,27 1,33
СДН, 6 кВ: 1,05 1,06 1,12 1,17
600—1000 об/мин 1,1 0,89 0,94 0,96
370—500 об/мин 1,1 0,88 0,92 0,94
187—300 об/мин 1,1 0,86 0,88 0,9
100—167 об/мин 1,1 0,81 0,85 0,87
СДН, 10 кВ:
1000 об/мин 1,1 1,1 0,9 0,98 1
250—750 об/мин 0,86 0,9 0,92
СТД, 6 и 10 кВ, 3000 об/мин 0,95 1,3 1,42 1,52
1,0 1,32 1,34 1,43
1,05 1,12 1,23 1,31
1,1 0,9 1,08 1,16
СД и СДЗ, 380 В (для всех 0,95 1,16 1,26 1,36
частот вращения) 1,0 1,15 1,24 1,32
1,05 1,1 1,18 1,25
1,1 0,9 1,06 1,15
ность плавного регулирования генерируемой реактивной
мощности.
Недостатком является то, что активные потери на гене-
рирование реактивной мощности для СД больше, чем для
КБ, так как зависят от квадрата генерируемой мощности
СД.
Дополнительные активные потери в обмотке СД, кВт,
вызываемые генерируемой реактивной мощностью в преде-ч
лах изменения cos <р от 1 до 0,9 при номинальной активной
мощности СД, равной Рном,
^Рцоы~ f&atf/UtDn, (5.9)
где Оном — номинальная реактивная мощность СД, квар
(5.8); г — сопротивление одной фазы обмотки СД в нагре-
том состоянии, Ом; £/ном — номинальное напряжение сети,
кВ.
§5.2
Средства компенсации реактивной мощности
809
В общем случае, когда Р, Q и U отличаются от номи-
нальных значений, потери активной мощности, кВт, на ге-
нерирование реактивной мощности
AP = Dl^_ + DaJJ)l( (5.Ю)
Qa0M <2ном
где О' — величина генерируемой синхронным двигателем
реактивной мощности, квар ’(5.11); Di и Dz — постоянные
величины (табл. 5.3), кВт.
Реактивная мощность Q', генерируемая синхронным
двигателем при активной нагрузке Р<РНом,
0 = «Р tg фнОМ^ПОМ» (5.1 1)
Таблица 5 3. Основные технические данные некоторых синхронных
двигателей на напряжение 6 кВ при cos <р=0,9
Тип двигателя Номинальная мощ- ность КПД, % Постоянные величи- ны, кВт
активная, кВт реактив- ная, квар
1000 об/мин
СДН-14-49-6 1000 511 95,37 5,09 3,99
СДН-14-59-6 1250 633 95,95 4,74 4,42
СДН-15-30-6 1600 812 95,75 6,65 6,8
СДН-15-49-6 2000 1010 96,06 8,06 7,53
СДН-15-64-6 2500 1260 96,5 8,13 7,74
СДН-15-76-6 3200 1610 96,75 10,3 8,91
СДН-16-69-6 4000 2000 96,48 14,1 11,8
СДН-16-84-6 5000 2500 96,9 13,8 11,5
СДН-16-104-6 6300 3150 97,22 14,6 13,1
600 об/мин
СДН-14-44-10 630 325 93,98 5,6 5,76 7,66 7,54 7,79 10,7 10,9 11,6 12,9 14,6 4,06 4,63 5,38 6,56 6,99 8,68 8,46 10,5 12,7 11,7
СДН-14-56-10 СДН-15-39-10 СДН-15-49-10 СДН-15-64-10 СДН-16-54-10 СДН-16-71-10 СДН-16-86-10 СДН-17-59-10 СДН-17-76-10 800 1000 1250 1600 2000 2500 3200 4000 5000 410 511 637 812 1010 1265 1615 2010 2510 94,65 94,68 95,16 95,78 95,66 96,22 96,58 96,67 97,06
310
Компенсация реактивной мощности
Гл. 3
где а — коэффициент перегрузки по реактивной мощности
(табл. 5.2); Р — активная нагрузка СД, кВт; tg фиом и
»|ном — соответственно тангенс угла <р и КПД двигателя,
принимаемые по каталогу (паспорту) СД.
Следует отметить, что Р1+^2=ДРном. Следовательно,
сумма постоянных коэффициентов Di и D2 определяет ак-
тивные потери СД, вызванные генерированием реактивной
мощности Оном при номинальных напряжении (£/цои) и ак-
тивной МОЩНОСТИ (Рном).
Рис. 5.4. Принципиальная схема статических быстродействующих ИРМ,
применяемых для компенсации реактивной мощности ЭП с ударными на-
грузками
LR — индуктивный элемент для плавного регулирования колебаний напряжения
с помощью тиристорных ключей VS; 1 — фильтр высших гармоник 5-го, 7-го, 9-го
и т, д. порядка: 2 — С1—СЗ — батареи конденсаторов (нерегулируемая часть)
для компенсации постоянной составляющей реактивной мощности
Как правило, в системах электроснабжения промышлен-
ных предприятий КБ компенсируют реактивную мощность
базисной (основной) части графиков нагрузок, а СД сни-
жают, главным образом, пики нагрузок графика.
Разновидностью СД являются синхронные компенсато-
ры (СК), которые представляют собой СД облегченной
конструкции без нагрузки на валу. В настоящее время вы-
пускается СК мощностью выше 5000 квар; они имеют огра-
ниченное применение в сетях промышленных предприятий
и лишь в ряде случаев используются для улучшения пока-
§5.3
Выбор компенсирующих устройств
311
зателей качества напряжения у мощных ЭП с резкопере-
менной ударной нагрузкой (дуговые печи, прокатные станы
ит. п.). В сетях с резкопеременной ударной нагрузкой на
напряжении 6—10 кВ рекомендуется применение не конден-
саторных батарей, а специальных быстродействующих ис-
точников реактивной мощности (ИРМ), которые должны
устанавливаться вблизи таких ЭП. Схема ИРМ приведена
на рис. 5.4. В ней в качестве регулируемой индуктивности
используются индуктивности LR и нерегулируемые емко-
сти С1—СЗ.
Регулирование индуктивности осуществляется тири-
сторными группами УЗ, управляющие электроды которых
подсоединены к схеме управления. Достоинствами статиче-
ских ИРМ является отсутствие вращающихся частей, от-
носительная плавность регулирования реактивной мощно-
сти, выдаваемой в сеть, возможность трех- и четырехкрат-
ной перегрузки по реактивной мощности. К недостаткам
относится появление высших гармоник, которые могут воз-
никнуть при глубоком регулировании реактивной мощ-
ности. .
S.3. ВЫБОР КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Расчет и выбор КУ производится на основании задания
энергосистемы и в соответствии с «Руководящими указани-
ями по компенсации». Задачи по расчету и выбору КУ ре-
шаются совместно с вопросами проектирования всех эле-
ментов СЭС промышленного предприятия.
Потребная мощность КУ выбирается с учетом наиболь-
шей входной реактивной мощности Q3, квар, которая мо-
жет быть передана из сетей энергосистемы. В общем виде
должно соблюдаться следующее условие:
Qp-Qk«?3. (5.12)
где Qp — расчетная '(потребляемая) предприятием реактив-
ная мощность, квар (гл. 2)| ^«"-реактивная мощность,
которую надо скомпенсировать на прёййриятии (т. е. мощ-
ность КУ) •
Энергосистемой в соответствии с [39] задается режим
потребления реактивной мощности на предприятии с уче-
том его расчетных максимальных нагрузок Qp и Рр. Это
требование заключается в том, что задаются значения
Qsi — реактивной мощности, выдаваемой энергосистемой
312
Компенсация реактивной мощности
Гл. 5
предприятию в течение получаса в период максимальных
активных нагрузок энергосистемы, и Q32 — средней реак-
тивной мощности, передаваемой из сети энергосистемы или
генерируемой в сеть энергосистемы в период ее наименьшей
нагрузки. Практически во всех случаях QS2~0. С учетом
изложенного выражение (5.12) приобретает вид:
Qumax ~ Qpmax'~ Qel> (5.13)
Qitmtn ~ Qpmin Qaz> (?-14)
где Qsmax и Qsmin — соответственно необходимая мощ-
ность КУ в режиме максимальных и минимальных нагру-
зок; Qpmax н Qpmin — соответственно расчетная реактивная
мощность предприятия в режиме максимальных и мини-
мальных (в ночную смену, в праздничные дни и т. п.) на-
грузок (§ 2.3).
Выражения (5.13) и (5.14) относятся к промышленным
предприятиям с мощностью 750 кВ-А и выше. Для пред-
приятий с мощностью до 750 кВ-А энергосистемой реко-
мендуется полная компенсация реактивной мощности на
стороне до 1 кВ.
Эти требования энергосистемы вызваны тем, что в сетях
напряжением до 1 кВ, как правило, коэффициент мощности
нагрузки не превышает 0,8. При этом сети до 1 кВ элект-
рически более удалены от ИП энергосистемы и промыш-
ленных ТЭЦ, поэтому передача реактивной мощности энер-
госистемы в сеть до 1 кВ предприятия приводит к повышен-
ным затратам на увеличение сечений проводников, к
повышению мощности трансформаторов и повышенным по-
терям электроэнергии.
Таким образом, недостаток в энергосистеме реактивной
энергии для покрытия реактивных нагрузок промышлен-
ного предприятия устраняется за счет компенсирующих ус-
тановок предприятия. Примем если устанавливается КБ,
то суммарная мощность их нерегулируемых секций не дол-
жна превышать расчетную реактивную мощность предпри-
ятия в режиме минимальных нагрузок Qpmin-
В целях стимулирования мероприятий по* компенсации
реактивной мощности на промышленных предприятиях вве-
дена шкала скидок и надбавок '(§ 6.3) к тарифу за элект-
роэнергию, отпускаемую энергоснабжающей организацией.
Штрафы в виде надбавки к тарифу за электроэнергию, вы-
плачиваемые предприятием за несоблюдение режима ком-
§5.3
Выбор компенсирующих устройств
313
пенсации, не устраняют реальных потерь в электрических
сетях, а лишь перераспределяют их стоимость между энер-
госистемой и промышленным предприятием. Однако ука-
занные надбавки к тарифу стимулируют предприятия
к принятию мер по рациональной эксплуатации КУ.
Энергосистема контролирует режим потребления реак-
тивной мощности на предприятии, для чего служат счетчи-
ки с указателями 30-минутного максимума и реле времени.
Счетчики устанавливают на границе раздела энергосисте-
мы и предприятия в точке, указываемой в договоре на от-
пуск электроэнергии. При отсутствии специальных счетчи-
ков используют показания обычных счетчиков. Записи под-
лежат 30-минутные показания счетчиков в часы максимума
и ночного минимума энергосистемы.
Выбор мощности КУ и распределение их по сетям про-
мышленного предприятия напряжением до 1 кВ и выше
производятся на основании технико-экономических расче-
тов по минимуму приведенных затрат (§ 1.6). Приведенные
затраты на компенсацию реактивной мощности, руб., '
Зк ~ 30К Зу,к1 Qk 4* Зу,к2 Qk> (6.15)
где QK — реактивная мощность КУ, квар; 30к — постоян-
ная составляющая затрат, не зависящая от мощности QK,
руб.; Зу>к1 — удельные затраты на 1 квар реактивной мощ-
ности, руб/квар; Зу,к2 — удельные затраты на 1 квар2
реактивной мощности, руб/квар2.
Постоянная составляющая затрат, руб.,
3ОЙ = £Л (5-16
где ^=0,12 — нормативный коэффициент эффективности
капитальных вложений; Ко — затраты на коммутационную
аппаратуру, вводные и регулирующие устройства, устрой-
ства защиты и другие затраты компенсирующих установок,
руб.
Для СД величина Зок=0 и выражение (5.15) принима-
ет вид:
Зк.дв = Зу,к,ДВ1 QhOm4~ Зу,к.дв2 Qhom> (5.17)
где Qhom номинальная реактивная мощность СД, квар
(5.8);
Зу.к.дв! — Спот[(^1/@ном4- 2Р2<2пр/(ФиоМп)]; (5.18)
314
Компенсация реактивной мощности
Гл. 5
Зу,к,дв2 л); (5.19)
здесь Спот — стоимость потерь, руб/кВт (табл. 5.4); п —
число однотипных СД; Qnp — реактивная мощность, выра-
батываемая СД предварительно, квар. Если СД вводится
вновь, то Qnp=0 и (5.18) принимает вид:
Зу.к.дв! = СпоТ^1/фнОМ«
(5.20)
Таблица 5.4. Стоимость 1 кВт потерь
Район расположения некоторых
объединенных энергосистем
Центр, Юг, Северо-Запад
Средняя Азия
Сибирь
Число рабо-
чих смен
Стоимость 1 кВт
потерь Спот, руб/кВт
1
2
3
1
2
3
1
2
3
52
106
112
64
64
80
85
85
85
Для КБ Qk=0, тогда '(5.15)
(и
Tj—) Окв+
С'ном /
+ СпоТДРКБ$КБ> (5.21)
где Qkb—мощность КБ, квар; ДРкв— удельные потери
мощности в конденсаторах, кВт/квар (табл. 5.1); Г/дб— на-
пряжение на конденсаторной батарее, В; Зу,кКБ1 — удель-
ные затраты на установку КБ (см. табл. 5.1); Зоккв по-
стоянная составляющая затрат для КБ
Зоккв Ди (Ка Ч" Кр); (5.22)
здесь Е'=0,223 — нормативный коэффициент эффективно-
сти капитальных вложений в КБ; Кв и Кр — соответствен-
но стоимость вводного и регулирующего устройства, руб.
Чаще всего при проектировании СЭС еще не уточнены
места установки КУ. Поэтому с достаточной для практиче-
ских целей точностью можно принимать средние удельные
затраты на компенсацию 1 квар 3У,К1=3,5 руб/(квар • год).
§ 5.3 Выбор компенсирующих устройств 315
На предприятиях мощностью более 750 кВ «А после про-
ведения мер по естественной компенсации нескомпенсиро-
ванная реактивная нагрузка в сетях до 1 кВ может покры-
ваться как установкой КУ до 1 кВ, так и перетоком реак-
тивной мощности с шин 6—10 кВ, оптимальное соотношение
между которыми определяется расчетом.
Источники реактивной мощности напряжением 6—10 кВ
более экономичны по сравнению с источниками реактивной
мощности на напряжение до 1 кВ. Однако передача реак-
тивной мощности из сети 6—10 кВ в сеть напряжением до
1 кВ может привести к увеличению числа трансформаторов
на ТП на Ап, обусловленного их дополнительной загрузкой,
передаваемой реактивной мощностью, и соответственно
к увеличению потерь электроэнергии в линиях и трансфор-
маторах.
Дополнительные приведенные затраты, руб., увеличива-
ются:
АЗ = £нАпКт, (5.23)
где Кт — стоимость дополнительно устанавливаемых Ап
трансформаторов, руб. При большом числе цеховых транс-
форматоров (более 10) Ап определяется по кривым рис. 9.1
и 9.2 [17].
Как правило, стоимость КТП, устанавливаемых на со-
временных промышленных предприятиях, достаточно высо-
ка, и поэтому передача избыточной реактивной мощности
СД 6—10 кВ в сеть напряжением до 1 кВ является невы-
годной.
Чаще всего реактивная мощность СД 6—10 кВ исполь-
зуется для компенсации реактивных нагрузок на стороне
6—10 кВ.
Мощность КУ в сетях напряжением до 1 кВ определя-
ется по минимуму приведенных затрат выбором экономиче-
ски оптимального числа трансформаторов цеховых ТП и
определением дополнительной мощности КУ ниже 1 кВ в
целях оптимального снижения потерь в трансформаторах
и в сети напряжением 6—10 кВ, питающей эти трансфор-
маторы.
Рассчитанная таким путем мощность компенсации рас-
пределяется между всеми трансформаторами цеха пропор-
ционально их реактивным нагрузкам.
316
Компенсация реактивной мощности
Гл. 5
При выборе КУ на предприятиях с большим числом
трансформаторов решающее значение имеет число устанав-
ливаемых трансформаторов.
Ориентировочное количество необходимых трансформа-
торов одинаковой оптимальной экономической мощности
для покрытия всех электрических нагрузок цеха при нерав-
номерном распределении этих нагрузок по площади цеха
и при найденной средней плотности нагрузок цеха о выби-
рают по выражению
«„-Ml».*5-..-)’ <5-24’
где SCM — полная средняя мощность цеха за максимально
загруженную смену, кВ «А '(§ 2.3); Shom,t,sk — оптимальная
экономическая номинальная мощность трансформатора,
определяемая по рис. 5.5; fo — рекомендуемый коэффици-
250 -
_______I__I__1—J____I__jL
О 0,05 0,1 0,15 Д2Й,К8т/м2
Рис. 5.5. Кривая для вы-
бора оптимальной мощ-
ности цеховых ТП
ент загрузки трансформаторов .{табл. 4.6); XecosqW
cosq>i — отношение коэффициентов мощности на стороне
вторичного напряжения трансформатора соответственно
после и до компенсации реактивных нагрузок.
При равномерно распределенной по площади цеха на-
грузке число трансформаторных подстанций
<5-25>
Для выбора наивыгоднейшего числа трансформаторов
и Мощности КУ следует провести технико-экономическое
сравнение вариантов с минимальным числом трансформа-
торов и с числом трансформаторов, увеличенным на один
или два. Для варианта с увеличенным числом трансформа-
торов следует учитывать затраты на дополнительную уста-
новку трансформаторов по (5.23).
§ Б.З Выбор компенсирующих устройств 317
Если на предприятии нельзя увеличить число трансфор-
маторов по условию размещения цехов, способу резерви-
рования и т. п., то определяют минимально возможную
мощность трансформатора 5Ном,т,эк по рис. 5.5. Затем срав-
нивают варианты установки трансформаторов с минималь-
но возможной мощностью и мощностью трансформатора
на ступень выше.
Как правило, реактивная нагрузка индуктивного харак-
тера в сетях 6—10 кВ создается реактивной мощностью ЭП
6—10 кВ и нескомпенсированной в сетях НН 0,4—0,69 кВ
реактивной нагрузкой QBh с учетом потери реактивной мощ-
ности в силовых трансформаторах на стороне 6—10 кВ.
Наибольшая реактивная мощность, квар, которая может
быть передана из сети 6—10 кВ в сеть напряжением до 1 кВ
для покрытия оставшейся нескомпенсированной реактив-
ной мощности в сети до 1 кВ без увеличения числа уста-
навливаемых трансформаторов птр и их коэффициента за-
грузки, рт определяется
Qbh — У/" (^тр Рт Shom.t ) — Рем » (5.26)
где Рем — активная средняя нагрузка за максимально за-
груженную смену, кВт (§ 2.3).
В целях оптимального снижения потерь в трансформа-
торах и в сети 6—10 кВ суммарная мощность КБ напряже-
нием до 1 кВ для группы с небольшим числом трансфор-
маторов цеха
Qkb ~ Qp “ Qbh» (5.26а)
где Qp—суммарная расчетная реактивная нагрузка за мак-
симально загруженную смену (§ 2.3).
Если окажется, что Qkb<0, то установка конденсато-
ров напряжением до 1 кВ не требуется.
Определение мощности КБ до 1 кВ в целях оптималь-
ного снижения потерь подробно изложено в [17, 53].
На практике для промышленных предприятий чаще все-
го сравнивают варианты установки средств компенсации
отдельно в виде КБ, СД или совместной установки КБ
иСД.
При отсутствии на предприятии СД для привода про-
изводственных механизмов сначала выбирается оптималь-
ная мощность КУ на стороне до 1 кВ, а затем определяется
818
Компенсация реактивной мощности
Гл, 5
оптимальная мощность силовых трансформаторов на под-
станциях.
Пример 5.1. На рис. 5.6 приведена схема одной секции РП 10 кВ,
к шинам 10 кВ которого присоединены два СД мощностью РНом,дп=
=2500 кВт каждый и с частотой вращения со =1000 об/мин. Коэффи-
циент загрузки каждого СД ₽=0,8 и коэффициент мощности cosq>=
=0,9, синхронные двигатели вводятся вновь и Qnp=0. Потребление ре-
активной мощности в сети 10 кВ от других ЭП промышленного пред-
(ад) (ад) «а=^м&ч>
JL СДН 2X2500 кВт
XZXZxWkB-A
{в/ ТВ- ft=4l>5M8T
П____~*бБ=^М6ар
Рис. 5.6. Схема компенсации реактив-
ной мощности при наличии СД 10 кВ
(к примеру 5.1)
приятия составляет Qa= 1900 квар. В сети 380 В расчетные нагрузки
за максимально загруженную смену составляют: Рсм=4,5 МВт, Qcm~
=3,2 Мвар, Scm—5,5 МВ-А. Питающая энергосистема находится в Сред-
ней Азии (Спот=64,0 руб/кВт) и может передать в часы максимума
реактивную мощность Q8i = 1,2 Мвар.
Коэффициент загрузки трансформаторов рт=0,7 (табл. 4,6) при на-
личии перемычек в сети 0,4 кВ. Площадь цеха Гц=40 000 м2. Стоимость
КТП мощностью 1000 кВ «А с необходимым оборудованием Кт=
= 17 000 руб. Предприятие работает в две смены; Зок принято рав-
ным 0, £н=0,12.
Определим оптимальный вариант выбора КУ.
Решение. Определим минимально необходимое количество транс-
форматоров с номинальной мощностью £Яом,т=1 МВ «А по (5.25):
лтр = 5,5/(0,7.1)-7,8.
Принимаем семь трансформаторов, мощность каждого из которых
Shpm,t= 1 МВ-А принята по ряс. 5.5 при а=РСм//?ц«4500/40 000=
=0,11 кВт/м2.
§5.3
Выбор компенсирующих устройств
319
Реактивная мощность, вырабатываемая двумя СД, определяется по
табл. 11.4 [68]:
Фном,дв == 2 • 1,265 = 2,53 Мвар.
Реактивная мощность, которая может быть передана от СД 10 кВ
на сторону 0,4 кВ
Со,4= Спом,дв + Q31 - = 2,53 + 1,2 - 1,9 = 1 ,'83 Мвар.
По (5.26) наибольшая реактивная мощность, которая может быть
передана через трансформаторы,
Qbh? = V (7-0,7.1)?-(4,5)2 = 1,21 Мвар.
Оставшаяся нескомпенсированной мощность КБ на стороне 0,4 кВ
при передаче реактивной мощности из сети 10 кВ, равной 1,21 Мвар, п®
(5.26а)
СкБ1 = 3,2 — 1,21 = 1,99 Мвар.
Примем по табл. 5.1 13 КБ марки УКБ-0,38-150УЗ с общей мощно-
стью QKB— 1950 квар.
При птр^8
<?внв = Z(8-0,7.1)«-(4,5)2 = 3,4 Мвар,
т. е. практически можно всю необходимую реактивную мощность на
стороне 0,4 кВ QCm==3,2 Мвар передать со стороны 10 кВ через транс-
форматоры. В этом случае установка КБ на стороне 0,4 кВ не потре-
буется, Но располагаемая мощность КУ в сети 10 кВ равна 1,83 Мвар.
Следовательно, QKBIl =3,2—1,83=1,37 Мвар. Примем 9 КБ марки
УКБ-0,38-150УЗ с общей мощностью QKBII =1350 квар.
Проведем технико-экономическое сравнение двух вариантов с уста-
новкой семи и восьми трансформаторов. Удельные затраты при переда*
че реактивной мощности СД в сеть 0,4 кВ определяются по (5.20):
к Дв1 = 64* 9,2/1,265 = 469 руб/Мвар.
По (5.19)
Зу,к,дв2 = 64-8,93/(1,2652-2) =» 175 руб/Мвар%
где Di=9,2 кВт и Ds=8,93 кВт приняты по табл. 11.4 [68].
Полные затраты на установку КБ в сети 0,4 кВ определяются по
(5.21):
3кКБ1= °.223 (1,05/0,95)?-1960-6,2 + 64-4,5-10-».I960 = 3676 руб.5
3кКБП =0,223(1,05/0,95)?-1350-6,2 + 64-4,5-Ю-».1350 = 2380 руб.,
где ЗукКБ1 =6,2 руб/квар принято по табл. 5.1 для УКБ-0.38-150УЗ
и ДРКВ =4,5кВт/Мвар=4,5-10-3кВт/квар; £/KB/UHOM= 1,05/0,95.
320 Компенсация реактивной мощности Гл. 5
Для варианта I при птр=7 затраты складываются из стоимости по*
терь активной энергии в СД и стоимости установки КБ на стороне
0,4 кВ :
3К1 =469-1.21 + 175-1,212 + 3676 = 4500 руб.
' Для варианта II при Птр=8
Зкп = 469-1,83+ 175-1,83? +2380+0,12-17000 —5845>4500 руб.
Следовательно, оптимальным вариантом компенсации реактивной
мощности является вариант I установки семи трансформаторов.
5.4. РАЗМЕЩЕНИЕ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
После определения оптимального значения мощности
КУ решается вопрос об их размещении в электрических се-
тях промышленного предприятия. Рациональное размеще-
ние КУ зависит от соотношения мощностей СД и АД, уста-
новленных в сетях 6—10 кВ. Наибольший эффект дости-
гается при установке КУ вблизи ЭП с наибольшим
потреблением реактивной мощности, так как это приводит
к максимальному снижению потерь мощности и электро-
энергии.
В электрических сетях напряжением до 1 кВ наиболь-
шее распространение в качестве средств компенсации ре-
активной мощности имеют батареи статических конденса-
торов (КБ). Нерегулируемые КБ мощностью не менее 30
квар устанавливаются, как правило, в цехах у силовых шка-
фов или присоединяются к магистральному шинопроводу
(групповая компенсация). Индивидуальная компенсация
с помощью КБ целесообразна лишь у крупных ЭП 0,4—0,69
кВ с относительно низким коэффициентом мощности и боль-
шим числом часов работы в году.
Установка КБ напряжением до 1 кВ в помещении ТП
или на головном участке магистрального шинопровода ТП
является йентрализованной компенсацией и допускается
только в тех случаях, когда установка КБ в цехе невозмож-
на по условиям пожаро- и взрывоопасности цеха.
Места установки регулируемых КБ в сетях напряжени-
ем до 1 кВ определяют с учетом требований энергосистемы,
предъявляемых к регулированию напряжения в сетях
(§ 6.1). Число и мощность ступеней регулирования следует
определять на основании существующего графика нагрузок
промышленного предприятия.
§5.4 Размещение компенсирующих устройств в вл. сетях
321
Рис. 5.7. Распределение мощности КБ в сетях напряжением до 1 кВ при
радиальной (а) и магистральной (б) схемах
При размещении цеховых групповых КУ напряжением
до 1 кВ следует стремиться к тому, чтобы их мощность по
возможности определялась реактивными нагрузками сило-
вых РШ или шинопроводов, к которым эти КУ присоединя-
ются.
Рассмотрим размещение КБ в сетях напряжением до
1 кВ при отсутствии в этих сетях СД. Распределение мощ-
ностей КБ в таких сетях зависит от структуры сети — ради-
альная (рис. 5.7, а) или магистральная (рис. 5.7,6). В ра-
диальной сети от шин 0,4—0,69 кВ ТП отходят п радиаль-
ных линий, питающих п силовых шкафов с реактивными
расчетными нагрузками QPi, Qp2, ...» QPn. Распределение
мощностей КБ, квар, в такой сети производится по фор-
муле
Qul ~ Qk Г(5.27)
где Qki — искомая мощность КБ в данном узле подключе-
ния, квар; QK — суммарная распределяемая мощность КБ,
полученная в результате технико-экономического расчета,
приведенного в § 5.3, квар; гг — сопротивление радиальной
линии длиной U, сечением Ft, питающей узел присоединения
нагрузок, Ом; г9К — эквивалентное сопротивление сети на-
пряжением до 1 кВ, Ом, определяемое по формуле:
гэк = —j-----1j— , (5.28)
где Г], г2, •••» — сопротивления l-х участков радиальной
сети, Ом.
21—110
322
Компенсация реактивной мощности
Гл. 5
70 кВ
ТП
о,4кв
РШ1
1^0,02
Л8н1=^
РШ2
г^ОЧ-
&8н2=^
^-ад/5-
&внз=№
РШЗ
г0,03^
авН4=^
РШЧ-
а^о
0*2=450
^кЗ“
0,р2=МО ftp3=2W ар^=225Г
Рис. 5.8. Расчетная схема размещения КБ в сетях напряжением до 1 кВ
при радиальном литании (к примеру 5.2)
Определение местоположения КБ для компенсации реак-
тивной мощности рассмотрим в примерах 5.2, 5.3.
Примеры размещения КБ при непосредственном присо-
единении электрических нагрузок к магистральным шино-
проводам рассмотрены в [17].
Пример 5.2. Схема питания нагрузок 0,4 кВ показана на рис. 5.8.
Реактивные мощности шкафов (§ 2.3): Qpl== 85 квар; QP2=400 квар;
Qp3=240 квар; Qp<=225 квар. Суммарная мощность КБ на стороне
0,4 кВ (§ 5.3) QKB=700 квар. Из сети 10 кВ передается компенсирую-
щая реактивная мощность Qbh==225 квар. Требуется правильно размес-
тить КУ между силовыми шкафами (на рис. 5.8 и 5.9 г — в омах; Q —
в киловольт-амперах).
Решение. Определяем эквивалентное сопротивление сети по (5.28):
'эк = —--------;--------------— = 5,87-10-3 Ом,
0,02 + 0,04 + 0,015+ 0,035
тогда вся реактивная мощность QBn=225 квар, передаваемая из сети
10 кВ, распределяется между РШ1—РШ4 по (5.27):
0ън1 = 225.5,87-Ю-з/0,02 = 66 квар;
<?внг = 225-5,87.10-»/0,04 = 33 квар;
Овна = 225.5,87.10-3/0,015 = 88 квар?
Омм = 225.Б,87.10-«/0,035 = 38 квар.
§5.4 Размещение компенсирующих устройств в эл. сетях 323
Расчетная мощность КБ, устанавливаемых около шкафов
РШ1-РШ4,
<2ki == Qpi Qbhi =85 — 66 — 19 квар;
Qk2 Qpa — Овна 400 — 33 = 367 квар;
Ркз Qps Qbhs — 240 — 88 = 152 квар;
Qki — Qpi “*“ Qbh4 == 225 — 38 = 187 квар.
Номинальные мощности ККУ типа УКБН-0,38 принимаем по
табл. 5.1. Ближайшие к расчетным значениям мощности будут; 100, 150,
200 и 450 квар. С учетом этих значений применяем стандартные значе-
ния мощности: Qki=0; Q«2=450 квар; QK3==150 квар; QK4=150 квар.
Шкафы ККУ устанавливаются рядом с распределительными шкафами
РШ1—РШ4. Суммарная мощность КБ
QKB « 450 + 150 4- 150 = 750 квар,
т. е. несколько больше расчетного (заданного) значения 700 квар. Сле-
довательно, мощность КУ между силовыми шкафами размещена пра-
вильно.
На рис. 5.7, б показана схема распределения КУ в ма-
гистральной сети с ответвлениями большой длины. Нагруз-
ки и КУ присоединяются к ответвлениям от магистрального
шинопровода 0,4 кВ. В этом случае размещение КБ про-
изводится с учетом сопротивлений ответвлений. Эквива-
лентное сопротивление сети для каждой точки ответвления
определяется с конца шинопровода, Ом,
ГЭК=/'1/’2/(Л1+,’2)‘ (5.29)
Пример 5.3. Схема питания нагрузок 0,4 кВ, значения расчетных
реактивных мощностей, сопротивления ответвлений от шинопровода
и сопротивления участков шинопровода показаны на рис. 5.9. Суммар-
ная расчетная мощность КБ на стороне 0,4 кВ Q^B=560 квар. Из се-
ти 6 кВ передается реактивная мощность QBH=220 квар. Определить оп«.
тимальные значения мощности КБ, присоединяемых к силовым шкафам
РШ1—РШ4.
Решение. Определяем сначала эквивалентные сопротивления сети
для всех четырех ответвлений с конца магистрального шинопровода.
Для ответвления от точки 3, для которой Г34+Г4 и по (5.29)
определяем:
(2-10—2,5-10—э)-(4,5-10—»)
'Ъкз- (2.ю-8) + (2,5-10~’)+ (4,5-10-8) 2,25*10~? Ом>
21*
324
Компенсация реактивной мощности
Гл. 5
Для ответвления от точки 2» для которой ^1=Г2з+гекз И
f - (1.5-10-8 + 2.25.10~3).(3.1fr-») _
8М (1,5.10~8) + (2,25.10-?)+ (3-10-?) 1’ '
Аналогично для ответвления от точки 7:
(2,5.10-8+ 1,67-10—»)-<5-10~») „ „ ,Л . Л
m (2,5-10—?) + (1,67.10-?) + (5-10—3)
6кВ х-к-\
0re^02j T^DJNM 2 Тгз-9>°™ 3 ^зЧ-^ $
8.^220
РШ1
й1г=720
Tl-0,005
ча4^ж
РШ2
&z^20
Г^ООЗ
V ®в«Йв70
РШЗ
&ЗЧ--0
^=o,w
'Alaa-SO 'гЙм=.О
pirn
аК2~о t
й^ЮО
й^гоо
арз«ж арГ/?а
0,^150
й^гоо ,,
Рис. 5.9. Расчетная схема размещения КБ в сетях до 1 кВ при питании
нагрузок от шинопровода с ответвлениями (к примеру 5.3)
Определяем по (527) реактивную мощность, передаваемую со сто-
роны 6 кВ по ответвлению 1 на шкаф РШ1-.
QBHi = 200-2,27-10-3/(5-10-3) = 91 квар,
тогда для полной компенсации на стороне 0,4 кВ мощность КБ в узле
шкафа РШ1
Qki e Qpj — Qbh! “ 300 — 91 — 209 квар*
По табл. 5.1 выбираем ККУ типа УКБН-0,38 со стандартной мощ-
ностью Qxt=200 квар. В этом случае в ответвление 1 будет передавать-
ся мощность: Qpi—Q«i=300—200=100 квар, а не 91 квар и на участке
токопровода 1—2 мощность будет равна: Q12=220—100=120 квар.
Реактивная мощность, передаваемая в ответвление 2,
<?вн8 = (120-1,67.10-»)/(3.10—3) = 70 квар.
Мощность КБ для шкафа РШ2
Qk2 e Qpa — Фвна = 100 — 70 = 30 квар.
f'§ 5.5 Управление компенсирующими установками 325
' Примем Q«2=0. На участке 2—3 передается реактивная мощность:
Qa—з = 120 — 100 = 20 квар
и в ответвление 3:
QbhS = 20-2,25.10—?/(4,5-10-3) = 10 квар.
Реактивная мощность КБ в точке подключения шкафа РШЗ
QkS = 250 — 10 = 240 квар.
Принимаем по табл. 5.1 ККУ типа УКБН-0,38 со стандартной мощ-
ностью
Qkj = 200 квар,
тогда в ответвление 3 будет передаваться мощность:
<2внз = Ю + (240 — 200) = 50 квар.
На участке токопровода 3—4 QM=0, следовательно, Qp«=150 квар.
Для ее компенсации выбираем конденсаторную батарею Q«4=150 квар.
Таким образом, суммарная мощность всех КБ определяется:
^КБ = Ск1 "Ь @кз + ^«4 = "Ь 200 4-150 = 550 квар;
т. е. примерно равна заданной мощности QKB=560 квар.
Следовательно, к силовым шкафам PMJ—РШ4 присоединены оп-
тимальные мощности КБ.
Другие случаи расчета КУ приведены в [17, 53].
5.5. УПРАВЛЕНИЕ КОМПЕНСИРУЮЩИМИ УСТАНОВКАМИ
Для более экономичного использования компенсирующих
установок '(СД и КБ) в условиях эксплуатации некоторые
из них должны быть оборудованы устройствами автомати-
ческого или ручного управления, позволяющими полностью
или частично регулировать мощность КУ в периоды наи-
меньших и наибольших нагрузок в энергосистеме. Таким
способом улучшается общий режим работы СЭС, исключа-
ется перекомпенсация реактивной мощности, которая мо-
жет вызвать повышение напряжения в сети и увеличить
потери электроэнергии.
В первую очередь следует рассматривать возможности
автоматического регулирования возбуждения имеющихся
на предприятии СД. Устройство автоматического регули-
рования возбуждения входит в конструкцию СД и позво-
ляет двигателю работать как с перевозбуждением, генери-
руя реактивную мощность в сеть в часы максимума нагру-
зок, так и с недовозбуждением, в период которого СД
потребляет из сети реактивную мощность.
326
Компенсация реактивной мощности
Гл. 5
Конденсаторные батареи мощностью более 150 квар
должны быть снабжены регуляторами реактивной мощно-
сти. Это достигается за счет деления всей мощности КБ на
отдельные (не более трех-четырех) секции, позволяющие
осуществлять как одноступенчатое, так и многоступенчатое
регулирование.
Одноступенчатое регулирование мощности КБ, при ко-
тором вся мощность КБ включается или отключается в оп-
ределенное время суток в соответствии с графиком нагру-
зок или при определенном уровне напряжения в сети,
выполняется проще: Такой способ одноступенчатого регу-
лирования целесообразен при равномерном графике по-
требления реактивной мощности и при применении КУ 6—
10 кВ, имеющих масляные выключатели, у которых коли-
чество переключений должно быть ограничено.
На предприятиях, имеющих неравномерные графики по-
требления реактивной мощности, применяется многосту-
пенчатое регулирование, при котором становится возмож-
ным включение и отключение различного числа секций КБ.
Причем часть мощности КБ, равная наименьшей реактивной
нагрузке предприятия, должна оставаться нерегулируемой,
т. е. постоянно включенной.
Выбор того или иного способа автоматического регули-
рования реактивной мощности, параметра и схемы регули-
рования определяется характером технологического про-
цесса и изменением реактивных нагрузок (медленные изме-
нения или резкопеременные ударные нагрузки), исходным
заданием энергосистемы и т. п. Параметрами регулирования
могут быть время суток, уровень напряжения сети, реак-
тивные токи в сети и др.
На промышленных предприятиях чаще всего применя-
ется автоматическое регулирование по времени суток и по
уровню напряжения (17, 18, 24].
При регулировании в функции времени суток использу*
ются сигнальные часы типа ЭВЧС-24, с помощью которых
в определенное время суток можно переключать секции КБ.
Такое регулирование по времени суток осуществляется на
предприятиях, у которых реактивная мощность нагрузок
почти не меняется или меняется во времени. В зависимости
от вида регулирования (одно- или многоступенчатое) ис-
пользуются один или несколько комплектов часов
ЭВЧС-24.
5.5 Управление компенсирующими установками 327
Регулирование мощности КБ по напряжению применяет-
ся в тех случаях, когда потребители требуют одновременно-
го регулирования реактивной мощности и напряжения, на-
пример при питании ЭП от нерегулируемого силового
трансформатора. В этом случае с увеличением реактивной
мощности снижается напряжение и наоборот.
Иногда применяется комбинированное регулирование—
цо времени суток с коррекцией по напряжению. Такие схе-
мы регулирования могут быть применены для одно- и мно-
гоступенчатого регулирования. Особое внимание следует
обращать на исключение возможности повторного включе-
ния КБ в заряженном состоянии. Для этой цели использу-
ется реле времени с выдержкой 2—3 мин после отключения
и нового включения КБ. Это время необходимо для разряд-
ки конденсаторов.
На рис. 5.10 представлена комбинированная схема одноступенчатого
автоматического регулирования мощности КБ по времени суток с кор-
рекцией по напряжению. Особенностью этой схемы является то, что
если после включения КБ действием часов ЭВЧС в заданное время
суток напряжение в сети окажется повышенным, реле минимального
напряжения KV своим замыкающим контактом вновь отключит КБ,
И наоборот, если часы ЭВЧС в заданное время суток отключают КБ,
а напряжение на данном участке сети будет пониженное, то реле KV
своим размыкающим контактом включит КБ, не дожидаясь заданного
времени по часам ЭВЧС. Таким образом, часы ЭВЧС включают и от-
ключают КБ в соответствии с программой, заданной по времени суток,
а реле KV вводит коррективы в работу ЭВЧС в зависимости от на-
пряжения сети в данное время суток. В результате такого регулирования
напряжение в сети не выходит за нормированные пределы ±5 %
В цепи реле KV включается добавочное сопротивление Я, необходимое
для более точной настройки схемы. Схема регулирования по напря-
жению должна быть отстроена от кратковременных колебаний напря-
жения, вызываемых толчковыми нагрузками. Для этой цели служит
реле времени с выдержкой времени 2—3 мин.
В настоящее время применяются схемы автоматических конденса-
торных установок с обслуживанием тиристорными выключателями.
Более подробно схемы регулирования КУ рассмотрены в [17, 24].
Для многоступенчатого комбинированного автоматического регули-
рования мощности КБ (серий УК-0,38-220—УК-0,38-540) применяются
регуляторы АРКОН [17], которые можно использовать и в сетях 6—
10 кВ, например, для УК 6(10)-660—УК6(10)-1800. В этом случае ре-*
328
Качество и экономия электроэнергии
Гл. 6
Рис. 5.10. Комбинированная схема одноступенчатого автоматического
регулирования мощности КБ по времени суток с коррекцией по напря-
жению
гулятор АР КОН получает питание через измерительный TV. С помо-
щью регулятора АР КОН можно выполнить требования питающей энер-
госистемы относительно компенсации реактивной мощности.
г
Глава шестая 4
НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ КАЧЕСТВА
И ЭКОНОМИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СИСТЕМАХ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИИ
8.1. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ**
В СЭС ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
В соответствии с ГОСТ 13109—87* показатели качест-
ва электрической энергии (ПКЭ) у приемников промыш-
ленных предприятий делят на основные и дополнительные.
Качество электрической энергии определяется совокуп-
ностью ее характеристик, при которых электроприемники
§6.1
Показатели качества электроэнергии
329
могут нормально работать и выполнять заложенные в них
функции. Качество электроэнергии в значительной степени
влияет на технологический процесс промышленного произ-
водства и качество выпускаемой продукции, на расход
электроэнергии, на все параметры СЭС промышленного
предприятия и зависит не только от питающей ЭС, но и от
промышленных потребителей, так как на современных пред-
приятиях имеется большое количество специальных ЭУ,
снижающих качество электроэнергии. К ним относятся
мощные электрические дуговые печи, регулируемые вен-
тильные преобразователи, магнитные усилители с нелиней-
ными вольт-амперными характеристиками и т.д. Из всех
показателей качества электроэнергии наибольшее влияние
на режим работы электроприемников и электрооборудова-
ния сетей оказывают отклонения и колебания напряжения.
В нашей стране нормы качества электрической энергии
регламентируются ГОСТ 13109—87*.
Терминологическое определение «отклонения напряже-
ния» приведено в § 3.5. В дополнение к (3.21) следует
учесть, что согласно ГОСТ 13109—87* в сетях промышлен-
ных предприятий допускаются отклонения напряжения в
пределах, указанных в табл. 6.1.
Таблица 6.1. Допустимые значения основных ПКЭ
ПКЭ Допустимые значения ПКЭ
нормальное (нормаль- ный режим) максимальное (послеаварийный режим)
Отклонения напряжения, в %, в сетях до 1 кВ 6-20 кВ Размах изменения напряжения, %, не бо- лее **: на входах осветительных ЭУ с лампа- ми накаливания в помещениях, где требуется значительное зрительное на- пряжение, и в точках электрических сетей, к которым присоединяются та- кие ЭУ то же в остальных помещениях на входах осветительных ЭУ с люми- несцентными лампами и других ЭП и в точках электрических сетей, к ко- торым присоединяются такие ЭУ Отклонения частоты, Гц ±5 ±0,2 а ±10* ±10* Кривая 1 на рис. 6.2 Кривая 2 на рис. 6.2 Кривая 3 на рис. 6.2 ±0,4***
330
Качество и экономия электроэнергии
Гл. 6
Продолжение табл, 6.1
* Кратковременно в переходном режиме допускаются большие
значения.
♦* К размахам изменения напряжения относят одиночные измене-
ния напряжения любой формы с частотой повторения более двух раз в
минуту (1/60 Гц) и размахи с частотой повторения от двух раз в ми-
нуту до одного в час, имеющие среднюю скорость изменения напря-
жения более 0,1 %/с для ламп накаливания и 0,2 %/с —для осталь-
ных ЭП.
♦♦♦ В послеаварийном режиме допустимы отклонения +0,54—1 Гц
в течение не более 90 ч/год, в аварийном режиме кратковременно до-
пускаются отклонения частоты до ±5 Гц.
Колебания напряжения оцениваются:
а) размахом изменения напряжения — разностью меж-
ду следующими друг за другом экстремумами огибающей
действующих значений напряжения. Если огибающая дей-
ствующих значений напряжения имеет горизонтальные уча-
стки, то размах изменения напряжения определяется как
разность между соседними экстремумом и горизонтальным
участком или как разность между соседними горизонталь-
ными участками (рис. 6.1), l%:
Рис. 6.1. График колебаний напряжения (пять размахов изменения на-
пряжения за 12 с):
6V1—6 Уэ — размахи изменения напряжения; Д/ —интервалы времени; Т — время
измерения
бу £max — 4mtn . ЮО, де
У" 2 1/ном
где Umax и U min— соответственно экстремумы следующих
друг за другом изменений напряжения, кВ;
Показатели качества электроэнергии
331
б) частотой изменения напряжения 1/с, 1/мин,
1/ч, где mi — количество изменений напряжения со скоро-
стью более 1 % в секунду за время Тс,
в) интервалом между следующими друг за другом из-
менениями напряжения М (рис. 6.1).
Примечание. Если интервал времени между концом
одного изменения и началом следующего, происходящего
в том же направлении, менее 30 мс, то эти изменения рас-
сматриваются как одно.
Условием допустимости совокупности размахов изме-
нения напряжения, каждый из которых не превышает зна-
чений, определяемых по рис. 6.2, является
п
(6-2)
15
где Д^дг—минимальный допустимый интервал времени
между размахами б У/, определяемый по нижней шкале
(рис. 6.2); Т — общее время действия размахов.
Чаще всего причиной колебаний напряжения на опреде-
ленном участке сети являются резкие изменения нагрузки,
например: работа сварочных агрегатов, пуск крупных АД
с короткозамкнутым ротором, период расплавления метал-
ла дуговых электропечей, работа регулируемых вентильных
преобразователей и т. п. Колебания напряжения вызывают
ускоренное старение изоляции оборудования и сетей, уве-
личение потерь мощности и энергии, ограничивают область
использования КБ и определяют необходимость применения
специальных фильтрокомпенсирующих (ФКУ) и фильтро-
симметрирующих устройств (ФСУ) [54]. Эти устройства
компенсируют токи высших гармоник, возникающие при
работе ЭП с резкопеременной нагрузкой, и одновременно
вызывают улучшение показателей всей СЭС промышленно-
го предприятия. Особенно неблагоприятное действие оказы-
вают колебания напряжения на работу осветительных уста-
новок, поэтому ГОСТ 13109—87* регламентирует допусти-
мые значения размахов изменений напряжения (колебаний
напряжения) на зажимах ламп накаливания, приведенные
на рис. 6.2, в зависимости от частоты их повторения или ин-
тервала между следующими друг за другом изменениями
напряжения.
Для ограничения колебаний напряжения предусматри-
вают следующие мероприятия:
332
Качество и экономия электроэнергии
Гл. 6
1) ограничение токов пуска и самозапуска двигателей
за счет введения добавочных сопротивлений или реакторов,
выводимых из работы при полном разгоне двигателей.
Иногда применяются сдвоенные реакторы с последователь-
ным включением обеих ветвей во время пуска и отключе-
нием одной из них после пуска; -
2) уменьшение реактивного {индуктивного) сопротивле-
ния линий 6—35 кВ основного питания крупных ЭП с рез-
копеременными ударными нагрузками и сварочных сетей,
что называют устройством продольно-емкостной компенса-
ции (УПК.) {рис. 6.3). При продольно-емкостной компенса-
ции конденсаторы включается в сеть последовательно.
Рис. 6.2. Зависимость допустимых колебаний напряжения от частоты
колебаний или от интервалов между следующими друг за другом коле-
баниями
§ 6.1
Показатели качества электроэнергии
333
Это отличает УПК от компенсирующих установок, служа-
щих для компенсации реактивной мощности и включаемых
параллельно нагрузке сети (гл. 5).
Конденсаторы УПК устанавливают обычно на опоре
ВЛ. Их соединяют в группы и надежно изолируют от земли.
Для защиты конденсаторов от перенапряжения и токов КЗ
применяют искровые промежутки или специальные сопро-
тивления /?ш. УПК вводится в работу разъединителями
QS3 и QS4, а выводится — разъединителем QSZ
Рис. 6.3. Схема устройства продольной компенсации (УПК)'
Недостатками УПК являются: увеличенный ток КЗ в
питающих линиях, появление перенапряжений на конден-
саторах при замыканиях за конденсаторами. Поэтому уст-
ройства УПК применяются на предприятиях редко;
3) приближение источников питания к электроприемни-
кам, вызывающим резкие колебания напряжения в сети, и
разделение «спокойных» и «ударных» нагрузок на отдель-
ные линии или трансформаторы, применение сдвоенного
реактора или трансформатора с расщепленной обмоткой
НН. Схемы приведены в [15].
В некоторых случаях при больших колебаниях напря-
жения в сети целесообразно для ЭП с резкоперемённой
ударной нагрузкой ввести принудительные графики работы
со сдвигом во времени пуска. Тем самым снижаются сум-
марные колебания напряжения и улучшается режим рабо-
ты ЭП этой сети.
Для расчета отклонений напряжения у ЭП необходимо
334
Качество и экономия электроанергии
Гл. 6
знать уровни напряжения на шинах питающей подстанции
и потери напряжения в электрической сети. ЭП промыш-
ленных предприятий могут быть присоединены в различ-
ных точках сети и для каждого из них отклонения напряже-
ния должны быть в пределах, нормируемых ГОСТ 13109—•
87* '(табл. 6.1). Следует отметить, что из-за потерь напря-
жения практически невозможно поддержать напряжение,
равное номинальному, у всех ЭП, связанных общей элект-
рической сетью. Но между потерями и отклонениями на-
пряжения существует тесная взаимозависимость. При экс-
плуатации электрических сетей было установлено, что до-
пустимые потери напряжения в питающих сетях 6—8 %;
в распределительных сетях 5—6 %; при полной загрузке
трансформаторов и коэффициенте мощности потребителя,
равном 0,92—0,87, допустимые потери напряжения в сопро-
тивлениях обмоток трансформаторов равны 2,5—3 %. Во
внутренней сети освещения потери напряжения обычно при-
нимаются равными 2—2,5 %.
Пример 6.1. За 10 мин (600 с) в сети зарегистрировано 12 раз-
махов амплитудой 4,8 % (первая группа размахов), 30 размахов ам-
плитудой 1,7 % (вторая группа) и 100 размахов амплитудой 0,9 %'
(третья группа). Определить допустимость питания от этой сети лю-
минесцентных ламп.
Решение. По кривой 3 рис. 6.2 для люминесцентных ламп опре-
делим: для 6Vi » 4,8 % Д#д! = 30 с; для = 1,7 % Д1д» = 1 с; для
6У>=0,9 % Д1д8«=0,1 с.
По (6.2) определим минимальное время, в течение которого дан-
ное количество размахов с указанной амплитудой допустимо:
Г = 12 X ЗО + ЗОХ 14-100 X 0,1 =400 с<600 с.
Следовательно, питание от данной точки электрической сети лю-
минесцентных ламп допустимо.
Сети 6—20 кВ должны быть проверены на максималь-
ную потерю напряжения от ИП до наиболее удаленной ТП
по удельным потерям напряжения. Для кабельных линий
6—10 кВ максимальные удельные потери приведены
в табл. 6.2.
Сети 6—10 кВ, питающие электроприемники этого на-
пряжения, должны быть проверены на допустимые откло-
нения напряжения, приведенные в табл. 6.1.
Сети 35 кВ и выше проверке по допустимым потерям
напряжения не подлежат, так как повышение уровня на-
§ 6.1
Показатели качества электроэнергии
335
Таблица 6.2. Максимальные удельные потери напряжения
в кабельной линии 6—10 кВ с алюминиевыми жилами, %/(кА-км)'
а> L Коэффициент мощности cos ф
0,85 0,9 0,94 0.98 1
di 6 кВ । 1 10 кВ б кВ | 1 10 кВ 6 кВ | 10 кВ 6 кВ 10 кВ 6 кВ 10 кВ
50 16,9 10,2 17,6 10,6 18,1 10,9 18,6 11,1 18,5 11,1
70 12,4 7,48 12,9 7,75 13,3 7,95 13,4 8,07 13,3 7,96
95 9,44 5,68 9,72 5,85 9,95 5,97 10 6,02 9,83 5,88
120 7,75 4,65 7,94 4,76 8,06 4,83 8,06 4,83 7,78 4,67
150 6,25 2,75 6,36 3,81 6,4 3,84 6,37 3,81 6,06 3,63
185 5,22 3,13 5,27 3,16 5,28 3,17 5,2 3,12 4,9 2,94
240 4,37 2,62 4,36 2,62 4,31 2,58 4,15 2,49 3,81 2,28
пряжения у ЭП за счет увеличения сечения проводников
менее целесообразно, чем применение средств регулирова-
ния напряжения (§ 6.2). Отклонения напряжения в сетях
35 кВ и выше определяют по методике Главгосэнергонад-
зора.
Для обеспечения допустимых отклонений напряжения
в сети силовые трансформаторы снабжают со стороны об-
мотки ВН регулировочными устройствами, позволяющими
создавать как положительные, так и отрицательные «над-
бавки» напряжения рассматриваемые в § 6.2. Зна-
чения надбавки следует выбирать таким образом, чтобы
в периоды максимальных и минимальных нагрузок откло-
нения напряжения у всех ЭП сети не выходили за допусти-
мые пределы.
Пример 6.2. Определить отклонения напряжения для режима мак-
симальных и минимальных (30 % максимальных) нагрузок. На ТП
установлен трансформатор ТДТН-40 мощностью 40 МВ»А, напряжени-
ем 115/11 кВ. Рассматриваемая двигательная нагрузка находится в точ-
ке сети, которая питается кабелем ААБ-10(3X50) мм2 с допустимым
током /д=155 А и длиной 1=1,5 км.
Коэффициент мощности нагрузки cos (рном » 0,9. Загрузка кабеля
составляет pK=80 %. Потеря напряжения в трансформаторе определе-
на по (3.43) и составляет 3,2 %.
Центр питания (энергосистема) создает надбавку напряжения +3 %
в режиме максимальных нагрузок и не создает в режиме минимальных
нагрузок.
Решение. Потери напряжения в кабельной линии по табл. 6.2
ДС7уд= 10,6 %/(кА-км)\
336
•Качество и экономия электроэнергии
Гл. 6
Полные потери напряжения в кабельной линии 10 кВ
Д(УК = Д(7удрк/я/= К),6 0,8-155-1,5 -10-»= 2%.
Потери напряжения в сети
Д1/с = ДС/К4- ДС7Т = 24-3,2 = 5,2 %.
Определяем отклонения напряжения для режима максимальных и ми-
нимальных нагрузок, если на трансформаторе ТП установлено основное
ответвление, т. е. Ет=0. В режиме максимальных нагрузок
Vmax % = 103 - 5,2 -100 - - 2,2 %.
В режиме минимальных нагрузок
Vmin % = 100 — 0,3-5,2 — 100=— 1,56 %.
Согласно табл. 6.1 полученные значения отклонений напряжения
находятся в пределах нормы.
При совместном питании дуговых сталеплавильных пе-
чей и общецеховой «спокойной» нагрузки от одной ТП до-
пустимые колебания напряжения SV % на линиях 6—35 кВ
можно определить с достаточной для практических целей
точностью:
6V% = Sn-100/SK,
где Sn — полная мощность печи, MB-A; SK — мощность КЗ
в сети, МВ-А (гл. 7). Как правило, колебания напряжения
должны быть не более 2 %, следовательно, мощность КЗ
электрической сети, к которой подключена печь, должна
быть примерно в 50 раз больше полной мощности печи.
Мощность трехфазных электрических печей, присоеди-
няемых к электрическим сетям общего назначения, должна
быть не более 20 %, а однофазных — не более 10 % сум-
марной мощности трансформаторов питающей подстанции
(ГПП или ПГВ). Если указанное условие не соблюдается,
то следует предусматривать мероприятия, снижающие ко-
лебания напряжения в данной электрической сети.
Для поддержания при эксплуатации надлежащих уровней напря-
жения у ЭП существенное значение имеет организация контроля за
качеством напряжения в нормальных режимах. Современные промышлен-
ные сети отличаются большой разветвленностью, и невозможно конт-
ролировать качество напряжения у всех ЭП, поэтому выбирают конт-
рольные точки наиболее характерных узлов схемы сети. Отечественной
промышленностью выпускаются статические анализаторы качества на-
пряжения (САКН), позволяющие в течение длительного периода вре-
мени получать диаграммы отклонений напряжения непосредственно
в месте присоединения к сети этих приборов контроля. Длительность
измерения ПКЭ должна быть не менее 1 сут.
§6.2
Регулирование напряжения в сетях
337
6.2. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТЯХ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИИ
Для того чтобы отклонения и колебания напряжения
у ЭП не превышали допустимых пределов, применяются
различные средства и способы регулирования напряжения.
Под регулированием напряжения понимают комплекс мер
по ограничению отклонений напряжения у ЭП промышлен-
ных предприятий в установленных пределах. Регулирование
напряжения улучшает режим напряжений у потребителей
и тем самым повышает качество поставляемой электроэнер-
гии. Регулирование напряжения можно осуществлять как
средствами энергосистемы, так и средствами регулирова-
ния, устанавливаемыми на самом промышленном предпри-
ятии, с учетом специфических особенностей технологиче-
ского процесса производства.
Напряжение на шинах низшего напряжения трансфор-
маторной подстанции, кВ,
PR + QX
_ ''вн i/BH
нн - п.
(6.3)
где С/вн — напряжение на шинах высшего напряжения под-
станции; R и X — активное и реактивное сопротивления пи-
тающей линии и трансформатора; Р и Q — активная и ре-
активная мощности, передаваемые по линии; ит — коэффи-
циент трансформации силового трансформатора.
На основании (6.3) можно сделать заключение, что ре-
гулировать напряжение на стороне низшего напряжения
подстанции предприятия можно следующими способами:
изменением напряжения на стороне высшего напряжения,
т. е. на шинах ЦП; изменением коэффициента трансформа-
ции трансформатора, что достигается установкой на об-
мотке высшего напряжения трансформатора регулировоч-
ных ответвлений; изменением реактивной мощности Q, пе-
редаваемой по сети за счет установки компенсирующих
устройств. В настоящее время применяются различные спо-
собы и средства регулирования напряжения на шинах ЦП
(ГПП, УРП) и на шинах собственной промышленной ТЭЦ;
использование регулирующего эффекта КУ (КБ, СД, ста-
тические ИРМ); изменение сопротивления элементов сети
(продольно-емкостная компенсация, рассмотренная в § 6.1);
22—110
338
Качество и экономия электроэнергии
Гл. 6
изменение коэффициента трансформации установленных на
подстанциях трансформаторов и добавление линейно-ре-
гулировочных трансформаторов.
Регулирование напряжения на шинах ЦП осуществля-
ется в тех случаях, когда нагрузки предприятия однородные
(насосные, компрессорные, электролизные цехи и т. п.)
и когда распределительные сети сравнительно невелики
(1—1,5 км). В этом случае используется регулирующая спо-
собность генераторов собственной промышленной ТЭЦ за
счет изменения тока возбуждения генераторов станции. Ге-
нераторы электростанций имеют автоматические устройст-
ва для регулирования напряжений (АРН) в пределах
±5 % номинального. Существуют два принципиально раз-
личных метода регулирования напряжения на шинах ЦП:
поддержание его на постоянном уровне — стабилизация на-
пряжения и встречное регулирование, когда напряжение на
шинах ЦП увеличивается на 5—10 % при максимальных
нагрузках потребителей и поддерживается на уровне UBOm
при минимальных нагрузках. Одновременно на шинах ЦП
может быть использована регулирующая способность транс-
форматоров за счет перестановки ответвлений, которая рас-
сматривается ниже.
Регулирующий эффект по напряжению, кВ, в опреде-
ленной точке сети при включении секции КБ с мощностью
(?Ку, квар,
± At7=(QKyXc/t/).10-3, (6.4)
где U — междуфазное напряжение, кВ; Хй — реактивное со-
противление сети от данной точки подключения КБ до
ЙП, Ом.
Емкостная реактивная мощность КУ, квар, необходимая
для повышения напряжения на заданную величину ДС/Р, кВ
определяется из (6.4):
<?КУ = (6-5)
Мощность конденсаторов, квар, пропорциональна
квадрату напряжения в точке подключения, поэтому
«КВ = )! «ЧУ = W "... )• (6.6)
где U — фактическое напряжение сети, кВ; Цкбиом —но-
минальное напряжение КБ, соответствующее номинально-
му напряжению сети 4/ном, кВ.
§6.2
Регулирование напряжения в сетях
339
Пример 6.3. Определить мощность батареи конденсаторов, необхо-
димую для регулирования напряжения на шинах 6 кВ ТП. В режиме
максимальных нагрузок при отсутствии конденсаторов уровень напря-
жения составляет 5,7 кВ, в режиме минимальных нагрузок —5,9 кВ.
Требуется получить напряжение в режиме максимальных нагрузок
6,3 кВ, в режиме минимальных 6 кВ.
Сопротивление сети Хс—0,2 Ом.
Решение. Относительное изменение напряжения в режиме макси-
мальных нагрузок
Ai7pmax = 6,3 —5,7 = 0,6 кВ = 600 В.
Мощность КУ в режиме максимальных нагрузок по (6.6)
QKB = 6,32-600/(0,2.6) = 19845 квар = 19,85 Мвар.
В режиме минимальных нагрузок
A(/pwfn = 6 —5,9=0,1 кВ =100 В.
Мощность КУ, необходимая для получения напряжения 6 кВ,
QKB=S 6?. 100/(0,2-6) =3000 квар = 3 Мвар.
Значение мощности КУ, равное 3 Мвар, может быть нерегулируе-
мым. Остальная часть (19,85—3=16,85 Мвар) должна быть регулируе-
мой. При наличии трансформаторов с регулированием под нагрузкой
мощность КУ для регулирования напряжения можно уменьшить, так
как частично регулирование будет осуществлено с помощью самого
трансформатора.
Основным средством регулирования напряжения в сетях
промышленных предприятий являются трансформаторы
с регулированием под нагрузкой (устройство РПН) и с ре-
гулированием при отключении трансформаторов (устройст-
во ПБВ — переключение без возбуждения), а также линей-
но-регулировочные трансформаторы.
Все трансформаторы общего назначения устроены таким
образом, что можно с помощью регулировочных ответвлений
обмотки высшего напряжения изменять в определенных
пределах их коэффициент трансформации. В конструкциях
трансформаторов с ПБВ имеется пять регулировочных сту-
пеней по 2,5 % (±2X2,5), средняя из которых называется
основным выводом. Ступенью регулирования называется
напряжение между, соседними ответвлениями в процентах
номинального напряжения. Переключение трансформатора
“с ПБВ можно производить, предварительно отключив его от
сети. В это время питание потребителей прекращается, что
22*
340
Качество и экономия электроэнергии
Гл. 6
нежелательно, поэтому такой способ регулирования осу-
ществляется 1—2 раза в год перед началом зимнего или
летнего сезона.
Рассмотрим устройство регулирования напряжения
ПБВ. Для удобства переключений ответвлений обмоток
трансформатора предусматривается рукоятка привода пе-
реключателя, выведенная на крышку бака трансформатора.
На рис. 6.4 показаны два варианта переключателей: ответ-
Рис. 6.4. Схема регулирования напряжения в трансформаторах с ПБВ:
а — с трехфазным переключателем на три положения; б — с однофазным пере-
ключателем на пять положений в одной фазе; 1 — неподвижный контакт; 2 —
контактный сегмент; 3 — вал переключателя; 4 — контактные кольца
вление вблизи нулевой точки обмотки с пределом регули-
рования ±5 % с трехфазным переключателем на три поло-
жения +5; 0 и —5 (рис. 6.4, а) и ответвление в середине
обмотки одной фазы А с пределом регулирования ±2Х
Х2,5 % с однофазными переключателями на пять положе-
ний: 4-5; -|-2,5; 0; —2,5; —5 (рис. 6.4, б).
С помощью трехфазного ламельного переключателя
(рис. 6.4, а) регулируется напряжение во всех трех фазах
сети одновременно. Применяются такие переключатели на
трансформаторах небольшой мощности (до 2,5 МВ-А).
В трансформаторах средней и большой мощности при-
меняются однофазные переключатели барабанного (роли-
§6.2
Регулирование напряжения в сетях
341
кового) типа (рис. 6.4,6). При замыкании роликом пере-
ключателя контактов Л4 и А$ (основной вывод трансформа-
тора) коэффициент трансформации трансформатора равен
номинальному значению. Положения А3—At и Ла—Л3 соот-
ветствуют увеличенному значению коэффициента транс-
формации трансформатора и, следовательно, пониженному
уровню напряжения на выходе трансформатора (на 2,5
и5 %), а положения Л3—ЛвиЛв—Aj — увеличенному уров-
ню напряжения на выходе трансформатора (соответствен-
но на 2,5 и 5%). В табл. 6.3 приведены данные по регу-
лировочной обмотке трансформатора с ПБВ.
Таблица 6.3. Данные по регулировочной обмотке трансформатора
с ПБВ
Ответвление обмотки ВН Коэффициент транс- формации при XX трансформатора Ступень регули- рования, % Приближенное значение надба- вок напряжения, %
Hg—Aj 26,25 +5 0
а8-л4 25,62 +2,5 2,5
25 0 5
а8-а« 24,25 —2,5 7,5
А.~А, 23,75 —5 10
Для систематического регулирования напряжения при-
меняют трансформаторы с РПН (регулирование под на-
грузкой) со встроенным переключающим устройством, при-
годным для регулирования без отключения потребителей
электроэнергии. Диапазон регулирования трансформаторов
с РПН от ±9 до ±16 % ступенями по 1,5 % (некоторые
серии с высшим напряжением 220 кВ имеют диапазон ±8Х
Х1,5=±12 %) или по 1,78 %. Трансформаторы мощностью
6,3—80 МВ-А с высшим напряжением ПО кВ имеют диапа-
зон регулирования ±9Х1,78=±16 %.
В периоды наибольших нагрузок у трансформаторов пе-
реключаются ответвления в сторону уменьшения коэффи-
циента трансформации и повышения напряжения на выво-
дах вторичной обмотки. И наоборот, в часы минимальных
нагрузок, увеличивая коэффициент трансформации пт, на-
пряжение на выводах вторичной обмотки трансформатора
снижают. При выборе пт, т. е. нужных ответвлений, следует
по возможности добиваться того, чтобы в период макси-
342
Качество и экономия электроэнергии
Гл. 6
мальных нагрузок вторичное напряжение на шинах ТП бы-
ло не более J/hom4-5 %, так как часть ЭП бывает присоеди-
нена непосредственно к шинам НН подстанции. В то же
время существенное снижение напряжения (ниже 17вом+
Н~5 %) нежелательно с точки зрения создания необходимо-
го уровня напряжения у наиболее удаленного ЭП.
В устройствах РПН переключение ответвлений обмотки
трансформатора осуществляется без разрыва цепи, как пра-
вило, автоматически, от реле напряжения и схем контакт-
ного управления, воздействующих на привод переключаю-
щего устройства электродвигателя. Переключатели РПН
помещают в отдельные кожухи, наполненные маслом,
у трансформаторов средних и крупных мощностей (выше
2,5 МВ-А) или в общий бак над магнитопроводом транс-
форматора — для малых мощностей.
Для расширения диапазона регулирования применяют
ступени грубой и тонкой регулировки (рис. 6.5). Наиболь-
ший коэффициент трансформации получается, если пере-
ключатель П находится в положении II (рис. 6.5, а), а из-
биратель И — на ответвлении 6. Наименьший коэффициент
трансформации будет при положении переключателя П в по-
ложении I, а избирателя И — на ответвлении 1.
На рис. 6.5, б показана схема расположения элементов
переключающего устройства РНТ-13, применяемого на
трансформаторах средней мощности. Переход с одного от-
ветвления регулировочной обмотки на другое осуществля-
ется таким образом, чтобы не разрывать ток нагрузки и не
замыкать накоротко витки этой обмотки. Достигается это
требование в специальных переключающих устройствах
с реакторами и резисторами. Схема с резисторами (рис. 6.6)
обладает рядом преимуществ по сравнению со схемой с ре-
акторами. На рис. 6.6 изображены регулировочная часть
обмотки de и переключающее устройство.
Последовательность работы контакторов и избирателей
показана в таблице к рис. 6.6. В исходном положении О
трансформатор работает на ответвлении 5, ток нагрузки
проходит через контакторы KI и К2. Допустим, что необ-
ходимо уменьшить число витков в регулировочной обмотке,
т. е. перейти на ответвление 4. РПН в этом случае работает
следующим образом: обесточивается избиратель И2 кон-
такторами КЗ и К4 и переводится в положение 4, затем
отключается KI и ток нагрузки кратковременно проходит
§6.2
Регулирование напряжения в сетях
343
Рис. 6.5. Устройство РПН трансформатора:
а — схема включения регулирующих ступеней; АЬ — основная обмотка; Ьс и de
соответственно ступени грубой и плавной регулировки; П — переключатель; И
избиратель; б — переключающее устройство типа РНТ-13; / — переключатели; 2
горизонтальный вал; 3 — кожух контакторов; 4 — вертикальный вал; 5 — коробка
привода; б — бак трансформатора
111
по R1 и К2, третьей операцией замыкается КЗ, при этом
половина тока нагрузки проходит по R1 и К2 и половина—
по R2 и КЗ. Кроме того, регулировочная обмотка 5—дока-
зывается замкнутой через R1 hR2 и по ним проходит огра-
344
Качество и экономия электроэнергии
Гл. 6
ниченный по значению циркулирующий ток. Следующими
операциями размыкается К2 и замыкается К4, при этом
ток нагрузки проходит по регулировочной обмотке на от-
ветвление 4, избиратель И2, контакты К.4 к выводу 0. То-
коограничивающие сопротивления R1 и R2 служат для
ограничения тока КЗ при переходе с одного ответвления
на другое. Подвижные контакты переключателя РПН уста-
навливаются в рабочем положении на одном ответвлении
регулирования.
Рис. 6.6. Схема и последовательность пере-
ключений устройства РПН с токоограничи-
вающими сопротивлениями R1 и R2
При переключениях с одного ответвления на другое со-
блюдается очередность движения контактов переключате-
ля, при которой цепь предыдущего ответвления размыкает-
ся только после предварительного замыкания цепи после-
дующего ответвления, благодаря чему не происходит
разрыва цепи тока нагрузки.
В переключателях, представленных на рис. 6.6, исполь-
зуются мощные пружины, обеспечивающие быстрое пере-
ключение контактов (<0,15с), поэтому сопротивления R1
и R2 лишь кратковременно нагружаются током, что позво-
ляет уменьшить их габариты. Контакторы размещаются
в герметизированном баке с маслом. Управление РПН мо-
жет осуществляться дистанционно со щита управления
вручную или автоматически.
§6.2
Регулирование напряжения в сетях
345
Дальнейшим совершенствованием РПН' является при-
менение тиристорных переключателей, срабатывающих
в моменты переходов тока нагрузки через нуль и последо-
вательно включающих необходимую комбинацию вторич-
ных обмоток.
Следует отметить, что стоимость трансформаторов
с РПН значительно выше стоимости трансформаторов
с ПБВ (1,5—2,5 раза), причем удорожание тем больше, чем
меньше номинальная мощность трансформатора, поскольку
стоимость РПН мало зависит от номинальной мощности
трансформатора.
Пример 6.4. Рассчитать рабочие ответвления трансформатора с РПН
(диапазон регулирования) в режиме максимальных и минимальных на-
грузок. Задан трансформатор ТДТН-40, напряжение которого 115±9Х
X 1,78/11 кВ. Желательное напряжение на шинах НН в режиме макси-
мальных нагрузок 10,8— 10,9 кВ, в режиме минимальных нагрузок
10,2—10,4 кВ. Расчетное напряжение 109 кВ.
Решение. Определим номинальный коэффициент трансформации
трансформатора
= 115/11 = 10,4.
Действительное значение напряжения в режиме максимальных на-
грузок на шинах НН при работе на основном ответвлении обмотки ВН
(=Ь0 %), т. е. о коэффициентом трансформации пт=Ю,4,
C/iopac4= Ю9/10,4= 10,5 кВ,
что ниже заданного желательного уровня С/жел = Ю,8 кВ. Следователь-
но, обмотка ВН должна быть включена на ответвлении с меньшим ко-
эффициентом трансформации. Принимаем число витков обмотки ВН
при работе ее на основном ответвлении за 100 %. Тогда необходимое
относительное снижение числа витков обмотки ВН определится:
= (^расч-^жел) Ю0/Г/НОм = (Ю,5 - 10,8). 100/11 =-2,7 %,
что соответствует работе на ответвлении —2X1,78=—3,56 % с относи-
тельным числом витков 96,44 %. Тогда действительное значение напря-
жения в этом режиме будет:
109-11 Oi D
Ulomea!~ 115-0,964_ 10,8 кв*
Из результатов расчета видно, что достигнут желательный уровень
напряжения за счет установки регулятора на ответвлении —2X1,78 %.
Режим минимальных нагрузок рассчитывается аналогичным об*
разом.
346
Качество и экономия электроэнергии
Гл. 6
При отсутствии на ТП трансформаторов с РПН и недо-
статочном уровне напряжения в отдельных точках распре-
делительной сети действующих предприятий рекомендуется
применение последовательных линейно-регулировочных
трансформаторов (рис. 6.7). Линейно-регулировочные транс-
форматоры применяют в радиальных сетях, когда замена
трансформаторов с ПБВ на трансформаторы с РПН не це-
лесообразна по техническим (невозможна централизован-
Рис. 6.7. Схема включения ли-
нейно-регулировочного транс-
форматора в цепь силового
трансформатора:
1 —• основная обмотка силового
(трансформатора: 2 — последова-
тельный трансформатор: 3 — регу-
лировочный автотрансформатор
ная регулировка напряжения) или экономическим сообра-
жениям. Достоинством их является то, что они выполняют-
ся не на полную мощность всех ЭП, а на часть мощности,
определяемую необходимой надбавкой напряжения Ёт. Та-
кие линейно-регулировочные трансформаторы целесообраз-
ны для группы удаленных от ИП цеховых ТП. Для вновь
сооружаемых предприятий они не применяются.
Линейно-регулировочные трансформаторы 2—3 состоят
из последовательного трансформатора 2, который вводит
добавочную ЭДС £т в основную обмотку понижающего
трансформатора 1, и регулировочного автотрансформатора
3, который меняет эту ЭДС. Число витков автотрансфор-
матора 3 автоматически регулируется в пределах +5
и —10 % U«о* ступенями по 2,5 % переключателем, который
размещен внутри бака автотрансформатора 3.
Для промышленных предприятий наибольшее примене-
ние нашли линейные регуляторы типа ЛТМН-16000/10 с на-
пряжением на входе 6,6 и 11 кВ и на выходе £/Вых==(6,6±
±15 %) и (11± 15 %), что обеспечивает необходимый диа-
пазон регулирования в сетях.
§63
Экономия и тарификация электроэнергии
347
В заключение следует отметить, что для сетей промыш-
ленных предприятий наиболее эффективным является ком-
плексное регулирование, при котором несколько способов
регулирования применяется одновременно.
8.3. ЭКОНОМИЯ и ТАРИФИКАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Вопросы рационального и экономного использования
электроэнергии являются важными и отражают основные
принципы социалистического хозяйствования. XXVII съез-
дом нашей партии принят курс на ресурсосбережение за
счет использования достижений науки и техники, внедре-
ния безотходных технологий, ликвидации излишних потерь,
расширения применения вторичных ресурсов и отходов про-
изводства, снижения энергоемкости, металлоемкости И ма-
териалоемкости промышленной продукции во всех отрас-
лях народного хозяйства.
Оптимальным режимом электропотребления является
такой режим, при котором обеспечивается выполнение про-
изводственной программы с наименьшим количеством по-
требленной электроэнергии во всех элементах электриче-
ской сети при соблюдении заданных графиков активной
и реактивной мощностей и с минимальными народнохо-
зяйственными затратами.
В целях экономии электроэнергии на предприятиях сле-
дует сокращать непроизводительные потери в электриче-
ских сетях, вводить новые энергосберегающие технологии
и модернизированное оборудование, а также повышать
теплостойкость изоляции помещений промышленных пред-
приятий.
Потери электроэнергии в трансформаторах, электродви-
гателях и другом электрооборудовании неизбежны, что свя-
зано с принципом действия этих ЭУ, однако за счет меро-
приятий по экономии электроэнергии потери должны быть
сведены к минимуму. Так, применение в схемах электро-
снабжения резервных перемычек на стороне НН цеховых
ТП позволяет отключать трансформаторы в часы минималь-
ных нагрузок и тем существенно снижать потери электро-
энергии в цеховой сети. При отключении трансформаторов
с номинальной мощностью Shom.t, кВ-А, уменьшение потерь
электроэнергии, кВт-ч,
Air«SBaii,t(5K + 0,5)/100, . (6.7)
348
Качество и экономия электроэнергии
Гл. 6
где t — продолжительность отключения, ч; К — поправоч-
ный коэффициент, равный 0,02; 0,05 и 0,08 соответственно
при питании ЭП на генераторном напряжении, с одной
и двумя ступенями трансформации.
Кроме естественной и искусственной компенсации реак-
тивной мощности на промышленных предприятиях должны
предусматриваться технологические режимно-эксплуата-
ционные, организационные и другие мероприятия по сни-
жению потерь электрической и тепловой энергии, выполне-
ние которых следует согласовывать со всеми производст-
венными службами. Наиболее совершенным является
внедрение энергосберегающей безотходной технологии, гиб-
ких автоматизированных комплексов, усиление режима
экономии.
Так, в машиностроении: поверхностная закалка токами высокой час-
тоты, замена строгания скоростным фрезерованием, ковки — горячей
штамповкой, переход на точное литье (кокильное, центробежное, под
давлением), внедрение электрохимических и электрозвуковых методов
обработки, освоение станков с числовым программным управлением
(ЧПУ), электролитическое шлифование, электронно-лучевая сварка и диф-
фузная сварка в вакууме, перевод дуговой электросварки с постоянного
тока на переменный, применение вместо однопостовых многопостовых
автоматических и полуавтоматических агрегатов, современного режу-
щего инструмента, не требующего частой заточки, внедрение быстро-
сохнущих лакокрасочных покрытий, сушка электродвигателей с помо-
щью электрического тока и др.
Для сокращения потерь энергоносителей (сжатый воздух, кислород,
вода и т. п.), производство которых требует определенных затрат элек-
троэнергии, и для улучшения работы компрессоров, насосов, вентилято-
ров и других ЭУ необходимо устранять пути утечки энергоносителей за
счет устранения неплотностей в трубопроводах и в соединительной и за-
порной арматуре; автоматизировать управление ЭУ, уменьшать внутрен-
нее сопротивление трубопроводов, отключать часть ЭУ при снижении
потребности в расходе сжатого воздуха или воды, при необходимости
снижать рабочее давление компрессоров и насосов, сооружать водона-
порные башни и водохранилища, позволяющие отключать насосы в ча-
сы максимальных нагрузок ЭС, внедрять оборотное водоснабжение.
Существенным резервом снижения расхода электроэнергии явля-
ются утилизация теплоты уходящих газов и отработанного пара, а так-
же теплоты удаляемого из производственных зданий вентиляционного
воздуха, блокировка в зимнее время вентиляторов тепловых завес
§ 6.3 Экономия и тарификация электроэнергии 349
с устройствами открывания и закрывания дверей служебных помеще-
ний, автоматическое подключение электронагревателей в ночное время,
что способствует значительному выравниванию суточного графика на*
грузки и др.
Значительную экономию электроэнергии дает переход в промыш-
ленных цехах с ламп накаливания на более эффективные и экономич-
ные люминесцентные лампы. Эти лампы обеспечивают более высокий
уровень освещенности при одинаковой с лампами накаливания мощно-
сти, не обладают слепящим действием и практически не выделяют теп-
лоты, что позволяет в ряде случаев снижать высоту установки светиль-
ников, имеют лучшие светотехнические характеристики и срок службы.
Однако люминесцентные лампы дороже ламп накаливания, требуют
установки пускорегулирующей аппаратуры (ПРА), в которой расходу-
ется дополнительная электроэнергия и создаются помехи радио- и те*
леприему. Тем не менее общий экономический эффект от применения
люминесцентных ламп значительно вы1пе по сравнению с применением
ламп накаливания.
Промышленное предприятие заключает с энергоснабжа-
ющей организацией договор на потребление электроэнергии,
в котором указывается допустимая присоединенная мощ-
ность предприятия в часы максимума нагрузок энергосис-
темы.
Присоединенная мощность — это суммарная мощность
присоединенных к питающей сети энергосистемы трансфор-
маторов, преобразующих напряжение сети в рабочее напря-
жение ЭП, и электродвигателей напряжением выше 1 кВ.
Энергосистема, как правило, осуществляет электроснаб-
жение ряда промышленных и других потребителей. Поэто-
му график нагрузки энергосистемы имеет явно выраженные
дневной и вечерний максимумы (рис. 6.8), вызванные раз-
личной сменностью работы отдельных потребителей, неко-
торой неритмичностью производства и т. п.
На июньском 1986 г. Пленуме ЦК КПСС ставился воп-
рос о необходимости перехода предприятий машиностроения
и ряда других отраслей на работу в две-три смены. Это
позволит добиться значительного выравнивания графика
электрических нагрузок питающей энергосистемы, снизить
пики и провалы графика, а соответственно сократить поте-
ри электроэнергии.
Особое значение для экономии электроэнергии имеют
вопросы снижения электрической нагрузки предприятий
350
Качество и экономия электроэнергии
Гл. 6
в часы максимума энергосистемы (с 8 до 11 ч и с 17 до 22 ч
по рис. 6.8). Для уменьшения утренних и вечерних пиков
графиков нагрузки энергосистемы, а следовательно, и для
снижения расхода электроэнергии предприятие в договоре
на потребление электроэнергии обязано заявить о присоеди-
ненной мощности в часы максимумов нагрузок энергосисте-
мы. Завышение заявленного максимума присоединенной
требленной электроэнергии (надбавки к тарифу)
и соответственно влияет на себестоимость изготовляемой
предприятием промышленной продукции.
Под тарифами понимается система отпускных цен за
электроэнергию, дифференцированных для различных групп
потребителей. Тарифы на электроэнергию разрабатывают-
ся Минэнерго СССР и утверждаются Госкомитетом цен
при Госплане СССР. Основой для установления тарифов
является полная себестоимость электроэнергии.
В настоящее время согласно действующему прейскуран-
ту цен на электроэнергию № 09-01 применяются в основном
две системы тарифов: одноставочный и двухставочный. Для
одноставочных тарифов стоимость израсходованной элек-
троэнергии, руб.,
Сэ == МГа • 10“2, (6.8)
где W& — количество израсходованной предприятием элек-
троэнергии, кВт-ч; b — тарифная ставка за 1 кВт-ч,
коп/(кВт-ч).
По одноставочному тарифу оплата производится про-
мышленными предприятиями с присоединенной мощностью
§6.3
Экономия и тарификация электроэнергии
351
до 750 кВ-А. Стоимость b 1 кВт-ч электроэнергии для пред-
приятий пр одноставочному тарифу согласно № 09-01 со-
ставляет 3 коп.
Одноставочные тарифы являются наиболее простыми
при расчетах за потребленную электроэнергию. Но они име-
ют некоторые недостатки: при отключении потребителя
в какой-то промежуток времени потребитель не несет рас-
ходов за электроэнергию в этот период. Энергосистема же
постоянно держит в рабочем состоянии генерирующие мощ-
ности с сопровождающимися при этом издержками энер-
гетического производства. Другим недостатком односта-
вочных тарифов является то, что потребитель не стимули-
руется к выравниванию суточного графика нагрузки
и к снижению токов нагрузки в часы максимума энерго-
системы, так как оплачивает только потребленную электро-
энергию независимо от кривой графика ее потребления. Но
предприятие, оплачивающее электроэнергию по односта-
вочному тарифу, обязано оплатить в 4-кратном размере из-
расходованную сверх лимита электроэнергию.
Двухставочный тариф применяется для промышленных
предприятий с присоединенной мощностью более 750 кВ-А.
Двухставочный тариф состоит из основной (графа 2
табл. 6.4) и дополнительной (графа 3 табл. 6.4) ставок. За
Таблица 6.4. Двухставочный тариф на электроэнергию
Энергосистема Двухставочный тариф
Основная плата за 1 кВт максимальной активной мощности flt, руб/год Дополнительная плата за 1 кВт-ч потребленной активной электроэнергии Ьи руб.
Мосэнерго 36 0,01
Куйбышевэнерго 36 0,009
Ростовэнерго 42 0,015
Азглавэнерго 42 0,015
основную ставку принимается годовая плата за 1 кВт при-
соединенной (договорной) максимальной 30-минутной мощ-
ности предприятия (§ 2.3), участвующей в максимуме на-
грузки ЭС. Дополнительная ставка двухставочного тарифа
предусматривает плату за израсходованную в киловатт-ча-
352
Качество и экономия электроэнергии
Гл. 6
сах электроэнергию, учтенную счетчиками (графа 3
-табл. 6.4).
Стоимость электроэнергии по двухставочному тарифу, руб.,
С.“»,(₽рНн + Р„)+1’1’р.. <6-9)
где 01 — плата за 1 кВт заявленной (расчетной) мощности
Ррнн предприятия на стороне напряжением до 1 кВ, участ-
вующей в максимуме нагрузки ЭС, руб/год (см. табл. 6.4);
РДв — установленная мощность всех электродвигателей на-
пряжением 6—10 кВ, кВт; bi — стоимость 1 кВт*ч активной
энергии по счетчику (табл. 6.4); Wa — расход активной
электроэнергии по счетчику, кВт • ч.
В системе Минэнерго СССР действует шкала штрафов за наруше-
ние договора на отпуск электроэнергии. Так, за потребление сверхли-
митной электроэнергии предприятие обязано уплатить надбавку
в 5-кратном размере дополнительной ставки двухставочного тарифа.
Превышение присоединенной мощности, заявленной в часы максимума
энергосистемы, влечет за собой плату в 10-кратном размере основной
ставки двухставочного тарифа за квартал, в котором произошло нару-
шение условий договора. Кроме того, энергосистема задает предприя-
тию график работы КУ, несоблюдение которого ведет к увеличению та-
рифа за электроэнергию в размере 50 % за квартал, в котором отмечено
нарушение этого графика.
Одновременно для стимулирования персонала предприятий за ком-
пенсацию реактивной мощности, снижающую потери электроэнергии,
энергосистемой предусмотрены скидки с тарифа за отпущенную элек-
троэнергию, которые применяются при оплате как по одноставочному,
так и по двухставочному тарифу [39].
Для предприятий с присоединенной мощностью выше 750 кВ-А
при определении скидок и надбавок к тарифу за основу принимается
наибольшая реактивная мощность Qat, передаваемая из сетей энергоси-
стемы, в течение 30 мин в период максимума активной нагрузки энер-
госистемы и средняя реактивная мощность Qa2, передаваемая из сети
или генерируемая в сеть энергосистемы за период ее наименьшей актив-
ной нагрузки и определяемая за расчетный период (квартал) по пока-
заниям варметров. С 1 января 1988 г. на период до 2000 г. для опре-
деления объемов ввода КУ в электрических сетях Минэнерго СССР
установлен норматив уровня компенсации реактивной мощности. Уров-
нем компенсации реактивной мощности называется отношение установ-
ленной мощности компенсирующих устройств к активной расчетной на-
грузке предприятия в часы максимума нагрузок энергосистемы.
Для промышленных предприятий этот норматив равен 0,4 квар/кВт.
§ 7.1 Общая характеристика процесса короткого замыкания 353
Глава седьмая
КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ В СИСТЕМАХ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ВЫБОР
ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ И АППАРАТОВ
7.1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЦЕССА
КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
При проектировании СЭС учитываются не только нор-
мальные, продолжительные режимы работы ЭУ, но и ава-
рийные режимы их. Одним из аварийных режимов явля-
ется короткое замыкание.
а) Виды короткого замыкания, причины их возникнове-
ния и последствия
Коротким замыканием (КЗ) называют всякое случай-
ное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным
режимом работы, электрическое соединение различных то-
чек электроустановки между собой или землей, при кото-
ром токи в ветвях электроустановки резко возрастают, пре-
вышая наибольший допустимый ток продолжительного ре-
жима (ГОСТ 26522—85).'
В системе трехфазного переменного тока могут быть
замыкания между тремя фазами — трехфазные КЗ, между
двумя фазами — двухфазные КЗ (рис. 7.1, а, б). Если ней-
траль электроэнергетической системы соединена с землей,
то возможны однофазные КЗ (рис. 7.1, в). Чаще всего воз-
никают однофазные КЗ (60—92 % общего числа КЗ), реже
трехфазные КЗ (1—7 %).
Возможно двойное замыкание на землю в различных,
но электрически связанных частях электроустановки в сис-
темах с незаземленными или резонансно-заземленными ней-
тралями (рис. 7.1, г).
Как правило, трехфазные КЗ вызывают\е_поврежденной
цепи наибольшие токи, поэтому при выборе аппаратуры
обычно за расчетный ток КЗ принимают ток трех-
фазного КЗ.
Причинами коротких замыканий могут быть: механиче-
ские повреждения изоляции — проколы и разрушение ка-
белей при земляных работах; поломка фарфоровых изоля-
23—110
354
Короткие замыкания в системах электроснабжения Гл. 7
торов; падение опор воздушных линий; старение, т. е. из-
нос, изоляции, приводящее постепенно к ухудшению
электрических свойств изоляции; увлажнение изоляции;
различные набросы на провода воздушных линий; перекры-
тие фаз животными и птицами; перекрытие между фазами
вследствие атмосферных перенапряжений. Короткое замы-
кание может возникнуть при неправильных оперативных
переключениях, например при отключении нагруженной ли-
Рис. 7.1. Виды коротких замыканий
нии разъединителем, когда возникающая дуга перекрывает
изоляцию между фазами.
Некоторые КЗ являются устойчивыми, условия возник-
новения их сохраняются во время бестоковой паузы ком-
мутационного аппарата, т. е. после снятия напряжения
с электроустановки. К ним относятся КЗ вследствие меха-
нических повреждений, старения и увлажнения изоляции.
Условия возникновения неустойчивых КЗ самоликвидиру-
ются во время бестоковой паузы коммутационного аппара-
та. Так, перекрытие гирлянды изоляторов воздушной линии
вследствие атмосферного перенапряжения прекращается
после снятия напряжения с линии.
Последствиями коротких замыканий являются резкое
увеличение тока в короткозамкнутой цепи и снижение на-
§7.1 Общая характеристика процесса короткого замыкания 355
пряжения в отдельных точках системы. Дуга, возникшая
в месте КЗ, приводит к частичному или полному разруше-
нию аппаратов, машин и других устройств. Увеличение тока
в ветвях электроустановки, примыкающих к месту КЗ, при-
водит к значительным механическим воздействиям на то-
коведущие части и изоляторы, на обмотки электрических
машин. Прохождение больших токов вызывает повышенный
нагрев токоведущих частей и изоляции, что может привести
к пожару в распределительных устройствах, в кабельных
сетях и других элементах энергоснабжения и будет причи-
ной дальнейшего развития аварии..
Снижение напряжения приводит к нарушению нормаль-
ной работы механизмов, при напряжении ниже 70 % номи-
нального напряжения двигатели затормаживаются, ра-
бота механизмов прекращается. Еще большее влияние сни-
жение напряжения оказывает на работу электросистемы,
где могут быть нарушены условия синхронной параллель-
ной работы отдельных генераторов или станций между со-
бой.
Ток КЗ зависит от мощности генерирующего источника,
напряжения и сопротивления короткозамкнутой цепи.
В мощных энергосистемах токи КЗ достигают нескольких
десятков тысяч ампер, поэтому последствия таких ненор-
мальных режимов оказывают существенное влияние на ра-
боту электрической установки.
Для уменьшения последствий коротких замыканий не-
обходимо как можно быстрее отключить поврежденный
участок, что достигается применением быстродействующих
выключателей и релейной защиты с минимальной выдерж-
кой времени. Немаловажную роль играют автоматическое
регулирование и форсировка возбуждения генераторов,
позволяющие поддерживать напряжение в аварийном ре-
жиме на необходимом уровне. Все электрические аппараты
и токоведущие части электрических установок должны быть
выбраны таким образом, чтобы исключалось их разруше-
ние при прохождении по ним наибольших возможных токов
КЗ, в связи с чем возникает необходимость расчета этих
величин.
356
Короткие замыкания в системах электроснабжения Гл: 7
б) Процесс трехфазного КЗ в цепи, питаемой от шив
неизменного напряжения
При трехфазном КЗ в цепи с активным гк и индуктив-
ным -®£к сопротивлениями (рис. 7.2) происходит переход-
ный процесс изменения токов и напряжений.
Переходный процесс в электрической цепи, содержащей
активное и индуктивное сопротивление, описывается диф-
ференциальным уравнением первого порядка. Известно,
что решение такого уравнения складывается из общего ре-
шения однородного уравнения (с нулевой правой частью)
и частного решения неоднородного уравнения. Поэтому ток
такой цепи в переходном процессе удобно рассматривать
как сумму двух составляющих — свободной, обусловленной
изменением энергии магнитного поля в индуктивности LK,
запасенной до момента возникновения короткого замыка-
ния, и вынужденной, обусловленной действием источника
питания.
Вынужденная составляющая тока КЗ имеет периодиче-
ский характер изменения с частотой, равной частоте на-
пряжения источника. Эту составляющую называют перио-
дической составляющей тока КЗ. Свободная составляющая
тока КЗ, изменяющаяся во времени без перемены знака,
называется апериодической составляющей тока КЗ. На
рис. 7.3 изображены эти составляющие полного тока КЗ!
апериодиическая ia< и периодическая хпь Апериодическая
Рис. 7.2. Трехфазная симметричная цепь, питаемая от шин неизменного
напряжения в трехлинейном (а) и однолинейном исполнении (б)
§ 7.1 Общая характеристика процесса короткого замыкания 357
составляющая в начальный момент КЗ имеет значение ia,o-
Наличие активного сопротивления короткозамкнутой цепи
обусловливает затухание свободных токов по экспоненци-
альному закону со скоростью, определяемой постоянной вре-
мени апериодической составляющей, которая зависит от
соотношения активного и индуктивного сопротивлений цепи.
Наибольшее значение ta,o наблюдается в том случае, когда
КЗ произошло в ненагруженной цепи в момент перехода
синусоидальной кривой напряжения через нуль. Этот слу-
чай показан на рис. 7.3.
Рис. 7.3. Изменение тока КЗ в цепи, питаемой от шин неизменного на-
пряжения
Периодическая составляющая тока КЗ int изменяется
по синусоидальной кривой с рабочей частотой (50 Гц). Если
короткое замыкание произошло в удаленной точке или
мощность источника велика по сравнению с мощностью от-
ветвления, на котором произошла авария, то напряжение
на шинах источника остается постоянным, поэтому величи-
на периодической составляющей тока КЗ (действующее
значение тока /п) остается неизменной в течение всего про-
цесса КЗ. Этот случай рассмотрен на рис. 7.3, из которого
видно, что амплитуда периодической составляющей, а сле-
довательно и ее действующее значение не изменяется.
358
Короткие замыкания в системах злектроскабжения Гл. 7
Полный ток КЗ определяется сложением синусо-
идальной кривой int и затухающей по экспоненциальному
закону кривой ia/. Как видно из рис. 7.3, наибольшее ампли-
тудное значение полного тока наблюдается через полперио-
да (0,01 с) после начала КЗ; этот ток называется ударным
током КЗ 1Т, его можно определить как сумму амплитудно-
го значения периодической составляющей тока и мгновен-
ного значения апериодической составляющей для /=0,01 с.
Опуская подробный вывод, ниже приводим формулу, по ко-
торой определяется ударный ток:
/ув</2^/п.о, (7.1)
где Лу —ударный коэффициент тока КЗ; /п,а — начальное
действующее значение периодической составляющей то-
ка КЗ;
+ (7.2)
здесь
Т& = (7.3)
гк «г«
— постоянная времени апериодической составляющей то-
ка КЗ.
Значение £у в точных расчетах определяется в зависи-
мости от соотношения дск/гв короткозамкнутой цепи по
рис. 7.4.
Рис, 7.4. Зависимость ударного коэффициента к, от отиошевня xlf
§7.1 Общая характеристика процесса короткого замыкания 359
Если расчет ведется без учета активного сопротивления,
то ky можно определить по табл. 7.1 в зависимости от ме-
ста КЗ.
Таблица 7.1. Значения постоянней времени затухания
апериодической составляющей тока КЗ и ударного коэффиаяента
Место КЗ 7*’С ! *у
Выводы явнополюсного гидрогенератора:
без успокоительной обмотки 0,2 1,95
с успокоительной обмоткой 0,13 , 1,93
Выводы турбогенераторов мощностью, МВт:
12—60 0,16—0,25 1,94—1,955
100— W00 0,4—6,54 1,975—1,93
За блоком генератор — трансформатор при мощности генератора, МВт:
€0 0,15 ' 1,935
100—200 0,26 । 1,965
300 0,32 1,977
За воздушными линиями напряжением, кВ:
35-110 । 0,02 1,608
220 / 0,03 1,717
За понижающим трансформатором мощно-
стью, МВ* А:
80 0,06 1,85
32—63 0,05 1,82
менее 32 ... 0,045 1,8
Распределительные сети 6—10 кВ ОДП ’
Выше рассмотрен процесс КЗ в цепи, питающейся от
шин неизменного напряжения. Если КЗ произошло на вы-
водах генератора, не имеющего автоматического регулиро-
вания возбуждения (АРВ), то напряжение в процессе КЗ
будет уменьшаться, следовательно, ток /п« уменьшается до
некоторого установившегося значения 7<», которое называ-
ется установившимся током КЗ. В этом случае /п,о>Ло.
Практически все генераторы снабжены АРВ, поэтому
закон изменения периодической составляющей более слож-
ный и зависит от типа регулятора возбуждения и от уда-
ленности КЗ [43].
360
Короткие замыкания в системах электроснабжения Гл. 7
7.2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
а) Схема замещения
Расчет токов КЗ в системе электроснабжения промыш-
ленных предприятий производится упрощенным способом
с рядом допущений:
^считают, что трёхфазная система является симметрич-
ной; не учитывают насыщение магнитных систем^т. е. счи-
тают, что индуктивные сопротивления в процессе КЗ не из-
меняются; принимают, что фазы всех ЭДС источников не
изменяются в процессе КЗ; напряжение на шинах источ-
ника принимают неизменным, так как точки КЗ обычно
удалены от источника; апериодическая составляющая тока
КЗ не подсчитывается, так как длительность короткого за-
мыкания в удаленных точках превышает 0,15 с (апериоди-
ческая составляющая тока КЗ за это время затухает).
Если указанные допущения по какой-либо причине при-
нять нельзя, то расчет токов КЗ следут производить более
точным способом, рассмотренным в [43, 58].
Щля расчета токов КЗ составляется расчетная схема —
упрощенная однолинейная схема электроустановки, в ко-
торой учитывают все источники питания (генераторы, син-
хронные компенсаторы, энергосистемы), трансформаторы,
воздушные и кабельные линии, реакторы. (см. рис. 7.6, 7.9
к примерам 7.1 и 7.2).
Цок КЗ для выбора токоведущих частей и аппаратов
рассчитывается при нормальном режиме работы электро-
установки: параллельное включение всех источников, па-
раллельная или раздельная работа трансформаторов
и линийДПараллельная или раздельная работа зависит от
режим £р а боты секционного выключателя на подстанциях:
при отключенном секционном выключателе на двухтранс-
форматорной подстанции в расчете токов КЗ будет учтено
сопротивление только одного трансформатора (см. рис. 7.9,
7.10). Возможные ремонтные режимы: отключение генера-
торов, трансформаторов, линий в расчете токов КЗ не учи-
тываются. Кратковременное включение трансформаторов
на параллельную работу в процессе переключений на под-
станции в расчете токов КЗ также не учитывается.
Ц1о расчетной схеме составляется схема замещения, в ко-
торой указываются сопротивления всех элементов и наме-
§ 7.2 Расчет токов короткого замыкания 361
чаются точки для расчета токов КЗ. Генераторы, транс-
форматоры большой мощности, воздушные линии, реакторы
обычно представляются в схеме замещения их индуктивны-
ми сопротивлениями, так как активные сопротивления во
много раз меньше индуктивныхДКабельные линии 6—10 кВ,
трансформаторы мощностью 1600 кВ-А и менее в схеме за-
мещения представляются индуктивными и активными со-
противлениями.
(Все сопротивления подсчитывают в именованных едини-
цах (Om)Fили в относительных единица^! Способ подсчета
сопротивлений на результаты расчета токов КЗ не влияет.
(Для расчета сопротивлений задаются базовыми величина-
ми: напряжением (7б и мощностью Sc. За базовое напря-
жение принимают среднее номинальное напряжение той
ступени, где производится расчет токов КЗД
Шкала С/сР: 230; 115; 37; 10,5; 6,3; 3,15; 0,69; 0,525; 0,4;
0,23 кВ.
t За базовую мощность для удобства подсчетов принима-
ют 100 или 1000MB-A.J
Расчетные формулы для определения сопротивлений
элементов схем электроустановок приведены в табл. 7.2.
Пользуясь этой таблицей, следует обратить внимание на
примечания. Исходные параметры элементов схемы Ха %,
«к %, Рк, х0, гр определяются по каталогам или справочни-
кам [46, 58].
б) Преобразование схем замещения и определение
токов КЗ
Преобразование схемы замещения позволяет опреде-
лить результирующее сопротивление от источника до точки
КЗ. Наиболее часто используемые простейшие преобразо-
вания:
последовательное соединение двух или более сопротив-
лений
хэкв — Xj Xj -}* ••• 4" %п‘г
параллельное соединение двух сопротивлений
Таблица 7.2. Расчетные формулы для определения сопротивлений
Элемент электроус- тановки, его схема и > исходный параметр Схема замещения Расчетные формулы
Именованные единиц^ Ом | Относительные единицы
Генератор ) __ Sg
©V4 100 100 SflOM
Энергосистема
ГоТКЛОМ»
)5к’ S
<х»С,иомРнОМ
ul
t =------—---------- или
V 3/отк,ном^ор
х = —“ ИЛИ
«й
^ном
$6
; ---=------------- ИЛИ
И 3 /отк*ном ^ср
$б
х* = —- или
5к
Зб
х* — Я«С,НОМ с
^йом
Двухобмоточный
трансформатор
Л -ВК % U«
100 sh0m
«й % Зб
100 5Н0М
Короткие замыкания в системах электроснабжения Гл. 7
Трехобмоточный
трансформатор и
автотр ансформ атор
С учетом активного сопротивления:
/’„уро-3 °ном г. = Рк~-Ю-з SHOM
_ Г / Р \2 ul Х-1/ «2*-(_£«_) —б- Г * \ 5НОМ / Оном
0,5 (ИкВ-Н% + ЦсВ-С^б —_ 0 > 5 (мкв %+икв -с % _
АВ- 100 ~“кс-н%) 1/| $ном 0,5 (цкВ-С% + “кС-Н% — хс— loo _ — “кВ-Н%) Уб <$ном 0,5(“кВ-Н% + мкС-Н% “““ *.В- 100 __ — цкС-Н %) $б ^ИОМ 0»5 (цкВ-С%+цкС-Н% ~ *,С- 100 — “кВ-Н %) $б ^НОМ 0,5(Цкв,н% + “кС-Н% ~~
*Н - 100 _ —“кВ-С %) 1^6 ^НОМ *.н- 100 — “кВ-С %) »$ном
§ 7.2 Расчет токов короткого замыкания 363
Продолжение табл. 7.2
Элемент электроустанов- ки, его схема и исход- ный параметр Схема замещения Расчетные формулы
Именованные единицы, Ом 1 Относительные единицы
Трехфазный транс- форматор с рас- щепленной обмот- кой НН (W W/T\Н2 18 0>125аи.в.н% 1% *в ~ юо «ном >.75икВ.н94 Уб *Н1 = *Н2= 100 SH0M 0,125^в_н% Sg х.в - 100 «ном 1»75икВ_ц% «с *.Н1-*Н2- 100 SH0M
Реактор Уб х *р и2 ср £б Х* Х₽ и2 мср
Короткие замыкания в системах электроснабжения Гл. 7
со
2
Сдвоенный реак-
тор
I хр,0м
Линия
%0> Г0 9
I
х—х01 ——
U2
vcp
, и‘
и ср
, S6
X*~Xbl [f2
ucp
1 S<5
'•-'-‘IT
ucp
§72 Расчет токов короткого замыкания
Примечание, 5H0M — номинальные мощности элементов (генератора, трансформатора, энергосистемы}, МВ-А;
Sg—базовая мощность, MB-А; SK—мощность КЗ энергосистемы, МВ-А; / отк ном—номинальный ток отключения вы-
ключателя, кА? х#с ноМ—относительное номинальное сопротивление энергосистемы; ^—напряжение КЗ трансформатора;
Хр— сопротивление реактора, Ом; Рк— потери КЗ трансформатора, кВт; Го, Хо — активное и индуктивное сопротивления
линии на 1 км длины; I — длина линии, км; U q— базовое напряжение, кВ; UCp — среднее напряжение в месте установки с*з
данного элемента, кВ; х— сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора. gi
366
Короткие замыкания в системах электроснабжения Гл. 7
параллельное соединение трех и более сопротивлений
_ 1
Хэйв“ 1 1 1 , 1 ’
-~+ + ~~ + • • • +
*1 Х2 Х3 ХП
Если хг = х% ~ == ••• == хп, то === )
п
преобразование треугольника в звезду (рис. 7.5)
Рис. 7.5. Схема преобразования треугольника сопротивлений в звезду
преобразование звезды в треугольник (рис. 7.5)
х2 = х5 + хв+^-;
Х3 ХЛ
Х3 = ХЙ + Х4 + ~9**- .
хъ
Преобразования схемы выполняются в направлении от
источника к точке КЗ. Если в схеме несколько источников,
электрически равноудаленных от точки КЗ, то их объеди-
няют в один эквивалентный источник. Неравноудаленные
источники не объединяют, в ходе преобразования схемы на-
ходят результирующие сопротивления от каждого источни-
ка до точки КЗ. В последнем случае требуются более слож-
ные преобразования, которые изложены в [43, 58].
При расчете сопротивлений в именованных единицах
(Ом) ток КЗ, кА,
§7.2
Расчет токов короткого замыкания
367
/ — "ср
«,о ~ 77=
V 3 Хрез
(7.4)
где Ucp — среднее номинальное напряжение на той ступе-
ни, где находится точка КЗ, кВ; Хрез — результирующее со-
противление от источника до точки КЗ, Ом.
Если расчет производится с учетом активного сопротив-
ления, то
4.0 = 7^-» (7-5)
F 3 Zpe3
где грез =1/Л^рез+Грез —полное результирующее сопротив-
ление.
При расчете сопротивлений в относительных единицах
ток КЗ, кА,
(7.6)
Zn,0 = Vs- ИЛИ /П10 = ,
**рез г*рез
где /б == —-------базовый ток на ступени напряжения точ-
/з <70Р
ки КЗ.
Если напряжение на шинах источника неизменно (точка
КЗ удалена от источника х.вом^3 или мощность ответвле-
ния мала по сравнению с мощностью источника, что обычно
имеет место при расчете токов КЗ в системе электроснабже-
ния промышленных предприятий), то периодическая состав-
ляющая тока КЗ не изменяется по значению (см. § 7.1):
= 'п = 'к.
п.0
Приведенные выше формулы (7.4)—(7.6) относятся
к трехфазному КЗ. При двухфазном КЗ токи меньше и для
выбора аппаратуры и токоведущих частей они не опреде-
ляются. При однофазном КЗ в системах 110 кВ и выше
токи КЗ могут быть больше, чем при трехфазном КЗ. Рас-
чет этих токов производится специальными методами
[43,58].
Ударный ток КЗ определяется по (7.1).
Пример 7.1. Определить токи КЗ в точках KJ и К2 по заданной
схеме (рис. 7.6). Генераторы Gl, G2 типов ТВФ-63, Shom=78,75 МВ-А,
Xd=15,3%; G3 типа ТВФ-120, 5ЯОм=125 MB-А, х«=21,4%; трансфор-
маторы Tl, Т2 типа ТДЦ-63000/110, ХЯОм=63 000 кВ>А, «я*=10,5%;
трансформатор ТЗ типа ТДЦ-125000/110, ЗЯОм=125 000 кВ-А, и»=»
368
Короткие замыкания в системах электроснабжения Гл. 7
= 10,5%; трансформаторы Т4, Т5 типа ТРДЦН-25000/110,
= 25 000 кВ-А, икВ.н ==10,5 %; реактор LR РБСГ-10-2X1000-0,35, Zhom=»
= 1000 А, хр=0,35 Ом, &Св=0,55; линия 10 кВ выполнена кабелем АСБ
3X185, ro=O,169 Ом/км, хо=0,073 Ом/км, /=1100 м; линии ПО кВ W1,
W2 воздушные, Хо=О,4 Ом/км, 7= 10 км. Секционный выключатель на
шинах 10 кВ ГПП нормально отключен.
Решение. Составим схему замещения и определим сопротивления
всех элементов в относительных единицах, принимая $6=1000 МВ*А.
В схему замещения не войдет трансформатор Т5 и питающая его ли*
Рис. 7.6. Расчетная схема к примеру 7.1
ния, так как секционный выключатель нормально отключен. Расчетные
формулы принимаем по табл. 7.2. На схеме замещения указаны поряд-
ковый номер (в числителе) и сопротивление (в знаменателе) рис. 7.7:
Xd % 100 S6 •^ном 15,3 ~ 100 1000 ' 78,75 = 1,94;
х3 = 21,4 100 1000 _ 125 = 1J1;
«к % 5б 10,5 1000 1 А7.
Х4 = Хб=К~100"' •$пом 100 63 — * »v/,
*в = - 10,5 100 1000 "125 ~ 0,84;
§7.2
Расчет токов короткого замыкания
369
х, = х91 =0,4-10
и2
иср
1000
115*
= 0,302;
°>125икВ-Н % s6 0,125*10,5-1000
1008иом ~ 100-25
Ь75мкв.н%5б_ 1,75-10,5-1000
Ю0$ном ~ 100-25 ~7
Рис 7.7. Общая схема замещения к примеру 7.1
х10 =х— Хр £св = —0,35-0,55 =— 1,75;
иср
*и = (1 + Лев)= 0.35-(1 + 0,55) = 4,92;
Уср
Sfi 1000
хи = хо/-^ = О,О73.1,1—=0,73:
*
24—110
ато
Короткие рамыкания в системах электроснабжения Гл, 7
Зй 1000
fl8 = M-^e0,169.1,1 — = 1,69.
vcp ’
Преобразуем схему для точки К1 (рис. 7.8,а,б). Блоки G2, G3
включены параллельно на шины ПО кВ, следовательно, их результи-
рующее сопротивление:
(*а + г5)(х3 + хв) (1,94 + 1,67) «(1,71 + 0,84)
(х2 +х5) + (х3 + хв) 1,94+ 1,67+ 1,71 + 0,84
Рис 7.8. Схема замещения к примеру 7.1
Сопротивления Хю, *н, *12 соединены последовательно:
*15 = х10 + xu + Xfa =— 1,75 + 4,92 + 0,73 = 3,9.
Токи КЗ от генераторов G2, G3 и G1 подходят к узловой точке Л,
следовательно, результирующее сопротивление от генераторов до точ-
ки А
_ + 67 + 1,49)4,94
le Xi + Xn+Xi 1,67+ 1,49+ 1,94
Результирующее индуктивное сопротивление до точки К1
**Рез = + *15 = 1 >2 + 3,9 = 5,1.
1Н
Расчет токов короткого замыкания
371
Результирующее активное сопротивление (учтено только сопротив-
ление кабеля)
* г*рез 1,69 « 1/Зхрез,
поэтому ток КЗ определим с учетом активного сопротивления:
55,05
/п,о =—~ = — 9 = 10,25 кА,
г*рез |/5,Р +1,69а.
1000
где 7б- —— =---------z------- =55,05 кА.
Уз Ucp )<3‘10,5
По рис. 7.4 определяем Лгу= 1,33 по х/г=5,1/1,69=3,01.
Ударный ток КЗ по (7.1)
iy = ]/'2fy/no=l/7.1,33-10,25= 19,22 кА.
Преобразуем схему замещения для точки К2 (рис. 7.8, в). По от-
ношению к точке К2 блоки Gl, G2, G3 включены параллельно на шины
110 кВ, их результирующее сопротивление
__ + 1,49(1,94+1,67)
17 *u + *i + *4 1,49+ 1,94+ 1,67 ’ ‘
Расчет ведем без учета активного сопротивления, так как для линий
110 кВ и трансформаторов большой мощности оно относительно неве-
лико
**рез == ^1? + ^7 + + #9 :== 1 >05 + 0,302 + 0,525 + 7,35 = 9,23j
Z6 55,05 „ _ А
~ 9 23 ~5,96 кА-
**рез
По табл. 7.1 находим йу=1,8, тогда
iy= J/Ffey/no =1/?. 1,8-5,96= 15,13 кА.
Пример 7.2. Определить токи КЗ на шинах 6,3 кВ ГПП, РП и це-
ховых подстанций ТП1, ТП2 по схеме, изображенной на рис. 7.9. На
ГПП установлены трансформаторы ТДН-16000/НО, ик=10,5%. На
вводе питающей линии ПО кВ установлен МКП-110 с ZOTK(Hom^20 кА.
Марки кабелей указаны на рис. 7.9. Секционные выключатели 6,3 кВ на
ГПП и РП нормально отключены.
Решение. Составим схему замещения (рис. 7.10) и определим сопро-
тивления всех элементов в именованных единицах по формулам
табл. 7.2.
Сопротивление системы при заданном токе отключения выключа-
теля ZoTK.HOM” 20 кА
24»
372
Короткие замыкания в системах электроснабжения
Гл. 7
1^з"^отк,ном ^ср
6,3?
= 0,01 Ом;
ЦК% иб _ 10,5
100 5Я0М 100
6,3?
= 0,26 См;
16
rn_rT2_
ркфо-3
85-6,3?. 10~а
16?
= 0,012 Ом.
АСБ 3x240
1=0,8км
АСБ 3x185 АСБ 3x120
1=0,6 км /=0,8км
Рис. 7ЛЭ. Расчетная схема к примеру 7.2
Активное сопротивление трансформатора ТДН-16000 можно не учи-
тывать, так как оно в 20 раз меньше индуктивного. Активные сопро«
тивления кабельных линий учитываем. Значения го и хо находим по
[46, 58]
л^х0/ = 0,071-0,8 = 0,057 Ом;
гъ ^^/ = 0,13-0,8 = 0,104 Ом;
Хв t0 / = 0,073-0,6 = 0,044 Ом;
г7 *=^/ = 0,169-0,6 = 0,1 Ом;
Хя xQ I = 0,076-0,8 = 0,06;
§7.2
Расчет токов короткого замыкания
373
r^r^l = 0,261 <0,8 = 0,21 Ом.
Точка К/ Хрез == *1 + ха = 0,01 + 0,26 = 0,27 Ом;
/по « —„ -6’3-- = 13,48 кА;
1^"3 хрез *0,27
f, = рЛ2*k-j /п,0 = VT 1.8-13,48 = 34,2 кА(6у по табл. 7.1).
Точка 1^2. Хрез=Xj 4"Хз4“Х4=0,014*0,264*0,057=0,327 Ом; Грез=/*б=
=0,104 Ом;
/зК^з + ^рез ^з/о,327»+0,104?
По рис. 7.4 при х/г=0,327/0,104=3,14 fey=l,34; jy=J/”2-1,34-10,6=
=20,46 кА.
Точка КЗ. хрез=Х|4-х34-Х44-Хв=0,3274-0,044=0,371 Ом; /*реа=г&4*
4-гу=0,1044-0,1=0,204 Ом;
6,3
^п,о ~ ... =8,6 кА.
ИЗИ 0,371»+ 0,204»
По рис. 7.4 при х/г=0,371/0,204= 1,81 Ау=1,14; 1У= У2-1,14-8,6=
= 13,82 кА.
374
Короткие замыкания в системах электроснабжения
Гл. 7
Точка К4. Хрез=Xi+*з+*4+*б+*в±= 0,371 +0,06=0,431 Ом; Грезад
=Г5+г7+г9=0,104+0,1+0>21=0,414 Ом;
6,3
/п,о “ z— ?. —- . = 6,09 кА.
ИЗИ 0,431? + 0,414?
По рис. 7.4 при х/г = 0,431/0,414 = 1,04 ky = 1,05; 1,05-6,09=
=9,02 кА.
Определим ток КЗ в точке К4 без учета активного сопротивления
кабелей:
------>.« кА-
ГЗХрез V 3-0,431
Погрешность чэкого расчета составит:
что недопустимо.
в) Особенности расчета токов КЗ в электроустановках
напряжением до 1 кВ
При расчете токов КЗ в установках напряжением до
1 кВ за понижающим трансформатором сравнительно не-
большой мощности можно принять, что напряжение на вы-
сокой стороне трансформатора остается неизменным. Это
условие соблюдается, если установленная мощность пони-
жающих трансформаторов, питающих место КЗ, удовлетво-
ряет требованию:
ST<0,02Sc,
где Sc — мощность питающей системы.
Практически при мощности понижающих трансформато-
ров до 1000 кВ-А включительно мощность системы должна
быть более 50 МВ 'А.
При составлении расчетной схемы и схемы замещения
необходимо учесть активные и индуктивные сопротивления
трансформаторов, шин, проводов, токовых обмоток авто-
матических выключателей, первичных обмоток трансформа-
торов тока, переходные сопротивления коммутационных ап-
паратов. Сопротивления трансформаторов подсчитывают по
формулам, приведенным в табл. 7.2, все остальные сопро-
'§ 7;2
Расчет токов Короткого замыкания
375
тивления находят по [46, 58]. Обычно эти величины приво-
дятся в миллиомах (1 мОм=Ю~3 Ом).
Определив результирующие активное и индуктивное со-
противления, подсчитывают ток КЗ по (7.5), подставляя
значение 1/ср в вольтах:
г __ Ucp ____ Uср
1 к . —. «
Гз-v., Гз
В процессе КЗ проводники нагреваются, их сопротив-
ление увеличивается:
+ ™
где г — сопротивление до начала КЗ при температуре 0О;
ш — коэффициент (для меди т=22,5; для алюминия т~
=6); / — время КЗ, с; q— сечение проводника, мм2.
Уточненное значение тока КЗ
J __Vep.
Ударный ток КЗ определяется по (7.1), ky находят по
рис. 7.4 по отношению х/г
iy = V 2 ky
На величину тока КЗ могут оказать влияние асинхрон-
ные электродвигатели мощностью более 100 кВт, если они
присоединены вблизи места КЗ. Объясняется это тем, что
при КЗ резко снижается напряжение и электродвигатели,
вращаясь по инерции, генерируют ток в место КЗ. Этот ток
быстро затухает, поэтому влияние электродвигателей учи-
тывают при определении /п,о и /у.
Ток 7п,о от асинхронных электродвигателей [58]
I =-А2_/
П,0, Д п ном.д ’
x*d
где 0,9 — расчетная относительная ЭДС; x"d — относитель-
ное сверхпереходное индуктивное сопротивление асинхрон-
ного электродвигателя; /Яом,д — номинальный ток одновре-
менно работающих электродвигателей.
376
Короткие замыкания в системах электроснабжения Гл* 1
В среднем можно принять x"d =0,2, тогда
' == 0,9 ==4 5/
п.О.д q 2 ’ НОМ>Д
(7,8)
Апериодическая составляющая тока КЗ от асинхронных
двигателей затухает очень быстро, поэтому ее можно не
учитывать при определении ударного тока, тогда
iy — ~\f27п,о,д — V2 •4,57ном,д — 6,5/нои.д • (7.9)
|СИ ТМ-630
11=5м
XABM-1S
ШМА-73
1=20 м
ШРА-73
1=5н
ШМА-73
1=10 м
ОМ
ШРА-73 I
Пример 7.3. Определить ток КЗ в точке
К1 цеховой сети (рис, 7.11), если на цеховой
подстанции установлен трансформатор ТМ-
630/6; «к=5,5 %; Рк=7,6 кВт. К шинам 0,4 кВ
трансформатор присоединен алюминиевыми
шинами сечением 60X8, расположенными го-
ризонтально с расстоянием между фазами а=
=200 мм. На вводе установлен автоматиче-
ский выключатель АВМ-15. В цехе проложен
магистральный шинопровод ШМА-73, ответ-
вление от него выполнено шинопроводом
ШРА-73. В точке К1 присоединена группа
электродвигателей Ml общей мощностью
200 кВт; С7ном=380 В; т)=0,94; cos<p=0,91.
На другом ответвлении от магистрального ши-
нопровода присоединена вторая группа дви-
гателей М2 мощностью 150 кВт; С/Ном=
=380 В; т] = 0,92; cos ср=0,84.
Решение. Принимаем, что напряжение на
шинах 6 кВ цеховой подстанции неизменно,
Рис. 7.11. Расчетная
схема к примеру 7.3
сопротивление от источника питания до этих
шин не учитываем. Расчет сопротивлений ве-
дем в именованных единицах (мОм), 17б==
=400 В.
Сопротивление трансформатора по формулам табл. 7.2
Р (А
к б
Гт“ о2
о*
° ном
7,6-4003
6302
= 3,06 мОм;
§ 7.2 Расчет токов короткого замыкания 377
Сопротивление токовой катушки автоматического выключателя по
[46] га=0,12 мОм; ха==0,094 мОм; переходное сопротивление контактов
гк^=0;25 мОм.
Сопротивление шин до щита 0,4 кВ гш—г0/=0,074 *6=0,444 мОм;
хт=*о/=0,176 *6= 1,056 мОм, где г0, х0 определено по [46] для шин
60x8 при аор“1,26*200=252 мм.
Сопротивление магистрального шинопровода (го=О,О31 мОм/м;
хо=0,О17 мОм/м по [46]) Гд1МА =0,031*20=0,62 мОм; хШМА=0,017Х
Х20=0,34 мОм.
Сопротивление шинопровода ШРА-73 (г0=0,13 мОм/м; х0=
=0,1 мОм/м) гШРА=0,13*5=0,65 мОм; Хшра=0^*5=0,5 мОм.
Результирующее сопротивление до точки КЗ
грез = гт + га + гк + гш + ГШМА + ГШРА =
= 3,06 + 0,12 + 0,25 + 0,444 + 0,62 + 0,65 = 5,144 мОм;
хрез = хт + ха + хш + ХШМА + ХШРА =
= 13,63 + 0,094+ 1,056 + 0,34 + 0,5 == 15,62 мОм.
Определяем ток КЗ от источника (системы)
/кС = ,UcV ---------------- 400 = 14,06 кА.
г 31/,2 л.2 # ИЗ И 15,62?+5,144?
г Лрез г'рез
Поправку на изменение сопротивления шин в процессе КЗ не вно-
сим, так как активное сопротивление шин составляет всего 1,71 мОм,
Находим по рис. 7.4 при х/г~15,62/5,144=3,03 6У=1,33 и
/уС = '/2йу/кС = ]/’2’.1,33.14,06 = 26,37 кА.
Учтем влияние группы электродвигателей Ml на ток КЗ. Вторая
группа Л12/удалена от места КЗ магистральным шинопроводом /=10 м
и распределительным шинопроводом /=5 м, и не оказывает влияния на
ток КЗ.
По (7.8):
т А К f А R - ^НОМ,Д
/п,о,д — 4,5/ном<д — 4,5 —
V з (/Ном П cos ф
Уз-380-0,94-0,91
Ударный ток КЗ от электродвигателей
/У(д = 6,57ИОМ)д = 6,5-0,36 = 2,36 кА.
378
Короткие замыкания в системах электроснабжения Гл. 7
Токи КЗ в точке К1
4 = 4с + 4.0,14,06+1,6 = 15,66 кА?
4 = ^ + ^ = 26,37 + 2,34 = 28,71 кА.
7.3. ДЕЙСТВИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
а) Электродинамическое действие токов КЗ
При коротком замыкании по токоведущим частям про-
ходят токи переходного режима, вызывая сложные усилия
в шинных конструкциях и аппаратах электрических уста-
новок. Эти усилия изменяются во времени по значению,
направлению и имеют колебательный характер. Расчет
электродинамических усилий с учетом колебательных про-
цессов в шинных конструкциях сложен и рассматривается
в [57, 58]. Согласно требованиям ПУЭ, § 1.4.14 усилия, дей-
ствующие на жесткие шины и поддерживающие их изоля-
торы , следует рассчитывать по ударному току трехфазного
КЗ с учетом сдвига между токами в фазах и без учета
механических колебаний в шинной конструкции. Пользуясь
известным законом Био-Савара о взаимодействии провод-
ников с током, можно определить максимальное усилие на
шиную конструкцию, Н,
F(3) = у-Ю~7, (7.10)
а
где I — расстояние между изоляторами шинной конструкции
.(пролет), м; а — расстояние между фазами, м; iy— удар-
ный ток при трехфазном КЗ, А.
Электродинамическая сила FW создает изгибающий мо-
мент, который можно определить, если рассматривать ши-
ну как равномерно нагруженную балку:
Л1=-^. (711)
Напряжение в материале шин от изгиба, МПа,
Орасч = МЖ (7.12)
где W — момент сопротивления сечения, зависящий от фор-
мы и расположения шин, см3.
§7.3
Действие токов короткого замыкания
379
Рис. 7.12. Расположение шин на изоля-
торах плашмя (а) и на ребро (б)
При горизонтальном крепле-
нии изоляторов и расположении
шин плашмя (рис. 7.12, а).
W = (7.13)
При расположении шин на
ребро (рис. 7.12,6)
значениях оД0П учтено
где b и h — размеры поперечного
сечения шины, см.
Полученное по (7.12) расчет-
ное напряжение в материале шин
не должно превышать допусти-
мые значения:
для меди марки МГТ <7ДОп=
= 140 МПа;
для алюминия марки АД31Т
оДОп=75 й4Па.
Примечание. В указанных
снижение прочности материала шин в местах сварки.
В многополосных шинах, кроме усилия между фазами,
возникает усилие между полосами; расчет в этом случае ус-
ложняется; он рассмотрен в [43, 57].
Электродинамические усилия в токоведущих частях вы-
ключателей, разъединителей и других аппаратов трудно
поддаются расчету, поэтому заводы-изготовители указыва-
ют предельный сквозной ток КЗ (амплитудное значение)
(пр,скв ((дин), который не должен быть меньше найденного
в расчете ударного тока при трехфазном КЗ. Таким обра-
зом, проверка аппаратов по электродинамической стойкос-
ти производится по условию
^пр.скв (*дин) *у’
(7.15)
б) Термическое действие токов КЗ
Токи КЗ вызывают нагрев токоведущих частей, значи-
тельно превышающий нормальный. Чрезмерное повышение
380
Короткие замыкания в системах электроснабжения Гл. 7
температуры может привести к выжиганию изоляции, раз-
рушению контактов и даже их расплавлению, несмотря на
кратковременность процесса КЗ. После отключения повреж-
денного участка прохождение тока КЗ прекращается, токо-
ведущие части охлаждаются.
Наибольшие допустимые температуры нагрева при КЗ
приведены в табл. 3.8.
При выборе токоведущих частей необходимо найти ко-
нечную температуру нагрева токами КЗ с учетом периоди-
ческой и апериодической составляющих. Этот расчет доста-
точно трудоемкий, поэтому термическую стойкость обычно
проверяют определением минимально допустимого сечения
по условию допустимого нагрева при КЗ
Fmtn = VB;/Ct, (7.16)
где Вк=7п,о (^отк+Та)—тепловой импульс тока КЗ, А2-с;
Та — постоянная затухания апериодической составляющей
(см. табл. 7.1); ^отк = /з+^в — время отключения коротко-
го замыкания, с; /3 — время действия основной защиты,
с; tB — полное время отключения выключателя, с; Ст —
коэффициент, зависящий от допустимой температуры при
КЗ и материала проводника. Рекомендуемые значения его
приведены ниже:
Шины медные....................................... 171
Шины алюминиевые.....................................88
Кабели до 10 кВ с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами 85
Кабели и провода с поливинилхлоридной изоляцией, алюминие-
выми жилами........................................75
То же с полиэтиленовой изоляцией.....................65
Выбранные шины или кабель термически стойки, если их
сечение больше F min.
Проверка аппаратов на термическую стойкость произ-
водится по току термической стойкости /Tep, заданному за-
водом-изготовителем, и расчетному времени термической
стойкости по каталогу /тер. Аппарат термически стоек, если
^<4^. (7.17)
По режиму КЗ в электроустановках до 1 кВ проверяют
только распределительные щиты, токопроводы и силовые
шкафы [40].
§7.4
Ограничение токов короткого замыкания
381
По режиму КЗ при напряжении выше 1 кВ не проверяют:
аппараты и проводники, защищенные плавкими предо-
хранителями с вставками на номинальный ток до 60 А, по
электродинамической стойкости;
аппараты и проводники, защищенные плавкими предо-
хранителями независимо от их номинального тока, по тер-
мической стойкости;
проводники в цепях к индивидуальным электроприем-
никам, в том числе к цеховым трансформаторам общей мощ-
ностью до 2,5 МВ-А с высшим напряжением до 20 кВ, если
в электрической или технологической части предусмотрено
резервирование, повреждение проводника не может вызвать
взрыва или пожара и возможна замена проводника без
значительных затруднений;
проводники к неответственным распределительным пунк-
там;
трансформаторы тока в цепях до 20 кВ, питающих тран-
сформаторы или реактированные линии, если выбор транс-
форматоров тока по условиям КЗ требует такого повыше-
ния коэффициента трансформации, при котором не обес-
печивается необходимый класс точности приборов [40].
7.4. ОГРАНИЧЕНИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Увеличение единичной мощности генераторов, мощности
электростанций и энергосистем приводит к значительному
росту токов КЗ. Это вызывает необходимость применять
аппараты и токоведущие части, рассчитанные на повышен-
ную электродинамическую и термическую стойкость, что
приводит к увеличению их стоимости. Экономически выгод-
но применить специальные меры для ограничения токов КЗ.
Дополнительные затраты для ограничения токов КЗ оку-
пятся благодаря применению более легкой аппаратуры, ка-
белей меньших сечений.
Ограничение токов КЗ может быть достигнуто путем
соответствующего построения схемы электроснабжения:
повышение напряжения сетей приводит к уменьшению
рабочих токов и токов КЗ;
секционирование сетей исключает параллельную работу
источников и линий, а следовательно, уменьшает токи КЗ;
раздельная работа трансформаторов на шинах вторич-
ного напряжения на ГПП, РП, ТП увеличивает сопротивле-
382 Короткие замыкания в системах электроснабжения Гл. 7
нне короткозамкнутой цепи, следовательно, уменьшает то*
ки КЗ.
Применение трансформаторов с расщепленной обмот-
кой также ограничивает ток КЗ, так как их сопротивление
в режиме КЗ примерно в 2 раза больше по сравнению
с трансформатором без расщепления обмотки 6—10 кВ.
Начиная с мощности 25 МВ-А все понижающие трансфор-
маторы изготовляются с расщепленной обмоткой.
Для искусственного увеличения сопротивления коротко-
замкнутой цепи широко применяют токоограничивающие
реакторы. Токоограничивающий реактор — это катушка
без стального магнитопровода с изолированными друг от
друга витками, укрепленными в бетонных колоннах. Отсут-
ствие стального магнитопровода обеспечивает неизменность
индуктивного сопротивления от протекаемого тока. От за-
земленных конструкций реактор изолируется фарфоровыми
опорными изоляторами. Реактор обладает значительной ин-
дуктивностью и малым активным сопротивлением.
Реакторы устанавливают в распределительных устрой-
ствах 6—10 кВ ТЭЦ, районных подстанций или ГПП. Для
каждой отходящей линии можно устанавливать индивиду-
альный реактор (рис. 7.13, а), экономичнее применять груп-
повые реакторы (рис. 7.13, б) на три-четыре линии. В цепях
понижающих трансформаторов можно устанавливать сдво-
енные реакторы (рис. 7.13, а), обеспечивающие меньшую
потерю напряжения в нормальном режиме.
Выбор реакторов производится после расчета токов КЗ
Рис. 7.13. Схемы включения реакторов на стороне 6—10 кВ ГПП
Ограничение токов короткого замыкания
383
на шинах б—10 кВ, если отключающая способность выклю-
чателей, предполагаемых для установки в сети 6—10 кВ,
окажется меньше, чем ток КЗ, /Отк,ном</п,о-
Установка реакторов может быть продиктована необхо-
димостью применения в сети электроснабжения кабелей
небольших сечений. Максимально допустимый ток КЗ для
кабеля определенного сечения можно определить из .(7.16),
подставив Вк5
' e ^расч Сч
п.О.доп у--------------------
V (^отк + Т'д)
(7.18)
где Грасч — заданное сечение кабеля, мм2.
Для выбора реактора необходимо знать:
максимальный ток в цепи с учетом перспективного рос-
та нагрузки линий Imax',
ток КЗ на шинах 6—10 кВ до реактора /п,о; ток КЗ, до
которого надо ограничить его величину /п,о,треб.
Реактор выбирают по напряжению и номинальному току:
^ном,р ^уст> Аюм.р ^тах’
по сопротивлению, Ом,
------т~). <7-19>
у 3 'пдтреб *п,о /
ГДв /п,0,треб = /отк,ном ИЛИ /п.Отреб5=5^п,0,доп-
Выбранный реактор проверяют на электродинамическую
стойкость по (7.15) и на термическую стойкость по (7.17).
Для проверки рассчитывают токи КЗ за реактором по (7.4).
Остаточное напряжение на шинах при КЗ непосредствен-
но за реактором
f/ост % = Хр /п 0 • 100. (7.20)
^ном
где /'0 — ток КЗ за реактором; хр — сопротивление реак-
тора (по каталогу), Ом.
По условию работы потребителей t/ост должно быть не
менее 65 %.
384
Короткие замыкания в системах электроснабжения Гл. 7
7.5. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ И АППАРАТОВ
а) Расчетные условия продолжительного режима
Продолжительный режим электроустановки— это ре-
жим, продолжающийся не менее, чем необходимо для до-
стижения установившейся температуры токоведущих частей
при неизменной температуре охлаждающей среды. К про-
должительному режиму относятся нормальный, ремонтный
и послеаварийный режимы.
Нормальный режим — это такой режим работы электро-
технического устройства, при котором значения его пара-
метров не выходят за пределы, допустимые при заданных
условиях эксплуатации. В нормальном режиме функциони-
руют все элементы данной электроустановки, без вынуж-
денных отключений и без перегрузок. Ток нагрузки в этом
режиме может изменяться в зависимости от графика на-
грузки. Для выбора аппаратов и токоведущих- частей сле-
дует принимать наибольший ток нормального режима
/нори.
Ремонтный режим — это режим плановых профилакти-
ческих и капитальных ремонтов. В ремонтном режиме часть
элементов электроустановки отключена, поэтому на остав-
шиеся в работе элементы приходится повышенная нагрузка.
Послеаварийный режим — это режим, в котором часть
элементов электроустановки вышла из строя или выведена
в ремонт вследствие аварийного отключения. В этом режи-
ме оставшиеся в работе элементы несут повышенную на-
грузку.
Из двух последних случаев выбирают наиболее тяжелый,
когда в рассматриваемом элементе электроустановки про-
ходит наибольший ток Imax»
Таким образом, расчетными токами продолжительного
режима являются: /норм — наибольший ток нормального ре-
жима; Imax — наибольший ток ремонтного или послеава-
рийного режима.
Определение расчетных токов зависит от схемы электро-
снабжения, количества трансформаторов, установленных на
подстанции, числа и схемы присоединения линий, схемы се-
ти. Анализ конкретных условий работы, возможные аварий-
ные отключения, допустимые перегрузки на отдельные эле-
менты электроустановки позволяют определить расчетные
§ 7.6 Выбор TOKoeedtJfyux частей и аппаратов 385
Таблица 7.3. Определение расчетных токов продолжительных
режимов
^тах
(1,3 — 1,4) .Shom,t
0 >3 — 1,4) Shqm,t
V"3 t/ном
1^3 nt/ном 3 (n 1) t/H0M
токи. Для некоторых случаев формулы для определения
расчетных токов приведены в табл. 7.3.
б) Выбор токоведущих частей
Провода и кабели выбирают по экономической плотно*
сти тока (§ 1.6).
25—110
386 Короткие' замыкания в системах электроснабжения Гл. 7
При выборе сечения кабеля по (3.2) необходимо учесть
допустимую перегрузку на период ликвидации послеаварий-
ного режима, величина которой зависит от вида прокладки
кабеля, длительности максимума и предварительной на-
грузки {40, табл. 1.3.2].
Выбранное по условиям продолжительного режима сече-
ние необходимо проверить на термическую стойкость по
(7.16).
Жесткие шины проверяют на электродинамическую
стойкость по (7.12).
Гибкие токопроводы проверяют на схлестывание при то-
ках трехфазного КЗ 20 кА и более (46,44].
Неизолированные провода в установках 35 кВ и выше
проверяют по условиям коронного разряда [43].
Пример 7.4. Определить сечение кабелей для присоединения цеховой
подстанции мощностью 1000 кВ'Л, 7'м=5500ч (рис. 7.14). Кабели про-
ложены в земле при температуре почвы +20 °C с расстоянием 100 мм.
На шинах 10 кВ ГПП ток КЗ 9,5 кА. Время действия основной релей-
-ной зашиты 1,2 с, полное время отключения выключателя 0,12 с,
Решение. Определяем токи продолжительного режима
z___________________
/ норм “ .
n V 3(/ном
______
l*OJB км
ZS it
Рис, 7.14. Схема
присоединения ли-
нии к примеру 7.4
= 28,9 А;
2 V 3.10
»_____________________________ . 57 8 А
/щах— — — — О/ ,о А.
(п-1)Кзином I Кз.ю
Экономическое сечение кабеля по (1.10)
£э = -^-=-^£- = 24мм*.
/э 1,2
Принимаем два кабеля ААБ (3X25) мм2,
/д = 90 А (табл. П2.1), Поправочный коэффи-
циент на температуру почвы k\ =94 [40, табл. 1.3.3]
и на число кабелей ^=0,9 [40, табл. 1.3.26]. По
(3.2) /д== 0,94 0,9 90=76,14 А, что больше Лпах“
= 57,8 А, следовательно, кабель по длительному
нагреву проходит.
Термическая стойкость параллельно соеди-
ненных кабелей проверяется по току КЗ непосредственно за пучком
кабелей [40], т.е. в точке К2, Рассчитаем ток КЗ.
$7.6
Выбор аппаратов напряжением выше 1 кВ
387
Сопротивление до шин ГПП по заданному току КЗ кА
(7СП Ю,5
х6= —Г2— = ——:----------=0,64 Ом.
УЗТП(> ИЗ-9,5
Удельное сопротивление кабеля по табл. П2.1 г0=*1,25 Ом/км; х0=
=0,099 Ом/км; сопротивление кабеля длиной 0,8 км
Х = ж0{ = 0,099-0,8 = 0,079 Ом;
г = г0/= 1,25-0,8 = 1,0 Ом.
Результирующее сопротивление до точки К2
хрез = *с + *к/2 = 0,64 + 0,079/2 = 0,68 Ом;
грез = Гк/2 = 1,0/2 = 0,5 Ом.
Ток КЗ в точке К2
, уср 10,5 „ п ,
/п,0,К2 =“ Г- f-------- — z- ................= 7>2 кА-
^3 У 0,68?+ 0,5*
По одному кабелю проходит половина тока КЗ 7,2/2=3,6 кА, по-
этому тепловой импульс тока КЗ
Вк = /п.о( <OTK+7'a)=3.62(1,2 + 0,12 + 0,°l) = 17,2 кА2-с,
где Га=0,01 с по табл. 7,1.
Минимальное сечение по термической стойкости по (7.16)
„ V 17,2-10* .
?min = —7— =--------------= 48 мм*,
Су оо
что больше выбранного ранее сечения 25 мм2, поэтому следует увели-
чить сечение до 50 мм2 илн принять меры для ограничения токов КЗ,
например установить реакторы на ГПП.
7.6. ВЫБОР АППАРАТОВ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ
а) Выбор выключателей
При выборе типа выключателя следует руководство-
ваться следующими требованиями:
в закрытых РУ всех напряжений устанавливаются воз-
душные или маломасляные выключатели;
в комплектном РУ 6—10 кВ тип выключателя принима-
ется в соответствии с выбранной серией КРУ или КРУН;
25»
388
Короткие замыкания в системах электроснабжения |л. 7
в открытых РУ 110 и 35 кВ подстанций устанавливаются
маломасляные или баковые выключатели, когда отсутст-
вуют маломасляные соответствующих параметров.
Выбор выключателей производится по ГОСТ 687—78Е
с учетом 12 различных параметров. В учебном проектйро-'
вании при выборе выключателей в системе электроснабже-
ния достаточно учесть основные параметры. Выключатели
выбираются:
по напряжению установки
^/уст ^ном>
по длительному току
Люрм ^ном> Апаэс Люм>
по отключающей способности
Ai.O ^отк.ном’
по электродинамической стойкости
1"у 1дин>
(7.21)
(7.22)
(7.23)
(7.24)
по термической стойкости
Вк</?ер/тер, (7.25)
где/п,о, ty, Вк==/|.о(^тк + Та) определены по расчету;
/отк,ном "*— номинальный ток отключения; 1дия — ток электро-
динамической стойкости; /тер — ток термической стойкости;
£геР — время протекания тока термической стойкости, при-
нимают по каталогу.
Выключатели нагрузки не предназначены для отключе-
ния токов КЗ, поэтому они не проверяются по условию
(7.23). Если выключатель нагрузки сочетается с высоко-
вольтным предохранителем, то предохранитель выбирается:
по напряжению, по длительному току, по отключающей
способности
б) Выбор разъединителей, отделителей,
короткозамыкателей
При выборе типа разъединителя и отделителя обраща-
ют внимание на необходимое количество заземляющих но-
жей и место их установки. Заземляющие ножи использу-
ются во время ремонтных работ для заземления отключен-
Й 7.6 Выбор аппаратов напряжением выше 1 кВ 389
ного участка электроустановки. В схеме должно быть пре-
дусмотрено такое количество заземляющих ножей, чтобы
исключалась необходимость использования переносных за-
землений. Для этой цели в разъединителях предусматрива-
ют два или один заземляющий нож. Выбор типа разъедини-
теля зависит также от места его установки (закрытое или
открытое РУ).
Разъединители и отделители выбирают по тем же пара-
метрам, что и выключатели, кроме условия (7.23).
Короткозамыкатели выбирают по напряжению (7.21), по
электродинамической (7.24) и термической (7.25) стойко-
сти.
в) Выбор измерительных трансформаторов
При выборе типа трансформаторов тока следует учесть;
в ячейках КРУ и КРУН 6—10 кВ используются транс-
форматоры тока, принятые заводами к установке в данной
серии (ТПЛК-Ю, ТЛК-Ю, ТВЛМ-10 и др.);
в РУ 35—220 кВ должны в первую очередь использо-
ваться трансформаторы тока, встроенные в высоковольтные
вводы силовых трансформаторов (ТВТ) или во вводы ба-
ковых выключателей (ТВ, ТВС, ТВУ);
в РУ 35—220 кВ с маломасляными выключателями ис-
пользуются выносные трансформаторы тока (ТФЗМ).
Трансформаторы тока выбираются:
по напряжению (7.21); по току (7.22). Номинальный ток
должен быть как можно ближе к рабочему току установки,
так как недогрузка первичной обмотки трансформатора то-
ка приводит к увеличению погрешностей. Иногда приходит-
ся завышать номинальный ток первичной обмотки по ус-
ловию электродинамической стойкости. Если это приводит
к недопустимой для расчетных счетчиков погрешности, то
в цепях линий 6—10 кВ ток не завышают, т. е. устанавли-
вают трансформаторы тока динамически нестойкие. В це-
пях силовых трансформаторов в этом случае приборы учета
рекомендуется присоединять к трансформаторам тока’на
низкой стороне [40];
по электродинамической стойкости
1у ^дии ИЛИ 1у ]/"2Йдин Аном> (7.26)
где йдин — кратность электродинамической стойкости по
каталогу.
390
Короткие замыкания в системах электроснабжения Гл. 9
Встроенные и шинные трансформаторы тока на электро
динамическую стойкость не проверяются;
по термической стойкости
'U <„р (7'27>
по вторичной нагрузке
Г2 ^2ИОМ’ (7.28)
где /*2вом — номинальная допустимая нагрузка трансформа-
тора тока в выбранном классе точности; г2 — вторичная на-
грузка:
Гг = гприб гпр -|- гк,
где Гприб — сопротивление присоединенных приборов
5Приб//аюм; гк — сопротивление контактных соединений
0,05 Ом при двух-трех приборах и 0,1 Ом при большем чис-
ле приборов.
Чтобы выполнить условие (7.28), сопротивление проводов
должно быть
Гцр ~ Ггном “ Гприб — По
тогда сечение проводов
F = Р^расч/Гдр»
где р — удельное сопротивление материала провода (для
медных р=0,0175, алюминиевых р=0,0283) ; /расч —ПрИ
соединении трансформаторов тока в полную звезду; /Расч=
» при соединении в неполную звезду; I — длина про-
вода, соединяющего трансформатор тока и прибор в один
конец, м.
При выборе трансформаторов напряжения следует
учесть, что в установках 6, 10 и 35 кВ они используются
для включения измерительных приборов и для включения
устройств сигнализации и защиты от замыканий на землю.
Этим условиям отвечают трансформаторы напряжения'ти-
пов ЗНОМ, ЗНОЛ, НТМИ, НКФ.
Трансформатор напряжения выбирают по напряжению
(7.21) по вторичной нагрузке
Sg ^ном»
где SHOM — номинальная мощность в выбранном классе точ-
ности; Si — нагрузка всех измерительных приборов и реле.
§7;6
Выбор аппаратов напряжением выше 1 кВ
391
Если для упрощения расчетов нагрузку не разделять по
фазам, то
$2 ~ Р^Хприб "Ь Фхприб*
Пример 7.5. Выбрать разъединитель QSlt выключатель Q, транс-
форматоры тока ТА и напряжения TV на стороне 10 кВ ГПП (рис.
7.15). Нагрузка линии /норм=250 А; /^=400 А; токи КЗ /п,о=9,5 кА;
iy=22 кА; ^з=1,2 с; /в=0,12 с.
Длина соединительных проводов от трансформатора тока до изме-
рительных приборов 6 м. К трансформатору напряжения присоединены
обмотки счетчиков шести линий и вольтметры сборных шин. Счетчики
служат для денежного расчета.
ЮкВ
Рис. 7.15. Схема присоединения измерительных приборов к примеру 7.5
Решение. Предполагаем, что РУ 10 кВ ГПП выполнено закрытым,
поэтому выбираем маломасляный выключатель ВМПП-10 со встроенным
приводом, разъединитель РВЗ-10 и трансформатор тока ТЛМ-10-400
(табл. П4.1— П4.3). Все данные сравнения сведены в табл. 7.4, по ко-
торым видно, что указанные аппараты проходят по условиям продол-
жительного режима и короткого замыкания.
Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке подсчи-
таем нагрузку приборов (табл. 7.5).
Наиболее загружена фаза А (5,5 В*А), сопротивление приборов:
^2ном
392
Короткие замыкания в системах электроснабжения Гл. 7
Таблица 7.4. Сравнение данных (к примеру 7.5)
Расчетные данные Каталожные данные
Выключатель ВМПП-10 Разъединитель РВЗ-10 Трансформатор тока ТЛМ-10
f/yCT=10 кВ ^ном^Ю кВ ^Лтом—Ю КВ £/hom=I0 кВ
/max—400 А /ном—630 А /ном~030 А Лиом===400 А
/гц о—9,6 кА /отк, ном=20 кА
гу—22 кА *дин=52 кА ^дин==00 кА 1дин—Ю0 кА
/п, 0 Uotk+ /тер ^тер— 72 / = *тер *тер Z2 / = 1 тер *тер
4-Га)=9,52.1,33= =202.4= =202.4= = 18,4?.3=
= 120 кА?-с = 1600 кА?»с = 1600 кА?-с =1015 кА? »с
Таблица 7,5. Вторичная нагрузка трансформаторов тока (к примеру
7.5)
Прибор Тип Нагрузка, В «А, фазы
А С
Амперметр Э-350 0,5 —
Счетчик активной энергии САЗ-И681 2,5 2,5
Счетчик реактивной энергии СР4-И689 2,5 2,5
Итого 5,5 1 5
Сопротивление проводов
Гпр — ганом — гприб — гк — 9,4 0,22 0,05 = 0,13 Ом,
где г2ном=0,4 Ом в классе точности 0,5 для ТЛМ-10-400; гк=0>05 Ом.
Сечение соединительных проводов
р = Р^Расч __ 0,0283 У^З» 6 = 2,25 мм?.
г1лр 0,13
Принимаем контрольный кабель с алюминиевыми жилами 4 мм2
[40].
Выбираем трансформатор напряжения ЗН0Л.09, £Лиом= Ю/]/Т,
S2hom==75 В-А в классе точности 0,5.
По условию к трансформатору напряжения присоединены два вольт-
*§ 8.1 Назначение и устройство защитных заземлений 393
метра (Э-335, S2=2 В-А) и по шесть счетчиков активной и реактивной
энергий ($2=2’2,0 Вт, cos <р=0,38). Нагрузка этих приборов:
Рприб = 2-2,0+ 6-4+ 6.4=: 52 Вт;
Сприб 2=5 Рприб tg<P == 6.4.2,43 + 6*4.2,43 = 116,64 вар;
5ПРИ6 = /«прнб+^ри^К116,642 + 52Г= 127 в.А,
что меньше мощности трех однофазных трансформаторов напряжения
(3-75 В-А).
Глава' восьмая
ЗАЩИТНОЕ ЗАЗЕМЛЕНИЕ
8.1. НАЗНАЧЕНИЕ И УСТРОЙСТВО ЗАЩИТНЫХ
ЗАЗЕМЛЕНИИ И ЗАНУЛЕНИЙ
а) Общие сведения
При обслуживании электроустановки опасность пред-
ставляют не только неизолированные токоведущие части,
находящиеся под напряжением, но и те конструктивные час-
ти электрооборудования, которые нормально не находятся
под напряжением, но могут оказаться под напряжением при
повреждении изоляции (корпуса электродвигателей, пуска-
телей, баки трансформаторов, кожухи шинопроводов, ме-
таллические каркасы щитов и т. п. ).
Для защиты людей от поражения электрическим током
при повреждении изоляции применяется одна из следующих
защитных мер: заземление, зануление, защитноое отключе-
ние, разделительный трансформатор, двойная изоляция,
малое напряжение, выравнивание потенциалов [40],
Защитное заземление — это преднамеренное электричес-
кое соединение какой-либо части электроустановки с за-
земляющим устройством для обеспечения электробезопас-
ности.
На рис. 8.1, а показано заземление нескольких электро-
двигателей с помощью одиночного заземлителя 1 (трубы,
уголка, стержня, заглубленного в землю). В нормальном
режиме, когда изоляция электродвигателей не нарушена,
на корпусах электродвигателей никакого потенциала нет,
прикосновение к ним безопасно. При повреждении изоля-
ции в любом электродвигателе и стекании на землю тока
394
Защитное заземление
Гл. 8
Р
Чз
13 через заземляющее устройство потенциал на поверхности
грунта распределяется по кривой 3. На заземляющем уст-
ройстве возникает напряжение, В:
U9~laR*
(8Л)
§8.1 Назначение и устройство защитных заземлений 395
где /» — ток замыкания на землю, A; RB — сопротивление
заземлителя, Ом.
Пренебрегая падением напряжения в заземляющей по*
лосе 2, можно считать, что все заземленные корпуса ока-
жутся под напряжением U3. Прикасаясь к корпусу электро-
двигателя, человек попадает под разность потенциалов:
^npi = — ФГ> ^пра — Фа» ^прз = ^з»
где ф1, <р2 — потенциалы точек грунта, на которых стоит че-
ловек.
Напряжение прикосновения Unp может быть уменьшено
при выравнивании потенциала путем контурного заземле-
ния и прокладки дополнительных заземляющих полос внут-
ри контура. На рис. 8.1,6 показана часть заземляющего
устройства подстанции, состоящего из вертикальных зазем-
ляющих электродов 1, соединительных полос 2 и выравни-
вающих полос 4, проложенных на глубине 0,5 м. При повре-
ждении изоляции на поверхности грунта потенциал распре-
деляется по кривой 5 (без выравнивающих полос) и кривой
6 (с выравнивающими полосами).
Напряжение шага Uwat — это напряжение между двумя
точками земли при одновременном касании их ногами че-
ловека.
Задачей защитного заземления является снижение до бе-
зопасной величины напряжений Ua, UBp и Umar.
Защитным занулением в электроустановках напряжени-
ем до 1 кВ называется преднамеренное соединение частей
электроустановки, нормально не находящихся под напря-
жением, с глухозаземленной нейтралью генератора или тран-
сформатора в сетях трехфазного тока или с глухозаземлен-
ной средней точкой источника в сетях постоянного тока.
На рис. 8.2 показана схема зануления в установке 380/220 В.
Корпус автоматического выключателя 2 и корпус электро-
двигателя 3 соединены с защитным нулевым проводником
1, который электрически связан с глухозаземленной ней-
тралью источника. При повреждении изоляции (замыкании
фазы на корпус) создается однофазное КЗ. Ток КЗ, проте-
кающий по петле фаза — нулевой проводник, должен при-
вести к немедленному отключению поврежденного участка.
Задачей зануления является создание наименьшего сопро-
тивления пути для тока однофазного КЗ, обеспечивающего
396
Защитное заземление
Гл. 8
надежное отключение автоматических выключателей, маг-
нитных пускателей, предохранителей.
Защитное отключение, применяемое в установках до 1 кВ,
обеспечивает автоматическое отключение всех фаз участка
сети при замыканиях на корпус или снижении уровня изо-
ляции ниже определенного значения.
Если по технологическим причинам невозможно выпол-
нить защитное заземление или зануление и обеспечить за-
щитное отключение, то допускается обслуживание электро-
оборудования с изолирующих площадок. При этом должна
быть исключена возможность одновременного прикоснове-
ния к незаземленным частям электрооборудования и частям
зданий и сооружений, имеющим соединение с землей.
Заземление или зануление следует выполнять во всех
электроустановках при напряжении переменного тока 380 В
и выше и постоянного тока 440 В и выше. В помещениях
с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных
Рис. 8.2. Схема зануления элементов электрооборудования в установ-
ках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью
установках заземление или зануление выполняется при но-
минальных напряжениях выше 42 В переменного и НОВ
постоянного тока. Во взрывоопасных зонах любого клас-
са зануление (заземление) выполняется в электроуста-.
§8.1
Назначение и устройство защитных заземлений
397
новках при всех напряжениях переменного и постоянного
тока.
В электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной ней-
тралью должно быть выполнено зануление. В таких уста-
новках не разрешается применять заземления корпусов без
их связи с глухозаземленной нейтралью источника, так как
это может привести к появлению опасного для человека
напряжения на зеземленном корпусе поврежденного обору-
дования, а отключения электроустановки не произойдет
вследствие большого сопротивления в цепи тока замыкания.
В электроустановках до 1 кВ с изолированной нейтралью
должно быть выполнено заземление в сочетании с контро-
лем изоляции сети или защитное отключение.
В электроустановках выше 1 кВ с изолированной и эф-
фективно заземленной нейтралью должно быть выполнено
заземление.
В электроустановках заземляются (зануляются): корпу-
са электрических машин, трансформаторов, аппаратов, при-
водов, вторичные обмотки измерительных трансформато-
ров, каркасы распределительных щитов, пультов, шкафов,
металлические конструкции распределительных устройств,
металлические корпуса кабельных муфт, металлические
оболочки и броня контрольных и силовых кабелей, кожухи
и опорные конструкции шинопроводов, лотки, короба и дру-
гие металлические конструкции, на которых устанавливает-
ся электрооборудование, металлические корпуса передвиж-
ных и переносных электроприемников, металлические кон-
струкции зданий и сооружений, подкрановые рельсовые
пути, металлические корпуса технологического оборудова-
ния и другие металлические конструкции, связанные с ус-
тановкой электрооборудования. Некоторые исключения из
перечисленного выше даны в ПУЭ, § 1.7.48.
Кроме защитного заземления, в электроустановках при-
меняется рабочее заземление, предназначенное для созда-
ния нормальных условий работы аппарата или электроуста-
новки. К рабочему заземлению относится заземление ней-
тралей трансформаторов, генераторов, дугогасительных
катушек. Без рабочего заземления аппарат не может выпол-
нить своих функций или нарушается режим работы электро-
установки. Для выполнения заземлений различных назна-
чений и разных напряжений в электроустановках, террито-
риально, приближенных одна к другой, рекомендуется при-
398
Защитное заземление
Гл. 8
менять одно общее заземляющее устройство, удовлетворя-
ющее требованиям к заземлению этих электроустано-
вок [40].
б) Конструктивное выполнение заземляющего
устройства
Заземляющее устройство состоит из заземлителя и за-
земляющих проводников. В качестве заземлителей исполь-
зуются в первую очередь естественные заземлители: проло-
женные в земле стальные водопроводные трубы, трубы ар-
тезианских скважин, стальная броня и свинцовые оболочки
силовых кабелей, проложенных в земле, металлические кон-
струкции зданий и сооружений, имеющие надежный контакт
с землей, различного рода трубопроводы, проложенные
в земле. Не допускается использовать в качестве естествен-
ных заземлителей трубопроводы горючих жидкостей, газов,
алюминиевые оболочки кабелей, алюминиевые проводники
и кабели, проложенные в блоках, туннелях, каналах. Со-
противление растеканию тока с этих заземлителей определя-
ется замерами. Если естественных заземлителей недоста-
точно, применяют искусственные заземлители: заглубленные
в землю вертикальные электроды из труб, уголков или прут-
ковой стали и горизонтально проложенные в земле на глу-
бине не менее 0,5 м полосы. Рекомендуется использовать
прутковые заземлители — стержни диаметром 12—14 мм
и длиной 5 м, которые обеспечивают малое сопротивление
растеканию тока, так как проникают в глубокие влажные
слои грунта.
Сопротивление одного вертикального заземлителя (стер-
жня), Ом,
__ _0,366рРасч /_2/_ . J_ । \ ,g g.
в I \ d 2 — '
W ррасч—расчетное удельное сопротивление грунта, Ом-м;
I — длина стержня, м; t — глубина заложения, равная рас-
стоянию от поверхности земли до середины заземлителя;
d — диаметр стержня, м.
В расчетах можно пользоваться упрощенной формулой
для пруткового электрода диаметром 12 мм, длиной 5 м
Гст = 0>27рраоч. (8.3)
Расчетное удельное сопротивление грунта
Ррасч “ ^сез Р» (8.4)
$ 8.1
Назначение и устройство защитных заземлений
999
где р — удельное сопротивление грунта, измеренное при
нормальной влажности (некоторые значения р приведены
в табл. 8.1); Лсез — коэффициент сезонности, учитывающий
промерзание и просыхание грунта. В климатических рай-
онах (втором, третьем) для вертикальных электродов 3—5 м
Лсез= 1,45ч-1,3, для горизонтальных электродов (полос)
йсез=3,5-5-2,5 [46].
Таблица 8.1. Удельное сопротивление грунтов
Грунт р, Ом-м
Возможные пределы Значения, рекомендуемые для предварительных расчетов
Песок 400—1000 700
Супесь 150—400 300
Суглинок 40—150 100
Глина 8-70 40
Садовая земля 40 40
Чернозем 10—50 20
Торф 20 20
Сопротивление горизонтального заземлителя (полосы),
Ом,
Гр = °»366РРасч 1g , (8.5)
I bt
где I — длина полосы, м; Ъ—ширина полосы, м; t — глуби-
на заложения, м
Сечение полосы должно быть не менее 48 мм2, толщина—
не менее 4 мм.
Для снижения общего сопротивления заземляющей ус-
тановки в грунт забивают несколько вертикальных элек-
тродов, а для выравнивания потенциала по территории
электроустановки связывают их стальной полосой. Условия
растекания тока при этом ухудшаются за счет взаимного
экранирования между вертикальными электродами и сое-
диняющей их полосой. При расчетах сопротивления зазем-
ляющей установки это учитывается введением коэффици-
ента экранирования [46].
Заземляемые части соединяются с заземлителем провод-
никами. В качестве заземляющих проводников могут ис-
пользоваться специально предусмотренные для этой цели
проводники, сечения которых не менее установленных ПУЭ,
400
Защитное заземление
Гл. 8
или металлические конструкции зданий, подкрановые пути,
каркасы распределительных устройств, стальные трубы
электропроводок, алюминиевые оболочки кабелей, метал-
лические кожухи шинопроводов, короба, лотки, открыто про-
ложенные трубопроводы, кроме трубопроводов горючих
и взрывоопасных веществ, канализации и центрального ото-
пления. В электроустановках выше 1 кВ с эффективно за-
земленной нейтралью сечение заземляющих проводников
проверяется по термической стойкости; в электроустанов-
ках до 1 кВ и выше с изолированной нейтралью проводи-
мость заземляющих проводников должна составлять не ме-
нее Уз проводимости фазных проводников.
В качестве нулевых защитных проводников применяются
те же элементы, что и для заземляющих проводников, но
к ним предъявляются дополнительные требования, которые
будут рассмотрены при расчете зануления.
8.2. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ
а) Расчет заземляющих устройств в установках
с изолированной нейтралью
Согласно ПУЭ в электроустановках 6—35 кВ с изолиро-
ванной нейтралью сопротивление заземляющего устройства
в любое время года должно быть
7?3<250//„ (8.6)
где /3 — расчетный ток замыкания на землю, А, который
можно определить, зная длину электрически связанных ка-
бельных линий 1К, км, воздушных линий /в, км, и напряже-
ние сети (/ном, В:
7 _^ном (35/к 4-
3 350
Если в нейтраль включен заземляющий реактор, то за
расчетный ток принимают ток, равный 125 % его номиналь-
ного тока. Расчетный ток замыкания на землю должен быть
определен для такой эксплуатационной схемы сети, при
которой этот ток имеет наибольшее значение.
Сопротивление заземляющего устройства для установок
6—35 кВ не должно превышать 10 Ом.
В электроустановках до 1 кВ с изолированной нейтралью
сопротивление заземляющего устройства должно быть
Я3<125//3. (8.7)
§ 8.2
Расчет заземляющих устройств
401
Значение R3 не должно превышать 4 Ом, а при мощно-
сти источника до 100 кВ-А— 10 Ом.
Заземляющее устройство выполняется в виде одного-
двух рядов горизонтальных и вертикальных заземлителей.
В открытых распределительных устройствах выше Г кВ
вокруг площади, занятой оборудованием, прокладывается
замкнутый контур из горизонтальных заземлителей, к кото-
рому присоединяется оборудование. Расчет таких уст-
ройств с достаточной для практических целей точностью
можно вести в таком порядке.
1. Определяют расчетный ток /3 и по (8.6) или (8.7) R3
(при совмещении заземляющих устройств различных на-
пряжений принимается меньшее из требуемых значений).
2. Определяют сопротивление естественных заземлите-
лей Re. Если 7?е</?з, то искусственных заземлителей не
требуется, магистраль заземления не менее чем в двух точ-
ках присоединяется к естественному заземлителю.
Если Re>R3, то необходимо сооружение искусственных
заземлителей, сопротивление которых должно быть:
ЛИск = ^Ь. (8.8)
3. Определяют расчетное удельное сопротивление грунта
по (8.4).
4. Определяют предварительно конфигурацию заземля-
ющего устройства с учетом его размещения на отведенной
территории, причем расстояние между вертикальными элек-
тродами принимается не менее их длины. По плану зазем-
ляющего устройства определяют предварительное число
вертикальных заземлителей и длину горизонтальных зазем-
лителей.
5. Определяют сопротивление одного вертикального за-
землителя по (8.2) или (8.3).
6. Определяют число вертикальных заземлителей:
• пв = -тгГ2—. (8-9)
^иск Лв
где т)в — коэффициент использования вертикальных зазем-
лителей, зависящий от расстояния между ними, их длины
и числа.
7. Определяют сопротивление горизонтальных заземли-
телей (соединительной полосы контура) по (8.5). С учетом
коэффициента использования полосы т]г
26—110
402
Защитное заземление
Гл. 8
= (8.10)
Чг
8. Определяют необходимое сопротивление вертикальных
заземлителей с учетом использования соединительной по-
лосы
(8.П)
--*\3
9. Определяют уточненное количество вертикальных за-
землителей,
пв=—V»
Мв
где — уточненное значение коэффициента использования.
На основе результатов расчета уточняют конфигурацию
заземляющего устройства.
Пример 8.1. Рассчитать заземляющее устройство заводской под-
станции 35/10 кВ, находящейся во второй климатической зоне. Сети
35 и 10 кВ работают с незаземленной нейтралью. На стороне 35 кВ
/а=8 А, на стороне 10 кВ /а=19 А. Собственные нужды подстанции
получают питание от трансформатора 10/0,4 кВ с заземленной нейтралью
на стороне 0,4 кВ. Естественных заземлителей нет. Удельное сопротив-
ление грунта при нормальной влажности р=62 Ом-м. Электрооборудо-
вание подстанции занимает площадь 18x8 м2.
Решение. Сопротивление заземляющего устройства для установок
35 кВ по (8.6)
„ 250 250 _ _
/?з — о —31,2 Ом,
1з о
Сопротивление заземляющего устройства для установок 10 кВ
„ 250 250 л
/?з <—'— = “ТТГ" = 13,2 Ом,
/з Н*
Сопротивление заземляющего устройства нейтрали трансформато-
ра 0,4 кВ согласно [40] должно быть не более 4 Ом.
Заземляющее устройство выполняется общим, поэтому последнее
требование является определяющим для расчета /?а<4 Ом.
Заземляющее устройство выполняем в виде контура из полосы
40x4 мм, проложенной на глубине 0,7 м вокруг оборудования под-
станции, и стержней длиной 5 м и диаметром 12 мм на расстоянии
5 м друг от друга. Общая длина полосы по плану (рис. 8.3) 60 м, пред-
варительное число стержней 12.
Сопротивление одного стержня по (8.3)
гв = 0,27рРасч== 0,27.89,9 = 24,3 Он;
§8.2
Расчет заземляющих устройств
403
здесь рРасч«^свзР = 1,45-62=89,9 Ом-м; АСез«1,45 для второго клима-
тического района по [46].
Необходимое число вертикальных заземлителей по (8.9)
Пв=-^-=-^4=н,7,
Ra Лв 4-0,52
где Г)в=0,52 определено по табл. 6.8 [46] для а//=1, п=12.
Рис. 8.3. План заземляющего устройства к примеру 8.1;
/ — площадь, занятая оборудованием (18X8) м’; 2 —контур заземления; 3—ограж-
дение подстанции
Сопротивление заземляющей полосы по (8.5)
0.366рРасч 2Р 0,366-3,5.62 2-60*
--------------1g —= эдIg40.10-”0,7=8’48 °М’
здесь £Оез=3,5 определено по табл 6.5 [46].
Сопротивление полосы в контуре из 12 электродов
гр 8,48
Яг “ т)г ~ 0.34
где 0,34 определено по табл. 6.10 [46].
Необходимое сопротивление вертикальных заземлителей по (8.11)
d _ . _____. — 4 76 Ом
*в~ Rr-R3 “24,9-4 -4>76Ом-
= 24,9 Ом,
Уточненное число стержней
R, л, 4,76'0,52
Таким образом, окончательно принимаем п=10, т. е. двух стерж-
ней в торцах подстанции не устанавливаем.
26*
404
Защитное заземление
Гл. 8
б) Расчет заземляющих устройств в электроустановках
выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью
Электроустановки ПО кВ и выше работают с эффектив-
но заземленной нейтралью. При повреждении изоляции
одной фазы возникает однофазное КЗ, ток КЗ значителен,
следовательно, на заземлителе напряжение может быть
очень большим. По (8.1) U3=I3Ra, откуда видно, что для
уменьшения напряжения на заземляющем устройстве не-
обходимо уменьшить сопротивление Ra. Согласно ПУЭ со-
противление заземляющих устройств для электроустановок
ПО кВ и выше в любое время года не должно превышать
0,5 Ом. Однако при токе КЗ 4—8 кА напряжение на зазем-
лителе составит 2—4 кВ, поэтому необходимо принять меры
для быстрейшего отключения КЗ и выравнивания потенциа-
ла внутри заземляющего устройства. Для выравнивания
потенциала на территории, занятой оборудованием, прокла-
дываются продольные заземлители вдоль осей оборудова-
ния на глубине 0,5—0,7 м и на расстоянии 0,8—1 м от фун-
даментов и соединяются между собой поперечными зазем-
лителями с расстояниями 4—20 м в зависимости от распо-
ложения оборудования. Сетка заземляющих полос выравни-
вает потенциалы, напряжение прикосновения уменьшается
,(см. рис. 8.1). Для выравнивания потенциала у входов
и въездов предусматриваются вертикальнные заземлители
длиной 3—5 м с расстоянием между ними, равным ширине
входа или въезда, присоединенные к контуру заземления.
Внешнюю ограду электроустановки не рекомендуется при-
соединять к заземляющему устройству, расстояние от гра-
ницы заземляющего устройства до ограды должно быть
не менее 2 м. Если заземлитель не размещается внутри ог-
раждения, он может быть вынесен за пределы электроус-
тановки с обязательным выравниванием потенциала путем
прокладки с внешней стороны ограды на расстоянии 1 м от
нее и на глубине 1 м горизонтального заземлителя. Этот за-
землитель следует присоединять к заземляющему устройст-
ву не менее чем в четырех точках.
Заземляющее устройство подстанций глубокого ввода
110/0,4 кВ может быть объединено с заземлением внутри-
цеховой сети до 1 кВ. В этом случае для выравнивания по-
тенциалов необходимо проложить в земле на глубине 1 м
и на расстоянии 1 м от фундамента здания заземлители,
§ 8.2
Расчет заземляющих устройств
405
соединенные с металлическими строительными конструкци-
ями и сетью заземления (зануления), а у входов и въездов
в здание дополнительно проложить проводники на рассто-
янии 1 и 2 м от заземлителя на глубине 1 и 1,5 м и соеди-
нить их с заземлителем. Возможно использование железо-
бетонных фундаментов в качестве заземлителей, если при
этом обеспечивается допустимый уровень выравнивания по-
тенциалов. Указанных выше сооружений можно не предус-
матривать, если вокруг здания и у входов имеются асфаль-
товые отмостки.
Расчет заземляющего устройства, нормированного по
сопротивлению /?3, может производиться в таком же по-
рядке, как для установок с изолированной нейтралью. Обя-
зательным является учет сопротивления сетки заземляющих
полос и проверка их сечения по термической стойкости [см.
(7.16)].
Как было рассмотрено в § 8.1, человек, прикасаясь к по-
врежденному оборудованию, попадает под напряжение
прикосновения С/Пр, которое составляет некоторую долю
напряжения на заземлителе
= (8.12)
где kn — коэффициент прикосновения, зависящий от харак-
тера растекания тока в грунте, т. е. от удельного сопротив-
ления грунта, его однородности, от конфигурации заземля-
ющего устройства, от сопротивления тела человека и со-
противления растеканию тока от ступней. В зависимости от
длительности воздействия тока на человека нормируется
напряжение прикосновения:
Длительность воздейст-
вия, с................. До 0,1 0,2 0,5 0,7 1 1—3
Наибольшее допустимое на-
пряжение прикосновения,
В....................... 500 400 200 130 100 65
За расчетную длительность воздействия принимают дли-
тельность протекания тока однофазного КЗ, состоящего из
времени действия релейной защиты и времени отключения
выключателя.
Согласно ПУЭ заземляющее устройство может выпол-
няться по нормам на напряжение прикосновения. Сопротив-
406
Защитное заземление
Гл. 8
ление заземляющего устройства при этом определяется по
допустимому напряжению на заземляющем устройстве
и току замыкания на землю. Из (8.12)
Т) = ^пр.доп
8 k ’
Ra
а так как U3—hRs, то
/?з,Д0п = -ур-:Д9- ‘ (8.13)
/з*п
На территории электроустановки прокладываются про-
дольные и поперечные горизонтальные заземлители на глу-
бине не менее 0,3 м таким образом, чтобы снизить напря-
жение прикосновения. Обязательно используются естест-
венные заземлители, а при необходимости — вертикальные
заземлители. Для снижения напряжения прикосновения
у рабочих мест может быть выполнена подсыпка щебня
слоем толщиной 0,1—0,2 м.
Расчет заземляющего устройства по напряжению при-
косновения требует учета многих факторов и производится
по разработанным программам на ЭВМ.
в) Расчет зануления
В установках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью
применяется зануление — металлическая связь защищае-
мых частей электроустановки с нейтралью источника. За-
земление нейтрали источника является рабочим, и сопро-
тивление его не должно превышать 2,4 и 8 Ом соответствен-
но при линейных напряжениях 660, 380 и 220 В источника
трехфазного тока. Это сопротивление должно быть обеспе-
чено с учетом использования естественных заземлителей
и повторных заземлений нулевого провода воздушных ли-
ний до 1 кВ. Соединение нейтрали трансформатора или ге-
нератора с заземлителем осуществляется специальным про-
водником, сечение которого не меньше допустимого по ПУЭ.
Заземлитель нейтрали должен располагаться вблизи транс*,
форматора (генератора), а для внутрицеховых подстанций
около стены здания.
Нулевой рабочий проводник от трансформатора до рас-
пределительного щита выполняется шиной, жилой кабеля,
§ 8.2 Расчет заземляющих устройств 4&7
алюминиевой оболочкой кабеля, проводимости которых дол-
жны составлять не менее 50 % проводимости фаз.
В качестве нулевых защитных проводников используют-
ся изолированные и неизолированные проводники, нулевые
жилы кабелей и проводов, полосовая и угловая сталь, а так-
же металлические конструкции зданий, подкрановые пути,
стальные трубы электропроводок, металлические кожухи
шинопроводов и др. (см. § 8.1). На воздушных линиях за-
нуление осуществляют специальным проводом, проложен-
ным на тех же опорах, что и фазные провода. Нулевой ра-
бочий провод должен повторно заземляться: на концах
воздушных линий длиной более 200 м; на ответвлениях от
воздушной линии; на вводах от воздушной линии к электро-
установке.
Сопротивление каждого повторного заземлителя не дол-
жно превышать 15, 30, 60 Ом, а общее сопротивление всех
повторных заземлителей — не более 5, 10, 20 Ом для элек-
троустановок 660, 380, 220 В соответственно. При выполне-
нии повторных заземлений в первую очередь используются
естественные заземлители (подземные части опор, грозоза-
щитные заземления).
Как было рассмотрено выше (см. рис. 8.2), при повреж-
дении изоляции в установке с глухозаземленной нейтралью
возникает однофазное КЗ, ток которого
'-“TxT (814)
где С7ф — фазное напряжение сети; Zn=]/"—полное
сопротивление петли фаза — нулевой провод; ZT — полное
сопротивление трансформатора при замыкании на корпус,
значения которого приведены ниже:
Мощность
трансформа-
тора, кВ-А .40 63 100 160 250 400 630 1000
Расчетное со-
противле-
ние, Ом . . 0,65 0,413 0,26 0,162 0,104 0,065 0,043 0,027
В (8.14) с допустимой точностью принята алгебраичес-
кая сумма Z„ и Zr вместо их геометрической суммы. Ток
КЗ, протекающий по петле фаза — нулевой • проводник,
408
Защитное заземление
Гл. 8
должен привести к немедленному отключению повреж-
денного участка, для этого кратность тока КЗ к току устав-
ки автоматического выключателя (номинальному току рас-
цепителя /Ср) или номинальному току плавкого элемента
ближайшего предохранителя должна иметь нормируемую
по ПУЭ величину (табл. 8.2).
Таблица 8.2. Кратность тока КЗ в сетях зануления
Вид защитного аппарата Кратность k в помещениях
с нормальной средой с взрывоопасной средой
Предохранители 3 /н, вст 4 /н.вст
Автоматические выклю- 3 /д, р 5 /и, р
чатели с обратнозави- симой характеристикой Автоматические выклю- 1 Л ГН1 р При ^ном-^100 А 1,4 р При
чатели с электромаг- t нлм^ 100
нитным расцепителем L25 7Н:Р при / ном^ 100 А 1,25 /„ р при /ном^ЮО А
Расчет зануления заключается в определении сопротив-
лений фазных и нулевых проводников по схеме сети, под-
счете тока КЗ по (8.14) и сравнении кратности тока КЗ
с нормируемой величиной. Сопротивления петли фаза —
нуль шинопроводов, кабелей, стальных труб, полос и других
проводников, применяемых для зануления, можно опреде-
лить по [46, 58].
Пример 8.2. Рассчитать заземляющее устройство внутрицеховой
подстанции (рис. 8.4) с одним трансформатором 630 кВ-А, напряжение
ШМА-73,50 И
В
.А
ШР/1-73
20м
АПВ 3X16
5 м.
IC
о—о——о——о
Рис. 8.4. Схема питания и заземляющего устройства цеховой подстан-
ции
§82
Расчет заземляющих устройств
409
ем 10/0,4—0,23 кВ. Сеть 10 кВ работает с изолированной нейтралью,
ток замыкания на землю 25 А, на стороне 0,4/0,23 кВ нейтраль транс-
форматора глухо заземлена. Для оборудования цеха применяется зану-
ление. Цеховая подстанция получает питание по двум кабелям АС Б,
проложенным в земле, общей длиной 120 м. Грунт — суглинок, клима-
тический район — второй.
Решение. Выполняем общее заземляющее устройство для оборудо-
вания 10 и 0,4 кВ, тогда согласно требованиям ПУЭ
125 125
Сопротивление заземляющего устройства для нейтрали трансфор-
матора с линейным напряжением 380 В должно быть не более 4 Ом.
Расчетным является последнее условие.
В качестве естественного заземлителя используем свинцовую обо-
лочку и броню кабелей 10 кВ, проложенных в земле. Сопротивление
растеканию юка с оболочки кабеля по табл. 6.6 [46] 2 Ом; с учетом
коэффициента сезонности для второго климатического района и гори-
зонтальных заземлителей &Сев=3,5 имеем: 7?е=&с0зЯ=3,5-2=7 Ом, что
больше требуемого /?3=4 Ом, следовательно, необходимы искусствен-
ные заземлители общим сопротивлением по (8.8)
Яиск — п~п у = 9»33 Ом>
В качестве искусственного заземлителя применяем вертикальные за-
землители — стержни длиной 5 м, диаметром 12 мм на расстоянии 5 м
друг от друга и стальную полосу 25X4 мм па глубине 0,7 м, соединяю-
щую стержни.
Сопротивление одного стержня по (8.3):
гв = 0,27ррасч = 0,27* 145г= 39,15 Ом,
где ррасч=£сезр= 1,45-100= 145 Ом-м; йсеэ==1,45 для второго климати-
ческого района для вертикальных заземлителей; р==100 Ом-м для су-
глинка (табл. 8.1). Принимая предварительно количество стержней 10,
находим по табл. 6.8 [46] т]в=0,59, тогда по (8.9):
„ _ г* _ 39,15 _7 п.
^иск Яв 9,33 • 0, э9
Принимаем п=7, тогда уточненное значение 'Пв==0,64; сопротивле-
ние вертикальных заземлителей
39,15
«„«-^- = ^^- = 8,73 Ом,
' 7-0,64
410
Защитное заземление >
Гл. 8
что меньше требуемого по расчету ^?иск=9,33 Ом, поэтому сопротивле-
ние стальной полосы можно не учитывать, тем более что оно велико
<35,7 Ом).
Проверяем зануление, выполненное в цехе. Проверку проведем для
удаленного электроприемника — электродвигателя 17 кВт, защищенного
предохранителем с номинальным током плавкого элемента 120 А. Опре-
деляем сопротивление фазных и нулевых проводников. Участок АВ
(см. рис, 8.4) выполнен шинопроводом 1ПМА-73 длиной 50 м. Сопро-
тивление петли фаза—нуль по табл. 2.44 [46] гп=0,072 Ом/км; хд=
—0,098 Ом/км;
ЯЛ5 = 0,072*50* 10-3 = 0,0036 Ом;
ХЛВ=°’098,50'!0~-=0»0049 Ом‘
Участок ВС выполнен шинопроводом ШРА-73 длиной 20 м, сопро-
тивление петли фаза—нуль гп=0,6 Ом/км; хд=0,35 Ом/км;
= 0,6*20* 10—3 = 0,012 Ом; = 0,35:20* 10~3 == 0,007 Ом.
Участок CD выполнен проводом АПВ в стальной трубе, сопротив-
ление фазы алюминиевого провода длиной 5 м, сечением 16 мм2:
р/ 0,0283*5
= — = -—-— = 0,009 Ом.
*CD q 16
Индуктивное сопротивление проводов в трубах мало и не учиты-
вается. На участке CD нулевым защитным проводником является сталь-
ная труба диаметром 32 мм, ее сопротивление при плотности тока
3/Ном,вст/^=3-120/170,5=2,11 А/мм2; ги“1»4 Ом/км; хн=0,84 Ом/км, тог-
да /?нсп==1,4*5*10'3=0,007 0м; XhCD=0,84*5* 10~3=0,004 Ом.
Общее активное сопротивление петли фазных и нулевых провод-
ников
= %АВ + *ВС + Яфся + RuCD =
= 0,0036 + 0,012 + 0,009 + 0,007 = 0,0316 Ом.
Общее индуктивное сопротивление тех же участков
Хп = 0,0049 + 0,0007 + 0,004 = 0,0159 Ом.
Полное сопротивление петли фаза—нуль
zn = У + X* = V 0.03162 4-0.01592 = 0,035 Ом.
Расчетное сопротивление трансформатора мощностью 630 кВ*А при
однофазном КЗ (см. с. 407) 0,043 Ом.
§ 9.1 Назначение релейной защиты и основные требования
411
Ток однофазного КЗ по (8.14):
/ — —------------------—--------_= 2820,6 А.
к Z„4-ZT 0,035 4- 0,043 ’
Кратность тока КЗ по отношению к номинальному току плавкого
элемента предохранителя, защищающего электродвигатель:
с /к 2820,5
я — — — 23 з 5 9
ном,в от *20
что больше требуемой кратности 3 (см. табл. 8.2), следовательно, прн
однофазном КЗ произойдет надежное отключение.
Глава девятая
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА В СИСТЕМАХ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
9.1. НАЗНАЧЕНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
И ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ. ВИДЫ РЕЛЕ
В электрических сетях промышленных предприятий воз-
можно возникновение повреждений, нарушающих нормаль-
ную работу ЭУ. Наиболее распространенными и опасными
видами повреждений (аварийных режимов) являются ко-
роткие замыкания; к анормальным режимам относятся пе-
регрузки. Повреждения и анормальные режимы могут при-
вести к аварии.всей СЭС или ее части, сопровождающейся
определенным недоотпуском электроэнергии или разруше-
нием основного электрооборудования. Предотвратить воз-
никновение аварий можно путем быстрого отключения по-
врежденного элемента или участка сети. Для этой цели
ЭУ снабжают автоматически действующими устройствами —
релейной защитой (РЗ), являющейся одним из видов про-
тивоаварийной автоматики. РЗ может быть предназначена
для сигнализации о нарушениях в сетях. Название «релей-
ная защита» связано с наличием в ней электрических ап-
паратов, называемых реле. Реле представляет собой аппа-
рат автоматического действия, включающий или отключаю-
щий электрические цепи защиты и управления под
действием различного рода импульсов (электрических, теп-
412
Релейная защита в системах электроснабжения.
Гл. 9
ловых, световых, механических) в зависимости от заданных
параметров контролируемой величины, времени и др.
При повреждениях в цепи (коротких замыканиях, в ре-
зультате ошибочных действий персонала, глубоких пони-
жениях напряжения и т. п.) РЗ выявляет поврежденный
участок и отключает его, воздействуя на коммутационные
аппараты. При анормальных режимах (недлительные пере-
грузку, замыкание одной фазы на землю в сетях с изолиро-
ванной нейтралью, ухудшение состояния трансформаторного
масла в результате внутренних повреждений в трансфор-
маторе, понижение уровня масла в расширителе трансфор-
матора и т. п.) РЗ действует на сигнал, предупреждающий
постоянный обслуживающий персонал подстанций о неис-
правностях в режиме работы электрооборудования. На под-
станциях без постоянного обслуживающего персонала те же
защиты действуют на отключение, но обязательно с выдер-
жкой времени.
Основными требованиями к РЗ являются: быстродействие, селек-
тивность, чувствительность и надежность.
О>ыстродействие, Чем быстрее произойдет обнаружение и отключе-
ние поврежденного участка, тем меньше разрушительное действие ава-
рийного тока на электрооборудование, тем легче сохранить нормаль-
ную работу потребителей неповрежденной части ЭУ. Поэтому электри-
ческие сети должны оснащаться быстродействующей РЗ. Современные
устройства быстродействующей РЗ имеют время срабатывания 0,02—
0,1 с. Время отключения поврежденной цепи ?Отк, с, складывается из
времени работы защиты t3 и времени работы выключателя /в> т. е.
/Отк = + ^В’ (9*1)
Самые распространенные выключатели высокого напряжения имеют
время действия 0,15—0,06 с.
Быстродействие РЗ снижает ущерб при КЗ электрической сети, так
как уменьшаются размеры разрушения поврежденного участка, повы-
шается эффективность работы автоматики.
(Селективность или избирательность. Селективностью РЗ называет-
ся ее способность отключать при КЗ только поврежденный участок или
участок, ближайший к месту повреждения, оставляя в работе потреби-
телей, подключенных к неповрежденному участку. Селективное действие
РЗ аналогично селективному действию предохранителей, изображенно-
му на рис. 3.15. Таким образом, селективность действия защиты обес-
печивает надежное электроснабжение потребителей. В ряде случаев од-
новременное требование селективности и быстродействия приводит
§ 9.1 Назначение релейной защиты и основные требования
413
к усложнению РЗ. В этом случае следует в первую очередь обеспечи-
вать выполнение того требования, которое в данных условиях является
определяющим.
Чувствительность, Чувствительностью РЗ является ее способность
реагировать на самые малые изменения контролируемого параметра (как
правило, тока КЗ и перегрузки) и анормальные режимы работы ЗУ.
Чувствительность характеризует устойчивое срабатывание РЗ при
КЗ в защищаемой зоне. Удовлетворение требований чувствительности
в современных СЭС встречает определенные затруднения, так как при
передаче и распределении больших мощностей на большие расстояния
токи КЗ в устройствах защиты могут стать соизмеримыми с максималь-
ными рабочими токами сетей вследствие значительных переходных со-
противлений. Это приводит к невозможности применения простых ви-
дов защит и к необходимости переходить на сложные и дорогие защит-
ные устройства.
Чувствительность всех видов РЗ оценивается коэффициентом чув-
ствительности Кч к минимальному току КЗ
Кч = / kmin/1 сраб.з» (9-2)
где /сраб.з —ток срабатывания защиты. А, Коэффициент чувствитель-
ности нормируется ПУЭ.
Надежность работы РЗ заключается в ее правильном и безотказном
действии во всех предусмотренных по ее назначению случаях. Надеж-
ность обеспечивается применением высококачественных реле, простых
и совершенных схем РЗ, тщательным выполнением монтажных работ,
должной культурой эксплуатации защитных устройств.
Выполнение устройств РЗ в нашей стране регламентиру-
ется Руководящими указаниями по релейной защите.
В устройствах РЗ прйменяют различные реле, отличаю-
щиеся по принципу действия: электрические, механические,
тепловые, полупроводниковые. Электрические реле реаги-
руют на электрические величины: ток, напряжение,
мощность, частоту, сопротивление, угол сдвига между
током и напряжением, угол между двумя токами
и двумя напряжениями. Механические реле реагируют
на неэлектрические величины: давление, уровень жидко-
сти и т. п. и в электрических сетях СЭС промышленных
предприятий применяются редко. Тепловые реле реагируют
на количество выделенного тепла или изменение темпера-
туры. Полупроводниковые реле — современный тип конст-
рукций реле, позволяющий повысить чувствительность
и срок службы, улучшить характеристики реле, выполнить
414
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл. 9
их без контактов и движущихся частей, снизить потребляе-
мую мощность.
По способу включения реле различают первичные, вклю-
чаемые непосредственно в схему защищаемого элемента це-
пи, и вторичные, присоединяемые к защищаемому элементу
через трансформаторы тока и напряжения. По способу воз-
действия исполнительного органа на выключатель цепи —
реле прямого и косвенного действия. Электрические реле
имеют орган, воспринимающий изменение контролируемой
величины (как правило, катушка реле), и орган исполни-
тельный, отключающий выключатели, подающий предупре-
дительный сигнал или замыкающий цепи других реле (как
правило, якорь электромагнита и контакты). Некоторые ре-
ле имеют орган замедления (выдержки времени). По прин-
ципу воздействия на управляемую цепь реле делятся на
контактные и бесконтактные полупроводниковые. По ха-
рактеру изменения контролируемой величины реле разде-
ляют на максимальные, срабатывающие при превышении
заданного уровня контролируемой величины; минималь-
ные— при уменьшении ниже заданного уровня контроли-
руемой величины и дифференциальные, орган замера кото-
рых реагирует на разность измеряемых электрических ве-
личин.
По назначению все реле делят на три группы: основные,
непосредственно реагирующие на изменение контролируе-
мых величин (реле тока, напряжения, мощности, частоты
ит.п.); вспомогательные, управляемые другими основными
реле и выполняющие дополнительные функции выдержки
времени (реле времени), размножения числа контактов, пе-
редачи команды от одних реле к другим (промежуточные
реле) и т. п.; сигнальные (указательные), фиксирующие
действие РЗ и управляющие световыми и звуковыми сигна-
лами.
На рис. 9.1 приведены схемы релейной защиты с электромагнитным
первичным реле прямого действия (рис. 9.1, а), с вторичным реле пря-
мого действия (рис. 9.1,6), с вторичным реле косвенного действия (рис.
9.1,в).
Обмотки реле рассчитаны на длительное протекание рабочего то-
ка и кратковременное — аварийного. Когда по катушке 2 проходит
ток КЗ, срабатывает реле 1, воздействуя бойком на защелку 4. С помо«
щыо отключающей пружины 5 выключатель Q отключается.
§ 9.1 Назначение релейной защиты и основные требования
415
Реле косвенного действия (рис. 9.1, в) непосредственно не отклю-
чают выключатель, а подают импульс на отключающую катушку (элек-
тромагнит) 2' привода выключателя. Реле 1 при этом вместо бойка
имеет контакты которые при срабатывании замыкают цепь отключаю-
Рис, 9.1. Схемы релейной защиты с
различными видами реле
щего электромагнита, питаемого от источника оперативного тока (в дан-
ном случае — от аккумуляторной батареи). Такие реле получили наи-
большее распространение в схемах РЗ, так как имеют небольшие раз*
меры, высокую чувствительность, связанную с тем, что катушки реле
выполняются на малый ток срабатывания. Недостатком является необ-
ходимость применения трансформаторов тока и источников оператив-
ного тока.
416
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл. 9
Рассмотрим конструктивные особенности реле прямого действия,
встраиваемых в приводы (ППМ, ПРБА и др.) выключателей. Реле мак-
симального тока мгновенного действия (РТМ) показано на рис. 9.2, а,
Реле имеет корпус привода 7, сердечник 1 с бойком //, латунную гиль-
зу 4 со стопором 6 для перемещения сердечника, катушку 5, переключа-
тель числа витков 8. крышку 2 с медной шайбой (прокладкой) 9. От-
пайки обмотки 10 выведены на переключатель числа витков 8. Отпай-
ки позволяют, изменяя число витков, ступенчато регулировать ток
срабатывания в диапазоне 5—15 А с уставками 5; 7; 8; 10; 12,5 и 15 А.
Потребляемая мощность 50 В»А. При увеличении тока в реле до тока
срабатывания якорь 3 притягивается к неподвижному полюсу 6 и, уда-
ряя головкой 12 бойка по рычажку отключающего валика выключате-
ля, отключает цепь.
Реле максимального тока с выдержкой времени (РТВ) показано на
рис. 9.2, б и состоит из катушки 1 с ответвлениями; сердечника 2 с бой-
ком 5; пружины 3, которая снизу связана с якорем, а сверху упирается
в стопорное кольцо 4. находящееся на бойке; часового механизма 7,
расположенного в отдельном корпусе 10 и связанного с якорем тягой 6;
рычага привода выключателя 8. Ток срабатывания с пределами 5—10 А
изменяется поворотным переключателем. Выдержка времени регулиру-
ется установочным винтом 9, воздействующим на рычаг 11 часового
механизма. Так как якорь связан с часовым механизмом, то якорь
и боек движутся вместе по мере хода часового механизма. По истече-
нии определенной выдержки времени якорь и боек освобождаются от
зацепления и боек ударяет по рычагу 8; выключатель отключается.
Скорость движения якоря до момента расцепления с часовым меха низ*
мом зависит от уставки тока срабатывания реле. Поэтому с изменени*
ем тока выдержка времени реле также изменяется. С увеличением тока
выдержка времени реле уменьшается, образуя зависимую часть харак-
теристики срабатывания (рис. 9.3). Начиная с трехкратной уставки сра-
батывания, якорь притягивается к неподвижному полюсу 12. сжимая
пружину 8. При этом время работы часового механизма будет незави-
симым от тока в реле, а зависимым только от механического усилия
сжатой пружиной 8. Это время образует независимую от тока часть
характеристики.
Реле минимального напряжения с выдержкой времени (РНВ) по-
казано на рис. 9.2, в. Катушка /, подключенная ко вторичной обмотке
трансформатора напряжения, постоянно находится под нормальным на-
пряжением, вследствие чего якорь 3 притянут к неподвижному полю-
су 2. Пружина 8, связанная с бойком 4. находится в сжатом состоянии
и удерживается системой рычагов 5. Вторая система рычагов 7 с помо-
щью часового механизма также связана с якорем и тянет его вниз. При
Zl-
6)
Рис. 9.2. Конструкции вторичных реле прямого действия:
а*—типа РТМ; б —типа РТВ; а —типа РНВ
110
418
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл. 9
понижении напряжения часовой механизм приходит в движение и че«
рез определенный промежуток времени якорь опускается. Освобожда-
ется пружина 6, под действием которой боек 4 движется вверх и про-
изводит отключение выключателя.
Рис. 9.3. Характеристика времени
срабатывания реле РТВ от кратности
тока в обмотке /к к току срабатыва-
ния реле 7сраб,Р:
а — зависимая от тока часть характеристи-
ки; б — то же независимая
Наименьший ток (напряжение), при котором реле сра-
батывает, называется током, (напряжением) срабатывания
реле /сраб,р(Усраб,р), а наибольший ток (напряжения), при
котором реле возвращается в исходное положение, — током
(напряжением) возврата реле h,v(UBlP). Коэффициентом
возврата называется отношение тока (напряжения) возвра-
та к току (напряжению) срабатывания реле:
Кв = /в,р//сраб.р ИЛИ Кв — ^в,р/^сра4,р. (9.3)
Реле максимального тока имеют Кв>0,8; у реле мини-
мального напряжения >2. Для максимальных реле, чем
выше коэффициент возврата, тем легче обеспечивается бо-
лее чувствительная РЗ. Ток возврата ниже тока срабатыва-
ния реле потому, что имеются силы трения между подвиж-
ной и неподвижной частями реле, препятствующие возврату
подвижных частей в исходное положение, а также умень-
шается ток, необходимый для удержания якоря реле в по-
ложении срабатывания пз-за уменьшения воздушного зазо-
ра магнитной системы. Для надежной работы РЗ ток воз-
врата реле должен быть всегда больше максимального ра-
бочего тока защищаемого элемента сети.
Рассмотрим принцип действия и конструкции различных типов ре-
ле, применяемых в схемах РЗ. На рис. 9.4 показана конструкция элек-
тромагнитного реле серии ЭТ-52О мгновенного срабатывания. Ток сра-
батывания реле регулируется натяжением спиральной пружины 4 с по-
§ 9.1 Назначение релейной защиты и основные требования
41-9
мощью рычага 7. Обмотка /, расположенная на сердечнике 2, состоит
из двух секций, что позволяет последовательным или параллельным
включением секций изменять пределы регулирования тока срабатыва-
ния четырьмя ступенями. Якорь 3 поворачивается и контактный мос-
Рис. 9.4, Конструкция токового реле серии ЭТ-520
тик 5 замыкает неподвижные контакты 6, чем обеспечивается подача
отключающего импульса на выключатель. Уставка реле устанавливается
на шкале 8.
Аналогично устроены реле последних выпусков (реле напряжения
типа РН-50 и реле тока типа РТ-50). Конструкции реле указанных ти-
пов различаются диапазоном уставок срабатывания, количеством
и улучшенным исполнением контактов. Выдержка времени, необходимая
для обеспечения селективности РЗ, обеспечивается с помощью реле
времени, подключаемых в схемы РЗ.
На рис. 9.5 схематично изображено индукционное реле типа РТ-80.
Индукционными называются реле, принцип действия которых основан
на взаимодействии переменных магнитных потоков с токами, индуци-
руемыми этими потоками в подвижной части реле (обычно в диске).
Индукционные реле могут работать только на переменном токе. Вы-
пускаются реле серий РТ-80 и РТ-90 Они имеют два элемента: индук-
ционный с ограниченно зависимой от тока характеристикой (по анало-
гии с рис. 9.3) и электромагнитный, действующий мгновенно.
27*
420
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл. 9
7
Рис. 9 5. Индукционное реле типа РТ-80:
а — конструкция; б — силы, действующие на диск
Магнитная система расщеплена на две части 1 и 1', создающие
два магнитных потока, сдвинутых в пространстве и по фазе. Взаимон
действие потоков Mt и М2 с индуцируемыми в диске токами создает
силы, вращающие диск 12. Торможение диска осуществляется магнит-
ным полем постоянного магнита 14, охватывающего диск, и пружи-
ной 13, натяжение которой регулируется винтом 4. При токе рабочего
режима цепи червяк 9 и сектор 10 нормально расцеплены. При токе,
равном 20—30 % тока срабатывания индукционного элемента реле,
диск начинает вращаться в поворотной раме 11. При большем токе
рама перемещается и сцепляет червяк 9 с сектором 10, который по ис-
§ 9.1 Назначение релейной защиты и основные требования
421
течении определенного времени замыкает контакты 7. Наименьший ток,
при котором происходит зацепление червяка с червячным сектором, на-
зывается током срабатывания индукционного элемента. Ток срабаты-
вания регулируется изменением числа витков обмотки 2 при помощи
штепсельного устройства 3, время действия (выдержка времени) — из-
менением начального положения сектора 10 по шкале 6. При токах, пре-
вышающих в 5—8 раз ток срабатывания индукционного элемента, кон-
такты реле замыкаются мгновенно, обеспечивая срабатывание электро-
магнитного элемента (отсечки) (на рис. 9.5 не показан). Ток
срабатывания отсечки регулируется изменением величины воздушного
зазора между якорем и электромагнитом с помощью винта 5. Коротко-
замкнутый виток 8 предотвращает вибрацию диска.
Индукционные реле мощности реагируют на мощность, подведен-
ную к его выводам, п ее направление. На рис. 9.6 показаны устройство
однофазного реле направления мощности типа РБМ и схема его под-
ключения. Реле имеет замкнутую магнитную систему, две обмотки, одна
из которых — обмотка 1 расположена на двух полюсах 2 и 3 и подклю-
чена к трансформатору тока, другая обмотка 4 расположена на ярме 5,
состоит из четырех секций и подключена к трансформатору напряжения.
Каждая обмотка создает магнитный поток. Так как один магнитный
поток пропорционален току цепи, а другой — напряжению цепи, то вра-
422
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл. 9
щающий момент, действующий на подвижный алюминиевый цилиндри-
ческий ротор 6, в котором индуцируются вихревые токи, будет пропор-
циональным мощности на зажимах реле, а его направление вращения
зависит от направления этой мощности. На оси 7 ротора укреплен по-
движный контактный мостик 8t который при срабатывании реле замы-
кает контакты 9 и 10. Возврат реле в исходное положение происходит
под действием спиральной противодействующей пружины 11.
Реле РБМ применяют в схемах направленных защит от между-
фазных КЗ и от замыкания на землю в сетях с большим током замы-
Рис. 9.7. Дифференциальное реле серии РНТ
кания на землю. Кроме того, такие реле РБМ двустороннего действия
используют для тех же целей в поперечных дифференциальных защи«
тах параллельных линий.
Электромагнитные дифференциальные реле серии РНТ (рис. 9.7)'
состоят из смонтированных в общем кожухе электромагнитного реле
РТ серии ЭТ-520, являющегося исполнительным органом, и промежуточ-
ного быстронасыщающегося трансформатора (БНТ). Такие реле пред-
назначены для выполнения дифференциальных защит генераторов,
трансформаторов, сборных шин. В отдельных случаях реле РНТ исполь-
зуются для быстродействующих защит от однофазных КЗ.
Реле РНТ выполняется на трехстержневом сердечнике 1 и имеет:
первичную рабочую обмотку 2, питающуюся от трансформатора тока,
вторичную обмотку 3, к которой подключена катушка КА токового
реле ЭТ-520, выполняющего роль исполнительного органа, и коротко-
замкнутые обмотки 4. Чем больше витков короткозамкнутых обмоток
или чем меньше их сопротивление, тем больше магнитный поток, про*
§ 9.1 Назначение релейной защиты и основные требования
423
ходящий через вторичную обмотку 3, тем меньше ток небаланса диф-
ференциального реле.
Для дифференциальной защиты трансформаторов в схеме реле
РНТ-565 применяются еще и уравнительные обмотки 5, состоящие из
нескольких секций и располагаемые на среднем стержне магнитной си-
стемы, которые предназначены для выравнивания магнитодвижущих сил
в БНТ. Быстронасыщающийся трансформатор обеспечивает отстройку
реле от токов небаланса при переходных процессах и служит одновре-
менно для выравнивания магнитодвижущих сил, возникающих под дей-
Рис, 9.8. Реле времени типа ЭВ
ствием различных вторичных токов в плечах дифференциальной защи-
ты (см. § 9.3). Уставка реле регулируется изменением числа витков
первичных обмоток, которые имеют отпайки.
Число витков основной рабочей обмотки «/раб
^раб ~ Fсраб/I сраб.р I сраб,р» (9«4)
где Fcраб —100 А — магнитодвижущая сила срабатывания реле РНТ;
^сраб.р — заданный ток срабатывания реле ЭТ-520, А.
Реле времени (рис. 9.8) предназначено для создания выдержки вре-
мени срабатывания РЗ.
Реле времени имеют выдержки в Диапазоне 0,1—20 с. Наибольшее
распространение получили реле времени с часовыми механизмами. При
подаче напряжения на обмотку 1 реле якорь 3 втягивается, палец 2
424
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл. 9
освобождается и под действием пружины 4 происходит поворот
зубчатого сектора 5 по часовой стрелке, а шестерня 8 и подвижной
контакт 9 поворачиваются против часовой стрелки, что приводит к за-
мыканию контактов 10, Выдержка времени регулируется перемещени-
ем контактов 10 по шкале 11, отградуированной в секундах; контакты
6 и 7 мгновенною срабатывания без выдержки времени.
Промежуточные реле (рис. 9.9), как правило, выполняются на
электромагнитном принципе и предназначены для увеличения числа кон-
тактов основного реле, когда при его срабатывании требуется замкнуть
и разомкнуть несколько цепей. Кроме
того, промежуточные реле имеют
значительно более мощные контакты
по сравнению с контактами основно-
го реле. Поэтому если необходимо
замыкание или размыкание цепей та-
кой мощности, на которую контакты
основного реле не рассчитаны, то они
сначала замыкают цепь катушки про-
межуточного реле, которое своими
контактами замыкает соответствую-
щие цепи основного реле. При про-
хождении тока по катушке /, пре-
вышающего ток нормального режи-
ма, срабатывает якорь 3 магнитной
системы 2. С помощью рычага 6 за-
мыкаются контакты 4 н 5.
Указательные реле (рис. 9.10) используются в схемах РЗ и авто-
матики в качестве указателей срабатывания этих устройств. Устройство
реле РУ-21, широко распространенного в настоящее время, состоит из
электромагнита с обмоткой 1. Когда по обмотке 1 проходит ток, якорь 2
притягивается, освобождая флажок (блинкер) 3, Флажок падает под
действием собственного веса и занимает положение, при котором он
виден через смотровое окно 4. Возврат флажка в исходное положение
производится нажатием на кнопку 5.
Тепловые реле применяются для защиты от перегрузок в сетях на-
пряжением до 1 кВ. Такие реле входят в конструкцию магнитных пус-
кателей (гл. 3).
Рассмотрим реле с использованием полупроводниковых приборов
(диодов и транзисторов). Эти реле обладают малым временем возврата
и малыми погрешностями по току срабатывания, относятся к бескон-
тактным аппаратам, в которых используются усилительные свойства
транзисторов. Принцип действия полупроводниковых реле сводится, как
§ 9.1 Назначение релейной защиты и основные требования
425
правило, к скачкообразному изменению тока в электрической цепи при
воздействии на него управляющего сигнала, К недостаткам таких реле
следует отнести: наличие небольшого тока в цепи нагрузки в положе-
нии «выключено», в связи с чем бесконтактные реле не могут быть ис-
пользованы для полного разрыва цепи; большие разбросы характерис-
тик, зависимость от температуры, нелинейность сопротивлений.
/ 2 15
Рис. 9.10. Указательное реле типа РУ-21
В схемах полупроводниковых реле применяется трансреактор (рис.
9.11), который преобразует ток в напряжение. Трансреактор представ-
ляет собой трансформатор с воздушным зазором в магнитопроводе.
Первичная обмотка трансреактора, как и трансформатора тока, вклю-
чается в цепь первичного переменного тока /р последовательно, вторич-
ная обмотка трансреактора замыкается на большое сопротивление на-
грузки ZH. Вследствие этого вторичный ток /2 очень мал, и можно счи-
тать, что магнитный поток Ф1 трансреактора создается только МДС
первичной обмотки, т. е. Ф^7Р. Магнитный поток Ф1 создает во вто-
ричной обмотке трансреактора ЭДС Е2, пропорциональную магнитному
потоку Ф1, а соответственно и току /р. Воздушный зазор б выбирается
таким образом, чтобы в желаемом диапазоне токов 7Р магнитопровод
трансреактора не насыщался. При этом сохранится пропорциональная
зависимость Е2=/р.
Для повышения чувствительности схем РЗ используются полупро-
водниковые усилители на транзисторах.
На рис. 9.12 показана схема двухкаскадного усилителя на транзис-
торах VT1 и VT2, используемого в реле времени. Такие реле позволяют
426
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл. 9
регулировать время выдержки в широких пределах. При замыкании
выключателя S и контакта К конденсатор С заряжается от источника
питания. На базу транзистора VT1 подается отрицательный потенциал
относительно эмиттера и транзистор открывается; Начинает проходить
ток через R2, VT1 и R1. Сопротивление R2 малб по сравнению с сопро-
тивлением катушки реле КТ, a Rl^R4t поэтому потенциалы точки а
и базы транзистора VT2 будут положительными по отношению к его
эмиттеру. Транзистор VT2 закрыт,
Рис. 9.11, Схема трансреактора
катушка реле КТ обесточена.
При размыкании контакта К кон-
денсатор С начинает разряжаться
через R2 и переход эмиттер—коллек-
тор транзистора VTL Время разряд-
ки пропорционально емкости конден-
сатора и сопротивлению R2. По
окончании разрядки транзистор VT1
закрывается, а точка а получает от-
рицательный потенциал, попадающий
на базу транзистора VT2, Ток базы
ограничен резистором R3. Транзи-
стор VT2 открывается, по цепи
эмиттер—коллектор начинает проте-
кать ток, и реле КТ срабатывает. Изменяя сопротивление R2, можно
изменять постоянную времени t=RC и, следовательно, выдержку вре-
мени. При замыкании контактов К транзистор VT1 снова открывается,
а транзистор VT2 закрывается. Реле КТ отпускается, и его контакты
возвращаются в нормальное состояние.
В настоящее время в устройствах РЗ широкое распространение по-
лучили транзисторные модули и интегральные микросхемы, встраивае-
мые в РУ ячеек 6—10 кВ. Для максимально-токовой защиты (см. § 9.3)
используются модули типов М3125—М3131, для защиты минимального
напряжения М3202, для дифференциальной защиты трансформаторов
и электродвигателей M2Q2, для защиты от однофазных замыканий на
землю Ml32—MI34. Выдержка времени создается модулями МВ901—
МВ903, сигнализация — модулями МВ904—МВ906. Комплекты модуль-
ных защит помещают в кассету и укладывают в соответствующий от-
сек камер КРУ. Модульные защиты имеют преимущества полупровод-
никовых элементов — малые габариты и масса, малое потребление мощ-
ности, бесшумность, точность и надежность при срабатывании, малая
чувствительность к вибрации и др.
Промышленностью выпускаются также устройства типа ЯРЭ2201,
выполненные на интегральных. микросхемах (ИМС), предназначенные
§ 9.1 Назначение релейной защиты и основные требования
427
Рис. 9.12. Схема двух-
каскадного усилителя
постоянного тока, при-
меняемая в полупровод-
никовых реле времени
для установки в релейный отсек камер КРУ 6—10 кВ (рис. 9.13).
Устройства типа ЯРЭ2201 представляют собой набор стандартных функ-
циональных и измерительных блоков РЗ. Указанные устройства имеют:
более высокий класс точности, меньше подвержены влиянию колебаний
температуры, напряжения, частоты; расширенный диапазон уставок сра-
батывания, упрощение обслуживания за счет съемного исполнения от-
дельных блоков. Блоки монтируются в стандартные однорядные или
двухрядные кассеты типа БУК. В состав блоков входят блоки МТЗ
с независимой и зависимой от тока выдержкой времени, РЗ макси*
мального и минимального напряжений, реле времени, направления мощ-
ности, ДТЗ, защиты от замыканий на землю и т. п.
Рис. 9.13. Внешний вид измерительного блока тока на базе интегральных
микросхем:
/ — лицевая панель: 2 — переключатели уставок; 3 — светодиод сигнализации
срабатывания блока; 4 — интегральная микросхема серии К553; 5 — герконовое
реле типа РПГ-2, 15 В; 6 — разъем; 7 — двусторонняя печатная плата
42d
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл. 9
9.2, ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК. ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА
И НАПРЯЖЕНИЯ В СХЕМАХ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Как видно из рис. 9.1, реле косвенного действия, полу-
чившие наибольшее распространение в схемах РЗ, в от-
личие от реле прямого действия воздействуют на отключе-
ние и включение выключателей с помощью специальных
электромагнитов, питаемых от сети постоянного или пере-
менного тока, называемого оперативным. Источники этого
тока называются источниками оперативного тока. Оператив-
ный ток используется также для питания различных вспо-
могательных реле (промежуточных, указательных, времени)
в схемах РЗ, а также для работы сигнализации (световой
и звуковой).
Источниками постоянного оперативного тока являются
аккумуляторные батареи. К ним, как правило, подключа-
ются наиболее ответственные потребители цепи РЗ, авто-
матики и управления выключателями.
На рис. 9.14 показана принципиальная схема распредели-
тельной сети оперативного постоянного тока. Для повыше-
ния надежности шины сети постоянного тока секциониро-
ваны. Каждая секция шин управления питает цепи РЗ, ав-
томатики и управления определенного участка, например
выключателей ПО, 35 кВ и т. д. Между секциями установ-
лены рубильники, позволяющие при повреждении питающей
линии осуществлять питание потребителей постоянного тока
от соседней секции. Для защиты цепей управления в схе-
ме используются предохранители.
Аккумуляторные батареи являются наиболее надежным источником
оперативного тока, однако имеют сравнительно высокую стоимость, тре-
буют специального помещения и зарядного устройства. Поэтому в по-
следнее время внедряются более экономичные источники выпрямлен-
ного оперативного тока (рис. 9.15)—блоки питания: БПТ — блок пи-
тания тока (рис. 9.15, а), БПН — блок питания напряжения (рис.
915, б) и комбинированные блоки питания, в которых одновременно
используются блоки БПТ и БПН. Блок питания представляет собой вы-
прямитель VS, включаемый в сеть переменного тока с напряжением U
через промежуточный трансформатор TL [это может быть трансформа-
тор тока (ТТ), напряжения (TH) или трансформатор собственных нужд
(ТСН) подстанций]. Выпрямленное напряжение после выпрямителя, па-
раллельно которому подключена емкость С для сглаживания колеба-
ний напряжения, подается в сеть оперативного тока. Блоки питания
§92
Оперативный ток. Трансформаторы тока
429
Рис. 9.14. Принципиальная схема распределительной сети оперативного
постоянного тока
БПТ и БПН работают параллельно на общие шины выпрямленного
тока. Мощность в кратковременном режиме составляет 1500 Вт, в дли-
тельном режиме — 700 Вт.
Характерное отличие блоков БПТ и БПН в том, что блоки БПН
обеспечивают питание оперативных цепей в нормальных условиях ра-
боты подстанции, а блоки БПТ —в режимах КЗ, когда блоки БПН
не могут обеспечить питанием вторичные цепи вследствие большого
снижения напряжения в первичных цепях подстанции.
В качестве источников питания электромагнитов включения мас-
ляных выключателей применяется блок питания БПРУ-66, схема кото-
рого приведена на рис. 9.15, в. Блок БПРУ-66 служит для преобразова-
430
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл. 9
Рис. 9.15 Схемы блоков питания
ния трехфазного тока в выпрямленный (постоянный) ток. В состав бло-
ка входят выпрямительные и распределительные устройства, регулиро-
вочные резисторы п схемы контроля и сигнализации.
Для устройств РЗ электрических сетей напряжением 6—10 кВ пре-
имущественно используется переменный оперативный ток, источники
которого могут быть ТТ, TH, ТСН.
Трансформаторы тЬка являются наиболее надежными источниками
§.9.2
Оперативный ток. Трансформаторы тока
оперативного переменного тока. При питании цепей РЗ от ТТ опера-
тивным током является вторичный ток КЗ, появляющийся в результате
КЗ в схеме первичной коммутации. Значение этого тока КЗ всегда
обеспечивает надежное действие РЗ и отключение выключателя повреж-
денного участка.
) На рис. 9.16 приведены схемы питания отключающей цепи защиты
непосредственно от !рансформатора тока с использованием токовых ре-
ле (схемы с дешунтированием отключающих катушек выключателя).
Рис. 9.16. Схемы питания отклю-
чающей цепи РЗ от трансформа-
торов тока с использованием реле
тока:
а — быстродействующего; б — типа
РТ-80
В схеме рис. 9.16, а при нормальном режиме отключающая катушка
выключателя YAT зашунтирована размыкающим контактом реле КА: L
Поэтому вторичный ток трансформатора тока (ток нагрузки нормаль-
ного режима) проходит только через обмотку реле КА. При КЗ в цепи
выключателя Q от тока КЗ срабатывает реле КА и, размыкая контакт
КА: /, дешунтирует отключающую катушку, выключатель Q отключа-
ется. Недостатком схемы является быстрое подгорание контактов реле,
что может привести к случайному (неаварийному) отключению выклю*
чателя при нормальной его работе.
В связи с этим в схемах с дешунтированием отключающих катушек
выключателей используются реле РТ-80 и РТ-90 (рис. 9.16,6), а также
реле РП-341, имеющее мощные переключательные контакты. В этой схе-
ме катушка YAT нормально отключена замыкающим контактом КА: 2.
Конструкция контактной системы реле такова, что при срабатывании
катушки КА вначале замыкается контакт КА: 2, а затем размыкается
шунтирующий контакт КА: Ц чем обеспечивается подключение отклю-
чающей катушки YAT без разрыва цепи трансформатора тока. Выклю-
чатель Q отключается.
Трансформаторы напряжения и собственных нужд не могут слу*
жить непосредственным источником оперативного тока, так как при КЗ
432
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл. 9
напряжение снижается и может оказаться недостаточным для отклю-
чения выключателя. Поэтому их используют как источники оперативно-
го тока для защиты от однофазных замыканий на землю в сети с изо-
лированной нейтралью, когда ток замыкания на землю невелик, а меж-
дуфазные напряжения имеют нормальные значения, а также для цепей
газовой защиты трансформатора, когда ток повреждения внутри транс-
форматора еще невелик для отключения выключателя, а напряжение
оказывается достаточно высоким.
Рис. 9.17. Характеристика на-
магничивания трансформаторов
тока
Принцип действия и конструкция трансформаторов тока
и трансформаторов напряжения рассмотрены в § 4.5. По-
грешности ТТ и TH обусловлены наличием намагничиваю-
щего тока, необходимого для создания магнитного потока
в сердечнике трансформаторов (4.15).
Зависимость магнитного потока Фт, создаваемого в сер-
дечнике ТТ током первичной обмотки от тока намагни-
чивания /нам называется характеристикой намагничивания
ТТ (рис. 9.17). Как видно из рис. 9.17, в области насыщения
магнитной системы ТТ ток намагничивания резко возраста-
ет, соответственно намного возрастает погрешность ТТ.
Следовательно, для ограничения погрешностей и для точ-
ной работы в диапазоне токов КЗ ТТ должен работать
в линейной части характеристики намагничивания. Это
обеспечивается правильным выбором конструкции ТТ и его
нагрузки во вторичной цепи. Многолетний опыт эксплуата-
ции устройств РЗ позволяет считать, что для большинства
видов защит погрешность не должна превышать 10 %. Это
означает, что ток намагничивания ТТ не должен превышать
10 % расчетного тока /ь проходящего через первичную об-
мотку ТТ в режиме КЗ. Расчетный ток 1\, исходя из кото-
рого следует оценивать погрешность ТТ, определяется ти-
пом РЗ, А
§9.2
Оперативный ток. Трансформаторы тока
433
Л — (9-5)
где I\max— максимальное значение тока первичной обмотки
ТТ, при котором должна обеспечиваться 10 %-ная погреш-
ность, A; k\ — коэффициент, учитывающий неточность рас-
чета для разных типов защит и влияние апериодической со-
ставляющей тока КЗ (табл. 9.1).
Таблица 9.1. Значения коэффициента k\
Тип защиты Время действия защиты, с К
Максимальная токовая и токовая от- Любое 1,2—1,3
сечка 0,5
Все направленные защиты 1.2—1,3
Дифференциальные защиты с БИТ 0 1,2—1,3
Дифференциальные защиты без БИТ 0 1,8-2
Рис. 9.18. Кривые 10 %-ной кратности трансформаторов тока типов
ТПЛ-ЮУЗ:
/ — для птн-400/5А, КЛ.10Р. 2 - для лтн=400/5А, кл 0,5; 3 - для лтнр 5/5-300/5А,
КЛ.10Р; 4 — для nTH=5/5-300/5А, кл.0,5
28—110
Таблица 9.2. Расчетные формулы для определения вторичной нагрузки трансформаторов тока
Схема соединения трансформаторов тока и вторичной нагрузки Вид КЗ Формула для определения вторичной нагрузки трансфор- маторов тока z2a Коэффициент схемы Ксх= =7р//ф. где /р—ток в ре- ле; /ф—ток в фазе Примечание (применение схем)
8» S ul ** *> _Zp 1 _гп- А А~ /?к Zp.o гая звезда Трехфазное и двухфазное 22н=^к+^р4'^пер • где £пер«0,1 Ом 1 Для защиты от всех видов меж- дуфазных и одно- фазных КЗ
Однофазное ^2H=2/?K+Zp ф+2ро4' +^пер
А В С N 5|нЛ2?1 Ni Ц^Ц*’Ц о? п^ро?й Трехфазное RK + + 2р,ф+ЯПер> где £р,ф=£р,о 1 Для защиты от междуфазных КЗ в сетях с изоли- рованной ней- тралью
Двухфазное АВ или ВС ^2Н==2 /?к+^р ,ф+^роН" "Г^пер
Релейная защита в системах электроснабжения Гл. 9
g Неполная звезда * 1 Двухфазное за1 трансформато- ром Y/A
^Р‘Ф А—r~m——CZJ—i В * S^- - *к 1 —1 1 J На разность токов двух фаз Трехфазное
Двухфазное АС
Двухфазное АВ или ВС
А В 0 !L Тр« R*_* Zp Трехфазное и двухфазное
L /р Однофазное
J угольник
Z№—3/?K-f-Zp <j>+2Zp0~f- -№ер
^2н=рг3 (2 /?к+2р)-(- +^пер 1,73 Для зашиты от междуфазных КЗ в сетях с изо- лированной ней- тралью
-^2Н“^ ^к4~2/р+^пер 2
2/?K-|-Zp-|-/?nep 1
Z2H=:3 (^к4“^р)Н“^пер 1,73 Для дифференци- альной защиты трансформаторов, для получения больших токов или сдвига по фа- зе во вторичной цепи относитель- но первичной цепи па 306 или 330°
Z2H=2 (#к+2р)+Япер
§ 9.2 Оперативный ток. Трансформаторы тока
Схема соединения трансформаторов тока и вторичной нагрузки Вид КЗ
W 742 Последовательное соедине- ние вторичных обмоток ТТ в одной фазе цепи А Нагрузка на ТТ распреде- ляется поров- ну, Трансфор- маторы тока одного класса точности
7А1 7А2 л-pq- -p- Нагрузка уд- ваивается. ТТ выбирается од- ного класса точности
со
Продолжение табл. 9.2
Формула для определения вторичной нагрузки транс- форматоров тока Z.,H Коэффициент схемы Кск~ =/р//ф. где /р—ток в ре- ле; /ф—ток в фазе Примечание (приме- нение схем)
^2н = где Z2H—по предыдущим формулам — При использова- нии маломощных ТТ, встроенных в высоковольтные вводы выключа- телей и силовых трансформаторов
^2н = W Z2H—по предыдущим формулам Для получения не- стандартных коэф- фициентов транс- формации, напри- мер соединив па- раллельно два трансформатора тока 75/5 А, полу- чим коэффициент трансформации 37,5/5 А, увеличив ток во вторичной цепи при данном токе нагрузки
1 1 1
о>
Релейная защита в системах электроснабжения Гл. 9
§9.2
Оперативный ток. Трансформаторы тока
437
Как указано выше, погреш-
ность ТТ зависит от кратности
.первичного тока и сопротивле-
ния нагрузки вторичной цепи
Z2B. При проверке ТТ на 10 %-
ную кратность т(0 расчетного
тока КЗ в первичной обмотке
Лк принимают:
*«10 = Лк^(018/]ном)> (9’6)
где 0,8—коэффициент запаса,
учитывающий возможное ухуд-
шение характеристики намаг-
ничивания ТТ по сравнению с
типовой характеристикой;
Лном — номинальный ток пер-
вичной обмотки ТТ, А. Зависи-
мости mi0 —f(Z2B,доп) заводов-
изготовителей приведены на
рис. 9.18.
Порядок расчета при про-
верке трансформаторов тока
на 10 %-ную погрешность сле-
дующий:
1) определяют кратность
расчетного первичного тока по
(9.5) и (9.6).
2) находят допустимую на-
грузку ТТ по кривой 10 %-ной
погрешности, соответствующей
выбранному типу трансформа-
тора тока, классу сердечника,
коэффициенту трансформации
для mtoi определенной по
(9.6);
3) сравнивают полученное
значение 72н,дОп с фактической
расчетной вторичной нагрузкой
трансформатора тока Z2v; если
22и<22н,доп, то ТТ работает с
погрешностью не более 10 %.
438
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл. 9
Фактическая нагрузка трансформаторов тока зависит от
сопротивления реле и соединительных проводов, от схемы
соединения трансформаторов тока, вида КЗ (табл. 9.2),
ЭД.ВИДЫ РЕЛЕЙНЫХ ЗАЩИТ
Максимальная токовая защита. Основным видом релей-
ной защиты в электрических сетях промышленных предпри-
ятий является максимальная токовая защита (МТЗ), сра-
батывающая от резкого увеличения тока цепи при КЗ или
перегрузках. Пусковым органом МТЗ является реле мак-
симального тока и реле времени, обеспечивающие выдерж-
ку времени срабатывания МТЗ. Максимальная токовая за-
щита, выполненная на базе индукционных реле РТ-80
и РТ-90, называется МТЗ с зависимой от тока КЗ характе-
ристикой времени срабатывания. Если МТЗ выполняется
с помощью токовых реле мгновенного действия серий РТ-40,
ЭТ-520 и т. п., а выдержка времени создается отдельным
реле времени типов РВ, РВМ и другими с часовым меха-
низмом, время действия которого не зависит от проходяще-
го в цепи тока КЗ или перегрузки, то защита называется
МТЗ с независимой характеристикой времени срабатыва-
ния.
Значение тока, при котором происходит срабатывание
защиты, называется током срабатывания защиты /сраб,з.
Это ток на первичной стороне ТТ. Выбором определен-
ных значений тока и времени срабатывания МТЗ можно
обеспечить селективность в ее работе на различных участ-
ках цепи. Уставкой тока срабатывания реле /Сраб,р называ-
ется настройка реле на заданный ток срабатывания. Как
правило, МТЗ устанавливается со стороны ИП и как мож-
но ближе к нему для увеличения зоны охвата большего
участка.
На рис. 9.19 приведены различные схемы МТЗ. Схема
МТЗ с независимой характеристикой времени срабатыва-
ния (рис. 9.19, о) применяется в сетях с заземленной ней-
тралью для защиты от междуфазных и однофазных КЗ.
Здесь КА — реле защиты от междуфазных КЗ, реле КАО—
реле защиты от однофазных КЗ. Благодаря реле КАО чув-
ствительность схемы повышается. Селективность действия
МТЗ по пути прохождения тока от ИП до точки установки
защиты достигается ступенчатым подбором выдержки вре-
Цепи оперативного тока
КАГ.1
S>KA2:1 _____
^KA3:i
^КА0:1
^КТГ.1 ПКН1
КТ1
КТ2
КТ2И
' КН2
Оперативные цепи
КА1:1
- щч КТ
КА2:1 П
ш:г Lj
Рис. 9.19. Схемы МТЗ:
с-~от междуфазных (/) и однофазных (2) КЗ на оперативном постоянном токе;
б — с двумя реле типа РТВ; в — с одним реле типа РТВ; г — с реле типа РТ-80
на оперативном постоянном токе; д — с реле типа РТ-80 на оперативном перемен-
ном токе; е — с блокировкой минимального напряжения (в схемах гид катушки
реле аналогичны)
440
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл. 9
мени в реле времени на разных участках цепи; КН1 и
К.Н2 — указательное реле.
При КЗ контакты одного, двух или трех реле КА замы-
каются, катушка реле времени КТ 1 получает питание и с ус-
тановленной выдержкой времени замыкаются контакты
КТ1:1, подающие питание через указательное реле KHt
на отключающую катушку привода выключателя YAT. Вы-
ключатель Q отключается, а реле КН показывает, какая
защита пришла в действие.
В схемах с изолированной нейтралью могут быть при-
менены аналогичные схемы МТЗ с двумя реле КА в фазах
А и С, допускается использовать схему с одним токовым
реле, включенным на разность токов двух фаз (табл. 9.2).
На рис. 9.19,6 приведена схема МТЗ с реле типа РТВ,
которая применяется в сетях с изолированной нейтралью.
Схема действует при междуфазных КЗ любой пары фаз
цепи. В таких сетях может быть применена схема с двумя
ТТ и одним реле РТВ (рис. 9.19,в), которая срабатывает
при междуфазных. КЗ любой пары фаз. Однако чувстви-
тельность схемы рис. 9.19, в ниже в 1,73 раза. Если в каче-
стве реле в схемах рис. 9.19,6 и в будет применено реле
типа РТМ, то эти схемы будут являться схемами токовой от-
сечки. При этом селективность схем будет обеспечена уста-
новкой различных токов срабатывания реле, т. е. ток сра-
батывания ТО одного участка линии выбирается на 25—
50 % больше максимального значения тока КЗ в начале
следующего участка линии.
На рис. 9.19,г,д приведены схемы МТЗ, выполненные
с помощью двух реле РТ-80 с зависимой характеристикой
времени срабатывания соответственно на оперативном по-
стоянном и переменном токе.
Для увеличения чувствительности МТЗ иногда приме-
няется схема с блокировкой минимального напряжения,
которая приведена на рис. 9.19, а. В схеме показаны три
токовых реле KAI, КА2, КАЗ и три блокирующих реле ми-
нимального напряжения KV1, KV2 и KV3. Защита рабо->
тает при КЗ, так как одновременное срабатывание реле-
токовых и реле минимального напряжения возможно толь-
ко при КЗ, когда возрастают токи и снижается напряже-
ние. При перегрузках схема не работает из-за того, что
напряжение резко не снижается и соответственно блоки-
рующие реле минимального напряжения не действуют.
§ 9.3
Виды релейных защип
441
Для защиты от ложных срабатываний при перегорании
предохранителя или обрыве цепи от TH в схеме предусмат-
ривается предупредительный сигнал от контакта проме-
жуточного реле KL. Получив сигнал при любом срабаты-
вании реле минимального напряжения, обслуживающий
персонал должен немедленно принять меры к восстанов-
лению цепи напряжения.
На рис. 9.20 приведена схема с реле минимального на-
пряжения типа РНВ, которая срабатывает от КЗ в сетях,
Рис. 9.20. Трехфазная схема защиты минимального напряжения
с реле типа РНВ
когда напряжение снижается ниже значения, на которое
отстроено реле РНВ.
Если защита предусмотрена с независимой выдержкой
времени, то для обеспечения селективности ее действия
выдержки времени выбираются по ступенчатому признаку,
согласно которому каждая последующая к ИП ступень за-
щиты имеет большую выдержку времени на одну ступень
селективности (Д/=0,5-т-0,6с), чём предыдущая. На рис.
9.21 в качестве примера приведена схема, в которой подо-
браны уставки времени срабатывания реле времени. Вы-
бор выдержек времени начинается с самых удаленных от
Релейная защита в системах электроснабжения Гл, 9
ИП потребителей — электродвигателей Ml и М2, для ко-
торых выдержка времени Л=0.
Последующие значения выдержки времени
/2=ЛН~Д^; ^з==^2_1_Л^==Л’4'2Д/ и т. д.,
где Д/=0,54-0,6 с — ступень селективности.
Выбор выдержек времени МТЗ графическим путем при-
веден в [4].
Рис. 9.21. Пример подбора выдержки времени МТЗ с независимой ха-
рактеристикой времени срабатывания
Выбор уставок МТЗ. Ток срабатывания реле макси-
мальной токовой защиты выбирается из следующих усло-
вий:
1) ток срабатывания реле должен быть отстроен от
максимального тока нагрузки защищаемого элемента /н
т. е.
7сраб,р^> 1н> (9-7)
'«-««WJIW <9-8)
где Кзап=2,54-3—коэффициент самозапуска электродви-
гателей (значение уточняется в конкретных условиях рас-
чета сети); Лн = 1,2-г-1,5 — коэффициент надежности от-
стройки для учета погрешностей реле и ТТ. Ксх — коэффи-
циент схемы включения реле (табл. 9.2); Кв — коэффици-
ент возврата реле; kt—номинальный коэффициент транс-
формации ТТ.
Чем больше коэффициент возврата Кв, тем меньше ток
срабатывания реле, тем выше чувствительность РЗ. (
Напряжение срабатывания реле минимального напря-
жения определяется по аналогии с (9.8)
<9 9>
где иРЛб,т1п — минимальное рабочее напряжение нормаль-
ного режима; Кн — коэффициент надежности отстройки,
§‘9.3
Виды релейных защит
443
принимаемый равным 1,1; Кв— коэффициент возврата ре-
ле; ku— коэффициент трансформации TH;
2) МТЗ должна надежно действовать при КЗ на защи-
щаемом участке сети, имея коэффициент чувствительнос-
ти не ниже 1,2 при КЗ в конце участка. Коэффициент чув-
ствительности, равный 1,2, относится и к защите при КЗ
на смежном участке
где IKmin — минимальный ток КЗ в конце защищаемого
участка сети.
Коэффициент чувствительности защиты с блокировкой
минимального напряжения определяется аналогично
(9.10):
Кч = ^сРаб М^ах. (9.П)
где Unmax — максимальное значение остаточного напря-
жения в месте установки защиты при КЗ в конце защища-
емого участка.
Токовой отсечкой (ТО) называется МТЗ с ограничен-
ной зоной действия, имеющая в большинстве случаев реле
мгновенного действия. ТО выполняются по схеме МТЗ, но
без реле времени. Селективность ТО обеспечивается не вы-
держкой времени, а ограничением зоны ее действия. В этой
зоне ток срабатывания ТО отстраивается не от максималь-
ного тока нагрузки, а от тока КЗ в конце защищаемой ли-
нии или в другой какой-то определенной точке сети, где
отсечка не должна действовать (точка А/ на рис.9.22,а).
Известно, что ток КЗ определяется сопротивлением сети от
ИП до места повреждения и уменьшается с удалением
места повреждения (кривая 1 на рис. 9.22,а). Ток сраба-
тывания ТО выбирается так, чтобы отсечка не работала
при повреждениях на линиях, (например, в точке К2), под-
ключенных за точкой Я/в сети по направлению от ИП к по-
требителям или в трансформаторе приемной подстанции
ТП предприятия (точка КЗ). Для этого ток срабатывания
ТО должен быть больше максимального тока КЗ на ши-
нах приемной ТП и определяться по формуле
4раб.т,о ~ ^сх (9.12)
где 1кзтах—максимальное значение тока КЗ на шинах
приемной подстанции; Кп — коэффициент надежности,
444
Релейная защита в системах электроснабжения Гл. 4)
Рис. 9.22. Принцип действия токовой отсечки на линии с односторонним
питанием (а) и схема сети (б)
принимаемый равным 1,2—1,3 при выполнении ТО с по-
мощью токовых реле РТ-40 и ЭТ-520 и 1,4—1,5 при выпол-
нении отсечки электромагнитными элементами индукцион-
ных реле типов РТ-80 и РТ-90.
Токовая отсечка может защищать всю линию, в кото-
рой подключен только один трансформатор, если ток сра-
батывания реле отсечки выбран таким образом, чтобы она
не действовала при КЗ на линиях НН (точка К.4 на рис.
9.22). В этом случае ТО будет надежно защищать линию
ВН и часть обмотки ВН силового трансформатора. Для
этого в (9.12) следует подставить значение тока КЗ на
шинах НН трансформатора It&max.
Зона действия отсечки определяется после вычисления
токов КЗ при замыканиях в начале и в конце линии, а
$93
Виды релейных защит
445
113
также на расстояниях—/, — /, — I. По найденным токам
КЗ строится кривая (см. кривую 1 на рис. 9.22,а). По
(9.12) определяется ток срабатывания отсечки и на том
же графике наносится прямая тока срабатывания 2 с зо-
ной действия О—А1 или прямая тока срабатывания 3 с зо-
ной действия О—А2. Отсечка будет действовать в зоне, где
/к>/сраб,т,о. Коэффициент чувствительности отсечки опреде-
ляется по (9.10), где /к — ток КЗ в месте установки от-
сечки.
Применение отсечки рекомендуется, когда она действу-
ет при токах повреждения, обусловливающих снижение
напряжения на шинах менее чем на 0,6 ияом- Определяет-
ся остаточное напряжение, В, при КЗ
^ОСТ ” (/ЗХс/сраб,Т.0^/Ксх), (9.13)
где Ео — ЭДС питающей системы в минимальном режиме,
В; Хс — сопротивление питающей системы относительно
шин, к которым подключена данная линия, Ом; /сраб,т,о —
ток срабатывания отсечки, A; kt — номинальный коэффи-
циент трансформации ТТ.
При сочетании ТО с МТЗ получается токовая защита
со ступенчатой характеристикой времени срабатывания.
Первой ступенью является ТО, которая в пределах своей
зоны действия является мгновенной защитой. Второй сту-
пенью является МТЗ, действующая на отключение цепи с за-
данной выдержкой времени. При сочетании ТО с МТЗ, вы-
полненной с помощью индукционных реле РТ-80, РТ-90,
имеющих зависимую характеристику времени срабатыва-
ния, установки дополнительных реле отсечки не требуется,
так как реле РТ-80 и РТ-90 имеют встроенные электромаг-
нитные элементы отсечки.
Пример 9.1. Рассчитать для линии 10 кВ максимально-токовую за-
щиту и токовую отсечку, выполняемую с реле РТМ и РТВ, если за-
даны: максимальный расчетный ток линии 260 А, ток КЗ в конце за-
щищаемой линия 1000 А, ток КЗ в начале линии 6000 А. Двигателей на
линии нет.
Коэффициент трансформации трансформаторов тока 300/5=60.
Решение. Определяем ток срабатывания реле РТВ максимально-то-
ковой защиты (защиты от перегрузки) по (9.8):
1,4-1-260
/сраб- o gg.go — 7,1 А.
446
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл.?
Принимаем ток реле 8 А.
Определяем коэффициент чувствительности защиты от перегрузки
по (9.10):
Кч1
= -^«2,1
60-8,0
что больше допустимого Лч=1,5.
Определяем ток срабатывания реле токовой отсечки (РТМ) по
(9.12):
2*1,73-1000 _ е д
/срабд.о — — 57,5 А.
Принимаем 7Сраб,т,о=*60 А.
Определяем коэффициент
<9.10):
чувствительности токовой отсечки по
6000
60-60
= 1.67,
К 42 ~
что удовлетворяет допустимому значению чувствительности.
Направленная максимальная токовая защита. Более
сложной по сравнению с МТЗ является направленная
МТЗ, предусматриваемая в сетях промышленных пред-
приятий при параллельной работе питающих линий. За-
щита устанавливается на приемных концах этих линий в
РУ и действует по фактору изменения направления пото-
ка мощности при КЗ в любой параллельно работающей
линии. Как правило, направленная МТЗ необходима, ког-
да не обеспечивается селективность действия МТЗ измене-
нием выдержек времени. Направленная защита состоит:
из пускового органа — токового реле КА, органа выдерж-
ки времени — реле времени КТ, обеспечивающего необхо-
димое время действия защиты по условию селективности
,(на рис. 9.23 не показаны), и органа направления мощ-
ности — реле направления мощности KW. Защита будет
действовать в том случае, если сработает токовое реле КТ
и реле направления мощности KW, способное работать
только при направлении мощности КЗ от шин ТП в линию.
Направленные МТЗ даны на рис. 9.23. В восьми точках
сети установлены восемь реле направления мощности
1(КИ7/—KlFS). Направление мощности, при котором сра-
батывают реле, указано стрелками. Выбор выдержек вре-
мени направленных МТЗ производится по ступенчатому
§9.3
Виды релейных защит
447
принципу и с учетом направленности их действия. Так,
по рис. 9.23 сначала выбирают выдержки времени реле
KW, имеющих нечетные номера, начиная от самого уда-
ленного от ИП А реле KW7, на котором следует устано-
вить выдержку времени = 0. Выдержка времени, с, сле-
дующей ступени защиты с помощью реле K.W5 должна
быть принята:
4 = t, + At = 0 + 0,5 = 0,5.
. KW1 KW2 KW3 KWf
Л о О*- '*—О
KW5 KW6
Рис. 9.23. Размещение направленных МТЗ в сети с двусторонним пита-
нием
Выдержка времени f3=/6-|-0,5 с; fi=/3-|-0,5 с. Анало-
гично выбирают выдержки времени четных реле.
Ток срабатывания направленной МТЗ определяется по
тем же формулам [(9.7)—(9.10)], что и для максимальной
токовой защиты.
При КЗ на защищаемой линии или на следующем за
ней участке токовые реле и реле направления мощности
замыкают свои контакты и приводят в действие реле вре-
мени (рис. 9.24). Через установленную выдержку време-
ни контакты реле времени замыкаются и подают импульс
на отключение выключателя. При КЗ на других присоеди-
нениях, отходящих от подстанций, мощность КЗ направле-
на к шинам и контакты реле направления мощности не по-
зволяют действовать защите. При нормальном режиме,
448
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл. 9
при направлении мощности от шин к линии, реле направ-
ления мощности может сработать, но контакты токового
реле остаются разомкнутыми и защита не действует.
Реле направления мощности включаются, как правило,
на фазный ток и фазное или междуфазное напряжение.
Наибольшее распространение получила 90-градусная схе-
ма (рис. 9.24) включения реле, при которой его токовая
Рис. 9.24. Схемы направленной МТЗ:
а —схема токовых цепей, б — схема цепей напряжения; в — схема цепей опера-
тивного тока
обмотка включается на фазный ток, а обмотка напряже-
ния — на линейное напряжение, сдвинутое относительно
тока на 90°.
Дифференциальная токовая защита (ДТЗ) является
разновидностью МТЗ. Схема ДТЗ работает по принципу
сравнения токов по концам защищаемого элемента сети:
линии, трансформатора и др. Рассмотрим принцип дейст-
вия и устройство ДТЗ трансформаторов и линий. Для осу-
ществления этой защиты с обеих сторон защищаемого эле-
мента устанавливаются трансформаторы тока (рис. 9.25).
Участок, ограниченный ТТ, называется зоной действия
ДТЗ. В нормальном режиме и при внешнем (за пределами
зоны действия ДТЗ) КЗ (см. рис. 9.25, а) ток Л имеет раз-
ное направление относительно шин питающей подстанции.
Так, на подстанции ТП1 ток Л направлен от шин к линии,
а на подстанции ТП2 — от линии к шинам. Параллельно
вторичным обмоткам ТТ подключена обмотка реле КА,
которое вместе с трансформаторами тока образует ДТЗ.
При внешнем КЗ (в точке К1) или в нормальном ре-
жиме при токе нагрузки ток в реле КА будет отсутство-
вать, если принять условно идеальные ТТ (без погрешнос-
§9.3
Виды релейных защит
449
Рис. 9.25. Принцип действия ДТЗ:
а — при внешнем КЗ; б — при КЗ в защищаемой зоне
тей) и с равными коэффициентами трансформации при
полном совпадении их характеристик. В этом случае ток
реле
/оел — /2 = 0, (9.14)
_рел _1 ~2 ’ ' '
где /1 и /2 — вторичные токи трансформаторов тока ТА1
и ТА2.
Однако в реальных условиях ток через реле КА нулю
не равен, так как всегда имеются погрешности ТТ в коэф-
фициентах трансформации по углу, приводящие к нера-
венству вторичных токов ТТ, соединенных в дифференци-
альную схему. Неравенство вторичных токов вследствие
погрешностей ТТ вызывает прохождение через обмотку
реле КА тока небаланса, определяемого по формуле
Ааб = ^2нам Ащам> 15)
где Лнам и /2 нам— токи намагничивания соответственно
ТА1 и ТА2.
29—110
450
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл. 9
Для предотвращения ложных срабатываний ДТЗ от то-
ков небаланса ток срабатывания реле ДТЗ должен быть
больше максимального тока небаланса при внешнем КЗ
К,Ка1.^№„ (9.16)
где Кн — коэффициент надежности отстройки реле, равный
1,3; ki—номинальный коэффициент трансформации ТТ,
Расчетный ток небаланса, зависящий от погрешнос-
тей ТТ,
^нб.расч = Ка Кодв /Л<тах» (9- ^7)
где Ка — коэффициент, учитывающий влияние апериоди-
ческой составляющей тока КЗ и принимаемый равным
1 для реле, имеющих БНТ с короткозамкнутыми обмотка-
ми, и равным 2 — для реле без БНТ; Кода— коэффициент
однотипности условий работы ТТ, принимается равным
0,5, когда ТТ обтекаются близкими по значению токами,
и равным 1 — в остальных случаях; /=0,1 — погрешность
ТТ, удовлетворяющая 10 %-ной кратности; 1ктах — наи-
больший трехфазный ток при внешнем (сквозном) КЗ.
При повреждениях внутри защищаемого элемента (рис.
9.25,6) ток КЗ проходит только через ТА1, а тока через
ТА2 нет, следовательно, /г=0. Таким образом,
',М='. = ЛЛ. (9.16)
где Лк—ток КЗ, возникающий при повреждениях внутри
защищаемого элемента электрической сети (линии или
трансформатора).
Под воздействием этого тока ДТЗ срабатывает и про-
изводит отключение выключателей Qi и Qi с двух сторон
защищаемого элемента.
Коэффициент чувствительности ДТЗ определяется по
(9.10) при условии, что —минимальное значение то-
ка КЗ внутри защищаемого элемента.
Защита от замыканий на землю. В сетях напряжением
ПО кВ и выше, работающих с глухозаземленными нейтра-
лями, однофазные замыкания на землю сопровождаются
прохождением больших токов, поэтому РЗ от однофазных
КЗ работает на отключение. Схема МТЗ от однофазных
КЗ приведена на рис. 9.19, а. Здесь реле КАО, включенное
на сумму токов трех фаз, срабатывает от однофазных КЗ,
а реле KAI, КА2 и КАЗ — от междуфазных КЗ.
§9.4
Защита силовых трансформаторов и линий
451
9.4. ЗАЩИТА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ, ЛИНИЙ
И ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ 6—10 кВ
Защита силовых трансформаторов. Выбор защиты тран-
сформаторов зависит от мощности, назначения, места ус-
тановки и эксплуатационного режима трансформаторов.
В силовых трансформаторах возможны следующие виды
повреждений: междуфазные в обмотках внутри бака и на
выводах; витковые замыкания одной фазы; однофазные
замыкания на землю в обмотке и на наружных выводах,
присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;
увеличение токов в обмотках, обусловленное внешними
КЗ; токовые перегрузки обмоток; понижение уровня масла.
Для защиты трансформаторов при их повреждении и
сигнализации о нарушениях нормальных режимов рабо-
ты могут применяться следующие типы защит: ДТЗ, МТЗ,
ТО, газовая защита, защита предохранителями.
В качестве основной защиты от повреждений на выво-
дах и внутренних повреждений трансформатора при его
мощности 6300 кВ-А и выше, как правило, применяется
ДТЗ. Кроме того, ДТЗ устанавливается на трансформато-
рах мощностью 1000 кВ-A и выше, если ТО не обеспечи-
вает необходимой чувствительности при КЗ на выводах низ-
шего напряжения (Кч<2), а МТЗ имеет выдержку времени
более 1 с. Если не предусмотрена ДТЗ, то на трансформа-
торах может быть принята в качестве основной защиты
ТО, установленная со стороны питания.
Особенностью ДТЗ для трансформаторов является то,
что чаще всего на питающих подстанциях предприятий
установлены силовые трансформаторы, у которых первич-
ная обмотка соединена в звезду, а вторичная — в тре-
угольник, вследствие чего токи этих обмоток сдвинуты по
фазе на 330° при 11-й группе соединения (см. рис. 1.13).
Поэтому для компенсации углового сдвига между токами,
подводимыми к реле, вторичные обмотки трансформато-
ров тока ТА1 соединены в треугольник, а у трансформато-
ров тока ТА2 — в звезду.
Намагничивающий ток нормального режима работы
силового трансформатора составляет 1—5 % его номи-
нального тока /Ном,т- При включении трансформатора под
напряжение без нагрузки и при восстановлении напряже-
ния после КЗ в обмотке силового трансформатора возни-
29*
452
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл. 9
кает бросок намагничивающего тока, который в первона-
чальный момент времени равен б — 8-кратному значению
номинального тока трансформатора. Но этот бросок на-
магничивающего тока быстро, в течение 1 с, затухает до
значения 20 % номинального тока. Для надежной от-
стройки от бросков намагничивающего тока ток срабаты-
вания реле ДТЗ устанавливают обычно в 3 — 4 раза
больше номинального тока трансформатора и в схемах
ДТЗ применяются быстронасыщающиеся трансформаторы
БНТ, ограничивающие бросок тока, проходящего через то-
ковое реле. Это связано с тем, что намагничивающий ток
трансформатора содержит постоянную составляющую,
приводящую к насыщению магнитопровода БНТ. В ре-
зультате этого ток во вторичной обмотке БНТ мал и реле
не срабатывает. При КЗ в трансформаторе постоянная
составляющая отсутствует, магнитопровод БНТ не насы-
щен, в его вторичной обмотке индуцируется значительная
ЭДС, которая создает ток, достаточный для срабатывания
реле ДТЗ.
Трансформатор БНТ служит и для компенсации нера-
венства вторичных токов в плечах ДТЗ, имея для этой це-
ли уравнительные обмотки. Для правильной настройки
ДТЗ необходимо определить ток срабатывания реле
/срав,₽ по (9.8). Затем определяется расчетное число вит-
ков основной обмотки БНТ:
= 100//сраб.р, (9.19)
где = Щраб + t^ypi — суммарное число витков рабочей
и первой уравнительной обмоток; 100 А—магнитодвижу-
щая сила срабатывания реле Р НТ-565»
В соответствии с отпайками на обмотках (см. рис. 9.7)
принимается ближайшее меньшее к аь число витков. По-
сле этого определяется число витков со стороны с меньшим
вторичным током из условия, чтобы при прохождении че-
рез обмотки силового трансформатора тока внешнего КЗ
ток во вторичной обмотке БНТ был равен 0. Это требова-
ние будет выполнено при равенстве нулю магнитодвижу-
щих сил, создаваемых его обмотками:
—/2w2 = 0,
откуда а»2 = te>x /х//2 = даРаб + &уур2. (9.20)
§9.4
Защита силовых трансформаторов и линий
453
В соответствии с имеющимися отпайками для регулиро-
вания числа витков второй уравнительной обмотки прини-
мается меньшее значение, которое можно установить на
ЭТОЙ ОбМОТКе О)ур2-
По (9.17) определяется ток небаланса. Затем по (9.16)
вновь определяется ток срабатывания ДТЗ и, если он по-
лучился больше тока, определенного по (9.8), расчет числа
витков обмоток БНТ повторяется. Число витков пере-
считывается до тех пор, пока ток срабатывания, опреде-
ленный по (9.16), не станет равным или меньше тока сра-
батывания, полученного по (9.8). Затем по (9.10) опреде-
ляется коэффициент чувствительности, где 7Ктм— полный
ток КЗ в зоне действия ДТЗ в минимальном режиме.
В схемах ДТЗ коэффициент чувствительности должен
быть не менее 1,5. Если это требование не удовлетворя-
ется, то для защиты силовых трансформаторов вместо
дифференциальных реле РНТ-565 и РНТ-566 применяется
дифференциальная токовая защита (ДТЗ) с торможением
(реле ДТЗ-11 и ДТЗ-21).
Для защиты трансформаторов мощностью до 6300 кВ-А
вместо сложной ДТЗ устанавливается ТО. Ток срабатыва-
ния ТО выбирают таким образом, чтобы отсечка не рабо-
тала при КЗ за трансформатором.
Схема ТО может быть использована в качестве резерв-
ной защиты в трансформаторах мощностью 6300 кВ-А
и выше.
Для защиты трансформаторов мощностью 1000 кВ-А
и выше от внешних КЗ и перегрузок применяется МТЗ или
направленная МТЗ со стороны основного питания с дейст-
вием на отключение при внешних КЗ и на сигнал — при пе-
регрузках трансформатора. Как правило, защита от пере-
грузки устанавливается в одной фазе трансформатора, так
как перегрузки обычно бывают симметричными. Ток сра-
батывания реле защиты от перегрузки
= *ЛЛ/(КЛ). <9.21)
где Кн=1,05 — коэффициент надежности отстройки; 7П —
номинальный ток обмотки стороны трансформатора, на ко-
торой установлена защита от перегрузки.
На рис. 9.26 показан пример размещения на схеме тран-
сформатора, имеющего сдвоенный реактор со стороны НН,
защит от токов при междуфазных КЗ. В токовых цепях
454
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл. 9
первичной обмотки трансформатора установлено токовое
реле КА1, во вторичной обмотке — реле КА2 и К АЗ. Цепи
оперативного тока состоят из реле времени КТ1—КТЗ
и промежуточного реле KL, отключающего своими контак-
тами выключатели Q1—Q3. Для защиты от перегрузки
трансформатора реле времени КТ2 и КТЗ своими замыка-
ющими с выдержкой времени контактами КТ2:1 и КТЗ:1
отключает выключатели Q2 и Q3.
Цепи оперативного тока
^КАГ.1 Г1КТ1
лкКТТ.1 KL LI
КА2:1 U Ш
каз:1 Ш и
о——
Рис. 9.26. Пример размещения МТЗ от токов при междуфазных
КЗ на двухобмоточном трансформаторе со сдвоенным реакто-
ром
Для защиты от токов при однофазных КЗ используют-
ся МТЗ и направленная МТЗ нулевой последовательности.
Защита от токов устанавливается при однофазных КЗ со
стороны обмоток, соединенных в схему Y-
Газовая защита применяется от повреждений внутри ко-
жуха трансформатора, сопровождающихся выделением га-
зов, и от понижения уровня масла. Применение газовой
защиты является обязательным на трансформаторах мощно-
стью 6300 кВ*А и более, а также на трансформаторах мощ-
§94
Защита силовых трансформаторов и линий
455
ностью 1000—4000 кВ-А, не имеющих ДТЗ или отсечки,
и если МТЗ имеет выдержку времени 1 с и более. Приме-
нение газовой защиты является обязательным также для
внутрицеховых трансформаторов мощностью 630 кВ-А
и более.
Принцип действия газовой защиты основан на том, что
всякие повреждения трансформатора внутри бака сопро-
вождаются выделением газообразных продуктов раздоже-
Рис. 9.27. Газовая защита трансформатора:
а —• принцип действия газового реле РГЧЗ-66; б — схема газовой защиты транс-
форматора
ния трансформаторного масла, которые легче масла и по-
тому поднимаются вверх в сторону расширителя. Газовая
защита выполняется таким образом, чтобы при медленном
газообразовании подавался сигнал, а при бурном (что име-
ет место при витковых замыканиях) —происходило отклю-
чение поврежденного трансформатора.
Газовая защита является более чувствительной защи-
той трансформатора по сравнению с ДТЗ, так как она реа-
гирует на замыкание небольшого количества витков обмот-
ки трансформатора, от которого другие защиты из-за недо-
статочного повышения тока не срабатывают.
Газовая защита осуществляется с помощью специальных газовых
реле, которые делятся на поплавковые, лопастные и чашечные. В по-
следнее время особенно широко применяются чашечные реле РГЧЗ-66
456
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл, 9
(рис. 9.27), у которых реакция на вибрацию трансформатора по сравне-
нию с поплавковыми реле незначительная.
Газовое чашечное реле представляет собой металлический кожух
с фланцами для врезки в трубопровод, соединяющий бак трансформа-
тора с расширителем. Внутри кожуха реле около верхнего фланца рас-
положены сигнальные контакты 8—7, а напротив отверстия маслопро-
вода—нижний отключающий контакт 4—3, Оба контакта расположе-
ны в металлических чашках 1 и 11, которые могут поворачиваться вокруг
осей 2 и 6. При опускании верхней или нижней чашки подвижные
контакты замыкаются с неподвижными 3—4 и 8—7. В нормальном ре-
жиме пружины 9 и 13 удерживают чашки от замыкания контактов 3
и 4, 7 и 8. В таком режиме кожух реле и чашки заполнены маслом.
Упоры 10 и 12 ограничивают движение чашек вверх под действием пру-
жин 9 и 13.
При незначительных повреждениях в трансформаторе, при слабом
газообразовании газы вытесняют часть масла и уровень его в реле по«
нижается. Это приводит к увеличению силы, действующей вниз, за счет
увеличения веса масла в чашке. Сила, преодолевая противодействие
пружины 9, заставляет чашку повернуться вниз. Контакты 7 и 8 замк-
нутся, в результате чего замкнется и цепь предупреждающей сигнали-
зации.
При КЗ в трансформаторе возникает сильное газообразование. Си-
ла потока газа, воздействуя на лопасть 5, заставляет чашку 1 повер-
нуться около оси 2 вниз и тем самым замыкает контакты 3 и 4 в цепи
отключения поврежденного трансформатора.
На рис. 9.27,6 приведена схема работы газовой защиты трансфор-
матора. По мере утечки масла из газового реле замыкается контакт
KG: 1 газового реле, вызывая срабатывание указательного реле КЯД
звонка ВА и лампы HL. Затем замыкается контакт KG: 2, включается
промежуточное реле KL и указательное КН2. Контакты промежуточного
реле действуют на отключающие электромагниты YAT1 и YAT2 выклю-
чателей Q1 и Q2 с двух сторон трансформатора. При бурном газооб-
разовании сразу срабатывает контакт KG: 2, воздействующий на вы-
ключатели Q1 и Q2, которые отключают трансформатор от сети.
На силовых трансформаторах и блоках трансформа-
тор — магистраль с высшим напряжением до 35 кВ и соеди-
нением обмоток у/У или Л/у следует предусматривать
защиту от однофазных замыканий на землю в сети НН,
осуществляемую применением: МТЗ, устанавливаемой на
стороне ВН, от внешних КЗ и, если требуется по условию
чувствительности, в трехрелейном исполнении (рис. 9.19, а);
предохранителей или автоматических выключателей на
§9.4
Защита силовых трансформаторов и линий
457
стороне НН; специальной защиты нулевой последователь-
ности при недостаточной чувствительности МТЗ, установ-
ленной в нулевом проводе трансформатора. Для промыш-
ленных ЭУ, если шкафы НН с аппаратами защиты для
присоединений находятся на расстоянии не более 30 м от
трансформатора, или соединены с трансформатором трех-
фазными кабелями, специальную защиту нулевой последо-
вательности можно не применять.
На стороне НН трансформаторов с высшим напряжени-
ем 6—10 кВ, питающих распределительные шкафы или ши-
нопроводы с присоединениями, защищенными предохрани-
телями, следует устанавливать главный предохранитель или
автоматический выключатель. Если же предохранители на
присоединениях и предохранители (РЗ) на стороне ВН об-
служиваются на самом промышленном предприятии, то
главный предохранитель (автоматический выключатель
НН) можно не устанавливать.
Цеховые ТП оборудуются устройствами МТЗ, выпол-
ненными с помощью реле РТМ или РТВ (рис. 9.2), защитой
от замыканий на землю со стороны НН при соединени-
ях обмоток у/У» газовой защитой. Цеховые трансформа-
торы мощностью до 1000 кВ-А могут быть защищены пре-
дохранителями, которые иногда встраиваются в выключа-
тели нагрузки типа ВНП, если мощность КЗ сети не пре-
вышает 200 МВ-А. В табл. 9.3 приведены данные по предо-
хранителям типа ПК для силовых трансформаторов.
Ток срабатывания МТЗ цехового трансформатора от-
страивается от максимального тока нагрузки в наиболее
тяжелом режиме работы трансформатора, при включении
Таблица 9.3. Выбор предохранителей типа ПК для силовых
трансформаторов
Мощность трансфер- матора» кВ-А Напряжение б кВ Напряжение 10 кВ
Ток трансфор- матора, А Предохрани- тель Ток плав- кой встав- ки, А Ток Трансфор- матора, А Предохрани- тель Ток плав- кой встав- ки, А
100 10 ПК-6/30 20 6 ПК-10/30 15
160 15 ПК-6/30 30 9 пк-ю/зо 20
250 24 ПК-6/75 50 15 ПК-Ю/30 30
400 38 ПК-6/75 75 23 ПК-10/50 50
630 60 ПК-6/150 100 36 ПК-ю/100 75
1000 96 ПК-6/150 150 58 ПК-ю/100 100
458
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл. 9
его на холостой ход, при самозапуске электродвигателей
нт.п. Ток срабатывания определяется по (9.8), ток сраба-
тывания защиты от перегрузки — по (9.21), Кч— по (9.10).
В случаях присоединения силовых трансформаторов (кроме внутри-
цеховых) к линиям без выключателей на стороне ВН для отключения
повреждений в трансформаторе должно быть предусмотрено одно из
следующих мероприятий: установка отделителя и короткозамыкателя
(рис. 4.16), причем короткозамыкатель должен быть установлен вне зо-
ны ДТЗ трансформатора; установка предохранителей в сочетании
с устройствами автоматического повторного включения (АПВ) линии
(гл. 10); передача отключающего сигнала иа выключатель со стороны
питающего конца линии. В таких трансформаторах допускается не
устанавливать защиты от внутренних повреждений, действующие на
отключение, если быстродействующая защита линий работает при КЗ
на выводах ВН трансформатора с коэффициентом чувствительности
1,5—2. Резервная защита линии должна действовать при КЗ на выво-
дах НН трансформатора с коэффициентом чувствительности не меньше
1,5. При наличии на питающем конце линии устройства АПВ допуска-
ется его действие в случае отключения линии любой защитой, вслед-
ствие чего возможна повторная подача напряжения иа поврежденный
трансформатор, что является недостатком данного вида защиты транс-
форматора с использованием защит питающей линии.
Передача отключающего импульса применяется в том случае, если
защиты, установленные на питающем конце линии, недостаточно чувст-
вительны при КЗ в трансформаторе. В этом случае на трансформаторе
устанавливается газовая защита, ДТЗ или МТЗ (отсечка). При повреж-
дении трансформатора его защиты срабатывают и передают импульс на
отключение выключателя со стороны питающего конца линии. Для пе-
редачи импульса применяется специальный контрольный кабель.
Когда защиты питающего конца линии не обеспечивают необходи-
мой чувствительности при повреждениях за силовым трансформатором,
а передача отключающего импульса нецелесообразна, применяется кр-
роткозамыкатель, создающий искусственное КЗ в сети при внутренних
повреждениях в трансформаторе. От тока КЗ срабатывает защита пи-
тающего конца линии, отключая поврежденный трансформатор.
В схемах блока трансформатор — магистраль (рис.
3.2), нашедших широкое применение для КТП промышлен-
ных предприятий, при наличии протяженных питающих
магистралей и схемы соединения с глухозаземленной ней-
тралью необходима защита от однофазных КЗ. Такая за-
щита осуществляется с помощью независимых расцепите-
§9.4
Защита силовых трансформаторов и линий
459
лей автоматических выключателей типа «Электрон» или
АВМ, входящих в состав КТП, и действует на отключение
цепи.
Пример 9.2. Рассчитать ДТЗ двухобмоточного силового трансфор-
матора мощностью 16 МВ'А напряжением 115/11 кВ, имеющего РПН
с пределами ±16 % в нейтрали ВН. Исходная схема в однолинейном
исполнении приведена на рис. 9.28, а; схема ДТЗ — на рис. 9.28, б. Мак-
симальный ток трехфазного КЗ на шинах 10 кВ /к/я^==840 А (внешнее
КЗ в точке К/). Минимальный ток анормального режима 820 А.
Решение. Определяем токи силового трансформатора на стороне
ВН и НН
/1И = 16000/(уГ3-115) = 80,3 А;
/10= 16 000/(]/’з-11)=840 А.
Принимаем коэффициенты трансформации трансформаторов тока
/?ПЮ =- 150/5 = 30; fr/10 = 1000/5 = 200.
Определяем вторичный ток в плечах ДТЗ, соответствующий номи-
WkB
Рис. 9.28, Схема к примеру 9 2
460
Релейная защита в системах электроснабжения
Гл.9
нальной мощности трансформатора, по формуле
/2Вн = 80,3]/г3730 = 4,6 А;
/1НН = 840.1/200 = 4,2 А.
Определяем ток небаланса по (9.17)
/нб.р-сч = (1,0-1,0-0,1 + 0,16) 840 = 218,4 А.
Определяем ток срабатывания реле КА 1—К АЗ по условию от-
стройки от тока небаланса с коэффициентом надежности Лн—1,3 по
(9.8) и без учета #в:
/срабр = 1,3УТ-218,4/30= 16,4 А.
Определяем число витков основной обмотки БНТ по (9.19):
^1Расч= 100/16,4 = 6,1.
Примем шесть витков.
Предварительно принимаем число витков первой уравнительной
обмотки Wypi=6 витков. На вторичной стороне число витков опреде-
ляется по (9.20):
^арасч 6*4,6/4,2 = 6,6.
Примем предварительно W2^wyP2—7 витков.
Уточненный ток небаланса
Л<\оасч= (^Храсч ^1) ^кшах^Храсч в(6,1 6) *840/6,1 = 13,8 А ,
тогда суммарный ток небаланса:
/нб = 218,4+ 13,8 = 232,2 А.
Уточняем ток срабатывания реле:
/сраб.р = ЬЗКЗ.232,2/30= 17,6 А.
Принимаем /сраб,р^18 А. Определяем коэффициент чувствительно-
сти по (9 10):
Кч^ 820/(18-30) = 1,51 >1,5,
что удовлетворяет требованиям чувствительности.
Защита воздушных и кабельных линий. Линии высоко-'
го напряжения подвержены повреждениям в большей сте-
пени, чем все остальное электрооборудование промышлен-
ных предприятий. На ВЛ и КЛ возможны многофазные
и однофазные КЗ, замыкания на землю, обрыв проводов
и т. п. Для линий напряжений 6—35 кВ в сетях с изолиро-
ванной нейтралью должны быть предусмотрены устройства
РЗ от многофазных замыканий и от однофазных замыка-
§9.4
Защита силовых трансформаторов и линий
461
ний на землю, а для ВЛ и КЛ ПО кВ и выше в сетях с эф-
фективно заземленной нейтралью должны предусматри-
ваться устройства РЗ от многофазных замыканий и от за-
мыканий на землю.
Релейная защита от многофазных КЗ в сетях 6—35 кВ
в большинстве случаев устанавливается в двухфазном ис-
полнении и может быть двух- или трехрелейной в зависи-
мости от требований чувствительности и надежности. За-
щиту от замыканий на землю с использованием трансфор-
матора тока нулевой последовательности устанавливают
с действием на сигнал для быстрого отыскания поврежде-
ния. Допускается вместо РЗ предусматривать устройство
контроля изоляции.
На питающих линиях 6—35 кВ промышленных предпри-
ятий с односторонним питанием от многофазных замыка-
ний применяется МТЗ (рис. 9.19), ТО (рис. 9.22) и направ-
ленная токовая защита (рис. 9.24), если питание осуществ-
ляется двумя параллельными линиями от двух ИП.
На линиях ПО кВ и выше с односторонним питанием
следует применять ступенчатые токовые защиты или сту-
пенчатые защиты тока и напряжения. Если не удовлетворя-
ется требование чувствительности, то применяется допол-
нительная защита ТО. От замыканий на землю, как пра-
вило, устанавливают ступенчатую токовую направленную
защиту или защиту нулевой последовательности с той сто-
роны линии, откуда может быть подано напряжение. Для
линий более высоких напряжений может быть применена
ДТЗ (см. рис. 9.25).
Неселективность действия РЗ может быть в дальней-
шем исправлена работой АПВ или АВР (гл. 10).
Защита электродвигателей. Основными повреждениями
электродвигателей являются витковые КЗ в обмотках ста-
тора, междуфазные КЗ, а также замыкания на корпус. За-
мыкания в электродвигателях сопровождаются прохожде-
нием больших токов, разрушающих изоляцию и провода
обмотки, сталь ротора и статора. Для защиты электродви-
гателей от многофазных КЗ служит ТО или ДТЗ, действу-
ющая на отключение.
Защиты от однофазных замыканий на землю в обмот-
ках статора электродвигателей мощностью до 2000 кВт
устанавливаются на них при токе замыкания на землю бо-
лее 10 А, а на электродвигателях мощностью более
462
Релейная защита в системах электроснабжения
2000 кВт — при токе замыкания на землю более 5 А. За-
щита действует на отключение. Двигатели 6—10 кВ мощно-
стью до 5000 кВт могут быть защищены от КЗ предохра-
нителями ПК-6 или ПК-Ю.
Защита от витковых замыканий на электродвигателях
не устанавливается, так как они чаще всего переходят
в многофазные КЗ, вызывающие срабатывание защиты от
этих видов повреждений.
Кроме защиты от токов КЗ на двигателях предусматри-
вается защита минимального напряжения, которая отклю-
чает электродвигатель от сети при снижении напряжения
ниже 70 % Uhom- Исключение составляют двигатели, пред-
назначенные для работы в режиме самозапуска, которые не
должны отключаться от сети при кратковременном сниже-
нии или исчезновении напряжения. Схемы защиты мини-
мального напряжения должны отключать электродвигате-
ли как при полном исчезновении напряжения, так и при
КЗ в сети, когда напряжение снижается и происходит тор-
можение двигателей. Для обеспечения самозапуска ответ-
ственных электродвигателей защита отключает неответст-
венные механизмы.
Реле минимального напряжения KV<Z включаются на
линейное напряжение и подают импульс на отключение
электродвигателя через реле времени и промежуточное ре-
ле (см. рис. 9.20).
Недостатком указанной защиты является возможность
ее неправильной работы в случае обрыва цепи напряжения
или перегорания предохранителя в этой цепи. Во избежа-
ние ложного срабатывания защиты при обрыве цепи на-
пряжения в ответственных ЭУ применяют различные ва-
рианты схемы защиты минимального напряжения [55].
Выдержки времени защиты минимального напряжения
должны выбираться в пределах 0,5—1,5 с — на ступень
больше времени действия быстродействующих защит от
многофазных КЗ, а .уставки по напряжению должны быть,
как правило, не выше 70 % UWK.
Защиты от перегрузки устанавливают только на элек-
тродвигателях, подверженных технологическим перегруз-
кам, как правило, с действием на сигнал в одной фазе
электродвигателя. Такая защита может быть с зависимой
или независимой от тока выдержкой времени, отстроенной
от длительности пуска электродвигателя в нормальных ус-
§9.4
Защита силовых трансформаторов и линий
463
ловиях и самозапуска после срабатывания АПВ и АВР.
Для защиты электродвигателей небольшой мощности
(500—600 кВт) целесообразно применение оперативного
переменного тока, а также реле прямого действия, встраи-
ваемых в приводы выключателей. Для защиты крупных
(более 2000 кВт) электродвигателей служит ДТЗ, облада-
ющая большей чувствительностью, чем МТЗ.
Ток срабатывания реле МТЗ двигателя, А, выбирается
с учетом отстройки от периодической составляющей пуско-
вого тока /пик:
'««., = «А.'„.Л. (9.22)
где Ан= 1,64-1,8 для реле ЭТ-520, действующих через про-
межуточные реле; /СН=Т,8—2 для реле РТ-80, РТ-90 и ре-
ле прямого действия РТМ; /пик определяется по (2.29).
Рис. 9.29. Схема защиты асинхронного двигателя мощностью до 2000
кВт
464
Автоматизация и телемеханизация
Гл. 10
Ток срабатывания реле ДТЗ двигателей, А, при иден-
тичных ТТ и выборе их по кривым 10 %-ной кратности
= <1.5*2) /„„.„Л,, (9.23)
где /ном,дв — номинальный ток электродвигателя, А.
Ток срабатывания реле защиты от перегрузки, А, при-
нимается равным:
“«.'„.„/(КЛ). (9.24)
где Х„=1,1*1,2.
На рис. 9.29 показана схема РЗ мощного электродвига-
теля М. Защита состоит из основных элементов: реле пря-
мого действия РТМ и РНВ, встроенных в привод выключа-
теля (?, токового реле КА от междуфазных замыканий и ре-
ле КАО от однофазных замыканий на землю. Защита от
перегрузки (реле РНВ) должна иметь выдержку времени
10—20 с для отстройки от времени пуска электродвигате-
лей.
Глава десятая
АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ
В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
ЮЛ. виды устройств автоматизации
Устройства автоматизации (АПВ, АВР, АЧР и др.) осу-
ществляют автоматическое управление схемой электроснаб-
жения предприятия в нормальном и аварийном режимах.
Применение автоматизации позволяет обеспечить длитель-
ное нормальное функционирование СЭС, в кратчайший
срок ликвидировать аварию, обеспечить высокую надеж-
ность электроснабжения промышленных потребителей
и простоту схем, сократить расходы на обслуживание, об-
наруживать поврежденные участки с наименьшими затра-
тами труда, повысить качество электроэнергии и экономич-
ность работы ЭУ. Благодаря устройствам автоматизации
стало возможным применение подстанций с упрощенными
схемами коммутации (см. рис. 3.2, 4.16).
$ 10.1
Виды устройств автоматизации
465
На подстанциях промышленных предприятий нашли на-
ибольшее распространение следующие устройства автома-
тизации: АВР — автоматическое включение резерва, АПВ —1
автоматическое повторное включение; АЧР — автоматиче-
ская частотная разгрузка; APT — автоматическая разгруз-
ка по току.
Подстанции предприятий работают, как правило, по
схеме с односторонним электроснабжением потребителей,
т.е. с раздельными ИП. Такой режим позволяет снизить
токи КЗ сети, применять более дешевую коммутационную
аппаратуру, сократить или полностью исключить обслу-
живающий персонал подстанций. Однако раздельная рабо-
та ИП по сравнению с их параллельной работой обеспе-
чивает меньшую надежность электроснабжения, что и вы-
зывает необходимость установки на предприятиях устройств
автоматики (АУ).
Устройства автоматического включения резерва.
В сетях промышленных предприятий с раздельным пи-
танием потребителей I категории от двух ИП широко при-
меняются устройства АВР, которые повышают надежность
электроснабжения и сокращают время простоя электрообо-
рудования.
По назначению устройства АВР разделяются на АВР
линий, трансформаторов, электродвигателей, секционных
выключателей на подстанциях. Оперативным током может
быть постоянный или переменный ток. Все устройства АВР
должны удовлетворять следующим основным требованиям:
время действия должно быть минимально возможным; все
выключатели, оборудованные АВР, должны иметь постоян-
ный контроль исправности цепи включения; действие АВР
должно быть однократным, чтобы не допускать дополни-
тельных включений на неустранившиеся КЗ; действие АВР
должно быть обязательным при любой причине исчезнове-
ния напряжения на шинах подстанции, исключая отключе-
ния цепей с целью проведения ремонтов, осмотров и т. п.
Согласно [40] устройство АВР для потребителей I ка-
тегории является обязательным.
Рассмотрим наиболее распространенную на промыш-
ленных предприятиях схему АВР на секционном выключа-
теле с пружинным приводом (рис. 10.1). В нормальном ре-
жиме выключатели Qf и Q2 первой и второй секций под-
станции включены, секционный выключатель Q3 отключен.
30—110
466
Автоматизация и телемеханизация
Гл. 10
В схеме имеется электродвигатель М для завода пружины
привода, отключаемый конечным выключателем SQ. Реле
блокировки KBS, служащее для обеспечения однократно-
сти действия АВР, получает питание от выпрямительного
моста VT. Готовность схемы АВР к работе сигнализирует-
ся лампой HL. Ключи SA1 и SA2 установлены в положе-
ние АВР. Реле минимального напряжения К. VI—K.V4 и ре-
ле блокировки включены. Контакт привода SQM зам-
кнут.
При аварии на первой секции и исчезновении на ней
напряжения срабатывают реле KV1 и KV2, включая реле
времени К.Т1, которое своим контактом К.Т1:1 с выдерж-
кой времени включает промежуточное реле K.L1. Контакт
'KL1:1, замыкаясь, включает цепь электромагнита отклю-
чения YAT1 выключателя Q1, который отключается. Вспо-
могательный контакт выключателя 0.1:3 включает элек-
тромагнит YAC3 секционного выключателя Q3, чем осво-
§ 10.1
Виды устройств автоматизации
467
Рис. 10.1. Схема АВР на секцион-
ном выключателе двухтрансформа-
торной подстанции:
о — упрощенная схема подстанции; б—*
схема подключения реле напряжения;
в —схема АВР
бождается пружина привода
этого выключателя, который,
включаясь, восстанавливает
питание на первой секции от
линии 2, оставшейся в рабо-
те. Одновременно срабаты-
вает двигатель М, заводя
пружину и подготовляя схе-
му к новому циклу срабаты-
вания. При исчезновении на-
пряжения на второй секции
схема работает аналогично.
Однократность АВР обеспе-
чивается за счет того, что
при отключении выключа-
теля Q1 или Q2 реле бло-
кировки KBS размыкает с
выдержкой времени цепь
включения электромагнита
YAC3. При включении на КЗ секционный выключатель Q3
отключается своей релейной защитой.
Устройства автоматического повторного включения осу-
ществляют быстрое повторное восстановление электроснаб-
жения промышленных потребителей после кратковремен-
ных самоустраняющихся повреждений в электрической
сети. Ббльшая часть (60 — 80 %) коротких замыканий на
воздушных линиях вызывается схлестыванием проводов от
сильного ветра и сбрасывания гололеда, перекрытием изо-
ляции во время грозы, падением деревьев, набросом и ка-
санием проводов передвижными механизмами и другими
причинами. При быстром отключении релейной защитой
линии, на которой произошло неустойчивое повреждение,
электрическая дуга, возникшая в месте КЗ, гасится рань-
ше, чем может образоваться серьезное разрушение линии.
В связи с этим на таких линиях применяются устройства
30*
468
Автоматизация и телемеханизация
Гл. 10
АПВ, действие которых основано на повторном включении
элемента сети после каждого его аварийного отключения.
С помощью АПВ происходит быстрое автоматическое вос-
становлеие нормального режима работы электрической
сети.
Согласно ПУЭ, устройства АПВ обязательны на всех
воздушных линиях и воздушных линиях с кабельными
вставками напряжением выше 1 кВ.
По числу циклов (кратности срабатывания) различают
АПВ однократного, двукратного и трехкратного действия.
В системах электроснабжения промышленных предприятий
наибольшее распространение имеют однократные АПВ. По
способу воздействия на привод выключателя имеются ме-
ханические и электрические АПВ. Механические АПВ
встраиваются в грузовые и пружинные приводы (в настоя-
щее время механические АПВ применяются крайне редко).
Электрические АПВ оборудуются выключателями с элек-
тромагнитными или пневматическими приводами, имеющи-
ми мощный электромагнит включения, на который действу-
ет устройство АПВ.
Схемы АПВ выполняют на оперативном постоянном или
переменном токе. При наличии пружинно-грузовых приво-
дов оперативный ток — переменный, при электромагнитных
и пневматических приводах применяется постоянный опе-
ративный ток, который необходим и для работы привода.
Схемы АПВ должны приходить в действие при аварий-
ном отключении выключателя и с определенной, заранее
заданной выдержкой времени. Длительность включающего
импульса от устройства АПВ должна быть достаточной для
надежного включения выключателя н одновременно время
действия АПВ должно быть минимально возможным для
ускорения восстановления нормального питания потребите-
лей. Время действия АПВ определяется временем, необ-
ходимым для автоматического возврата привода в положе-
ние готовности к повторному включению. Наименьшая вы-
держка Времени принимается 0,9—1,5 с.
Устройства АПВ не должны срабатывать при оператив-
ных переключениях схемы обслуживающим персоналом;
при срабатывании отдельных защит, отключающих устой-
чивые КЗ (например, газовой защиты или ДТЗ трансфор-
матора) , самоликвидация которых маловероятна; при от-
ключении выключателя релейной защитой сразу же после
§ 10.1
Виды устройств автоматизации
469
включения его персоналом, так как повреждения, возник*
шне до включения выключателя, как правило, не могут са-
моустраниться.
Для учета действия АПВ в схемах должны предусмат-
риваться сигнальные (указательные) реле или счетчики
срабатывания.
На рис. 10.2 приведена схема АПВ однократного дейст-
вия линии с односторонним питанием. В схеме показано
комплектное устройство РПВ-58, в которое входят: реле
времени КТ типа ЭВ-133 с добавочным резистором R1 для
термической стойкости реле; промежуточное реле KL с по-
следовательной и параллельной обмотками, служащее для
предотвращения многократного включения выключателя на
устойчивое КЗ; конденсатор С, обеспечивающий однократ-
ность действия АПВ (так как время его заряда после сра-
батывания АПВ составляет 20 с); SAT—SA4 — ключи уп-
равления, в которых предусмотрена фиксация положения
последней операции. Работа АПВ, как правило, начинает-
ся при несоответствии положений привода и выключателя
или ключа управления и выключателя, если у него привод
электромагнитный.
Комплект РПВ-58 получает питание от сети оператив-
ного постоянного тока НО или 220 В.
В исходном положении выключатель включен и ключи
SAI, SA2 и SA4 находятся в фиксированном замкнутом по-
ложении В. Конденсатор С заряжен, устройство АПВ под-
готовлено к работе через реле времени КТ. Пуск схемы
АПВ может произойти под действием отключения выклю-
чателя от релейной защиты. Вспомогательный контакт вы-
ключателя Q:1 и контакт KBS:2 подают питание реле
положения выключателя KQT, которое своими контактами
в цепи реле КТ подает к его катушке минус сети оператив-
ного тока. По истечении установленной выдержки времени
реле КТ своим контактом КТ:2 подключает параллельную
обмотку реле KL к заряженному конденсатору С. До вклю-
чения выключателя Q и размыкания его контакта Q: 1 кон-
такты KL: 1 включают через последовательную самоудер-
живающуюся обмотку реле KL контактор КМ.
Если АПВ успешно сработало, реле KQT отпадает, ре-
ле КТ обесточивается, обеспечивая новый заряд конден-
сатора С через 20 с.
470
Автоматизация и телемеханизация
Гл. 10
Рис. 10.2. Схема АПВ однократного действия для линии с односторон-
ним питанием:
УДЗ — устройство дополнительных защит
Наиболее просто выполняются схемы АПВ на перемен-
ном оперативном токе для выключателей с грузовыми, пру-
жинными или пружинно-грузовыми приводами, в которые
встраиваются реле прямого действия. В этих приводах
энергия, необходимая для операции включения, запасает-
ся в предварительно натянутых пружинах или поднятом
§ 10.1
Виды устройств автоматизации
471
а
Рис. 10.3. Схема электрическо-
го АПВ на оперативном пере-
менном токе
грузе. Подъем груза или натяжение пружины производят’
ся вручную или с помощью специального устройства, со-
стоящего из электродвигателя мощностью 80—100 кВт,
и редуктора. В таких приводах имеются специальные ме-
ханические устройства, вы-
полняющие АПВ без выдер-
жки времени при отключе-
нии выключателя от встроен-
ных реле прямого действия.
При оперативном отключе-
нии персоналом выключате-
ля механическое АПВ бло-
кируется и выключатель по-
вторно не включается. Дву-
кратного действия АПВ не
происходит, так как пружи-
на или груз после первого
срабатывания АПВ оказы-
вается в незаведенном (не-
поднятом) состоянии. Но ме-
ханические АПВ менее на-
дежны, чем электрические
АПВ.
На рис. 10.3 приведена
схема электрического АПВ
однократного действия на оперативном переменном токе для
выключателей с приводом ПП-67. Когда РЗ отключает вы-
ключатель Q (см. рис. 10.2,а), включается реле времени
КТ. Реле КТ с выдержкой времени своим замыкающим
контактом КТ: 1 включает цепь катушки включения YAC
и повторно включает выключатель Q. Одновременно про-
исходит автоматическое натяжение пружины с помощью
электродвигательного редуктора М, в цепь которого вклю-
чен вспомогательный контакт SQ:5. Благодаря этому ис-
ключается вторичное АПВ на устойчивое КЗ, а также при
включении на КЗ от руки с помощью ключа SA. Недостат-
ком схемы является то, что при ручном включении выклю-
чателя ключом SA необходимо долго держать замкнутой
цепь включения, пока не сработает реле времени КТ.
Устройства автоматической разгрузки по частоте. Од-
ним из показателей качества электроэнергии в соответст-
вии с ГОСТ 13109—87* является постоянство частоты пе-
472
Автоматизация и телемеханизация
Гл. 10
ременного тока, отклонение которой от номинального зна-
чения в 50 Гц допускается в пределах ±0,1 Гц. Большее
снижение частоты в питающей ЭС может привести к ее вы-
ходу из синхронизма. Снижение частоты происходит из-за
дефицита мощности ЭС при нарушениях баланса мощно-
стей между нагрузками генераторов электростанций и на-
грузками потребителей. При чрезмерном увеличении на-
грузки на генераторы уменьшается их частота вращения,
тем самым снижается частота генерируемого переменного
тока.
Одновременно со снижением частоты может снизить-
ся и напряжение сети, которое вызовет массовое заторма-
живание электродвигателей, что в свою очередь вызовет
еще большее снижение напряжения. Процесс может стать
лавинообразным, что приведет к серьезной аварии в пита-
ющей ЭС.
Восстановить частоту переменного тока сети можно пу-
тем отключения части неответственных потребителей уст-
ройством автоматической частотной разгрузки.
Действие АЧР всегда связано с определенным народно-
хозяйственным ущербом, так как отключение части элек-
троприемников промышленного предприятия ведет к недо-
отпуску продукции, появлению брака и т.п. Несмотря на
это, устройства АЧР имеют широкое применение как сред-
ство предотвращеия еще большего ущерба из-за полного
расстройства работы питающей энергосистемы.
Устройства АЧР должны устанавливаться на тех пред-
приятиях, питающихся от районной энергосистемы, на ко-
торых возможно возникновение значительного дефицита
активной мощности.
АЧР, как правило, выполняется по ступенчатому прин-
ципу, в несколько очередей, различающихся уставками по
частоте срабатывания. Первая очередь — АЧР-1 — быстро-
действующая с временем срабатывания /=0,14-0,3 с и с
уставками по частоте 49—46,5 Гц. Вторая очередь—АЧР-
II — предназначена для восстановления частоты до нор-
мального значения, если она длительно остается понижен-
ной (около 48 Гц); АЧР-П срабатывает после отключения
части потребителей от АЧР-I, когда прекращается сниже-
ние частоты и она устанавливается на уровне 47—48,5 Гц.
Кроме первых двух ступеней разгрузки, применяется еще
и дополнительная ступень для осуществления местной
§ 10.1
Виды устройств автоматизации
473
разгрузки при возникновении большого дефицита ак-
тивной мощности у определенных потребителей электро-
энергии.
В схемах АЧР, как правило, измерительным органом
устройств АЧР-I и АЧР-П служит индукционное реле час-
тоты ИВЧ-3 и полупроводниковые реле понижения часто-
ты типа РЧ-1.
На предприятиях, как правило, применяются односту-
пенчатые АЧР (рис. 10.4), в схему которых входят реле
частоты KF, реле промежуточные K.L, трансформатор на-
Рис. 10.4. Схема АЧР
пряжения ТУ. Реле частоты действуют с уставками часто-
ты в зоне 46,5—49,5 Гц. От одного реле частоты могут быть
отключены две питающие линии и соответственно подклю-
ченная к ним мощность.
После ликвидации дефицита генерируемой мощности
в ЭС потребителям, отключенным устройствами АЧР, дол-
жно быть вновь подано напряжение. Это осуществляется
автоматически с помощью устройства частотного АПВ
(ЧАПВ). Устройства ЧАПВ представляют собой частотное
автоматическое повторное включение после действия АЧР,
когда частота в питающей ЭС восстанавливается. Действие
474
Автоматизация и телемеханизация
Гл. 10
ЧАПВ должно происходить при частоте 49,5—50 Гц. Оче-
редность подключения отдельных потребителей к ЭС с по-
мощью ЧАПВ обратна очередности отключения этих пот-
ребителей устройствами АЧР. Время срабатывания первой
очереди ЧАПВ 10—20 с, диапазон между соседними очере-
дями 5 с. Устройство ЧАПВ, устанавливаемое на головной
подстанции предприятия, состоит из центрального устрой-
потребителя
Включение
КШ'2употребителя
а)
Рис. 10.5. Схема одной очереди АЧР с ЧАПВ
ства, общего для подстанции, и индивидуальных устройств,
производящих отключение, а затем после восстановления
частоты повторное вклющение их.
На рис. 10.5 приведена схема устройства АЧР с ЧАПВ.
В схеме имеется реле частоты KF типа ИВЧ, в котором
уставка срабатывания изменяется за счет шунтирования
сопротивлением /?/. Питание реле частоты получает от
трансформатора напряжения TV. Устройство ЧАПВ поз-
воляет сократить время подключения потребителей после
восстановления частоты и исключить ложные срабатывания
устройства АЧР при работе АВР и при КЗ в сети.
Устройства автоматической разгрузки по току (APT)
применяются в тех случаях, когда возможна недопустимая
перегрузка какого-либо элемента электрической сети, ос-
тавшегося в работе после аварийного отключения первого
элемента '(линии, трансформатора). Это устройство преду-
сматривает своим действием отключение ступенями неответ-
ственных потребителей в послеаварийном режиме, срабаты-
§ Ю.2
Телемеханизация и диспетчеризация
475
вает по ступенчатому принципу (рис. 10.6) до тех пор, пока
перегрузка оставшегося в работе элемента сети не снизит-
ся до допустимого значения. Автоматика разгрузки по то-
ку действует однократно. На рис. 10.6 токовое реле КА
срабатывает при перегрузке трансформатора и подает плюс
на обмотку реле времени КТ типа РВТ, имеющего несколь-
ко контактов. Потребители отключаются четырьмя-пятью
Рис. 10.6. Устройство автоматической разгрузки по току силового тран-
сформатора
ступенями — по степени ответственности. Выдержка вре-
мени первой ступени 6 =54-10 мин, а каждой последую-
щей— на 30 с выше предыдущей. Ток срабатывания реле
КА принимается равным 1,2—1,4 номинального тока транс-
форматора /ном,т. В устройствах APT применяются специ-
альные токовые реле с высоким коэффициентом возврата
(/Св—0,954-0,97). В противном случае отключалось бы
больше потребителей, чем это допустимо по йерегрузочной
способности трансформатора (табл. 4.8).
10.2. ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ И ДИСПЕТЧЕРИЗАЦИЯ
На современных крупных трехсменных промышленных
предприятиях для обеспечения оперативного руководства
работой электроэнергетических установок создаются дис-
петчерские службы (ДС), в которых осуществляется авто-
матизированное централизованное управление всей СЭС
476
Автоматизация и телемеханизация
5*
1
2
3
Ч
Рис» 10.7. Мнемоническая схема фа-
сада панели щита управления:
/ — шины; 2 —сигнальная лампа положе-
ния разъединителя; 3 —сигнальные лам-
«ы положения выключателя; 4 — ключ
управления выключателем; 5 —условное
обозначение трансформатора с РПН
промышленного предприятия
на основе использования
средств телемеханики и вычис-
лительной техники.
Диспетчерская служба име-
ет диспетчерский пункт (ДП),
оборудованный мнемонической
схемой (рис. 10.7). На ДП про-
изводятся переключения, лик-
видируются нарушения нор-
мальной работы, контролирует-
ся нагрузка и напряжение в
различных точках электричес-
кой сети предприятия, осуще-
ствляется сигнализация яа-
< грузки, замыканий на землю и
др. Приборы телемеханизации,
установленные на ДП, позво-
ляют передавать необходимую информацию об электрообо-
рудовании всех элементов сети, находящихся от ДП на зна-
чительном расстоянии.
Основными задачами ДС являются: обеспечение без-
аварийного и бесперебойного электроснабжения потребите-
лей предприятия, использование резервных мощностей
и обходных электрических связей, экономичное ведение ре-
жимов работы СЭС, соблюдение графика ремонтов, руко-
водство допусками к работе бригад электриков, организа-
ция учета электроэнергии и ведение установленной отчет-
ности, соблюдение режимов электропотребления, проведение
мероприятий по регулированию суточного графика нагруз-
ки, своевременное развитие электрохозяйства предприятия,
широкое внедрение автоматических систем управления
электроснабжением с использованием ЭВМ и др.
При большой удаленности ЭУ предприятия от ДП, что
имеет место на крупных производствах, обычные устройст-
ва контроля, сигнализации и управления электроэнергети-
§ 10.2
Телемеханизация и диспетчеризация
477
ческнми объектами становятся технически трудновыполни-
мыми и экономически нецелесообразными. Поэтому
применяются специальные устройства, называемые телеме-
ханическими.
Телемеханика — это совокупность технических средств
и методов, позволяющих преобразовать информацию об
объекте, удаленном на значительном расстоянии, в сигна-
лы, передаваемые по линиям связи для измерения, сигна-
лизации и управления. Современные средства телемехани-
ки подразделяются в соответствии с выполняемыми ими
функциями на устройства телесигнализации (ТС), телеиз-
мерения (ТИ), телеуправления (ТУ). Телеинформация пе-
редается по уплотненным каналам связи, по которым про-
ходят импульсы тока, различаемые полярностью, амплиту-
дой, продолжительностью импульса и паузы, частотой
тока и т. п. По одной паре проводов передается большой
объем информации между ДП и пунктом управления. При
передаче информации с помощью средств телемеханики
осуществляется предварительное преобразование результа-
тов измерений и сигналов в электрические величины, пере-
даваемые затем по каналам связи. На приемной стороне
эти сигналы подвергаются обратному преобразованию, в ре-
зультате чего выдается исходное сообщение, осуществляет-
ся заданная операция или получается форма сообщения,
удобная для введения в управляющую ЭВМ.
Телеизмерения (ТИ)— это передача на расстояние сред-
ствами телемеханики информации о значениях контролиру-
емых параметров.
Телеуправление (ТУ) —это передача на расстояние дис-
кретных сигналов, предназначенных для приведения в дей-
ствие исполнительных органов управляемых объектов. Дис-
кретные сигналы имеют ряд положений (включено — от-
ключено, открыто — закрыто и т.п.).
Телесигнализация (ТС) — это передача на расстояние
сигналов о состоянии контролируемых (управляемых) объ-
ектов. При ТУ и ТС используются одинаковые методы
передачи сигналов иодни и те же устройства. ТУ предусмат-
риваются в тех случаях, когда необходимы оперативные пе-
реключения в схемах сетей и указанные мероприятия не-
возможно осуществить обычными средствами автоматики.
Для передачи сигналов ТУ характерны методы избра-
ния команд. Сущность избирания заключается в том, что
478
Автоматизация и телемеханизация
Гл. 10
при помощи посылки условного сигнала, присваиваемого
каждому объекту управления, осуществляется воздействие
на определенный исполнительный орган. Образование ус-
ловных сигналов осуществляется с помощью различных им-
пульсных признаков. Условные сигналы строятся на прин-
ципе посылок и комбинационном принципе. В принципе
посылок каждому объекту управления присваивается услов-
ный импульс, а качественная характеристика этого импуль-
Рис. 10.8. Схема ТУ—ТС с временным разделением сигналов
са (например, полярность) определяет вид операции (на-
пример, включить — отключить). Общее число импульсов
зависит от числа объектов управления. Комбинационный
принцип основан на том, что совокупность импульсов с раз-
ными характеристиками, комбинируется в различных соче-
таниях, тем самым уменьшается общее количество импульт
сов для управления одного и того же числа объектов.
Разделение сигналов в некоторых случаях осуществля-
ется временным способом (рис. 10.8).
В системах ТУ—ТС с временным разделением сигналов
передача сигналов осуществляется с разделением их во
времени. Для этой цели применяются генераторы импуль-
сов и распределитель на передающем конце — пульте
управления ПУ и приемные реле и распределитель Рц2—
§ 10.2
Телемеханизация и диспетчеризация
479
на приемном пункте КП системы ТУ—ТС (рис. 10.8). Дис-
петчер соответствующим ключом управления SA1—SA4
выбирает объект управления (например, секционный вы-
ключатель телемеханизированной подстанции предприятия).
Запускается генератор импульсов, воздействующий на рас-
пределитель Ли, от которого импульсы избирания попадают
в канал связи. На приемном пункте КП зашифрованный
сигнал поступает в распределитель РП2, от сигналов кото-
рого срабатывает определенное исполнительное реле (К/—
К4), производя нужную операцию с выбранным объектом
управления.
Системы ТУ—ТС с временным разделением сигналов яв-
ляются универсальными и позволяют передавать большое
количество информации.
Основными узлами устройств телемеханики являются
генераторы импульсов, распределители, шифраторы и де-
шифраторы, датчики и преобразователи, защитные узлы,
обеспечивающие защиту оборудования от различных сбоев
в работе, от помех, искажающих передаваемые сигналы
и команды, а также контроль за состоянием и работой
функциональных узлов и каналов связи.
Телемеханическая аппаратура может комплектоваться
из релейно-контактных электромеханических и бесконтакт-
ных элементов.
Из релейно-контактных элементов наибольшее распро-
странение получили электромагнитные реле постоянного то-
ка, нейтральные и поляризованные, шаговые искатели раз-
личных типов. Широко стали применяться реле с гермети-
зированными магнитоуправляемыми контактами (герконы),
обладающие значительно большим сроком службы
порядка 108 срабатываний). Геркон представляет собой
стеклянный баллон, наполненный инертным газом низкого
давления. В баллон помещены контакты из пермаллоя, по-
крытые металлом с высокой электропроводностью. При
прохождении тока по цепи катушки геркона создается
магнитный поток, под действием которого контакты замы-
кают цепь.
Сейчас все большее распространение в устройствах те-
лемеханики имеют бесконтактные элементы на полупровод-
никах (диоды и транзисторы), обладающие большим сро-
ком службы, высокой скоростью переключений, небольши-
ми размерами, массой, отсутствием движущихся частей.
480
Автоматизация и телемеханизация
Гл. 11
- Глава одиннадцатая
СХЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ, УЧЕТА И СИГНАЛИЗАЦИИ
11.1. СХЕМЫ ДИСТАНЦИОННОГО УПРАВЛЕНИЯ
И СИГНАЛИЗАЦИИ
Для обеспечения требуемых режимов работы электро-
оборудования высокого напряжения на подстанциях про-
мышленных предприятий устанавливаются средства дис-
танционого управления. Устройства дистанционного управ-
ления позволяют включать и отключать различные
элементы электрической сети, изменять активную и реак-
тивную нагрузку, управлять режимом работы ЭУ.
Действие устройств управления сопровождается, как
правило, работой устройств сигнализации, которые дают
оперативному персоналу необходимую информацию о со-
стоянии электрооборудования и срабатывании РЗ и авто-
матики, об отклонениях режима работы ЭУ от заданного,
о перегрузках и нарушении изоляции, о правильности вы-
полнения операций дежурным персоналом и положении
коммутационных аппаратов.
Устройства управления и сигнализации с соответствую-
щими источниками питания оперативного тока образуют на
подстанциях систему вторичных цепей. Сюда же относятся
блокировки (§ 11.2), устройства РЗ, автоматики и техноло-
гического контроля. Схемы вторичных цепей выполняются
с использованием условных обозначений, приведенных
в табл. 1.1.
Органы управления коммутационными аппаратами (вы-
ключателями, разъединителями и др.) устанавливаются на
специальных щитах (пультах) управления, выполняемых
в виде сборных конструкций, собираемых из комплектных
вертикальных панелей. Аппаратура щита управления с по-
мощью контрольных кабелей связывается с РУ, где уста-
новлены коммутационные аппараты.
Для дистанционного управления используют приводы
выключателей и разъединителей (см. § 4.5), а также
командные и сигнальные аппараты и приборы.
К командным аппаратам относятся ключи управления,
переключатели и кнопки управления. Рассмотрим устрой-
ство и принцип действия ключей на примере малогабарит-
11.1 Схемы дистанционного управления и сигнализации 481
ного ключа тнпаМКВ-22/М (рис. 11.1). В корпусе 2 с флан-
цем 3 (рис. 11.1, а) расположен контактный узел, состоящий
иа набора контактных пакетов 6 (рис. 11.1,6), закры-
ваемого кожухом 1. Рукоятка 4 ключа поворачивается
вручную. Центральный квадратный валик 8 поворачивает
подвижные контакты 7, соединяя их с неподвижными кон-
тактами 5. Выводы 9 неподвижных контактов пронумеро-
ваны и выполнены в виде лепестков, к которым присоеди-
няются провода. На рис. 11.1, в показана схема ключа уп-
равления типа МКВ.
Рис. 11.1. Малогабаритный ключ типа МКВ:
а — общий вид; б — контактный пакет; в — схема
При подаче поворотом рукоятки управляющей команды
контакты ключа замыкают в соответствии со схемой цепи
питания исполнительных элементов, производя необходи-
мые оперативные переключения.
В цепях управления применяются также универсаль-
ные переключатели типа УП, пакетно-кулачковые переклю-
чатели типа ПКУ, различные кнопки управления, сигналь-
ные лампы, световые табло, символьные индикаторы мне-
монических схем щита управления и другие аппараты.
Рассмотрим дистанционное управление выключателями,
которое отличается многообразием схем и конструкций. На
рис. 11.2 приведена схема сигнализации и дистанционного
управления выключателем Q с электромагнитным приво-
дом. Питание цепей управления осуществляется от цепи
постоянного оперативного тока через шины +£•$, —£S,
'+ЕУ и —EY, а цепей сигнализации — от шин +£Я и —ЕН.
Реле управления КСС и КСТ в отключенном положении
выключателя Q отключены, их контакты КСС: 1, КСС: 2,
31—110
482
Схемы управления, учета и сигнализации
Гл.
ДО кВ
+ES
кос
SA
ОНВ
-ES tyEP+EH
\SF5
-ЕН £
00?f‘
а)
КОТ I I I
\4S2
KBS
^KBS’.S
R2 „К4С
KM
4:2
| YAT
KQT
KCC:1
R1
K44:6
+EY
-EY
\SF4
K44:S Rs K4C:2
ittJC.'S K<^'-2 HL2
K^’jg. V
«)
S)
Рис. 11.2. Схема дистанционного управления выключателем высокого на*
пряжения:
а — первичные цепи; б — цепи управления; в — цепи сигнализации
КСТ: 1 и КСТ:2 разомкнуты, а контакты КСС :3, КСС :4,
КСТ: 3 замкнуты. Реле контроля цепи включения (цепи
контактора КМ) KQT включено и его контакты KQT: 1
и KQT: 2 замкнуты, а реле контроля цепи отключения (от-
ключающего электромагнита УДТ) KQC отключено. Кон-
такты KQC:1vl KQC:2 разомкнуты. Реле фиксации
команд управления KQQ находится в положении, соответ-
ствующем последней команде, которая была подана на от-
ключение выключателя Q. Контакты KQQ: 1, KQQ: 4
и KQQ:6 замкнуты, a KQQ:2, KQQ:3, KQQ: 5 и KQQ :7
разомкнуты. Об отключенном положении выключателя сиг-
нализирует лампа HL1,
При подаче команды на включение выключателя Q с по-
мощью ключа управления 5Л его переводят в положение
В. Срабатывает реле КСС и своим контактом КСС:1 за-
мыкает цепь катушки контактора КМ, а контактом
11.1 Схемы дистанционного управления и сигнализации 483
КСС: 2—цепь обмотки реле KQQ, которое переключает-
ся. Контакты контактора КМ:'1 и КМ: 2 включаются и за-
мыкают цепь включающего электромагнита YAC. Выклю-
чатель Q включается и переключает свои вспомогатель-
ные контакты (Q: 1 и Q :3 разомкнутся, a Q: 2 зам-
кнется).
Ключ SA возвращается в нейтральное положение Н,
при котором реле КСС и КСТ придут в исходное положе-
ние. Реле фиксации положения KQQ свои контакты KQQ: К
KQQ:4 и KQQ:6 разомкнет, a KQQ:2, KQQ:3, KQQ: 5
и KQQ: 7 замкнет. Реле KQT отключается, и его контакты
KQT:1 и KQT:2 разомкнутся, а реле KQC включится,
замкнув контакты KQC: 1 и KQC: 2. Лампа HL1 погаснет,
а лампа f[L2 включится через замкнутые контакты KQQ: 3
и KQC:2, сигнализируя о включенном положении выклю-
чателя Q.
При аварийном отключении выключателя Q от устрой-
ства РЗ вспомогательные контакты Q: 1 и Q: 3 замкнутся,
a Q: 2 разомкнется. Реле KQQ останется в положении по-
следней команды, т.е. на включение выключателя Q, по-
данной ключом SA. Реле KQC отключится, его контакты
KQC: 1 и KQC: 2 разомкнутся, реле KQT сработает, и его
контакты KQT: 1 и KQT: 2 замкнутся.
Лампа HL2 погаснет, a HL1 подключится к шине мига-
кия (-j-EP) и будет периодически мигать. От шины +ЕЯ
через контакты КСС:4, KQQ:7 соответствующих реле
и вспомогательный контакт Q: 3 выключателя, а также ши-
ну ЕНА будет подано питание к устройству аварийной зву-
ковой сигнализации. Если нажать на кнопку SB, которая
переводит ключ SA в положение, соответствующее поло-
жению выключателя Q, то по цепи +ЕН, кнопка SB, кон-
такты КСТ: 3, KQT: 1, KQQ: 2, —ЕН будет подано пита-
ние на другую обмотку реле KQQ, которое переключится,
при этом его контакты KQQ: 1, KQQ: 4 и KQQ: 6 замкнут-
ся, a KQQ:2, KQQ:3, KQQ: 5 и KQQ: 7 разомкнутся.
Лампа HL1 подключится к шине -}-ЕН и будет гореть ров-
ным светом и разорвется цепь звуковой сигнализации.
С помощью реле KBS осуществляется блокировка, препят-
ствующая многократному включению выключателя Q на
КЗ.
Рассмотрим схему сигнализации и управления разъ-
единителями с электродвигательным приводом типа ПДВ,
484
Схемы управления, учета и сигнализации
Гл. Ц
Рис. 11.3. Электрическая схема
управления разъединителем с по-
мощью привода ПДВ
с помощью которого управ-
ляются все три фазы разъ-
единителя (рис. 11.3). Схема
привода предусматривает ре-
версирование электродвига-
теля при помощи вспомога-
тельных контактов YAC: 3,
YAT:3, YAC-.4 и YAT :4,
обеспечивающих работу дви-
гателя на включение или от-
ключение разъединителя. В
приводе предусмотрено руч-
ное управление разъедини-
телем с помощью рукоятки,
надеваемой на конец вала червяка редуктора. Ручная бло-
кировква (§ 11.2) осуществляется вспомбгательным кон-
тактом SQM5.
Для автоматического управления разъединителем надо
снять рукоятку ручного управления и с помощью вспомо-
гательного контакта SQM: 5 подать напряжение на катуш-
ку YAC. Катушка своими контактами YAC:2, YAC *5 и
YAC:4 подключает двигатель к трехфазной сети. Блокиров-
ка выключателя и разъединителя осуществляется размы-
кающим контактом выключателя Q: 1, с помощью которого
оперировать разъединителем можно только при отключен-
ном выключателе Q. Для включения разъединителя ключ
SA надо установить в Обложение В, для отключения — в по-
ложение 0. В последнем случае на обмотки электродвига-
теля М подается через контакты YAT: 2, YAT :3 и YAT:4
напряжение с обратным чередованием фаз, и двигатель М
отключает разъединитель. Время включения и отключения
длится 45 с. О положении разъединителя сигнализируют
лампы HL1 (включено) и HL2 (отключено).
На подстанциях промышленных предприятий применяют
световую и звуковую сигнализацию. Различают преду-
преждающую, аварийную, фиксирующую, командную сиг-
нализации, сигнализацию положения коммутационных ап-
паратов.
§ 11.1 Схемы дистанционного управления и сигнализации
485
Сигнализация положения выключателей, разъедините-
лей и отделителей выполняется с помощью сигнальных
ламп. Горение красной лампы показывает, что аппарат
включен, зелено.й — отключен.
Сигнализация положения разъединителей на мнемони-
ческих схемах щитов управления осуществляется с по-
мощью сигнальных приборов ПС, состоящих из электро-
магнита, подвижного якоря и связанного с ним указателя
положения (полоска). Указатель положения при располо-
жении вдоль линии мнемоники показывает, что разъедини-
тель включен, перпендикулярно линии мнемоники—что
разъединитель отключен.
Предупреждающая сигнализация (со звуковым или све-
товым сигналом) извещает персонал об анормальном режи-
ме работы всей ЭУ или ее отдельных элементов, а также
об анормальном состоянии вторичных цепей РЗ и автома-
тики. Предупреждающая сигнализация срабатывает при
перегрузках оборудования и недопустимых превышениях
температуры, при замыканиях на землю в сетях с изолиро-
ванной нейтралью, при исчезновении или недопустимом
снижении напряжения оперативного тока, ошибочном выпол-
нении персоналом операций и т.п. При малом количестве
контролируемых параметров выполняется только световая
сигнализация.
Аварийная сигнализация служит для предупреждения
персонала об отключении выключателя релейной защитой
и выполняется сочетанием звукового и светового сигналов.
Назначение звукового сигнала — привлечь внимание персо-
нала, светового — указать на отключившийся аппарат.
Индивидуальная аварийная сигнализация строится на
приципе несоответствия положения ключа управления (ре-
ле фиксации) положению выключателя. До аварйи выклю-
чатель был включен и горела красная лампа HL2. В слу-
чае аварийного отключения выключателя положение его
вспомогательных контактов меняется, образуются цепи не-
соответствия и начинает мигать зеленая лампа HL1 (рис.
11.2). Для питания этих цепей на щите управления созда-
ется установка мигающего света с использованием для этой
цели пульс-пары. Пульс-пара состоит из двух промежуточ-
ных реле, имеющих контакты с замедлением на размыка-
ние и замыкание, в результате чего обеспечивается мигание
сигнальной лампы. Действие индивидуальной световой
486
Схемы управления, учета и сигнализации
Гл. 11
Рис. 11.4. Схема устройства сигнализации однофазных замыканий на
землю типа УСЗ-2/2
аварийной сигнализации прекращается переводом ключа
управления SA в положение «Отключено». Схемы сигна-
лизации подробно описаны в [43].
Для сигнализации однофазных замыканий на землю в кабельных
сетях 6—10 кВ с изолированной нейтралью применяются устройства ти-
па УСЗ-2/2. Эти устройства устанавливаются на питающем конце кабе-
ля и используют кабельные ТТ нулевой последовательности. На рис. 11.4
приведена схема устройства УСЗ-2/2, состоящая из согласующего транс-
форматора Г, который служит для согласования входного сопротивле-
ния устройства УСЗ-2/2 с выходным сопротивлением ТТ нулевой после-
довательности. Измерительный орган предназначен для выявления
высших гармоник в токе нулевой последовательности. Он состоит из пос-
ледовательного фильтра L—Clt выпрямительного моста УЗ, конденсато*
pa СЗ, резистора R1—R4, Конденсатор СЗ предназначен для отстрой-
ки от сигналов частотой более 2 кГц. Резисторы R1—R4 обеспечивают
различные уставки срабатывания от суммарного емкостного тока сети?
25, 50, 100 и 250 А. В логическую цепь схемы входят транзистор VTlt
диод V/, конденсатор С2, резисторы R2, R2', R3 и R9. Эта часть схемы
служит для определения повреждения на данном присоединении, так
как пропускает или не пропускает в выходное устройство сигнал от из-
мерительного органа в зависимости от его продолжительности. В выход-
ное устройство входит транзистор VT2, реле К типа РП221 со специаль*
ной обмоткой, тиратрон УГ, диод V2 и резисторы R4—R8.
§11.2 Блокировки безопасности и оперативные 487
11.2. БЛОКИРОВКИ БЕЗОПАСНОСТИ И ОПЕРАТИВНЫЕ
Известно, что при ошибочном отключении разъедини-
теля при включенном выключателе на контактах разъеди-
нителя возникает открытая электрическая дуга, которая
может привести к аварии в ЭУ. Для предотвращения оши-
бочных действий с разъединителями выключатели ЭУ
и находящиеся в их цепи разъединители оборудуются спе-
циальными блокировками. Кроме того, в РУ осуществля-
ется блокировка заземляющих ножей со своими разъеди-
нителями. Подобные блокировки называются оператив-
ными.
Согласно [40] все РУ напряжением 3 кВ и выше долж-
ны быть оборудованы блокировкой, исключающей возмож-
ность’ включения выключателей, отделителей и разъедини-
телей на заземляющие ножи и короткозамыкатели; вклю-
чения заземляющих ножей на ошиновку второй секции
шин, находящейся под напряжением, не отделенную разъ-
единителем от первой секции шин; отключения и включе-
ния отделителями и разъединителями тока нагрузки.
Рис. 11.5. Схема механической замко-
вой блокировки разъединителей
Рис. 11.6. Схема электромагнитной
блокировки разъединителей
488 Схемы управления, учета и сигнализации Гл. Ц
Наибольшее распространение получили механические
и электромагнитные блокировки.
На рис. 11.5 показан пример выполнения механической
замковой блокировки в схеме РУВН с одной системой
сборных шин с небольшим числом присоединений (менее
10). Каждый разъединитель и выключатель имеет свой
запорный замок, состоящий из корпуса 3 и подвижного
стержня с выступающей частью 1. Стержень входит в сто-
порное отверстие привода 2 блокируемого аппарата. На
втором конце стержня имеются выступы, соответствующие
прорезям переносного ключа 4. Ключ может быть встав-
лен в замок и вынут из него только в конечных положе-
ниях привода, когда фиксирующий стержень входит в пред-
назначенное для него отверстие.
Порядок работы блокировки: нормально ключ нахо-
дится в замке выключателя. Вынуть его можно только
при отключенном положении выключателя Q. При снятии
ключа фиксирующий стержень замка запирает привод вы-
ключателя в отключенном положении. После этого выну-
тым ключом отпирают замок линейного разъединителя
QS2, вставляют ключ в отверстие корпуса, зацепляют по-
движной стержень и вытягивают его поворотом ключа.
Затем отключают QS2, после чего разъединитель запира-
ют замком в новом положении, а ключ освобождают. Ана-
логичные операции производятся с шинным разъедините-
лем QS/. Для включения цепи все действия повторяют
в обратном порядке. Выключатель включается последним.
Для предотвращения ошибочных операций в распреде-
лительных устройствах, оборудованных панелями типа
КРУ с выкатными тележками, выполняются блокировки
специальными металлическими шторками, обеспечиваю-
щими невозможность вкатывания тележки с выключателем
в корпус шкафа при включенном выключателе и выкаты-
вания тележки из рабочего положения при включенном
выключателе.
В РУ широкое распространение имеют электромагнит-
ные блокировки разъединителей с использованием элект-
ромагнитных замков (рис. 11.6). Замок состоит из корпу-
са 1 с контактными гнездами 2, куда входит запорный
стержень 3 с пружиной 4. Переносный ключ состоит из
катушки 5, внутри которой имеется подвижной сердечник
6. Выводы катушки присоединяются к штырям 7.
§ 11.3
Схемы учета электроэнергии
489
При отключенном выключателе к гнездам 2 подводится
напряжение от источника оперативного тока. Ключ встав-
ляется штырями в гнезда замка. По катушке течет ток,
сердечник намагничивается, запорный стержень замка со-
прикасается с намагниченным сердечником ключа. С по-
мощью кольца вытягивается сердечник, а вместе с ним
и стержень замка из блокировочного гнезда — замок отпи-
рается.
11.3. СХЕМЫ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Как уже было сказано в § 6.3, на промышленных пред-
приятиях осуществляется расчетный и технический учет
потребленной электроэнергии. Система учета зависит от
схемы электроснабжения предприятия, характера ЭП и схе-
мы коммутации. Учет израсходованной электроэнергии
производится с помощью счетчиков активной и реактив-
ной электроэнергии. Счетчики активной электроэнергии
служат для определения количества активной энергии, по-
лученной от энергоснабжающей организации, для произ-
водства внутризаводского межцехового расчета и установ-
ления, уточнения и контроля удельных норм расхода элект-
роэнергии на единицу продукции.
Учет реактивной электроэнергии должен обеспечивать
возможность определения количества реактивной электро-
энергии, полученной предприятием от энергоснабжающей
организации или переданной ей, только в том случае, если
по этим данным производятся расчеты или контроль со-
блюдения заданного режима работы компенсирующих
установок (КУ).
В некоторых случаях применяются счетчики, снабжен-
ные указателем максимума нагрузки и контактными часа-
ми (рис. 11.7). Часы снабжены электроприводом М для
подзаводки пружины и имеют две пары контактов — РТ:1
и РТ:2. Первая пара управляется вращающимся диском.
Диск имеет шкалу, разделенную на 24 часа, и делает один
оборот в сутки. Время замыкания и размыкания контак-
тов часов устанавливается по началу и окончанию днев-
ного и вечернего максимума питающей ЭС. Другая пара
контактов замыкается по истечении 30 мин, затем размы-
кается. Циклы повторяются непрерывно. Ведущая стрелка
указателя максимума связана с осью вращения диска
490
Схемы управления, учета и сигнализации
Гл. 11
через систему передач. На систему передач воздействует
электромагнит, подключенный к цепям напряжения через
обе пары контактов — РТ:1 и РТ:2. В течение 30 мин
электромагнит притянут и стрелка движется, перемещаясь
на угол, пропорциональный потребляемой средней мощ-
ности. При снятии напряжения и повторном втягивании
Рис. 11.7. Схема включения счетчика с указателем максимальной нагруз-
ки контактными часами:
КА — обмотка реле, включающая указатель максимума; РТ: 1 — контакты мгно-
венного разрыва, работающие каждые 30 мин в течение прохождения максимума
нагрузки ЭС; РТ: 2 — контакты периода максимума нагрузки ЭС (2—4 ч)
электромагнита стрелка под действием пружины возвра-
щается в нулевое положение и снова перемещается. Циклы
повторяются до истечения заданного времени прохожде-
ния максимума нагрузки.
В схеме имеется помимо ведущей и указывающая
стрелка, фиксирующая показания ведущей стрелки по ис-
течении времени 30 мин. Если в течение следующего 30-
минутного интервала нагрузка не изменится, указывающая
стрелка останется в том же положении. При увеличении
нагрузки ведущая стрелка передвинет указывающую на
$ 12.1 Испытания изоляции электрооборудования выше 1 кВ 491
больший угол. Указывающую стрелку можно возвратить
на нуль с помощью кнопки, которая должна быть заплом-
бирована.
В настоящее время возникла необходимость автомати-
зировать систему учета электроэнергии, потребляемой
крупными промышленными предприятиями. Для этой цели
служит информационно-измерительная система учета
и контроля электроэнергии ИИСЭ1-48 [51], к которой мо-
жет быть подключено до 48 телеизмерительных счетчиков.
Кроме того, система ИИСЭ1-48 позволяет производить
учет совмещенного максимума активной нагрузки пред-
приятия в часы максимума ЭС, а также определять мак-
симум потребляемой реактивной мощности.
Эта система является составной частью автоматизиро-
ванной системы управления предприятием (АСУП), с по-
мощью которой осуществляется передача информации
в диспетчерскую службу крупного промышленного пред-
приятия. Система ЙИСЭ1-48 должна быть согласована
с ЭВМ вычислительного центра предприятия для органи-
зации автоматизированного учета и контроля электроэнер-
гии и регулирования оптимальной величины ее расходова-
ния.
Для измерения других электрических величин (тока,
напряжения, мощности и т. п.) служат контрольно-измери-
тельные показывающие и регистрирующие приборы. Объем
измерения при этом определяется требованиями режима
работы ЭУ и зависит от типа, мощности, назначения и ка-
тегории ЭП промышленного предприятия.
Глава двенадцатая
ЭЛЕМЕНТЫ ТЕХНИКИ ВЫСОКИХ
НАПРЯЖЕНИЙ В СИСТЕМАХ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИИ
12.1. ИСПЫТАНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Все виды электрического оборудования имеют изоля-
цию, от состояния которой в значительной степени зави-
сит надежная и безопасная работа ЭУ промышленных
492
Элементы техники высоких напряжений
Гл. 12
потребителей. Изоляция бывает газовой, твердой, жидкой.
Воздушные промежутки и изоляторы, электрические ха-
рактеристики которых зависят от атмосферных условий,
относятся к внешней изоляции ЭУ. Внутренняя изоляция
не подвержена влиянию атмосферных условий. К ней от-
носится изоляция трансформаторов и электрических ма-
шин, кабелей и статических конденсаторов и т.д.
Рис. 12.1. Кривые электрической прочности изоляции и воздействующие
напряжения:
А — грозовые перенапряжения; Б — внутренние перенапряжения; В — длительные
повышенные напряжения; Г — рабочее напряжение
Особенностью внутренней изоляции является старение,
т. е. ухудшение ее характеристик в процессе эксплуатации.
Это может быть вызвано изменением температуры при из-
менении нагрузки, образованием газовых пузырьков и ча-
стичных разрядов в бумажно-масляной изоляции и т.п.
Под действием частичных разрядов изоляция разрушается,
химически разлагается, нагревается, вследствие чего мо-
жет произойти ее тепловой пробой.
Электрическая прочность как внутренней, так и внеш-
ней изоляции зависит от формы воздействующего напря-
жения.
На рис. 12.1 показана относительная величина дейст-
вующих на изоляцию напряжений, где t/ф — фактическое
длительное напряжение сети, на которое рассчитана изо-
§ 12.1 Испытания изоляции электрооборудования выше 1 кВ
493
ляция; U — действительное напряжение. Если выбрать
размеры изолирующего оборудования таким образом, что-
бы оно выдерживало все возможные в эксплуатации крат-
ковременные повышения напряжения (кривая/), то по от-
ношению к рабочему напряжению (участок Г) изоляция
будет иметь экономически неоправданный запас электри-
ческой прочности. Если учитывать только целесообразный
запас прочности при рабочем напряжении (кривая 2), то
изоляция не выдерживает перенапряжения. Поэтому для
условий эксплуатации следует по возможности уменьшать
габариты изолирующего оборудования, а следовательно,
и самого электрооборудования, а также ограничивать пе-
ренапряжения.
Электрооборудование может нормально работать лишь
с исправной изоляцией. Возникшие в процессе эксплуата-
ции дефекты должны быть выявлены с помощью профи-
лактических испытаний и контроля изоляции. Сюда отно-
сятся так называемые неразрушающие испытания, при ко-
торых используются малые напряжения (измерения
сопротивления изоляции, диэлектрических потерь tg б, из-
мерение емкости и т.п.). Другую группу испытаний со-
ставляют испытания повышенным напряжением, служа-
щие для определения электрической прочности изоляции
или для ее разрушения при нахождении дефектного места.
Такие испытания часто называют разрушающими. Не-
достатком второго вида испытаний является возможность
появления пробоя изоляции после испытания при работе
в нормальных условиях эксплуатации. Основной задачей
испытаний изоляции является Своевременная замена или
ремонт дефектной изоляции для уменьшения вероятности
аварийных отказов ЭУ. Периодичность и нормы испыта-
ний приведены в [37, 40].
Рассмотрим неразрушающие испытания, одним и§ ₽и-
дов которых является контроль качества изоляции по тан-
генсу угла диэлектрических потерь tg6. Этот способ при-
меняется для контроля изоляции ЭУ высокого напряжения,
так как увлажнение, ионизация газовых включений изоля-
ции в первую очередь увеличивают диэлектрические поте-
ри. Для электрических машин строится зависимость tg6
от приложенного напряжения в интервале (0,5-1-1,5) X
X иИ0ю. Если с увеличением напряжения значение tg б также
увеличивается, то это характеризует наличие в изоляции
494
Элементы техники высоких напряжений
Гл. 12
частичных разрядов. Измерение tg6 производится моста-
ми типов МД-16 и Р-595, схема которых приведена на рис.
12.2. На схеме показан эталонный конденсатор Сн, безын-
дукционный переменный резистор R3, постоянный резистор
R4 и переменный конденсатор С4, вводимый в схему кон-
тактом выключателя Q. Испытуемая изоляция обозначена
емкостью Сх и сопротивлением Rx. Равновесие моста оп-
Рис. 12.2. Схема измерения tg 6 изоляции
ределяется с помощью индикатора равновесия PS (вибра-
ционного гальванометра) по условию:
2^4 = 2^, (12.1)
где Zx, ZN, Zz — полные сопротивления в плечах моста.
Выражение ,(12.1) можно записать в другом виде:
R -i—
\ /nt 1 Wn
я‘+'^гг
Приравняв отдельно действительные и мнимые части
и сделав преобразования, получим
(12.2)
§12.1 Испытания изоляции электрооборудования выше 1 кВ
495
Rx = RsC4/Cn-, (12.3)
CX = CNR^R3. (12.4)
На рис. 12.3 приведена векторная диаграмма токов
и напряжений, в соответствии с которой:
tgb = &CxRx. (12.5)
Рис. 12.3. Векторная диаграмма токов и напряжений (а) и схемы заме-
щения изоляции (б)
Подставим в (12.5) значения из (12.3) и (12.4) и по-
лучим:
tg6 = ©C4₽4. (12.6)
При частоте f—5Q Гц to=2nf= 100л, поэтому для удоб-
ства измерений принимают сопротивление Rt— 10000/л==
= 3184 Ом. Тогда tgS, мкФ,
tg6=10«.C4, (12.7)
где Ci — переменная емкость, Ф.
Для защиты схемы от токов КЗ при возможном пробое
изоляции служат разрядники FV, для защиты от блуждаю-
щих токов — экран Э, присоединяемый к заземляющему
контуру (рис. 12.2).
При периодическом контроле изоляции согласно [40]
необходимо измерение ее сопротивления в установленные
сроки. Сопротивление изоляции объектов, не находящихся
под напряжением, обычно измеряется с помощью мегаом-
метров. Наибольшее распространение имеют мегаоммет-
ры типа Ml 101, которые в настоящее время заменены на
М4100/1—М4100/5 и предназначены для работы при тем-
пературе воздуха — 30-Ь-|-40 °C.
496
Элементы техники высоких напряжений
Гл. 12
Испытания повышенным напряжением проводятся пос-
ле контроля состояния изоляции неразрушающими метода-
ми. При испытаниях повышенным напряжением повреж-
денная изоляция пробивается. Испытания повышенным
напряжением проводятся преимущественно на переменном
токе. Некоторые виды оборудования с большой емкостью
’(кабели, конденсаторы и т.п.) для проведения испытаний
требуют мощных испытательных установок с массой в сот-
ни тонн и с мощностью в сотни — тысячи киловольт-ампер.
Поэтому испытания таких ЭУ повышенным напряжением
проводятся на постоянном токе, позволяющем к тому же
выявить местные дефекты и токи утечки. При испытаниях,
повышенным напряжением постоянного тока диэлектриче-
ские потери в изоляции практически отсутствуют, распре-
деление уровней напряжения внутри изоляции обусловле-
но только ее омическим сопротивлением.
Испытательное напряжение плавно поднимается с по-
мощью регулирующего устройства R (рис. 12.2). По до-
стижении заданного значения повышенное напряжение
поддерживается для гигроскопической изоляции (напри-
мер, для бакелита), у которой не измерены диэлектриче-
ские потери и степень увлажнения для оценки потерь ак-
тивной мощности после испытаний, в течение 5 мин. Для
всех остальных видов изоляции время выдержки испыта-
тельного напряжения составляет 1 мин.
При проведении испытаний повышенным выпрямлен-
ным напряжением кабелей, жидких и твердых диэлект-
риков применяются аппараты АИИ-70М, испытательные
трансформаторы типа ТВО-140, особенностью которых яв-
ляются малая мощность и ограниченное время включения.
Для испытаний внешней изоляции ЭУ импульсными
напряжениями, имитирующими грозовые разряды, приме-
няются генераторы импульсных напряжений (ГИН) [27].
Изоляция считается выдержавшей испытания, если не
наблюдалось пробоя или частичных повреждений изоля-
ции, обнаруживаемых по выделению газа, дыма и другим
признакам.
В условиях эксплуатации нередко приходится отыски-
вать место повреждения кабеля или место, где его изоля-
ция ослаблена. Сначала измеряется сопротивление изоля-
ции КЛ с помощью мегаомметра для грубой оценки ее
состояния (отсутствие замыканий на землю и между фа-
§12.1 Испытания изоляции электрооборудования выше 1 кВ
497
зами, обрыв жил). Сопротивление изоляции должно быть
10 МОм и выше.
Существует ряд методов и устройств для определения
•места повреждения КЛ: петлевой, емкостный, импульсный
и метод колебательного разряда, индукционный и акусти-
ческий. Рассмотрим акустический метод.
Акустический метод .(рис. 12.4) заключается в прослу-
шивании акустических колебаний, возникающих при про-
бое кабеля, в месте повреждения. С помощью этого мето-
да становится возможным отыскание места повреждения
Рис. 12.4. Определение места повреждения К Л акустическим методом
при заплывающем пробое. Когда кабель испытывается по-
вышенным напряжением, то после снятия напряжения по-
вреждения изоляция в месте прожога в результате разло-
жения маслоканифольной массы размягчается и как бы
заплывает. Такой вид пробоя характерен для соедини-
тельных муфт. При акустическом методе на кабель пода-
ется от импульсного генератора высокое импульсное на-
пряжение, обеспечивающее его пробой в месте поврежде-
ния. Импульсный генератор состоит из трансформатора Т,
вентиля V, резистора R, конденсатора С и разрядника FV.
Пока испытательное напряжение, подаваемое на конден-
сатор С, не достигнет напряжения пробоя разрядника,
напряжение на испытуемый кабель не подается. После
пробоя разрядника FV импульс напряжения подводится
к поврежденной жиле кабеля, который пробивается, и про-
исходит разрядка конденсатора С через место поврежде-
ния. Напряжение резко падает, происходит зарядка кон-
денсатора С от выпрямителя, весь процесс повторяется.
32-110
498
Элементы техники высоких напряжений
Гл. 12
Разрядник регулируется так, чтобы интервалы времени
между разрядами были 1—3 с. Для прослушивания аку-
стических колебаний служит пьезоэлектрический датчик
ПЭ с усилителем, сигналы которого подводятся к телефон-
ной трубке В. п1
На существующих промышленных предприятиях для
нахождения места повреждения применяются кенотронные
установки, служащие для прожигания кабелей. После про-
жога переходное сопротивление снижается и облегчается
отыскание дефектного места в КЛ.
В конструкцию трансформаторов входит как внутрен-
няя, так и внешняя изоляция. К внутренней изоляции от-
носятся витковая изоляция, междуфазная изоляция, транс-
форматорное масло в сочетании с твердыми диэлектриками
(электрокартон, бумага и т.п.). Согласно ПУЭ для дли-
тельной и надежной работы трансформаторов основными
требованиями являются соблюдение теплового режима
и уровня напряжения.
Чем выше температура изоляции обмоток, тем скорее
она теряет свои изоляционные свойства. Трансформаторное
масло может окисляться, образуется шлам, препятствую-
щий циркуляции масла и ухудшающий охлаждение транс-
форматора.
Соблюдение заданного уровня напряжения при эксп-
луатации способствует сохранению электрических свойств
изоляции трансформатора. Контроль напряжения осущест-
вляется с помощью вольтметров, включенных через транс-
форматоры напряжения.
В процессе эксплуатации трансформаторов ведется си-
стематический надзор за состоянием их изоляции путем
осмотров и профилактических испытаний. При осмотрах
проверяются температура трансформатора по показаниям
манометрического или ртутного термометра, целостность
фарфоровых вводов, отсутствие течи масла, исправность
системы охлаждения.
Профилактическим испытаниям подвергаются транс-
форматоры при вводе в эксплуатацию, при капитальных
и текущих ремонтах. При испытаниях измеряется сопро-
тивление обмотки и тангенс угла диэлектрических потерь
изоляции обмоток и масла. Масло испытывают на пробой,
определяют содержание в нем различных включений и при-
§ 12.2
Перенапряжения и защита от перенапряжений
499
месей, определяют кислотное число и температуры вспы-
шки.
Электрические машины работают в еще более тяжелых
условиях по сравнению с трансформаторами, так как на
них дополнительно воздействуют механические нагрузки.
В процессе работы электрические машины нагреваются то-
ками нагрузки, а также за счет диэлектрических потерь
в изоляции. Для уменьшения температуры нагрева элект-
родвигателей применяют воздушное охлаждение обмоток.
Вибрация обмоток при работе электрических машин может
привести к истиранию, растрескиванию и расслоению изо-
ляции.
В процессе эксплуатации производятся профилактиче-
ские испытания электродвигателей повышенным напряже-
нием промышленной частоты. Испытательное напряжение
не должно повреждать изоляцию, но должно быть доста-
точным для обнаружения в ней дефектов. В некоторых
случаях определяется сопротивление изоляции обмотки
электродвигателей, тангенс угла диэлектрических потерь.
Витковая изоляция испытывается повышенным напряжени-
ем [(1,154-1,3) t/ном].
После проведения испытаний электрических машин
и трансформаторов выявляются условия и возможность
включения их в сеть без сушки. Достаточность этих усло-
вий зависит от результатов измерений и испытаний изоля-
ции, от категории машин и трансформаторов, их номи-
нальной мощности и напряжения. Для электродвигателей
мощностью до 5000 кВ-А и напряжением выше 1 кВ сопро-
тивление изоляции при 75 °C должно быть не менее 1 МОм
на 1 кВ номинального напряжения, коэффициент абсорб-
ции не менее 1,2; для электродвигателей напряжением до
1 кВ сопротивление изоляции при 10—30 °C должно быть
не менее 0,5 МОм. Сведения о возможности подключения
электрических машин без сушки приведены в [62].
12.2. ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ И ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИИ
Изоляция ЭУ находится под постоянным воздействием
рабочего напряжения, которое в некоторых случаях на
5—10 % выше номинального. В процессе эксплуатации
возможны повышения напряжения сверх рабочего, назы-
ваемые внутренними перенапряжениями.
32*
500
Элементы техники высоких напряжений
Гл. 12
Внутренние перенапряжения могут быть вызваны рез-
кими изменениями режима работы сетей, т.е. явиться
следствием переходных электромагнитных процессов. Эти
перенапряжения возникают при оперативных переключе-
ниях цепей высокого напряжения, при срабатывании АПВ;
при внезапных изменениях нагрузок, при повреждениях
в сетях (обрыв провода, КЗ между фазами, замыкания на
землю и др.). Значения перенапряжений, как правило, не
превышают фазного значения более чем в 2,5—3 раза.
Внутренние перенапряжения обычно носят колебательный
характер, так как электрическая схема содержит элемен-
ты, способные накапливать электроэнергию (индуктивно-
сти и емкости), и элементы, способные поглощать электро-
энергию (активная нагрузка, сосредоточенные и распреде-
ленные сопротивления и проводимости схемы).
На изоляцию ЭУ действуют также перенапряжения от
грозовых разрядов, которые являются внешними перена-
пряжениями. В электрическом отношении удар молнии
можно считать источником тока, так как он представляет
собой электрический разряд между облаком и землей или
между облаками. В облаках накапливаются мощные заря-
ды в результате восходящих воздушных потоков и интен-
сивной конденсации в них водяных паров. Нижняя часть
грозового облака оказывается заряженной отрицательно,
а верхняя — положительно. По мере концентрации заря-
дов увеличивается напряженность электрического поля,
и когда она достигает критического значения (20—25 кВ/
/см) в зависимости от высоты облака над землей, происхо-
дит грозовой разряд.
Молния может разрядиться через сопротивление ЭУ
или ударить вблизи защищаемого объекта. В этом случае
возникает индуцированное перенапряжение (в отличие от
перенапряжений от прямого удара молнии), от которого
также должна быть предусмотрена защита. В частности,
согласно [40] на ВЛ НО кВ и выше и на ВЛ 3 — 20 кВ,
выполняемых с помощью металлических и железобетон-
ных опор, в районах с сильными и частыми грозами дол-
жны предусматриваться грозозащитные тросы и разряд-
ники.
Амплитуда индуцированного вблизи ВЛ грозового пе-
ренапряжения, кВ,
^инд = 30/мл ^Cp/Z, (12.8)
§ 12.2
Перенапряжения и защита от перенапряжений
501
где /мл — амплитуда тока молнии, кА; /гср — средняя высо-
та подвески проводов, м; I — расстояние от места удара
молнии до линии, м.
Основную опасность представляют собой прямые уда-
ры молнии в линию или в оборудование подстанций.
Амплитуда набегающей волны грозового перенапряже-
ния может достигнуть несколько миллионов вольт. Такая
волна, распространяясь в обе стороны по проводам, может
вызвать перекрытие изоляции на соседних с местом пора-
жения опорах, в результате чего после пробега небольшо-
го расстояния '(несколько пролетов) амплитуда снижается
до значения разрядного напряжения изоляции проводов
линии относительно земли. В дальнейшем может произойти
полное затухание волны перенапряжения.
Импульсную прочность изоляции проводов относитель-
но земли принимают равной 50 %-ному разрядному на-
пряжению при полной волне длиной 1,5/40 мкс. При этом
для ВЛ на металлических и железобетонных опорах ам-
плитуду волны принимают равной импульсной прочности
фарфоровой изоляции, а для ВЛ на деревянных опорах—
сумме разрядных напряжений фарфора и дерева. Расчет-
ное атмосферное перенапряжение является определяющим
для выбора количества изоляторов в гирлянде ВЛ.
Грозозащитные тросы подвешивают на тех же опорах,
что и провода ВЛ и закрепляют при помощи стеклянных
изоляторов. При этом необходима установка искровых
промежутков с зазором 40 мм. Чтобы искровые промежут-
ки не пробивались от t/раб, на каждом анкерном пролете
длиной до 10 км рекомендуется заземлять трос путем уст-
ройства перемычек на анкерной опоре. Сопротивления за-
земляющего устройства нормируются [40].
Для повышения грозоупорности ВЛ, не имеющих тро-
совой защиты, все места с ослабленной изоляцией следует
защищать искровыми промежутками или трубчатыми раз-
рядниками (РТ), в конструкцию которых входит искровой
промежуток.
Трубчатый разрядник представляет собой электриче-
ский аппарат, ограничивающий грозовое перенапряжение,
воздействующее на линию. Трубчатый разрядник обладает
способностью самостоятельно погасить электрическую ду-
гу, возникающую между его электродами, в течение не-
602
Элементы техники высоких напряжений
Гл. 12
Рис. 12.5. Устройство трубчато-
го разрядника
большого промежутка
времени, меньшего вре-
мени срабатывания РЗ,
благодаря чему ВЛ не от-
ключается. При установ-
ке на ВЛ с разрядниками
быстродействующих защит
время срабатывания РЗ следует принимать равным 0,06—
0,08 с.
Схема устройства РТ показана на рис. 12.5. Фибровая
трубка 1 одним концом заглушена металлической крыш-
кой, на которой укреплен внутренний стержневой электрод
2. Кольцо 3— второй электрод — укреплено на другом
конце трубки. Промежуток 4 называется дугогасящим
промежутком. В конструкцию входит и искровой проме-
жуток /2. При грозовом перенапряжении промежутки li
и /2 пробиваются, импульсный ток молнии уходит в зем-
лю. В трубке образуется дуга, от высокой температуры ко-
торой фибра выделяет водород. Газы, устремляясь к от-
крытому концу трубки, создают продольное дутье, и воз-
никшая дуга гасится при первом же прохождении тока
через 0.
Выпускаемые промышленностью разрядники с фибро-
бакелитовыми трубками типа РТФ или из финипласта
(РТВ и РТВУ) имеют различные пределы отключаемых
токов. Значения верхнего и нижнего значения отключае-
мых токов КЗ зависят от размеров внутреннего канала
разрядника. Выхлопные газы не должны вызывать пере-
крытия междуфазной изоляции ВЛ и перекрытий на землю.
Трубчатые разрядники имеют недостатки: нестабиль-
ные характеристики, наличие зоны выхлопа, «срез» напря-
жения, крутая вольт-секундная характеристика, вследст-
вие которых такие разрядники не применяют для защиты
электрооборудования мощных подстанций, а используют
лишь для защиты линий и маломощных ТП.
Для защиты изоляции электрооборудования подстан-
ций используются вентильные разрядники (РВ). Вентиль-
ный разрядник имеет несколько искровых промежутков 1
и вилитовые диски 2 (рис. 12.6) с нелинейной вольт-ам-
§ 12.2
Перенапряжения и защита от перенапряжений
503
Рис. 12.6. Вентильные разрядники:
а —общий вид; б — схема включения; 1 — искровые промежутки; 2 — вилитовые
диски; 3 — фарфоровый корпус; 4 — крышка; 5 — пружина
первой характеристикой. При срабатывании РВ от импуль-
са грозового перенапряжения искровые промежутки про-
биваются и через разрядник проходит импульсный ток,
создающий падение напряжения на вилитовых дисках.
Благодаря нелинейной вольт-амперной характеристике РВ
падение напряжения мало изменяется при существенном
изменении импульсного тока. Вентильный разрядник за-
ключен в фарфоровый корпус S, закрытый крышкой 4.
Расстояние между искровыми промежутками регулируется
сжатием пружины 5.
В соответствии с [40] открытые токопроводы 6—10 кВ
также должны быть защищены от прямых ударов молнии
с помощью отдельно стоящих молниеотводов на расстоя-
нии не менее 5 м от токопровода или с помощью тросов,
подвешенных на отдельных опорах токопроводов. Зазем-
ление молниеприемных устройств выполняется обособлен-
ными заземлителями, не имеющими соединений с зазем-
ляющими контурами опор токопровода. На шинах ТП,
504
Элементы техники высоких напряжений
Гл. 12
к которым подключены токопроводы, устанавливаются
вентильные разрядники.
Электрооборудование подстанций защищается от пря-
мых ударов молнии с помощью молниеотводов. Молниеот-
вод представляет собой возвышающееся над защищаемым
объектом сооружение, через которое разряд молнии, ми-
нуя объект, отводится в землю. Молниеотвод (рис. 12.7, о)
состоит из четырех конструктивных элементов: молние-
приемника /, несущей конструкции 2, токоотвода 3 и за-
землителя 4. Молниеприемник непосредственно восприни-
мает прямой удар молнии, который по токоотводу уходит
в землю. Токоотвод рассчитывается на тепловые и элект-
родинамические воздействия, связанные с прохождением
по нему тока молнии. Заземлитель служит для снижения
потенциала элементов молниеотвода. Несущая конструк-
ция молниеотвода может быть выполнена в виде деревян-
а)
Рис. 12.7. Конструкция молние-
отвода (а) и зона 100 %-ного
поражения стержневого мол-
ниеотвода (б)
§ 12.2
Перенапряжения а защита от перенапряжений
505
ной, металлической или желе-
зобетонной опоры. По типу
молниеприемников токоотводы
бывают стержневые (рис.
42.7, а) и тросовые, представ-
ляющие собой горизонтально
подвешенные провода, соеди-
ненные токоотводом с зазем-
лителем. Тросовые молниеот-
воды применяются для защи-
ты токопроводов и гибких свя-
зей ОРУ подстанций, а также
для защиты участков ВЛ дли-
ной 1—Зкм на подходе к под-
станции. На каждой фазе ВЛ
Рис. 12.8. Зона защиты оди-
ночного стержневого мол-
ниеотвода высотой до 60 м
в начале защищенного подхо-
да к подстанции устанавливается трубчатый разрядник.
Над молниеотводом существует зона в виде перевер-
нутого конуса (рис. 12.7,6) с радиусом R=3,5 h, (где h —
высота молниеотвода), в которой происходит 100 %-ное
поражение молниеотвода грозовым разрядом. Вокруг
молниеотвода имеется зона, не поражаемая грозовыми за-
рядами «шатер», которая называется зоной защиты мол-
ниеотвода (рис. 12.8). При расчете стержневых молниеот-
водов следует так рассчитать высоту hx до точки на гра-
нице защищаемой зоны и расстояние от стержня гх, чтобы
защищаемый объект оказался внутри зоны защиты. Для
одиночных стержневых молниеотводов высотой h до 60 м
= l.e/ia^p/fl(12.9)
\ л /
где hA—h—hx — активная высота молниеотвода, м; К? —
коэффициент, учитывающий разные высоты молниеотвода.
Как правило, ^«5,5/1/Л; hx— высота точки на границе
защищаемой зоны, м.
Очертания зоны защиты двойного стержневого молние-
отвода высотой менее 60 м приведены на рис. 12.9. Грани-
ца внешней зоны с радиусом гх для вертикального сечения
каждого молниеотвода определяется по (12.9), а граница
зоны защиты между молниеотводами в вертикальном се-
чении, проходящем через оба молниеотвода, определяется
окружностью с радиусом R, проходящей через вершины
506
Элементы техники высоких напряжений
Гл. 12
Рис. 12.9. Зона защиты двух стержневых молниеотводов высотой до
60 м
молниеотводов и точку 0 в середине расстояния между
молниеотводами на высоте, м,
Л0==й — a/7Kv, (12.10)
где а — расстояние между молниеотводами, м.
Наименьшая ширина зоны защиты молниеотвода Ьх
в горизонтальном сечении на высоте hx определяется по
кривым рис. 12.10. Для молниеотводов высотой до 30 м
отношение a/hn находится в пределах 0—7. Два молниеот-
вода взаимодействуют только в том случае, если a/h^l.
Для определения ширины защитной зоны Ьх определяют
отношение a/ha. Допустим, это соотношение a!hx—2. За-
тем находим отношение hxlh. В рассматриваемом случае
оно равно 0,3. Кривая 0,3 Л на рис. 12.10, а пересекается
с ординатой, восстановленной из точки 3 абсциссы, на
уровне 6ж/2йа=0,9. Теперь находим наименьшую ширину
защитной зоны Ьх на высоте hx
bx = 0,9-2hR.
При расчетном отношении а/Ла=5-т-7 пользуются кри-
выми рис. 12.10,6. Если расстояние а>7Ла, то между зо-
нами 100%-ного поражения обоих молниеотводов образу-
ется незащищенная зона, в которой объект даже с уста-
новленными молниеотводами может оказаться пораженным
грозовым разрядом. Зоны защиты трех и более молниеот-
§ 12.2
Перенапряжения и защита от перенапряжений
507
Рис. 12.10. Значения наименьшей ширины зоны защиты двух стерж-
невых молниеотводов:
а-*для а/йа~(Н7; б — для а/Ла-5+7
водов определяются аналогично. Молниезащита зданий
и сооружений должна быть выполнена в соответствии
с [20].
Пример 12.1. Рассчитать защитную зону двойного стержневого мол-
ниеотвода высотой /i=10 м при расстоянии между молниеотводами а=*
=8 м. Защищаемое сооружение имеет высоту йх=8 м и cJ=7X2 м.
Взаимное расположение сооружения и молниеотводов приведено на
рис. 12,11.
Рис. 12.11. Защит-
ная зона двух
стержневых мол*
ниеотводов (к при-
меру 12.1)
508
Элементы техники высоких напряжений
Гл. 12
Решение. Определим активную высоту молниеотвода:
Ла=А — ^=10 — 8 = 2 м.
Коэффициент Кр = 5>5/ргЛ = 5,5/|/Т0= 1,7.
Определим расстояние при котором защищаемый объект ока-
жется внутри зоны защиты по (12.9):
( 8 \
rx= 1,6-2.1,7/h + —1 = 3 м.
Определяем: п/Ла=8/2—4; Лх/Л=8/10—0,8.
По кривым рис. 12.10 находим: &х/2Ла=0Д откуда Лх^О,6-2-2—
=2,4 м.
Перенесем найденные значения на рпс. 12.11.
Следовательно, защищаемый объект находится внутри зоны за-
щиты. \
ПРИЛОЖЕНИЯ
Таблица П1.1, Технические данные трансформаторов
Тип
TM-25Q/10
ТМ-400/10
TK3-630/10
TC3-1000/I0
ТМ-1000/10
ТМ-1600/10
ТМ-2500/10
ТМН-2500/35
ТМН-4000/35
ТМН-6300/35
ТДНС-10000/35
ТДНС-16000/35
ТРДНС-25000/35
Верхний предел номи-
нального напряжения
обмоток, кВ
ВН НН
10 0,4—0,69
10 . 0,4—0,69
10 0,69
10 0,69
10 0,69
10 0,69
10 0,69
35 10,5
35 10,5
35 10,5
36,75 6,3
36,75 6,3
36,75 10,5/10,5
Потери, кВт
холостого хода ДР0 короткого замыкания АРК,Н0М
/о, %
0,82 3,7 4,5 2,3
1,05 5,5 4,5 2,1
2 7,3 5,5 2
3 11,2 5,5 1,4
2,45 12,2 5,5 1,4
з,з 18,0 5,5 1,3
4,6 25 'б,5 1
5,1 23,5 6,5 1
6,7 33,5 7,5 0,9
9,4 46,5 7,5 0,8
14,5 85 14 0,8
24 100 10 0,6
25 115 9,6 0,5
Продолжение табл. П 1.1
Тип Верхний предел номи- нального напряжения обмоток, кВ Потери, кВт Напряжение КЗ % номиналь- ного Ток ХОЛОСТОГО хода /0> %
ВН НН холостого ход а А_Р0 короткого замыкания АР ^к,ном
ТРДНС-32000/35 36,75 10,5/10,5 30 145 11,5 0,45
ТРДНС-40000/35 36,75 10,5/10,5 36 170 11,6 0,4
ТРДНС-63000/35 36,75 10,5/10,5 50 250 11,5 0,35
ТРДНС-80000/35 36,75 10,5/10,5 62 300 11,5 0,3
ТМН-6300/Ц0 115 11 11,5 48 10,6 0,65
ТДН-10000/110 115 11 15,5 60 10,5 0,6
ТДН-16000/Ц0 115 11 24 85 10,5 0,8
ТРДН-25000/110 115 10,5/10,5 30 120 10 0,7
ТРДН-32000/110 115 10,5/10,5 40 145 10 0,7
ТРДН-40000/110 115 10,5/10,5 50 160 10 0,7
ТРДЦН-63000/110 115 10,5/10,5 70 245 10,5 0,65
ТРДЦН-80000/100 115 10,5/10,5 85 310 10,5 0,6
ТРДЦН-125000/110 115 10,5/10,5 120 400 10,5 0,55
ТРДН-32000/220 230 11,0/11,0; 38,5 53 167 12 0,9
ТРДЦН-63000/220 230 11,0/11,0; 38,5 83 300 12 0,8
ТРДЦН-100000/220 230 11,0/11,0; 38,5 115 400 19 0,7
ТРДЦН-160000/220 230 11,0/11,0; 38,5 167 525 12 0,6
Таблица П1.2. Экономическая плотность тока Лк
Проводники Экономическая плотность тока, А/мм2, при числе часов использова- ния максимума нагрузок, ч/год
1000-3000 3000-5000 [ Более 50W
Неизолированные провода и шины: медные 2,5 2,1 1,8
алюминиевые 1,3 1,1 1
Кабели с бумажной и провода с ре- зиновой и поливинилхлоридной изоляцией с жилами: медными 3 2,5 2
алюминиевыми 1,6 1,4 1,2
Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами: медными 3,5 3,1 2,7
алюминиевыми 1,9 1,7 1,6
Таблица П2.1. Длительно допустимый ток для провод or и кабелей
Сечение» мм Провода с медными/звдминиевьмш жнламн с резиновой и пластмассовой изоляцией Кабели с медными/алюмяниевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией
ПР/ДПР; ПРТО/АПРТО, ПВ/АПВ и др. АГ/ААГ» СГ/АСГ, СБГ/АСБГ
открыто в трубах в возХухе при температуре 25 °C
до 1 кВ до 1 кВ | 1 до 3 кВ | | 6 кВ I 10 кВ
/д, А /д, А, при числе проводов в одной трубе, равном /д, А, при числе жил, равном
2 3 4 1 2 4 3 3 3
0,5 0,75 1 1,2 1,5 2 2,5 3 4 5 6 8 1(Г Iff Т5 35 50 70 95 120 150 11/- 15/— 17/— 20/— 23/— 26/21 30/24 34/27 41/32 46/36 50/39 62/4& 80/60 100/75 140/105 170/130 215/165 270/210 330/255 385/295 440/340 1б7- 18/- 19/— 24/19 27/20 32/24 38/28 42/32 46/36 54/43 70/50 85/60 115/85 135/100 185/140 225/175 275/215 315/245 360/275 1б7- 16/- 17/— 22/18 25/19 28/22 35/28. 39/30 42/32 51/40 60/47 80/60 100/80 125/95 170/130 210/165 255/200 290/220 330/255 14/— 15/— 16/— 20/15. 25/19- 26/21. 30/23. 34/27 40/30 46/37 50/39 75755 90/7Q 115/85. 150/120 185/140 225/175 260/200 95/75 120/90 160/125 200/155 245/190 305/235 360/275 415/320 470/360 55/42 75/55 95/75 130/100 150/115 185/140 225/175 275/210 320/245 375/290 60/451 80/№ 100/75 120/95 ♦ 145/110 185/140 215/165 260/200 340/230 45/35 60/46 80/60 105/80 125/95 155/120 200/155 245/190 285/220 330/255 55/42 65/50 90/70 110/85 145/110 175/135 215/165 250/190 290/225 60/46 85/65 105/80 135/105 165/130 200/155 240/185 270/210
Приложения
СИ
о
Приложения
511
Кабели с медными /алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией
«^Таблица П2.2. Длительно допустимый ток для неизолированных проводов
СП
Сече- Hnnvsxcwwflr лиэ- Сечение (алюми- Ток Уд, А, для проводов марок Сопротивление пос- innwHOMv tokv пои
метр, мм АС, АСКС, АСК, АСКП м | АиАКП м I А и АКП 20 °C гс „ Ом/км
ние, ММ* АиМ АС НИЙ/ сталь), мм8 вне поме- щений внутри помещений вне помещений внутри помеще- ний М АС, АСК, АСКП
10 3,5 4,4 Ю/1,8 84 53 95 60 — 1,79 3,16
16 5,1 5,4 16/2,7 Ш 79 133 105 102 75 1,13 1,80
25 6,3 6,6 25/4,2 142 109 183 136 137 106 0,72 1,176
35 7,5 8,3 35/6,2 175 135 223 170 173 130 0,515 0,79
50 9,6 9,9 50/8 210 165 275 215 219 165 0,36 0,6
70 10,6 Н,7 70/11 265 210 337 265 268 210 0,27 0,43
95 12,4 13,9 95/16 330 260 422 320 341 255 0,19 0,30
120 14,0 15,3 120/19 120/27 390 375 313 485 375 395 300 0,154 0,245 0,249
150 15,8 17 150/19 150/24 150/34 450 450 450 365 365 570 440 465 355 0,122 0,195 0,194 0,196
185 17,5 19,1 185/24 185/29 185/43 520 510 515 । §0 650 500 540 410 0,099 0,154 0,159 0,156
240 20,1 21,5 240/32 240/39 240/56 605 610 610 505 505 760 590 685 490 0,077 0,118 0,122 0,12
Приложения
83—110
Продолжение табл. П2.2
Сече- Наружный диа- метр, мм Сечение (адюми- Ток /д, А, для проводов марок Сопротивление пос- тоянному току при
АС, АСКС, АСК, АСКП м | А и АКП м I А и АКП
20 °C г0 , Ом/км
ние, мм8 А и М АС НИЙ/ сталь), мм* вне поме- щений внутри помещений вне помещений внутри помеще- ний М АС, АСК, АСКП
300 22,2 24,4 300/39 300/48 300/66 710 690 680 600 585 880 680 740 570 0,063 0,096 0,098 0,10
400 25,6 27,8 400/22 400/51 400/64 830 825 860 713 705 1050 815 895 690 0,047 0,073 0,073 0,074
Таблица П2.3. Индуктивные сопротивления одной фазы трехфазной линии, Ом/км (х0)
Сечение, мма Кабельные линии на напряжение, кВ Изолированные провода Воздушная линия на напряже- ние, кВ
До 1 3 6 ю в трубе на роли- ках на изо- ляторах до 1 6—10 35
1—2,5 — — — — 0,11 0,28 0,32 — — —
4-6 0,09 0,1 — — 0,1 0,24 0,29 —— — —
10-25 0,07 0,08 о,1 0,11 0,09 0,21 0,25 0,36 0,41 —,
35—70 0,06 0,07 0,08 0,09 0,08 0,19 0,23 0,33 0,38 0,42
95—120 0,06 0,06 0,08 0,08 0,08 0,18 0,22 0,3 0,35 0,4
150—240 0,06 0,06 0,08 0,08 0,08 0,18 0,21 — — —
Приложения
СП
СР
514
Приложения
Таблица ПЗЛ. Технические данные силовых кабелей напряжением
до 35 кВ
Марка Число жил Сечение жил кабелей, мм’, при номинальном напряжении, кВ
1 | 6 1 1 10 | | 35
Кабели с бумажной пропитанной изоляцией
3 6-240 10-240 16—240 »
ААБ, ААБГ 1 10—800 —►
4 10—185 — — —
АСБ, СБ 1 £40—800
2 6-150 —
4 10-185 —. —
3 6—240 10—240 16-240 —
ААГ, АГ 1 10—800 120—300
4 10—185 — —
3 6—240 10-240 16—240 —
ААШВ 1 10—800 120—300
4 10—185 — —
3 6—240 10—240 16-240 —
АОАБ, АОСБ, ОСБ ОАБ, 3 — — — 120—150
АСГ, СГ 1 10-800 120—300
2 6—150 . —м —
4 10—185 — —
3 6—240 10—240 16—240 —
АСП, СП 1 50.-800
2 25—150 —
4 16—185 —
3 25—240 16—240 16-240 —
АСПГ, СПГ 1 50—500 —
о 25—120 — —
4 16—120 — —
3 185—240 — — —
Маслонаполненные кабели
МСС, МССЛ, 3 | 70—185
МСАВ
Приложения
515
Продолжение табл. П3.1
Марка Число жил Сечение жил кабелей, мм*, при номинальном напряжении, кВ
0,66 | • 1 6 1 10
Кабели с пластмассовой изоляцией
АВВБ, АППБ, 1, 2, 3 2,5—50 2,5-240 — —
АПВБГ 4 2,5—50 2,5—185 — —
АВВГ, АПВГ 1, 2, 3, 2,5—50 2,5—240
4 2,5-50 2,5—185 — —
ВВБ, ВВБГ, ПВБ, 1, 2, 3 1,5—50 1,5—240
ППБ 4 2,5—50 2,5—185 — —
ввг, пвг 1, 2, 3 1,5-50 1,5—240
4 Кабели с р< 2,5—50 АЗИНОВОЙ № 2,5—185 гзоляцией
АВРБ 2 4—240 — — —
АВРБГ 3 2,5—240 — — —
аврг; АНРГ 1 4—300
2, 3 2,5—300 — — —
АНРБ, АНРБГ, 2 4—240 —
АСРБ 3 2,5-240 — — —
АСРГ 1 4—300 — 4—500 240-400
2 4—240 —— —
3 2,5—240 — — —
ВРБ, ВРБГ, СРБ, НРБ, НРБГ 2, 3 2,5—185 — — —
ВРГ, НРГ 1-3 1—240 — — -—
СРГ 1 1-240 2,5—500 I 240—400
2, 3 1—185 — — । —
Примечание. Буквы в обозначении силовых кабелей указывают на ма-
териал жилы, изоляции, оболочки и защитного покрова. Медные токопроводящие
жилы в маркировке кабеля не отмечаются специальной буквой, алюминиевая
жила обозначается буквой А. Следующая буква обозначает материал изоляции
(бумажная изоляция не имеет буквенного обозначения): П — полиэтиленовая,
В — поливинилхлоридная, Р — резиновая. Далее следует буква, соответствующая
типу защитной оболочки: А — алюминиевая, С — свинцовая, П — полиэтиленовый
шланг, В — оболочка из поливинилхлорида, Р — из резины. Последние буквы ука-
зывают на тип защитного покрова (Б — бронированный стальными лентами, Г ~
голый, без брони).
33*
Таблица П3.2. Условный проход стальных и пластмассовых труб, мм,
в зависимости от числа, марки и сечения проводников
Сече- ние, мм8 Одножильные провода ПРТО-АПРТО, ПВ—АПВ, ПР—АИР, ПРВ—АПРВ при числе проводов, равном Кабели АВВГ с одно- проволочными жилами 25 мм* и выше при числе жил, равном Кабели АВВБ с однопрово- лочными жи- лами 25 мм8 и выше при числе жил, равном 4 Кабели АВВГ до 16 мм8 и ВВГ при числе жил, равном Кабели АВВБ до 16 мм8 и ВВБ при числе жил, рав- ном 4
2 3 4 5 6 7 8 2 1 1 3 1 ( 4 2 | 1 3 1 1 “
1,5 15 15 15 15+ 20— 20 20
2,5 15 15 15+ 20— 20 20 20+ 25— 25+
4 15 15 15+ 20 20 20+ 25— 25+ 25+ 25+ 40+
6 15 15+ 20 20+ 20+ 25 25+ 25+ 25+ 32— 40+
10 20 20+ 25+ 32— 32— 32+ 32+ 32- 32+ 32+ 50-
16 к 25 25+ 32— 32 32+ 40+ 40+ 32+ 32+ 40- 50+
25 32— 32 32+ 40+ 50— 50 50+ 40+ 50+ 70— 70+ 32+ 40+ 40+ 50+
35 32 32+ 40+ 50— 50 50-f~ 70- 50- 70— 70— 80+ 32+ 40+ 40+ 70—
50 40— 40+ 50 50+ 70— 70 70+ 70+ 80+ 50+ 70
70 50 50 70— 70 70+ 80— 80+ 70+ 100 50+ 70+
95 70— 70— 70+ 80+ 70- 70+
Приложения
120 70 70 80— 100— 70, 80+
150 70 70+ 80+ 70+ 80+
185 80— 80+ 100—
Примечания: 1. Трассы участков трубных прокладок условно делятся на три степени сложности в зависимости
от пх длины и числа углов, а именно;
Характеристика трассы Примерная длина участков, м
средни к сложных простых
Прямая или слабо искривленная 75 100 50
С одним прямым дли двумя тупы- ми углами 50 75 30
С двумя прямыми углами 30 50 20
2. В таблице указаны условные проходы труб для трасс средней сложности; знак «+> обозначает необходимость
выбора ближайшего большого условного прохода при сложных трассах, знак <—* — ближайшего меньшего условного
прохода при простых трассах.
3. Длина участка между коробками должна быть не более 12 м —-прямой участок; 8 м —участок с одним изгибом
под углом 90°; 6м — участок с двумя изгибами под углом 90°. При увеличении указанных расстояний до 20 м трубы выби-
раются следующего большего диаметра.
4. Для неохваченных таблицей случаев условный проход может выбираться по следующим формулам в зависимости
от числа проводников п и их диаметра d:
Приложения
Трасса Кабели с алюминиевыми однопроволочными жила- ми выше 16 мм* при п=1 Прочие кабели при л, равном
1 2 >3
Средняя >2 d >1,4 d >1,35 d 2,5 nd*
Сложная >2,3 d >1,65 d >1,35 d 3,1 nd*
Простая >lt8 d >1,2 d >1,25 d >V2,2 nd*
Таблица П4.1. Технические данные основных электрических аппаратов напряжением выше I кВ
Тип Номи- нальное напряже- ние, кВ Номинальный ток, А Номи- нальный ток от- ключения, кА Термическая стойкость/ допустимое время, кА/с Амплиту- да пре- дельного сквозного тока КЗ, кА Время отклю- чения, с Привод
01
00
Разъединители внутренней установки
РВ, РВЗ 10 400 630 1000 — 16/4 20/4 40/4 41 52 100 —- ПР40, ПР-11
РВР, РВРЗ РДЗ 10 35 2000 2500 4000 Раз: 1000 2000 3200 ьединител! 31,5/4 45/4 71/4 к наружной у 25/4 31,5/4 50/4 85 125 180 становии 63 80 125 — ПЧ-50, ПДВ-1 ПР-У1, ПР-ХЛ1 ПД-1У1
ПО 1000 2000 3200 111 31,5/3 40/3 50/3 80 100 125
220 1000 2000 3200 111 40/3 40/3 50/3 100 100 125
Приложения
Выключатели нагрузки
ВН-16 б ! ю 400 200 1 0,8 0,4 6/10 6/10 25 25 — ПР-16 ПР-17
ВНП-16 6 30, 75, 150 20 — — — ПРА-16
ВНП-17 КЗ-35У 10 35 30, 50, 100 42 Кор< пкозамыкате. 12,5/3 ли 42 Полное в рем5 включения, с 0,12 ПС-10 * ПРК-1У1 я с ПРО-1У1 з- ШПЭ-12, ПП-67 ШПЭ-31
КЗ-11 ОУ ПО — — 12,5/3 42 0,12
КЗ-220 ОД-35/630 ОД-110/1000 ОД-220/Ю00 С-35М-630-10У1 1 МКП-35-1000-25 220 35 ПО 220 35 35 630 1000 1000 630 1000 । 111 « S8 _ i 20/3 Этделители 12,5/3 31,5/3 31,5/3 баковые выкл 10/4 25/4 1 51 80 80 80 гючатели 26 I 64 0,25 Полное врем1 отключения, < 0,5 0,38—0,45 0,5 Время отклк чемия, с 0,08/0,15 0,08
Приложения
Продолжение табл. П4 1
Тип Номи- нальное напряже- ние, кВ Номинальный ток, А Номи- нальный ток от- ключения, кА Термическая стойкость/ допустимое время, кА/с Амплиту- да пре- дельного сквозного тока КЗ, кА Время отключения, с Привод
МКП-110М-1000- 20 ио 1000 20 20/3 52 0,08 шпэ-зз
У-220-2000-40У1 220 2000 40 40/3 105 0,08 ШПЭ-46, ШВВ-46
Маломасляные выключатели
ВМПП, ВМПЭ-20 10 630, 1000, 20 31,5/4 80 0,12
1600 Встроенный
ВМУЭ-35Б-25 35 1000, 1250 25 25/4 64 0,075
Воздушные выключатели
ВВУ-35-40 35 2000, 3200 40 40/3 100 0,07
ВВБК-110Б-50 110 3150 50 35/3 128 0,06 ШРНА
ВВБК-220Б-56 220 3150 56 31,5/3 143 0,04
Приложения
Приложения
621
Таблица П4.2. Технические данные трансформаторов напряжения
Тип Номинальное напря- жение Номинальная мощность в классе точности, В-А Макси- мальная МОЩНОСТЬ i В ♦ А
ВН, кВ । НН, в 0,5 | 1 3
НОЛ-08 6 100 50 75 200 400
10 100 75 150 300 630
НОМ-10-66 10 100 75 150 300 630
ЗНОЛ-35 35/Уэ юо/Гз 150 300 600 1000
НТМИ-10-66 10 100 120 200 500 960
НКФ-110-58 110/Гз 100/]/з 400 600 1200 2000
НКФ-220-58 220/]/з 100//3 400 600 1200 2000
Таблица П4.3. Технические данные трансформаторов тока
Тип Номинальное напряжение, кВ Номинальный первичный ток, А Исполнение сердечников Крагность стойкости Нагрузка измери- тельной обмотки -ном’ В’А
электро- динами- ческой термичес- кой трех- секундной
Для внутренней установки
'^ГПЛ 10-УЗ 30—200 300 400 0,5/ЮР; 10Р/10Р 250 175 165 34 10
ТПОЛ10-УЗ 10 600, 800 0,5/ЮР; 81 32 10
1000 ЮР/ЮР 69 27
1500 45 18
Для наружной установки
ТФЗМ 35-У1 35 15—600 800 1000 1500 2000 0,5/ЮР 3—127 107 134 106 141 07—31 31 37 41 55 30
ТФЗМ1Ю-У1 110 50—600 400—800 0,5/ЮР/ЮР 10—126 62—124 2—26 14—28
750—1500 1000—2000 0,5/ЮР/ ЮР 79-158 106—212 26-52 34—68
ТФЗМ220-У1 220 300—600 1000—1200 2000 0,5/ЮР/ 10Р/10Р 25—50 100 100 9,8—19,6 39,2 39,2
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Акимцев Ю. И., Веялис Б. С. Электроснабжение сельского хозяй-
ства Мл Колос, 1983.
2. Анастасиев П. И., Фролов Ю. А. Системы распределения электро-
энергии на промышленных предприятиях. Мл Энергоатомиздат, 1985.
3. Барзам А. Б., Пояркова Т. М. Лабораторные работы по релейной
защите и автоматике. Мл Энергоатомиздат, 1984.
4. Белецкий О. В., Лезнов С. И, Филатов А. А. Обслуживание элек-
трических подстанций. М: Энергоатомиздат, 1985.
5. Беркович М. А., Гладышев В. А., Семенов В. А. Автоматика энер-
госистем. Мл Энергоатомиздат, 1985.
6. Беркович М. А., Молчанов В. В., Семенов В. А. Основы техники
релейной защиты. М.: Энергоатомиздат, 1984.
7. Боднар В. В, Нагрузочная способность силовых масляных транс-
форматоров. Мл Энергоатомиздат, 1983.
8. Боровиков В. А., Косарев В. К., Ходот Г. А Электрические сети
энергетических систем. Лл Энергия, 1977.
9. Гельфанд Я. С. Релейная защита распределительных сетей. Мл
Энергоатомиздат, 1987.
10. Головкин П. И. Энергосистема и потребители электрической
энергии. Мл Энергоатомиздат, 1984.
И. Горобец А. С., Евзеров И. X. Автоматические выключатели се-
рии А3700. Мл Энергоатомиздат, 1984.
12, Декопов Б, И., Тимофеев А. В. Проектирование электроустано-
вок и автоматизации горно-обогатительных предприятий. Мл Недра,
1981.
13. Электроснабжение промышленных предпрнятий/В. С. Дирацу,
П. И, Коновалов, Л. И. Петренко и др. Киев. Вища школа, 1974.
14. Дорошев К. И. Эксплуатация комплектных распределительных
устройств 6—220 кВ. Мл Энергоатомиздат, 1987.
15. Ермилов А. А. Основы электроснабжения промышленных пред-
приятий. Мл Энергоатомиздат, 1983.
16. Жежеленко И. А. Показатели качества электроэнергии и их
контроль на промышленных предприятиях. Мл Энергоатомиздат, 1986.
17. Иванов В. С., Соколов В. И. Режимы потребления и качество
электроэнергии систем электроснабжения промышленных предприятий.
Мл Энергоатомиздат, 1987.
18. Ильяшов В. П. Конденсаторные установки промышленных пред-
приятий. Мл Энергоатомиздат, 1983.
19. Инструкция по проектированию электроснабжения промышлен-
ных предприятий (СН 174—76). Мл Стройиздат, 1976.
20. Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты
зданий и сооружений (СН 305—77). Мл Стройиздат, 1978.
21. Инструкция по проектированию силового и осветительного элек-
Список литературы
523
трооборудования промышленных предприятий (СН 357—77). М.: Строй-
издат, 1977.
22. Кнорринг Г. М. Осветительные установки. Л.: Энергоиздат, 1981.
23. Князевский Б. А., Трунковский Л. Е. Монтаж и эксплуатация
промышленных электроустановок. М.: Высшая школа, 1984.
24. Красинк В. В. Автоматические устройства по компенсации ре-
активной мощности в электросетях предприятий. М.: Энергоатомиздат,
1983.
25. Лабок О. П., Семенов Г. Г. Управление разъединителями, сиг-
нализация и блокировка. М.: Энергия, 1978.
26. Ларина 9. Т. Силовые кабели и кабельные линии М.: Энерго-
атомиздат, 1984.
27. Ларионов В. П., Базуткин В. В, Сергеев Ю. Г. Техника высоких
напряжений. М.: Энергоатомиздат, 1982.
28. Лезнов С. И., Тайц А. А., Приклонский Е Н. Обслуживание
электрооборудования электростанций и' подстанций. М.: Высшая школа,
1985.
29. Лигерман И. И. Конструирование электроустановок промышлен-
ных предприятий. М: Энергоатомиздат, 1984.
30. Макиенко Г, П., Попов Л. В. Кабельные маслонаполненные ли-
нии ПО—500 кВ высокого давления. М.: Энергоатомиздат, 1984.
31. Мандрыкин С. А., Филатов А. А. Эксплуатация и ремонт элек-
трооборудования станций и сетей. М.: Энергоатомиздат, 1983.
32. Маргулова Т, X., Подушко Л. А. Атомные электрические стан-
ции. М.: Энергоиздат, 1982.
33. Мельников Н. А. Электрические сети и системы. М.: Энергия,
1975.
34. Методика технико-экономических расчетов в энергетике. M.J
ГКНТ, 1966.
35. Минин Г. П. Реактивная мощность. М.: Энергия, 1978.
36. Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстан-
ций. М.: Энергоатомиздат, 1986.
37. Нормы испытания электрооборудования и аппаратов электро-
установок потребителей. М.: Энергоиздат, 1982.
38. Постников Н. П., Рубашов Г. М. Электроснабжение промышлен-
ных предприятий. М.: Стройиздат, 1980.
39. Правила пользования электрической и тепловой энергией. М.:
Энергоиздат, 1982.
40. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат,
1985.
41. Проектирование промышленных электрических сетей/Под ред.
В. И. Круповича. М.г Энергия, 1979.
42. Родштейн Л. А. Электрические аппараты. Л.: Энергоиздат, 198L
43. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций
и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1987,
44. Семчинов А. М. Токопроводы промышленных предприятий. Л.:
Энергоиздат. 1982.
45. Сибикин Ю. Д., Соколов В. И., Яшков В. А. Электроснабжение
предприятий и установок нефтяной промышленности. М.: Недра, 1983,
Справочник по проектированию электрических сетей и электро-
оборудования/Под ред, В. И. Круповича и др. М.: Энергоиздат, 1981.
47* Справочник по проектированию электроэнергетических систем/
524
Список литературы
Под ред. С. С. Рокотяна, И. М, Шапиро и др. М.: Энергоатомиздат,
1985.
48. Тайц А. А., ГреЙсух М. В., Приклонский Е. Н. Применение
напряжения 660 В на промышленных предприятиях. М: Энергия, 1979.
49. Тихомиров IL М. Расчет трансформаторов. М.: Энергоатомиздат,
1986.
50. Трофимов А. И Автоматика, телемеханика и вычислительная
техника в химических производствах. М.: Энергоатомиздат, 1985.
51. Труб И. И. Обслуживание индукционных счетчиков и цепей уче-
та в электроустановках. М.: Энергоатомиздат, 1983.
52. Тульчин И. К», Нудлер Г. И. Электрические сети жилых и об-
щественных зданий. М.: Энергоатомиздат, 1983.
53. Указания по проектированию компенсации реактивной мощно-
сти в электрических сетях промышленных предприятий. В кн.: Инструк*
тивные материалы Главгосэнергонадзора. М,: Энергоатомиздат, 1986.
54. Федоров А. А., Каменева В. В. Основы электроснабжения про-
мышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1984.
55. Чернобровое Н, В* Релейная защита. Мл Энергия, 1974.
56. Чунихин А. А., Жаворонков М А. Аппараты высокого напря-
жения. Мл Энергоатомиздат, 1985.
57. Электрическая часть станций и подстанций/А. А. Васильев,
И. П. Крючков, Е. Ф. Наяшкова и др./Под ред, А. А Васильева. Мл
Энергия, 1980.
58, Электротехнический справочник/Под ред. В. Г. Герасимова,
П. Г. Грудинского, В. А. Лабунцова и др.). Т. 1, 2, 3. Мл Энергоатом-
издат, 1985.
59. Щукин Б. Д., Лыков Ю. Ф. Применение ЭВМ для проектирова-
ния систем электроснабжения. М.: Энергоиздат, 1982.
60. Юриков П. А. Защита линий электропередачи от грозовых пере-
напряжений. М.: Энергоатомиздат, 1983.
61. Камнев В. Н. Пусконаладочные работы при монтаже электро-
установок. М.: Высшая школа, 1986.
62. Каминский М. Л. Монтаж и испытания электрических машин
промпредприятий. Мл Энергоатомиздат, 1985.
63. Электромонтажные устройства и изделия. Справочник. М.: Эиер-
гоатомиздаг, 1983.
64. Смирнов А. Д., Антипов К. М. Справочная книжка энергетика.
М.: Энергоатомиздат, 1987.
65. Справочная книга для проектирования электрического освеще-
ния (под ред. Г. М. Кнорринга). Л.: Энергия, 1976.
66. Цигельман И. Е. Электроснабжение гражданских зданий и ком-
мунальных предприятий. Мл Высшая школа, 1988.
67. Железко Ю. С. Компенсация реактивной мощности и повыше-
ние качества электроэнергии. Мл Энергоатомиздат, 1985.
68, Справочник по электроснабжению и электрооборудованию (под
ред. А. А. Федорова). Т. 1 и 2. М: Энергоатомиздат, 1986, 1987.
69. Шабад М. А Расчеты релейной защиты и автоматики распреде-
лительных сетей, Л.: Энергоатомиздат, 1985,
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Автоматическая разгрузка по току
(APT) 474
------частоте (АЧР) 471
Автоматическое включение резерва
(АВР) 465
— повторное включение (АПВ) 467
Акустический метод определения места
повреждения кабеля 497
Амортизационные отчисления 62
АТЭЦ 41
АЭС 39
Блокировка выключателей 487
Быстродействие релейной защиты 412
Векторная диаграмма компенсации ре*
активной мощности 303
----одной фазы линии 173
Выключатели автоматические 143
вакуумные 254
— воздушные 249
— масляные 241
— нагрузки 264
— электромагнитные 252
Выбор выключателей 387
• — измерительных трансформаторов 389
— разъединителей 388
— токоведущих частей 385
— уставок защиты 160, 442
Габарит воздушной линии 198
Геотермальная энергия 49
Главная понизительная подстанция
(ГПП) 10, 217
Глубокий ввод высокого напряжения
10, 220
ГЭС 47
Диспетчерский пункт (ДП) 476
Дистанционное управление выключи»
телем 481
Дифференциальная токовая защита
(ДТЗ) 448
Дугогасящая катушка (реактор) 35
Зануление 395
Зарядный ток 110
Защита газовая 454
— от замыканий на землю 456
Испытания изоляции неразрушающие
493
Источники реактивной мощности
(ИРМ) 311
Капитальные вложения 61
Ключи управления 481
Колебания напряжения 329
Компенсация реактивной мощности
естественная 300
Компенсация реактивной мощности
искусственная 301
Конденсаторная батарея (КБ) 304
Короткозамыкатели 261
Коэффициент заполнения графика
з ,г 8^
— защиты К 3163
* -* использования 82
И
• - максимума Км 83
— надежности К и 442
спроса К с 99
Линейно-регулировочные трансформа*
торы 346
Магистральные схемы 123, 216
Максимальная токовая защита (МТЗ)
438
МГД 49
Меры по снижению потерь мощности
300, 348
Места установки аппаратов защиты в
сетях до 1 кВ 163
Модульные сети 135
Молниеотвод 504
Моменты нагрузок 177
Нагрузочная способность трансформа-
тора 280
Напряжение КЗ 56
— шаговое 395
Нейтральный провод 33
Опоры 199
Освещение рабочее и аварийное 182
Отделители 263
Отклонения напряжения 171
Открытые шинные магистрали 127
Относительная продолжительность
включения (ПВ) 72
Отсечки 443
Падение напряжения 172
Панели распределительные 136
Предохранители 138, 267
Предприятия малой, средней и большой
мощности 31
Приводы выключателей пружинные
257
----ручные 256
— — электромагнитные 258
Присоединительная мощность 349
Проводимости линий НО
— трансформаторов 115
Продольно-емкостная компенсация
реактивной мощности (УПК) 332
526
Предметный указатель
Пускатели магнитные 141
ПЭС 48
Разрядники вентильные 503
— трубчатые 502
Разъединители 258
Распределительные пункты (РП) 11,
223 '
— устройства закрытые (ЗРУ) 234
----открытые (ОРУ) 231
Расход электроэнергии W 106
Расцепители 144
Расчет пикового тока 100
— токопроводов 207
Реакторы токоограничивающие 274
----сдвоенные 278
Селективность защиты 140, 412
Сигнализация аварийная 485
— положения 484
— предупреждающая 485
Синхронные двигатели 307
Собственные нужды электростанций 44
Стойкость оборудования в режиме КЗ
термическая 379
--------электродинамическая 378
Стрела провеса воздушной линии 198
Структурный состав электроэнергети-
ческих систем 11
Схемы замещения Г09, 360
— радиальные 121, 216
— распределительных пунктов 223
— расчетные токов КЗ 361
— сетей блочные 223
Схемы смешанные 124
— трансформаторных подстанций 221
Телеизмерение 477
Телесигнализация 477
Те^Е(уяравление 477
ТеплЬвДй импульс тока КЗ 380
Ток пйраланса 449
Трансформаторы напряжения 273
тока 269
Троллейные линии 123
ТЭЦ 37 43
Управление разъединителем 484
Условные обозначения 12
Установленная мощность 70
Фарфоровая изоляция 501
Центр электрических нагрузок (ЦЭН)
237
Цеховая электрическая сеть 120
Чувствительность релейной защиты 413
Шинопроводы 123
Электропроводки 129
Экономическая плотность тока 62
Экономическое сечение провода 63
Эффективное число электропрпемников
"эф 85
Ячейка комплектного распределитель-
ного устройства 230
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие . . ............................................. 3
Введение « ,................................................ 5
Глава первая. Основные сведения об электроэнергетических
системах и системах электроснабжения промышленных пред-
приятий 9
1.1. Основные понятия и определения 9
1.2. Общие сведения об электроустановках....................23
1.3 Напряжения электрических сетей и режимы нейтралей
трансформаторов и источников электроснабжения . . %?
1.4. Назначение и типы электрических станций ... * 36
1.5. Силовые трансформаторы 51
L6. Основные положения методики технико-экономических
расчетов. Выбор сечений проводов, шин и жил кабелей
по экономической плотности тока 60
1.7. Энергосистема и вопросы охраны окружающей среды • 64
Оглавление
527
Глава вторая. Электрические нагрузки промышленных пред-
приятий ...................................................67
2.1. Характеристики основных промышленных потребителей.
Общие сведения об электроприемниках.......................67
2.2. Графики нагрузок промышленных установок. Основные
понятия и определения................................... 73
f 2.3. Методы определения расчетных электрических нагрузок 76
2.4. Графики нагрузок промышленных предприятий некоторых
отраслей промышленности . . . . . 102
2.5. Потери мощности и энергии в отдельных элементах си-
стемы электроснабжения и их расчет.......................107
Глава третья. Внутрицеховые электрические сети промыш-
ленных предприятий напряжением до 1 кВ 120
3.1. Схемы цеховых электрических сетей.....120
3.2. Конструктивное выполнение внутрицеховых электричек
ских сетей................................ < 127
3.3. Основное электрооборудование внутрицеховых сетей < 136
3.4. Выбор сечения проводов, кабелей и шин цеховых сетей
по нагреву. Защита от токов короткого замыкания и пе-
регрузок ................................................155
3.5. Расчет сетей по потере напряжения ... . » 170
3.6. Особенности расчета сетей осветительных электроустано-
вок ...................................................* 132
3.7. Выбор и расчет троллейных линий........................188
Глава четвертая. Внутризаводское электроснабжение про-
мышленных предприятий и установок..........................194
4.1. Назначение н особенности электрических сетей внутриза-
водского электроснабжения напряжением выше 1 кВ < 194
4.2. Канализация электрической энергии во внутризаводских
сетях промышленных предприятий...........................195
4.3. Схемы электрических сетей и подстанций с высшим на*
пряжением 6—220 кВ на промышленных предприятиях 213
4.4. Конструктивное выполнение трансформаторных подстан-
ций и распределительных пунктов. Картограмма нагрузок 228
4.5. Основное электрооборудование подстанций промышлен-
ных предприятий ....................... 239
4.6. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстан-
циях ............................... v .... . 278*
4.7. Выбор варианта внутризаводского электроснабжения . 286
Глава пятая. Компенсация реактивной мощности . . < 299
5.1. Потребители реактивной мощности и меры по ее умень-
шению ... .............................299
5.2. Средства компенсации реактивной мощности ... 301
5.3. Выбор компенсирующих устройств ...... 311
5.4. Размещение компенсирующих устройств в электрических
селях....................................... 320
5.5. Управление компенсирующими установками . . . 325
।Глава шестая. Некоторые вопросы качества и экономии
1 электроэнергии в системах электроснабжения промышленных
предприятий......................................... , * 328
528
Оглавление
6.1. Показатели качества электроэнергии в СЭС промышлен-
ных предприятий 328
6.2. Регулирование напряжения в сетях промышленных пред-
приятий 337
6.3. Экономия и тарификация электроэнергии . ... 347
Глава седьмая. Короткие замыкания в системах электро-
снабжения и выбор токоведущих частей и аппаратов . 353
7.1. Общая характеристика процесса короткого замыкания . 353
7.2. Расчет токов короткого замыкания .»».». 360
. 7.3. Действие токов короткого замыкания..................378
7.4. Ограничение токов короткого замыкания , , , , 381
7.5. Выбор токоведущих частей и аппаратов < « . , . 384
7.6, Выбор аппаратов напряжением выше 1 кВ . . < . 387
Глава восьмая. Защитное заземление 393
8.1. Назначение и устройство защитных заземлений и зану*
лений . <......................« . < 393
8.2. Расчет заземляющих устройств 400
Глава девятая. Релейная защита в системах электроснаб-
жения промышленных предприятий м ж . • 411
9.L Назначение релейной защиты и основные требования.
Виды реле . ..............411
9.2. Оперативный ток. Трансформаторы тока и напряжения
в схемах релейной защиты 428
9.3. Виды релейных защит . . ............................438
9.4. Защита силовых трансформаторов, линий и электродви-
гателей 6—10 кВ..........................................451
Глава десятая. Автоматизация и телемеханизация в систе-
мах электроснабжения промышленных предприятий * г , 464
10.1. Виды устройств автоматизации ...... 464
10.2. Телемеханизация и диспетчеризация..................475
Глава одиннадцатая. Схемы управления, учета и сиг-
нализации . ............. . 480
11.1. Схемы дистанционного управления и сигнализации , 480
11.2. Блокировки безопасности и оперативные . 487
11.3. Схемы учета электроэнергии.........................489
Глава двенадцатая. Элементы техники высоких напряже-
ний в системах электроснабжения промышленных предприя-
тий ....................................................491
12.1. Испытания изоляции электрооборудования высокого
, напряжения и электрических сетей .<•.,» 491
12.2, Перенапряжения и защита от перенапряжений , . 499
Приложения ................................................ 508
Список литерфтурьГ......................................... 522
Предметный укавфель г ... . 525
в