Анатолий Семенович Овчаренко, канд. техн, наук
Михаил Леонидович Рабинович, канд. техн, наук
Владимир Ильич Мозырский
Давид Иосифович Розинский
СПРАВОЧНИК ПО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЮ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
Проектирование и расчет
Редактор О. П. Веремеі.чик
Оформление художника Л. А. Дикарееа
Художественный редактсо В. С. Шапошников
Технический редактор 7/. А. Бондарчук
Корректоры Г. Л. Высоцкая, Г. Г. Бондарчук
Информ, бланк № 2500
Сдано в набор 18.10.84 Подписано в печать 13.03.85. БФ 06035. Формат 84 X 1О8'/я,,
Бумага тппогр. №• . Г agi;. лит. Печ. выс. Уел. печ. л. 14.7. Усл. кр.-отт. 14,91.
Уч.-изд. л. 20. Тираж 22000 экз. Зак. 4.412, Цена 1 р. Зо к.
Издательство «Тэхника», 252601, Киев, I, Крещатик, 5.
Отпечатано с матриц Харьковской книжной фабрики им. М. В. Фрунзе на Харь?
ковской книжной фабрике «Коммунист», 310012, Харьков-12, Энгельса, И.1"

gtw*	, I
УДК	63, <P0 ЛО-У ^OZSy
'1'4
Справочник по электроснабжению промышленных
C74 предприятий: Проектирование и расчет /А. С. Овчаренко,
М. Л. Рабинович, В. И. Мозырский, Д. И, Розинский.—
К.: Техніка, 1985.— 279с., ил.— Библиогр.: 273—275с.
В пер.: 1 р. 30 к. 22000 эка.
В справочник помещены данные по расчету систем электроснабжения
промышленных предприятий, схем электросетей и их надежности, токов
КЗ, показателей качества электроэнергии, компенсации реактивной мощ¬
ности, пуска и самозапуска электродвигателей, устройств релейной защиты и
автоматики.
Рассчитан на инженерно-технических работников, занимающихся про¬
ектированием и эксплуатацией систем электроснабжения промышленных
предприятий, а также может быть полезен студентам вузов.
с
2302050000-071
М202 (04)-85
37.85
31.29я2
Авторы: А. С. Овчаренко, М. Л. Рабинович, В. И. Мозырский, Д. И. Ро¬
зинский
Рецензенты: канд. техн, наук В. Н. Винославский, д-р техн, наук
А. В. Праховник, Г. А. Добрушкин, А. А. Шевченко
Редакция литературы по энергетике, электронике, кибернетике и связи
Зав. редакцией 3. В. Божко
и69001
Научно-техническая
библиотека
Синарского трубного
sіЕода
Издательство «Техніка», 1985

ПРЕДИСЛОВИЕ
1 Установление ЦК КПСС и Совета Министров СССР «О мерах по
ускорению научно-технического прогресса в народном хозяйстве» (август
1983 г.) обязывает держать е центре внимания вопросы технического
перевооружения производства, создания и внедрения новой техники.
Повышение технического уровня принимаемых решений при проекти¬
ровании электроснабжения промышленных предприятий достигается
за счет применения надежных и экономичных схем электроснабжения
и подстанций; прогрессивных способов канализации электроэнергии,
в первую очередь глубоких вводов с применением кабелей 35—220 кВ,
токопроводов 6—10 кВ; компенсации реактивной мощности, в том чис¬
ле за счет установки синхронных двигателей и статических конденса¬
торов; мероприятий по повышению качества электроэнергии (схемные
решения, симметрирующие установки, фильтры высших гармоник);
автоматизации учета электроэнергии, что способствует снижению
максимума нагрузки и уменьшению потерь; выбора рациональных на¬
пряжений и др.
В настоящем справочнике обобщен передовой опыт, накопленный
проектными институтами Минмонтажспецстроя СССР и УССР
(ВНИПИ «Тяжпромэлектропроект», УГПИ «Тяжпромэлектропроект»,
ГПИ «Электропроект»), Институтом электродинамики АН УССР,
Ждановским металлургическим институтом, Киевским политехниче¬
ским институтом, в области проектирования электроснабжения, по¬
вышения качества электроэнергии, методов учета и прогнозирования
электропотребления.
В справочнике представлены в основном расчетные материалы —
по технико-экономическим расчетам, выбору сечений проводников и кабе¬
лей, релейной защите, расчету электрических нагрузок, токам КЗ,
запускам электродвигателей, компенсации реактивной мощности,
а также схемные решения, принимаемые при проектировании, в связи
с чем приведены также краткие технические характеристики основ¬
ного электрооборудования для систем электроснабжения промпредприя-
тий (электродвигатели, трансформаторы, реакторы, выключатели,
конденсаторы), что дает возможность принять основные технические
решения по проекту практически в полном объеме, не прибегая к ис¬
пользованию других источников. Приведены методики расчетов, дей¬
ствующие в настоящее время в практике проектирования систем элек¬
троснабжения промышленных предприятий, позволяющие осуществитъ
выбор основных элементов схемы электроснабжения и режимов их рабо¬
ты. Этим настоящий справочник, отличается от известных справочных
изданий, где в основном приведены каталожные данные электрооборудо¬
вания, требующие постоянного обновления.
Отзывы и пожелания просим направлять по адресу: 252601, Киев, 1,
Крещатик, 5, издательство «Техніка».

Глава 1
ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
1.	РАЗРАБОТКА ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
Основным директивным документом при проектировании про¬
мышленных предприятий, в том числе их систем электроснабжения
(СЭС), является СН202—81* — Инструкция о составе, порядке раз¬
работки, согласования и утверждения проектно-сметной документа¬
ции на строительство предприятий, зданий и сооружений, введенная
в действие с 1 января 1982 г. взамен Инструкции по разработке проек¬
тов и смет для промышленного строительства (СН202—76) и Времен¬
ной инструкции по разработке проектов и смет для жилищно-граждан¬
ского строительства (СН401—69).
При разработке проектно-сметной документации необходимо ру¬
ководствоваться законами СССР, указами Президиума Верховного Со¬
вета СССР, решениями Правительства СССР и другими нормативными
актами, в том числе: нормативными документами по проектированию
и строительству, утвержденными Государственным комитетом СССР
по делам строительства (Госстрой СССР); нормативными документами,
связанными с проектированием и строительством, утвержденными ми¬
нистерствами и ведомствами СССР, органами государственного над¬
зора и общественными организациями по согласованию с Госстроем
СССР; государственными стандартами; документами по основным на¬
правлениям в проектировании объектов соответствующих отраслей;
нормами технологического проектирования; каталогами на оборудова¬
ние, приборы, строительные конструкции (общесоюзные и территори¬
альные или ведомственные каталоги); межотраслевыми требованиями
и нормативными материалами по научной организации труда, утверж¬
денными Государственным комитетом СССР по труду и социаль¬
ным вопросам (Госкомтруд СССР), Госстроем СССР, Государственным
комитетом СССР по науке и технике (ГКНТ) и ВЦСПС и разработан¬
ными на их основе отраслевыми документами, утвержденными мини¬
стерствами и ведомствами СССР.
Проектные и изыскательские работы выполняются по договору
между заказчиком и генеральной проектной организацией, являю¬
щейся, как правило, разработчиком технологической части проекта.
Разработка проектов разделов (например, электрочасти, вентиляции
и др.) должна поручаться специализированным проектным институ¬
там по договору с генеральным проектировщиком. Генеральный про¬
ектировщик и специализированные проектные организации несут от¬
ветственность за соблюдение утвержденных технико-экономических
показателей строящегося предприятия, качество проектно-сметной до¬
кументации, правильное определение сметной стоимости и очередности
строительства, за своевременную разработку и комплектность про¬
ектно-сметной документации, а также за своевременное внесение в про¬
ектно-сметную документацию изменений, вызванных заключением
экспертизы.
В соответствии с СН 202—81*, проектирование осуществляется:
в одну стадию — рабочий проект (РП) со сводным сметным расчетом
стоимости — для предприятий, зданий и сооружений, строительство
4

которых будет осуществляться по типовым И повторно применяемым
проектам, а также для технически несложных объектов; в две стадии—
проект (П) со сводным сметным расчетом стоимости и рабочая докумен¬
тация (Р) со сметами — для других объектов строительства, в том чис¬
ле крупных и сложных.
При одностадийном проектировании рабочий проект на строитель¬
ство технически несложных предприятий, зданий, сооружений по
индивидуальным проектам является проектно-сметным материалом,
передаваемым на экспертизу и утверждение, параллельно с которым
разрабатывается рабочая документация, т. е. РП аналогичен утверж¬
даемой части технорабочего проекта, а рабочая документация —
рабочим чертежам СН202—76.
В состав рабочего проекта входят: общая пояснительная записка;
чертежи; проектная документация по организации строительства (ПОС);
сметная документация; паспорт рабочего проекта. Перечисленные ма¬
териалы представляют на экспертизу и утверждение. Одновременно
разрабатывают рабочую документацию.
При двухстадийном проектировании стадия проект аналогична ста¬
дии технический проект, стадия рабочая документация — стадии рабо¬
чие чертежи по СН 202—76. В состав проекта входят: общая поясни¬
тельная записка; чертежи; заказные спецификации на оборудование
длительного изготовления и ведомости на остальное оборудование и ка¬
бельную продукцию; требования на разработку оборудования индиви¬
дуального изготовления, включая нетиповое и нестандартизированное
оборудование; проектная документация по организации строительства
(ПОС); сметная документация; паспорт проекта. В состав рабочей до¬
кументации для строительства предприятий входят: рабочие чертежи,
разрабатываемые в соответствии с требованиями государственных стан¬
дартов системы проектной документации для строительства (СПДС);
сметы; паспорта строительных рабочих чертежей.
Перечень действующих стандартов СПДС объектов электроснабжения промышлен¬
ных предприятий
ГОСТ 21.101-79 СПДС.
ГОСТ 21.102-79 СПДС.
ГОСТ 21.103-78 СПДС.
ГОСТ 21.104-79 СПДС.
ГОСТ 21.105-79 СПДС.
ГОСТ 21.107-78 СПДС.
ГОСТ 21.108-78 СПДС.
ГОСТ 21.106-78 СПДС.
ГОСТ 21.109-80 СПДС.
ГОСТ 21.110-82 СПДС.
ГОСТ 21.201-78 СПДС.
ГОСТ 21.202-78 СПДС.
ГОС! 21.203-78 СПДС.
ГОСТ 21.502-78 СПДС.
ГОСТ 21.503-80 СПДС.
ГОСТ 21.601-79* СПДС.
ГОСТ 21.602-79* СПДС
Основные требования к рабочим черте¬
жам
Общие данные по рабочим чертежам
Основные надписи
Спецификации
Нанесение на чертежах размеров, надпи¬
сей, технических требований и таблиц
Условные изображения элементов зда¬
ний, сооружений и конструкций
Условные графические изображения н
обозначения на чертежах генеральных
планов и транспорта
Условные обозначения трубопроводов
санитарно-технических систем
Ведомости потребности в материалах
Спецификация оборудования
Правила оформления внесения измене¬
ний в рабочую документацию
Правила оформления привязки проект¬
ной документации
Правила учета и хранения подлинников
проектной документации
Схема расположения элементов сборных
конструкций
Конструкции бетонные и железобетон¬
ные. Рабочие чертежи
Водопровод и канализация. Рабочие чер¬
тежи
Отопление, вентиляция и кондициониро¬
вание воздуха. Рабочие чертежи
5

В состав рабочей документации в качестве приложений должны
входить: ведомость объемов электромонтажных и строительных работ;
ведомость электрооборудования и материалов, поставляемых заказчи¬
ком; ведомость кабельных изделий; заказная спецификация на мате¬
риалы, поставляемые заказчиком; ведомость потребности в материалах
(ГОСТ 21.109—80), поставляемых Генподрядчиком; ведомость потреб¬
ности в электромонтажных изделиях (ГОСТ 21.109—80) — определяет
объем поставки электромонтажной организацией; задание мастерским
электромонтажных заготовок (МЭЗ), включая ведомость изделий МЭЗ
и ведомость материалов для их изготовления; данные по электротех¬
нической части для составления паспортов строительных рабочих чер¬
тежей (ГОСТ 21.204—81); расчеты показателей изменения сметной стои¬
мости строительно-монтажных работ, затрат труда и расхода основных
материалов при использовании в проектах достижений науки, техники
и передового опыта в соответствии с СН514—79 (относится только
к строительным проектным решениям).
Ведомости объемов электромонтажных и строительных работ яв¬
ляются основанием для составления смет.
При одностадийном проектировании в состав сметной документа¬
ции рабочего проекта входят: сводный сметный расчет (по сметам к ти¬
повым или повторным проектам, сметам по рабочим чертежам, укруп¬
ненным сметным нормам и расценкам); сводка затрат; объектные и ло¬
кальные сметы; сметы на проектные и изыскательские работы; ведомость
сметной стоимости пускового комплекса; ведомость сметной стоимости
товарной строительной продукции. При двухстадийном проектирова¬
нии в состав сметной документации входят:
проект — сводный сметный расчет (по укрупненным сметным пока¬
зателям, аналогам); сводка затрат; объектные и локальные сметные
расчеты; сметы на проектные и изыскательские работы;
рабочая документация — объектные и локальные сметы; ведомость
сметной стоимости пускового комплекса; ведомость сметной стоимости
товарной строительной продукции.
2.	ВЫБОР ПЛОЩАДКИ ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА
И ВЫДАЧА ЗАДАНИЯ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ
Выбор площадки (трассы) для строительства производится до на¬
чала проектирования и только для объектов, которые включены
в утвержденные перечни проектов по пятилетнему плану проектно¬
изыскательских работ для соответствующей отрасли народного хозяй¬
ства. Ответственность за организацию выбора площадки (трассы), под¬
готовку необходимых материалов и полноту согласований несет заказ¬
чик проекта. По поручению заказчика генеральный проектировщик
получает технические условия на подключение проектируемого объек¬
та к инженерным сетям и коммуникациям, проводит обследования и ин¬
женерные изыскания, готовит необходимые материалы и расчеты, пред¬
ложения по выбору площадки (трассы), направляет их органам
государственного надзора и заинтересованным организациям, в том
числе территориальной проектной организации Госстроя СССР, решаю¬
щей вопросы кооперирования энергоснабжения транспорта и вспомо¬
гательных производств и создания промышленных узлов. После полу¬
чения заключений заинтересованных организаций выбор площадки
(трассы) производит комиссия, в которую входят представители заказ¬
чика, генпроектировщика, территориальной проектной организации
Госстроя СССР, субподрядных проектных и изыскательских организа¬
ций, исполкомов Советов народных депутатов, генерального подряд¬
чика, органов государственного надзора, штабов военных округов
S

и других заинтересованных организаций. Составленный комиссией
акт по выбору площадки (трассы) подлежит утверждению министер¬
ством-заказчиком вместе с заданием на проектирование.
Работы проектно-изыскательской организации в подготовке зада¬
ния на проектирование и выборе площадки (трассы) входят в общий
объем ее проектирования по договору на разработку проекта (рабочего
проекта), однако обеспечение ее планами землепользования, материа¬
лами топографической съемки, получение справок геологических
и гидрометеорологических служб входит в обязанности заказчика. Раз¬
решение на выделение площадей под сооружения выдают исполкомы
Советов народных депутатов по запросу заказчика, который также
оформляет документы на отвод и отчуждение земельных участков, про¬
изводство сносов, вырубок леса и другие работы или поручает выпол¬
нение этих работ по договору генеральному проектировщику или спе¬
циализированной проектной организации. К числу требуемых согла¬
сований относятся решения по выбору площадок и трасс, стыкующихся
с окружающими или пересекаемых инженерными сетями транспортных
связей, электро-, тепло-, газо-, водоснабжения и канализации, связи, за¬
щиты окружающей среды, применения строительных материалов и кон¬
струкций, методов организации и технологии строительства.
Срок действия согласований оговаривается в документах согласо¬
ваний, исходя из установленного срока строительства, указанного в ре¬
шении соответствующих органов о строительстве объекта, но не может
быть менее нормированных сроков продолжительности изысканий,
проектирования и строительства. Если строительство задерживается,
заказчик должен обратиться в исполком Советов народных депутатов
с ходатайством о продлении срока согласования и произвести необхо¬
димые пересогласования пересечений и сближений с инженерными ком¬
муникациями. После утверждения проекта (рабочего проекта) решение
всех спорных вопросов по выбору площадки (трассы) является обязан¬
ностью заказчика также, как и любое пересогласование до утвержде¬
ния отвода, необходимость в котором возникла не по вине генерального
проектировщика или специализированной проектной организации.
Задание на проектирование промышленного предприятия или от¬
дельного сооружения составляется заказчиком с выделением первой
очереди строительства с привлечением генерального проектировщика
и утверждается советом министров союзной республики или министер¬
ствами СССР, или же, при стоимости строительства до 3 млн. р. на пол¬
ное развитие,— в порядке, ими установленном.
После утверждения задания на проектирование и акта о выборе
площадки (трассы) они вместе с другими подготовленными заказчиком
материалами (архитектурно-планировочное задание, технические усло¬
вия на присоединение, материалы изысканий, акты и необходимые
исходные данные) передаются проектной организации для разработки
проектно-сметной документации в соответствии с Руководством по вы¬
бору и согласованию трасс воздушных линий электропередачи 35—
1150 кВ, разработанным в Энергосетьпроекте.
3.	СОГЛАСОВАНИЕ И УТВЕРЖДЕНИЕ ПРОЕКТНО-СМЕТНОЙ
ДОКУМЕНТАЦИИ
Работы проектно-изыскательской организации по выбору и согла¬
сованию площадок и трасс для сооружений электроснабжения прово¬
дятся в тесном сотрудничестве с заказчиком и отделами проектирова¬
ния энергосистем. В первую очередь изучаются природные условия
местности, производятся рекогносцировка, камеральное трассирование,
подготовка для заказчика материалов, необходимых для получения
7

отвода земли, участие в работе комиссии по отводу. Затем следуют соб¬
ственно проектно-изыскательские работы: вынос в натуру, топографо¬
геодезические, инженерно-геологические и гидрометеорологические
изыскания, согласования с владельцами инженерных коммуникаций
сближений и пересечений, подготовка материалов заказчику для согла¬
сования с землепользователями и органами, осуществляющими госу¬
дарственный контроль за использованием земель и охраной недр.
Заказчик обеспечивает проектно-изыскательскую организацию
картографическими материалами и планами съемки подземных соору¬
жений, необходимыми для согласований с заинтересованными органи¬
зациями. Перечень организаций, с которыми необходимо произвести
согласования, определяется в каждом отдельном случае. Трассы воз¬
душных линий электропередачи должны согласовываться с штабами
военных округов, управлениями гражданской авиации, штабом граж¬
данской обороны, органами Госгортехнадзора, отделениями и управ¬
лениями железной дороги, бассейновыми управлениями речного флота,
организациями министерства связи СССР, управлениями автомобиль¬
ных дорог — при пересечениях или сближениях с соответствующими
коммуникациями.
Проектная документация, выполненная в соответствии с нормами,
правилами, инструкциями и государственными стандартами, с орга¬
нами государственного надзора не должна согласовываться; если же
отступления от директивных документов имеются, они должны быть
согласованы с органами государственного надзора и организациями,
утвердившими эти директивные документы.
Заказчик проекта должен согласовать с генеральным подрядчиком
конструктивные строительные решения, раздел проекта по организа¬
ции строительства, а также сводный сметный расчет и сметы по рабочим
чертежам. Генеральный подрядчик привлекает для согласований по
отдельным разделам специализированные субподрядные строительно¬
монтажные организации.
Проекты на строительство наиболее крупных и важных предприя¬
тий утверждаются Советом Министров СССР после прохождения экс¬
пертизы в Госстрое СССР, Государственном Комитете СССР по науке
и технике и Государственном Комитете СССР по ценам.
Проекты на строительство объектов стоимостью 3 млн. р. и выше
подвергаются экспертизе и утверждаются министерствами и ведомства¬
ми СССР и советами министров союзных республик (в этом случае экс¬
пертизу проводит Госстрой союзной республики). Проекты на строи¬
тельство объектов стоимостью на полное развитие менее 3 млн. р. под¬
вергаются экспертизе и утверждаются по отдельному порядку, который
устанавливается министерствами и ведомствами СССР и советами ми¬
нистров союзных республик. Утвержденный проект является основа¬
нием для планирования и финансирования строительства объекта,
заключения подрядного договора на строительство и для заказа обору¬
дования.
Глава 2
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ
L ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ
Электрические нагрузки определяют, как правило, по методу коэффи¬
циента использования и коэффициента максимума. При определении
нагрузок отдельных мощных электроприемников (ЭП) с резкоперемен¬
Ь

ным графиком (прокатные станы, дуговые электропечи и др.) исполь¬
зуют данные об удельных расходах электроэнергии и графиков их на
грузки. Нагрузки насосных, компрессорных и воздуходувных станций
можно определять по удельному потреблению электроэнергии на еди¬
ницу объема энергоносителя (воздуха, воды). Расчеты нагрузок, выпол¬
няемые на всех ступенях по расчетным коэффициентам, подлежат после¬
дующей проверке по удельным расходам электроэнергии на единицу
продукции. Расчет нагрузок для промышленных ЭП ведется за наибо¬
лее загруженную смену, какой является смена с наибольшим потреб¬
лением электроэнергии. Обычно наиболее загруженная смена — днев¬
ная.
Величины и коэффициенты, используемые в расчетах электриче¬
ских нагрузок и относящиеся к одному ЭП, обозначают строчными бук¬
вами, к группе ЭП — прописными.
Установленная (номинальная) мощность отдельного ЭП Рн (sB) при¬
нимается равной по его паспорту в кВт (или кВ • А). Для последую¬
щего расчета нагрузок установленная мощность должна быть выра¬
жена в кВт.
У ЭП повторно-кратковременного режима работы в качестве уста¬
новленной принимают паспортную мощность при соответствующей
продолжительности включения (ПВ) в оносительных единицах, при¬
веденную к ПВ=1: для электродвигателей рн — ртсп У ПВтсп\ для
трансформаторов sH = snacn УпУУУ-
Номинальная реактивная мощность çH одного электроприемника—
это реактивная мощность, потребляемая им из сети (знак плюс) или
отдаваемая в сеть (знак минус) при номинальных активной мощности
и напряжении, а для синхронных электродвигателей еще и при номи¬
нальном токе возбуждения. При повторно-кратковременном режиме
çH = qB в |/ ПВ. Для агрегатов с многодвигательным приводом (кроме
крановых установок) номинальная мощность ЭП — это сумма номиналь¬
ных мощностей всех электродвигателей. Для крановых установок в ка¬
честве ЭП необходимо учитывать рн электропривода каждого отдель¬
ного механизма.
Работа одного ЭП характеризуется следующими коэффициентами:
использования активной мощности за наиболее загруженную смену —
определяется отношением kK = рси/рк, где рСи = wcJTCM — средняя
нагрузка ЭП за наиболее загруженную смену; WcM и Тсм — соответ¬
ственно расход электроэнергии за эту смену, выраженный в киловатт-
часах и ее продолжительность в часах; включения — определяется
выражениями = /в_ ц/(ц (за один цикл работы) и kB = tD/Tcu (за
смену); продолжительность включения за цикл представляет собой сумму
времени работы с нагрузкой ( и времени х. х. tx : tB ц = (р + tx ; про¬
должительность цикла (ц включает в себя и паузы; продолжительность
включения за смену при ритмичной работе с одинаковыми циклами
загрузки пц равна tB = п <в ц; загрузки, представляющим собой отно¬
шение средней нагрузки ЭП за время включения к его номинальной
мощности; за один цикл ka ц = рс. в. ц-Ч = У. УУ. ц (Pc. в. ц =
= wyy ц)> за смену у = рс в/рн = kK/kB (Рс в = wcJtB = pCH/feB),
где feH — коэффициент использования за одив цикл.
Для группы п электроприемников приведенные выше величины
и коэффициенты определяются следующими выражениями:
9

номинальная (установленная) активная мощность, кВт,
=	I
1
номинальная реактивная мощность, квар,
п
QH = У^І 9н’
1
коэффициент использования активной мощности
ли = Ѵн = ЁѴн/Ёрн;
1 1
коэффициент включения
ÆB = Е kBPj Ï рв;
1 1
коэффициент загрузки
*3 = /<и//<в = £мн/£ ѵн-
1 1
Средняя активная нагрузка Рсы, кВт, и средняя реактивная нагрузка
QCM, квар, за наиболее загруженную смену определяются по формулам
Рсм= ^см/^см 11 QCM = ѵсм/7’см- где IFCM и Ѵсм —расходы активной
кВт • ч, и реактивной, квар • ч., энергии за наиболее загруженную
смену.
Коэффициенты максимума активной и реактивной мощности
~	^м. р =
где Рм и — получасовые максимумы активной и реактивной нагру¬
зок, являющихся расчетными по допустимому нагреву [40]. Интервал
времени 30 мин соответствует трем постоянным времени нагрева
(10 мин) часто применяемых проводников малых и средних площадей
сечений. Коэффициент максимума пересчитывают на другую продол¬
жительность Т (для элементов сетей с постоянной времени нагрева
больше 10 мин) по формуле
^ИЧѴ1)/^-
Коэффициент спроса по активной мощности
I
Обычно Кс относится к шинам низшего напряжения цеховых
трансформаторных подстанций.
Коэффициент совмещения максимумов нагрузки /ф. представляет
собой отношение суммарного расчетного максимума мощности узла
системы электроснабжения Ррасч к сумме расчетных максимумов мощ-
10

нести отдельных групп приемников Ррасч., входящих в данный узел
системы электроснабжения:
п
К Я ~ ^расч/ltj ^расч Г
1
Приближенно принимают для линий высокого напряжения системы
внутреннего электроснабжения предприятия К-% = 0,85...1; для шин
электростанций предприятия, подстанций глубокого ввода и питающих
линий электропередачи Ks — 0,9...1.
Эффективное число ЭП определяют по выражению
[«э=(£₽щ)2/£рщ]>
1 1
где в числителе квадрат суммы номинальных активных мощностей всех
п ЭП данной группы, а в знаменателе — сумма квадратов номинальных
активных мощностей отдельных ЭП группы.
Пиковая нагрузка одного или группы ЭП (sn, Sn, in, In) — это
кратковременная нагрузка, обусловленная пуском электродвигателей,
эксплуатационными КЗ дуговых электропечей, электрической свар¬
кой и т. д. Она характеризуется также частотой ее появления.
В расчетах системы электроснабжения промышленных предприя¬
тий используют следующие значения электрических нагрузок: средняя
нагрузка за наиболее загруженную смену (Рсм, QCM) для определения
расчетного (получасового) максимума (по этой нагрузке определяют
также мощность трансформаторов для цеховых подстанций); расчет¬
ный (получасовой) максимум активной (рм, Рм) и реактивной (<?м, QM)
мощностей или тока (ім, /м) для выбора элементов электрических се¬
тей по нагреву, отклонению напряжения и экономической плотности
тока; пиковый ток (іп, 7П) для определения колебаний напряжений, вы¬
бора устройств защиты и их уставок.
2.	СРЕДНИЕ НАГРУЗКИ И РАСХОД ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Средние нагрузки за наиболее загруженную смену группы элек¬
троприемников одинакового режима
PCM=VH; ^см = Рсм «Рем-
где — коэффициент использования для данной группы электропри¬
емников; Рн — суммарная установленная мощность рабочих электро¬
приемников этой группы; tg <рсм — функция от характерного cos <р
для этой группы.
Значения коэффициентов Ки, cos <р и К,с для различных ЭП пред¬
приятий некоторых отраслей промышленности приведены в работе
[34]. Кроме того, эти сведения указаны в отраслевых строительных
нормах Госстроя СССР (например, в Инструкции по строительному
проектированию предприятий и сооружений нефтяной и газовой про¬
мышленности (СИ 433.79).
Если коэффициенты Кѵ и /<с даны в справочных материалах в диа¬
пазоне (например 0,15...0,3), то, как правило, нужно применять
нижний предел. Более высокие значения (в пределах диапазона)
допускаются как исключение при наличии достаточных обоснований
11

для электроприемников механизмов с тяжелым режимом работы и не-
болыиом числе относительно мощных токоприемников. /
Коэффициент мощности (cos <р) следует принимать для синхрон¬
ных электродвигателей равным 1 или опережающим (по расчету); если
же коэффициент приведен в некотором диапазоне, то меньшей загрузке
соответствует меньшее его значение. Для п групп ЭП разного режима
Дай = ï Г:мі’ См = В QcmI'
1 1
При наличии данных о годовом расходе активной Ѵ/г и реактивной
Ѵг электроэнергии средние нагрузки могут быть определены по форму¬
лам
рсм=рсг/«; См=Сг/«.
где Рсг — среднегодовая активная мощность, равная Wr/Tr; Qcr —
среднегодовая реактивная мощность, равная Иг/7’г; Тр —годовое число
часов работы предприятия; а — годовой коэффициент сменности по
Энергоиспользованию, учитывающий неравномерность нагрузки по сме¬
нам, дням и т. д.
Приближенные значения коэффициента а (в относительных еди¬
ницах) и для ряда предприятий, работающих в три смены:
Заводы	а
Алюминиевые			 ♦ • « • 0,-95
Цинковые, магниевые	0,92
Глиноземные ........... 	 0,85
Медеплавильные, никелекобальтовые	.0,85
Черной металлургии	о,7...0,75
Коксохимические ..........	.0,82
Тяжелого машиностроения	... 0,65
Величины Тг для предприятий с продолжительностью смены 8
и 7 ч имеют значения соответственно, ч: при односменной работе 2250
и 2000, при двухсменной — 4500 и 3950, при трехсменной — 6400
и 5870.
Для ориентировочных расчетов
^ = РЫТЫ и Иг = СЛ.р,
где Рм и QM — известные максимальные активные и реактивные на¬
грузки; Тм и Ти р — годовое число часов использования максимума
нагрузки:
Заводы
т
м
т
м.р
Аннлокрасочные	........
. . . 7100
Нефтеперегонные...............
. . . 7100
Тяжелого машиностроения.

. . . 3770
4840
Станкостроения

. . . 4345
4750
Инструментальные ... ...........
. . . 4140
4960
Шарикоподшипников

. . . 5300
6130
Подъемно-транспортиого оборудования . . .
. . . 3300
3880
Автотракторные ...............
. . . 4960
5240
Сельскохозяйственного машиностроения . .
. . . 5330
4220
Приборостроения

. . . 3080
3180
Авторемонтные

. . . 4370
3200
Вагоноремонтные

. . . 3560
3660
Электротехнические 		  .
. . . 4280
6420
Азотио-туковые 		♦	» •
. . . 7000..
.8000 —
Разные металлообрабатывающие
. , . 4355
5880
12

Средняя активная мощность осветительной нагрузки sa наиболее
вагруженную смену принимается равной максимальной:
Р = К Р
см. о 'е. О Н. О’
где Рп 0 — установленная мощность освещения по предприятию, цеху,
отделу и т. д. Значения коэффициента спроса 7<с_0 (в относительных
единицах) зависят от характера освещаемого помещения, например:
Здание	К
с. о
Мелкое производственное	.0,95
Состоящее из отдельных крупных пролетов* * .... » . » • 0,95
Состоящее из многих отдельных помещений . * . .*.*,». 0,85
Конторско-бытовое и лабораторное	»♦....*. 0,75
Складское, состоящее из многих помещений*	0,6
В данном случае І(а 0 = Хн. Для аварийного освещения Кс 0 = Г
Реактивная мощность нагрузки с газоразрядными лампами
0см ^см ‘S Ч1-
При наличии норм удельного расхода электроэнергии шуд и годо¬
вого объема продукции М годовой расход электроэнергии вычисляется
по выражению 1Гг = шудЛ4. При отсутствии указанных норм 1Гр =
= а^’см7’г! Tp=aQCM7,r. Годовой расход электроэнергии для освещения
и/ __ р т . і/ 	о т
г ем. о м. о> г '«см. о м. о'
1. Годовое число использования максимума осветительной нагрузки
(для внутреннего освещения)
Географи¬
ческая
Естественное
освещение
Рабочее и аварийное освещение при числе смей
Аварийное осве¬
щение для эва¬
куации
Одна
Две
Три
При непре¬
рывной работе
5-дневка
6-дневка
5-дневка
6-дневка
5-дневка
6-дневка
LL
и рот а
46°
С. ш
Есть
700
550
2250
2100
4150
4000
4800
4800
Нет
21
50
4300
6500
7700
8760
56°
с. ш
Есть
750
600
2250 1 2100
4150
4000
4800
4800
Нет
2150
4300
6500
7700
8760
64°
с. ш
Есть
850
700
2250
2100
4150
4000
4800
4800
Нет
21
50
4300
6500
7000
8760
2. Годовое число использования максимума осветительной нагрузки
(для наружного рабочего освещения для всех широт)
Ежедневно
В рабочие дни
На всю ночь
До 1 ч ночи
До 24 ч
На всю ночь
До 1 ч
ночи
До 24 ч
3600 .
2450
2100
3000
2060
1750
13

где Гм 0—годовое число использования максимума осветительной на¬
грузки (табл. 1, 2).	)
Охранное освещение на всю ночь составляет 3500 ч. /
3.	МАКСИМАЛЬНЫЕ НАГРУЗКИ	f
Определяются по одному из следующих выражений:
по данным об удельных расходах электроэнергии* на единицу про¬
дукции — Ры = шудЛ1/Тм;
по данным об удельных плотностях максимальной нагрузки на квад¬
ратный метр площади цеха — Ры = РудР;
по удельным расходам электроэнергии . для отдельных агрега¬
тов— Ры — У wyjgMITH + Р, где P — максимальные нагрузки общеце
ховых (общезаводских) ЭП (помимо нагрузок указанных отдельных агре¬
гатов).
При отсутствии указанных данных максимальные нагрузки на всех
ступенях распределительных и питающих сетей определяют по фор¬
мул е Ри = ЛМРСМ= ÆMÆ„P „•
Коэффициент максимума /<м определяют в зависимости от коэффи¬
циента использования Ки и эффективного числа ЭП ns по графику [40]
или по табл. 3. Для пэ > 200 и любых значениях /<и, а также при
/<и > 0,8 и любых значениях пд расчетную нагрузку принимают равной
средней за наиболее загруженную смену (Ки = 1). При числе ЭП
в группе 4 и более можно считать пэ равным и, если отношение наи¬
большего и наименьшего ЭП в группе имеет значение т — Рн Макс/Ри мин<
<3. При этом наименьшие ЭП. суммарная мощность которых не превы¬
шает 5 % номинальной мощности всей группы, могут быть исключены
из рассмотрения. При m > 3 и Кн > 0,2 пэ находят по формуле
п
иэ У Рн/Рн мако.
1
(2.1)
Последовательность расчетов силовых нагрузок систематизирова¬
на в табл. 4, разработанной ВНИПІІ «Тяжпромэлектропроект». При
ее заполнении в графу 1 записывают наименование узла, для которого
определяются электрические нагрузки (силовой шкаф, питающая ли¬
ния, магистраль, цех, секция щита, цеховая трансформаторная под¬
станция и т. п.), и наименование групп ЭП одного режима работы
(с одинаковыми /Си и cos <р), питающихся от данного узла. Запись ре¬
комендуется производить в такой последовательности: ЭП с переменным
графиком работы; ЭП повторно-кратковременного режима (ПКР) работы;
однофазные ЭП с указанием П В и номинального напряжения; ЭП, работа¬
ющие эпизодически и кратковременно (при определении нагрузок не учиты¬
ваются). ЭП с постоянным графиком нагрузки записывают ниже всех про¬
чих групп ЭП. Для синхронных электродвигателей указывают номиналь¬
ные значения cos <р и его КПД (т]н). Графу 5 заполняют по расчетному
* Сведения об удельных расходах электроэнергии для предприятий ряда от¬
раслей промышленности приведены в работе [35].
14

3. Коэффициент максимума для различных коэффициентов использования
в" зависимости от эффективного (приведенного) числа электроприемвиков
Км при Ки
«э
од
0,15
0,2
0,3
0,4
0,5
0.6
0,7
0.8
\
, „ -
4
3,43
3,11
2,64
2,14
1,87
1,65
1,46
1,29
1,14
5
3,23
2,87
2,42
2
1,76
1,57
1,41
1,26
1,12
6
3,04
2,64
2,24
1,88
1,66
1,51
1,37
1,23
1,1
7
2,88
2,48
2,1
1,8
1,58
1,45
1,33
1,21
1,09
8
2,72
2,31
1,99
1,72
1,52
1,4
1,3
1,2
1,08
9
2,56
2,2
1,9
1,65
1,47
1,37
1,28
1,18
1,08
10
2,42
2,1
1,84
1,6
1,43
1,34
1,26
1,16
1,07
12
2,24
1,96
1,75
1,52
1,36
1,28
1,23
1,15
1,07
14
2,1
1,85
1,67
1,45
1,32
1,25
1,2
1,13
1,07
16
1,99
1,77
1,61
1,41
1,28
1,23
1,18
1,12
1.07
18
1,91
1,7
1,55
1,37
1,26,
1,21
1,16
1,11
1,06
20
1,84
1,65
1,5
1,34
1,24
1,2
1,15
1,11
1,06
25
1,71
1,55
1,4
1,28
1,21
1,17
1,14
1,1
1,06
30
1,62
1,46
1,34
1,24
1,19
1,16
1,13
1,1
1,05
35
1,56
1,41
1,3
1,21
1,17
1,15
1,12
1,09
1,05
40
1,5
1,37
1,27
1,19
1,15
1,13
1.12
1,09
1,05
50
1,4
1,3
1,23
1,16
1,14
1,11
1,1
1,08
1,04
60
1,32
1,25
1,19
1,14
1,12
1,11
1,09
1,07
1,03
70
1,27
1,22
1,17
1,12
1,1
1,1
1,09
1,06
1,03
80
1,25
1,2
1,15
1,11
1,1
1,1
1,08
1,06
1,03
90
1,23
1,18
1,13
1,1
1,09
1,09
1,08
1,05
1,02
100
1,21
1,17
1,12
1,1
Ь08
1,08
1,07
1,05
1,02
120
1,19
1,16
1,12
- 1,09
1»07
1,07
1,07
1,05
1,02
140
1,17
1,15
1,11
1,08
1.06
1,06
1,06
1,05
1,02
160
1,16
1,13
1,1
1,08
1,05
1,05
1,05
1,04
1,02
180
1,16
1,12
1,1
1,08
1,05
1,05
1,05
1,04
1,01
200
1,15
1,12
1,09
1,07
1.05
1,05
1,05
1,04
1,01
узлу в целом. Реактивная нагрузка синхронных электродвигателей и ста¬
тических конденсаторов принимается равной номинальному значению и
учитывается со знаком минус. Для синхронных электродвигателей qH =
= рн t <р/т]п. Графы 6 и 7 по узлу заполняют после предварительного
подведения итогов по графам 4, 8 и 9. Средневзвешенные значения
= Ï Рсм/Х’ Ри (граФа 6) 11 ‘8 Ч> = S Qcm/Ï Рсм (графа 7)-
Если найденное по формуле (2.1) пэ > п, то следует принимать
пэ = п. Для ЭП длительного режима работы с практически постоян¬
ным графиком нагрузки (насосы, вентиляторы, компрессоры и т. д.)
Кы принимают равным единице, т. е.
Wk=Vk = ^
Суммарную расчетную нагрузку по узлу в целом определяют сложе¬
нием максимальной нагрузки ЭП с переменным графиком и средней
нагрузкой ЭП с практически постоянным графиком. Нагрузки постоян¬
ного тока определяют аналогично трехфазным. Максимальную реак¬
тивную нагрузку вычисляют по формуле
= ^см-
15

4. Расчет максимальных
Наименование узлов
питания и групп ЭП
Количество ЭП рабо¬
чих/резервных, п
Установленная
мощность при
ПВ = 100 %, кВт
„ '■ макс
Ш	р
*и.
7
«и
одного ЭП
(наименьшего и
наибольшего)»
1
:
общая, Рн рабо-
чих/резервных
1
2
3
4
5
6
Секция № 1
Станки
6
0,9—15
42,9
—
0,2
Таль, тележки
9
0,6—5,5
24
—~
0,5
Сварка
3
46
138
—
0,35
Итого
18
0,9—46
204,9
>3
0,2
Вентиляторы
7
15-80
269,4
0,8
Всего по секции № 1
25
"Т
474,3
—
—
При п3 С 10 коэффициент К‘к — 1,1. Во всех остальных случаях
/См = 1. Возможные варианты расчета максимальных нагрузок при¬
ведены в табл. 5, разработанной ВНИПИ «Тяжпромэлектропроект».
Расчетный максимум по тому или иному узлу, магистрали, транс¬
форматору и другим устройствам
'м=\Хзі/н.
Для ЭП освещения максимальная активная и реактивная нагрузка
принимаются равными средним за наиболее загруженную смену.
4.	ПИКОВЫЕ НАГРУЗКИ
Пиковый ток группы ЭП узла определяется по формуле
Zn = ïn.M + (/M-W
где în м—наибольший пиковый ток одного ЭП; /м— ток максимальной
нагрузки всех ЭП группы (узла); ZH— номинальный (приведенный к ПВ=\)
ток ЭП е наибольшим пиковым током.
16

электрических нагрузок
COS ф
~tg ф
\
А
ІА
г \
о
8
О
о.
^см — ^см tg Фсм~~
квар
ю
Я
«
К
о.
Ия
О.
и
04
Ï
<Т5
е
2
к
н
га
я
s
о.
2
к
II
2
О.
1
"’g
О'
s
5
я га
S и
о
О'
Il qF
5S 1
О' 1
С
га
я
04 2
О'
+
04 2
CL
II
S
ü//«/
у ‘ияох анніаьэвсі
7
8
9
10
il
12
13
14
1Б
щита 0,4 кВ
0,6
1,33
8,5
И,4
—
—
—
—
—
—-
0,6
1,33
12
16
—
—
—
—
—
—
0,55
1,51
26,9
40,6
—~
—-
—
—
—
0,53
1,62
47,4
68
11
1,8
85
68
—
—
0,8
0,76
215,5
163,8
—
—
215,5
163,8
—
—
—
262,9
231,8
—
—
300,5
231,8
380
550
Наибольшим пиковым током одного ЭП может быть: пусковой
ток асинхронного электродвигателя с короткозамкнутым ротором (при
отсутствии заводских данных принимается 5;,j ; пусковой ток асин¬
хронного электродвигателя с фазным ротором или электродвигателя
постоянного тока (при отсутствии заводских данных принимается
2,5tH); пиковый ток печных и сварочных трансформаторов по завод¬
ским данным (при отсутствии заводских данных принимается не менее
трехкратного номинального — без приведения к ПВ=1); пиковая мощ¬
ность (кВ , А) отдельно работающих машин контактной сварки по
формуле 5п=(72макс/2макс, где 6'?макс и /2макс - максимальные вто¬
ричные напряжение (В) и ток (кА) (по паспортным данным).
При отсутствии заводских данных пиковая мощность принимается
приблизительно равной трехкратной номинальной мощности (при пас¬
портном ПВ).
При самозапуске электродвигателей в качестве пикового тока
принимается пусковой ток всех участвующих в самозапуске электро¬
двигателей. В других случаях пиковый ток определяется по специаль¬
ным расчетам. Так разработана методика определения электрических
нагрузок машин контактной электросварки, а также резкопеременной
нагрузки мощных ЭП прокатных станов и дуговых электросталепла¬
вильных печей (ДСП) [34].
ібзооа
Научно-техническая.
библиотека *'
Оинарсчого трубного
_	s івода

5.	Способы определения максимальных электрических нагрузок
Фактическое
число ЭП
в группе п
^макс
т Р
чин
«э
чт
Три и менее
Не определяются
Рм= Sph
Для ЭП с режимом работы*:
длительным (cos ф = 0,8) QM =
= 0,75 Рм; ПКР (cos ф = 0,75)
Qm ^»87 ^м
Более трех
m < 3, пэ = п
При определении исключаются наименьшие ЭП,
суммарная мощность которых не превышает 5 %
номинальной мощности группы
= КМРСМ
При пэ <10 QM = 1,1 QCM;
при пэ> 10
Qm = Qcm
т > 3
(точное определение
т не требуется)
2 S рн
п э  	 < 4
Рн. макс
Р» = S ри7<з
(К3 = 0,9 для ЭП длительного
режима работы и /<3 == 0,75
для ЭП ПКР)
Для ЭП с режимом работы;
длительным (cos ф == 0,8)
QM = 0,75 Рм; ПКР (cos <р = 0,7)
$м = ^м
2 S Рн
п э 		> 4
Рн. макс
Принимается равным п
при пэ > п
Рм = КМРСМ
При пэ <10 QM = 1,1 QCM.
При пэ > 10 QM = QCM
пэ 		— > 200
Рн. макс
^М ” ^см
Ч м= Сем
ЭП с практически постоянным графиком нагрузки (насосы водоснаб¬
жения, вентиляторы, отопительные и нагревательные нерегулируе¬
мые приборы и т - п.) составляют более 7 5 % установлеииой мощно¬
сти расчетного узла
РМ — Р<М
^М = QcM~
В расчетном узле ЭП с переменным (р„) и постоянным (pJ) графи-
ками нагрузок
Рм=Р«+Р»=Р^ + Р'см
Qm + Qcm

Б. РАСЧЕТ НАГРУЗОК ОТ ОДНОФАЗНЫХ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ
При неравномерности включения однофазных ЭП по фазам в пре¬
делах по 15 % от суммарной мощности всех одно- н трехфазных ЭП
их учитывают как трехфазные нагрузки той же мощности. При превы¬
шении указанных пределов неравномерности расчетные нагрузки при¬
нимают равными тройному значению наиболее загруженной фазы. Сред¬
ние нагрузки за наиболее загруженную смену от однофазных ЭП опре¬
деляют аналогично трехфазным. Неравномерность нагрузки по фазам
(по узлу) ДРнр находят как отношение разности наиболее и наименее
загруженных фаз к нагрузке наименее загруженной фазы, % .
ДУр = Умакс. ф ^мин. ф) ЮО/^ыин. ф = ^нр^^мив. ф‘
Для магистрали илн питающей линии с однофазной и трехфазной на¬
грузкой
д^р = ^рЮО/(Рми,ф+ХРн/з),
где J] Рн — общая трехфазная нагрузка данного расчетного узла.
При числе однофазных ЭП до трех условная номинальная трехфаз¬
ная мощность прн включении ЭП на фазное напряжение
рн. у = ЗР„. м. Ф или Р„ у = 3S„ в Упв cos фп,
где Рн м ф — номинальная мощность максимально загруженной фазы, кВт;
при включении ЭП на линейное напряжение: при одном ЭП Ри у =
— УЗ рн_ л, где рн_ л — номинальная мощность ЭП; при двух-трех
ЭП Ра. у = ЗРн. м. ф! '
при включении однофазных ЭП: одного мощностью рп1 на фазное,
а другого мощностью рн2 на линейное напряжение для определения
Р„. у предварительно находят значения рн. у. ф = 3рн1; Рн. у. л =
= УЗрн2. Для дальнейших расчетов принимают большее нз получен¬
ных значений.
Максимальная нагрузка однофазных электроприемннков при их
числе больше трех и одинаковых Кп и cos <р, включенных на фазное или
линейное напряжение,
^ = 3^Л.М. ф-
Величину пэ для однофазных нагрузок данного расчетного узла
определяют по формуле
п
%	2 Рн, cJfàPvi. о. макс)1
1
где Рн.а н Рц.о. макс — номинальная мощность однофазного ЭП соот¬
ветственно одного и наибольшего в узле.
Нагрузки отдельных фаз при включении однофазных ЭП на
линейное напряжение
PLt = ^LlLt + ^,ls)/2; PLs =	+ PLiL}/2’
PLS = (PL,Lt + Рці.г')'2-
19

6. Коэффициенты приведения однофазной нагрузки,	/
включенной на линейное напряжение, к нагрузке, отнесенной к одной
фазе трехфазного тока и фазному напряжению
Коэффициенты
приведения
cos ф
/
0,-3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
P(LtL2}L^ P(L2L,)L2’
P(bsL1)La
1,4
1,17
1
0,89
0,8
0,72
0,64
0,5
PlLJ^Ls P(L2Ls)Ls<
P^SL1)L,
—0,4
—0,17
0
0,11
0,2
0,28
0,36
0,6
^(L2Ls)L^
1,26
0,86
0,58
0,38
0,22
0,09
—0,05
—0,29
c!(LtL2)L2> ^(LSLB)LS<
P(LaLt)L,
2,45
1,44
1,16
0,98
0,8
0,67
0,53
0,29
Определение нагрузок от однофазных ЭП при числе более трех
и различных и cos <р состоит в следующем. Все однофазные ЭП,
включенные на фазное и линейное напряжения, распределяют по воз¬
можности равномерно по фазам. Средняя нагрузка на наиболее за¬
груженную смену по отдельным фазам получается суммированием сред¬
них однофазных нагрузок данной фазы и групп однофазных нагрузок
с одинаковыми и cos ср, включенных на линейное напряжение с со¬
ответствующим приведением этих нагрузок (с помощью коэффициентов
в табл. 6) к нагрузкам одной фазы и фазному напряжению. Так для
фазы 1^ имеем
РсмД, =	+ ^иРяІ.еЬ.Рц.^І., + ^hPhL,o;
+ VbLjO *P>
где Рці. L ’ PhIsL —суммарные номинальные мощности однофазных ЭП
включенных на линейное напряжение; PkLiO — суммарная номинальная
мощность однофазных ЭП, включенных на фазное напряжение
pa-^Lè PtLsLjLè	— коэффициенты приведения на-
7. Расчет электрических нагрузок
:ование узлов
i, групп ЭП,
льное напря-
н ПВ, %
приемников п
вленная мощ,-
приведенная к
.00 %) Рн, кВт
Установленная мощ¬
ность однофазных ЭП,
включенных иа фазное
напряжение, кВт
Установленная мощность
однофазных ЭП, включен¬
ных на линейное напряже¬
ние і кВт
Н аимен
питание
номина
жение
Число
Устано
ность (
ПВ =1
Lt
L,
LtL,
L2L2
•
20

грузок, включенных на линейное напряжение LtL2 и L3Lj, к фазе L,
(табл. 6).
Приведение нагрузок к фазам Ь2 и L3 с применением соответствую¬
щих коэффициентов производят согласно выражениям
PcmL2 = ^HPnL.1LiP(L1L2)Li + AhPh£.2L3/’(L2Ls)L2 + ^нРнЬ2о’
PcmL„ — PiiPHLsLtP(LsLt)Ls + РнР hL2LsP
Значения условной средней нагрузки РСМеѴ трехфазной сети,
определяемой по нагрузке наиболее загруженной фазы, заносят в об¬
щую таблицу:
р 	о р . п — 40
см.у	см. м. ф’ чсм. у гсм. М. Ф’
Последовательность расчета однофазных нагрузок показана в табл. 7.
6.	РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
В СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В.
СПОСОБЫ ОРИЕНТИРОВОЧНОЙ ОЦЕНКИ НАГРУЗОК
В сетях напряжением выше 1000 В расчетными узлами нагрузки
являются распределительные подстанции (РП), главные понизитель¬
ные подстанции (ГПП) н др. Электрические нагрузки в этих узлах рас¬
считывают также с помощью коэффициентов использования и макси¬
мума. При этом рекомендуется следующий порядок расчета по форме,
приведенной в табл. 4: суммируют номинальные мощности всех сило¬
вых ЭП напряжением до и выше 1000 В, подключенных к данному рас¬
четному узлу, их средние нагрузки и /<п; выбирают номинальную мощ¬
ность наибольшего ЭП; определяют п3, К,,, cos <р, а затем Рми QM; от¬
дельной (последней) строкой записывают данные (п, Ри, Рсм) об ЭП
с практически постоянным графиком нагрузки; суммируют отдельно
осветительные нагрузки, потери в силовых трансформаторах; подво¬
дят общие итоги по средним и максимальным нагрузкам.
Расчетную силовую нагрузку предприятия в целом определяют
суммированием расчетной нагрузки крупных ЭП с резкопеременным
графиком нагрузки и расчетной нагрузки прочих ЭП предприятия.
Когда можно ожидать несовпадения по времени работы наиболее
загруженных смен отдельных цехов или неодновременной работы круп¬
ных агрегатов, допускается применение коэффициента совмещения
максимумов нагрузки КЕ, значение которого приведено в гл. 2.1. Для
от однофазных электроприемников
Коэффи¬
циент
приведе¬
ния
Установленная мощ¬
ность наиболее за¬
груженной фазы
м. ф
Коэффициент мощ¬
ности cos (р
і Коэффициент исполь¬
зования К
и
е
s
Максимальная нагрузка
—
==ЗКИКМРН> м> ф,
кВт
<?м = PMtS Ч>.
кв ар
OJ S
О'
+
см 2
О.
II
S	« CÛ
со	II м
к фазеі
Q
21

контроля правильности полученных расчетных результатов по цеху
или предприятию рекомендуется определять значение коэффициента
спроса по активной мощности, а также число часов использования мак¬
симума и сопоставлять их с теми же показателями для аналогично дей¬
ствующих цехов илн предприятий.
При установке на ГПП трехобмоточных трансформаторов или тран¬
сформаторов с расщепленными обмотками определение электрических
нагрузок производят для каждой обмотки. При наличии двух и более
ГПП общую нагрузку по предприятию определяют сложением мак¬
симальных нагрузок этих ГПП:
Нагрузки распределительных пунктов напряжением 6—10 кВ,
трансформаторов ГПП, общезаводских и внешних электросетей пред¬
почтительно определять по удельным расходам электроэнергии с про¬
веркой по броскам активной н реактивной мощности от крупных еди¬
ничных ЭП. Во всех случаях достоверность полученных расчетных
нагрузок следует определять, сравнивая нх с данными по удельным
расходам электроэнергии на единицу продукции.
На предварительных стадиях проектирования — для сопоставле¬
ния вариантов, для ориентировочных соображений и т. д.— допускает¬
ся использовать следующие приближенные методы расчета нагрузок.
На низших ступенях электроснабжения для приближенного расчета
нагрузок используют метод коэффициента спроса*;
Рм — КСРѴ — для одной гр уппы ЭП;
И
^>m==S КСРП— для нескольких групп ЭП;
1
QM = ГР — реактивная мощность;
SM= ]/Р^ +	—полная нагрузка.
Для разных по характеру групп ЭП
Г ~п п
^ = ^]/
Значения 7<s находят в пределах от 0,8 до 1. Применим этот метод
и при наличии суммарных установленных мощностей групп без раз¬
бивки на оідельные ЭП.
Метод коэффициента спроса может дать серьезные погрешности
при небольшом числе ЭП (п < 10) или при наличии отдельных отно¬
сительно крупных ЭП в массе более мелких.
На более высоких ступенях электроснабжения приближенный
расчет нагрузок производят по удельному расходу электроэнергии на
единицу продукции, по удельным плотностям нагрузки на квадрат¬
ный метр площади цеха, по удельным расходам электроэнергии для
отдельных агрегатов. При отсутствии необходимых исходных данных
их определяют по предприятиям — аналогам как проектируемым, так
и эксплуатируемым.
* Значения Кс приводятся в отраслевых справочниках# для отдельных групп
ЭП можно их взять из работы [34].
22

7.	ГРАФИКИ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНЙЯ И ИХ РЕГУЛИРОВАНИЕ
Графики нагрузок энергетических систем имеют, как правило,
два явно выраженных пика — утренний и вечерний. Выравнивание
графиков нагрузки является актуальным мероприятием повышения
эффективности работы энергетических систем и связано со значитель¬
ными затратами на сооружение специальных пиковых агрегатов н элек¬
тростанций, с увеличением расхода топлива и т. п. Стоимость электро¬
энергии при неравномерном графике всегда выше, чем при прочих рав¬
ных условиях, при равномерном графике нагрузки. Графики нагрузок
подразделяются на индивидуальные (для отдельных ЭП) и групповые.
Индивидуальные графики необходимы для определения нагрузок от¬
дельных мощных ЭП с резкопеременным характером нагрузки.
При проектировании систем электроснабжения промышленных
предприятий в большинстве случаев используют групповые графики
нагрузок (в том числе и для предприятий в целом): для определения
активной энергии, потребляемой предприятием; выбора источников пи¬
тания (ИП) и наиболее рациональной схемы электроснабжения. Каж¬
дая отрасль промышленности имеет свои характерные суточные и годо¬
вые графики нагрузок.
Графики электрических нагрузок характеризуются коэффициен¬
тами, определяющими режим работы ЭП по мощности или во времени.
Сущность некоторых из них уже изложена—это Ка, Км, Кс, Кв, Кз,
K-s, Тм. С точки зрения регулирования основными характеристиками
графиков нагрузки являются: годовое число часов использования макси¬
мума нагрузки—Тк; неравномерность графика — как отношение мини¬
мальной ночной нагрузки Рми|) к максимальной Рмакс — ÆH = /\гаи/Вмакс;
коэффициент заполнения графика нагрузки по активной мощности как
отношение средней активной мощности Рс к максимальной за исследуемый
период времени - К3_ г = Рс/Рмакс-
Средние нагрузки за некоторый характерный период времени
определяются отношением расхода электроэнергии (W, V) к длитель¬
ности этого периода:
Рс = W/T; Qc = Ѵ/Т.
В качестве исследуемого периода времени принимается период
продолжительностью наиболее загруженной смены или одних суток.
Можно записать Азг=1/Ам или К3 г = 7м/8760. Аналогично выра'
жение для коэффициента заполнения графика нагрузки по реактивной
мощности К = 0/0	= 1 /А
3. г. р гс' ѵмикс ' 'м P
В обобщенном виде неравномерность графика нагрузки может
быть выражена числом часов использования максимума нагрузки Ти.
Регулирование режимов электропотребления промышленных пред¬
приятий, снижающее их мощность в часы максимальных нагрузок
энергосистем, улучшает техннко-экономическне показатели как самих
промышленных предприятий, так и энергосистем.
Основой для разработки регулировочных мероприятий являются
снятие и последующий анализ графиков нагрузки. Все регулировоч¬
ные мероприятия разделяют на группы:
1.	Не требующие дополнительных капиталовложений, осуществ¬
ление которых должно способствовать оптимизации режима электро-
потреблення. Действуют в течение всего года. Для разработки и вы¬
полнения мероприятий этой группы можно провести организационно¬
техническую подготовку, связанную, например, с изменением графика
23

тех ЭП, которые без ущерба можно перевести на работу преимуществен¬
но вне часов максимума.
2.	Не требующие дополнительных капиталовложений, но осу¬
ществление которых в значительной степени может повлиять на суточ¬
ный график нагрузок энергосистемы и снизить напряженность прохож¬
дения осенне-зимнего периода. Эта группа мероприятий должна пред¬
усматривать изменение режима электропотребления таких заранее
выявленных потребителей-регуляторов, которые без существенного
ущерба для себя и для производства в целом могут допустить: либо
произвольно заданные по числу и длительности перерывы в работе, либо
снстематнческие, ежесуточные перерывы на несколько часов, либо
значительное и длительное изменение интенсивности своей работы Та¬
кими потребителями-регуляторами (ПР) могут быть отдельные электро¬
технические установки нлн энергоемкие потребители, за счет которых,
в соответствии с потребностями энергосистемы, можно снижать элект¬
рическую нагрузку промышленных предприятий в часы максимума
энергосистем или увеличивать ее в часы «провалов» графиков нагрузок.
3.	Требующие дополнительных капиталовложений. Необходи¬
мость осуществления таких мероприятий определяется техннко-эко-
номическими расчетами и должна предусматриваться уже на стадии
проектирования промышленных предприятий, а для действующих —
в перспективных планах их развития и реконструкции. Эти мероприя¬
тия осуществляются путем отключения в часы максимума технологи¬
ческого оборудования, работающего по непрерывному режиму в тече¬
ние суток, т. е. с уменьшением выработки продукции. В этом случае,
естественно, потребуется компенсация недовыработанной продукции,
что повлечет за собой установку дополнительного технологического
оборудования (которое работало бы вместе с существующим в часы про¬
вала нагрузки в энергосистеме), и, следовательно, вызовет увеличе¬
ние соответствующих затрат на промышленном предприятии (допол¬
нительные капиталовложения н издержки производства) при одновре¬
менном уменьшении затрат в энергосистеме. При этом получаемая
в энергосистеме экономия средств может превысить дополнительные
затраты, связанные с установкой дополнительного оборудования.
При подготовке договора на отпуск электроэнергии энергонад¬
зор обязан скорректировать заявленную (договорную) мощность на
величину снимаемой по плану регулировочных мероприятий нагрузки.
Экономическая целесообразность перевода потребителей в режим
ПР определяется выражением [27]
£=(АРзоцу-Яд)/К>£11
где ДР3 о — разница значений заявленных мощностей до и после
введения определенного потребителя в режим ПР на очередной плано¬
вый период работы предприятий (у = 1/4; 1/2; 3/4; 1 год):
S	Si	Sjj
ДРз. о = 2 (pn.p+ S е₽л і + S бРт /) ^з. о!
7=1	7=1	/=1
а — стоимость 1 кВт заявленной мощности; /7Д,	— ежегодные из¬
держки и капиталовложения, связанные с выделением ПР; Рп_ —
мощность t-ro ПР; /г — время работы Z-го потребителя в часы макси¬
мума нагрузки энергосистемы до перевода его в режим ПР; g — число
ПР; 0РЛ,, бРПу — потери активной мощности в /-й линии и соответ¬
ственно трансформатора до перевода 7-го потребителя в режим ПР; St,
24

S.2 — число линий и трансформаторов по пути от разделения сетей
энергоснабжающей организации до і-го ПР.
Ориентировочно можно определить
g
^з.о = (1>02... 1,04) X Р'п.р/і/Тз.о.
1=1
Народнохозяйственная эффективность перевода потребителей в режим
ПР
Зн. х = ДРз. о «V - S (1 + £Н. п)'с •“ 1 - йд +
І=1
+ S Ек{(сі(і+Еи_^~^ + ЛИсі,
1=1
где £и< п — нормативный коэффициент приведения разновременных за¬
трат; і — срок строительства объекта, год; /<сг- — экономия капита¬
ловложений в пиковую мощность на электростанции в г-м году;
А// сі — экономия издержек в энергосистеме в і-м году; Д(- — капитало¬
вложения, связанные с выделением потребителей регуляторов в і-м
году.
При определении народнохозяйственной эффективности регули¬
рования режимов потребления затраты на топливо и электроэнергию
следует оценивать по замыкающим затратам по зонам графика нагру¬
зок энергосистем. Для действующих предприятий допускается поль¬
зование тарифами на электроэнергию в соответствии с прейскурантом
или по договорным условиям с эиергонадзором.
Глава 3
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ
В ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИИ
1.	МЕТОДИКА РАСЧЕТОВ
Технико-экономические расчеты (ТЭР) производятся на основании
типовой методики определения экономической эффективности капи¬
тальных вложений [39]. Для различных отраслей промышленности в
централизованном порядке разработаны соответствующие отраслевые
методики. При выполнении ТЭР в электроснабжении промышленных
предприятий руководствуются Методикой технико-экономических рас¬
четов в энергетике, утвержденной Государственным Комитетом СССР
по науке и технике в 1966 г. В отдельных ведомствах на базе упомяну¬
тых директивных материалов созданы указания по ТЭР, например,
в ВНИПИ «Тяжпромэлектропроект» (г. Москва) в 1969 г. разработаны
«Указания по технико-экономическому расчету электроснабжения
промышленных предприятий» [41].
Решение задачи электроснабжения промышленного предприятия
или отдельных узлов в конкретных условиях может иметь несколько
вариантов с применением разных напряжений, числа и места располо¬
жения понижающих подстанций н распределительных пунктов, мощ¬
ностей трансформаторов, способов передачи электроэнергии по терри¬
тории предприятия и т, д, Позтому наиболее рациональное решение
25

выявляется на основании сравнения возможных вариантов электро*
снабжения, равноценных по техническим показателям (качество на¬
пряжения, баланс реактивной мощности, соответствие надежности ка¬
тегории потребителей и степени защиты изоляции от загрязнения,
обеспечение самозапуска ответственных электродвигателей, соответ¬
ствие «Правилам устройства электротехнических установок» и др.)
и отвечающих техническим условиям, выданным энергосистемой или
электроснабжающей организацией. В настоящее время ущерб от пере¬
рыва электроснабжения в технико-экономических расчетах допускается
не учитывать, однако при наличии необходимых статистических дан¬
ных по аварийности оборудования и сетей в ТЭР следует включать
стоимостную оценку надежности, или сравниваемые варианты должны
быть равноценными по надежности. ТЭР выполняют на основе опреде¬
ления электрических нагрузок в соответствии с руководящими указа¬
ниями по их расчету и после выбора компенсирующих устройств (тип,
мощность, напряжение, число, места установки).
Задача выбора лучшего варианта сводится к определению экономи¬
ческой эффективности капиталовложений за счет снижения потерь
в сети, получения наилучших эксплуатационных показателей, высокой
надежности, оцениваемых экономически. Критерием экономичности
схемы электроснабжения либо конструктивного ее решения является
минимум приведенных затрат, тыс. р./год:
3 = £HK + W = £K+Иэ=тіп,	(3.1)
где £н — нормативный коэффициент эффективности капиталовложе¬
ний, принимаемый равным 0,12 согласно п. 22 работы [39]; К — едино¬
временные капиталовложения, тыс. р.; И = Е&К + £т р/<^э — еже¬
годные текущие затраты при нормальной эксплуатации, тыс. р./год;
£,, и £т р — коэффициенты отчисления соответственно на амортизацию
и текущий ремонт в долях единицы; Иэ — стоимость потерь электро¬
энергии, тыс. р./год; Е = Ег-[-Ет р + £в— суммарный коэффициент
отчислений от капиталовложений в долях единицы.
Сравниваемые варианты схем электроснабжения могут отличаться
надежностью, под которой понимается способность бесперебойного
обеспечения потребителей электроэнергией заданного качества и коли¬
чества. В этом случае эффективность капиталовложений оценивается
с учетом народнохозяйственного ущерба, возникающего при переры¬
вах электроснабжения или недопустимых отклонениях показателей
качества электроэнергии. Формула приведенных затрат приобретает
вид
3 = ЕиК + И + Уа,	(3.2)
где Ун — годовой ущерб от аварийного перерыва работы системы,
обусловленного различными уровнями надежности сравниваемых ва¬
риантов [7, 34].
2.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ВЕЛИЧИН
Капиталовложения К определяют по всем элементам электроснаб¬
жения, входящим в изменяющуюся часть сравниваемых вариантов,
в действующих ценах с учетом стоимости монтажа и строительной час¬
ти. Значения капиталовложений принимают по сметам к типовым про¬
ектам или к имеющимся рабочим проектам или проектам, содержащим
26

подобные элементы, по ценникам на оборудование и его монтаж, а так¬
же по ведомственным справочным материалам*.
При сравнении вариантов с разным числом подстанций глубокого
ввода или различными способами канализации электроэнергии по тер¬
ритории промышленных предприятий следует учитывать площадь, за¬
нимаемую электротехническими сооружениями или коммуникациями,
если их размещение на генплане проектируемого предприятия требует
расширения коммуникационных коридоров между цехами и, следова¬
тельно, вызывает удлинение коммуникационных связей и соответствую¬
щее удорожание вариантов. Например, варианты с воздушной линией
электропередачи ПО кВ и с кабельной линией того же напряжения
существенно отличаются шириной занимаемой полосы. Так же шири¬
ной занимаемой полосы отличаются варианты сооружения магистраль¬
ного токопровода 6—10 кВ и прокладки кабельных линий в тонне¬
лях, если воздушные линии и токопроводы не размещаются в пределах
принятых разрывов между цехами. Удорожание связей учитывают
прибавлением к стоимости варианта величины указанного удорожания,
условно называемой стоимостью территории:
^тер = ^“уд.тер	(3-3)
где Куд.тер — условная стоимость 1 м2 территории, т. руб., опреде¬
ляется в зависимости от характера производства отрасли промышлен¬
ности; b — ширина полосы на территории предприятия, иа которую
увеличивается разрыв между производствами для размещения электро¬
технических сооружений н коммуникаций, м; I — длина сооружения
или коммуникации, м.
Условная стоимость территории предприятия для различных от¬
раслей промышленности (тыс. р. за 1 га):
Предприятие	Условная стои¬
мость территории
Производство азота	80
Оргсинтез* 		»	 80
Производство искусственного жидкого топлива
н газа*		 80
Производство хлора и хлорорганических продуктов ПО—120
Станкостроение, инструментальные, абразивные за¬
воды 		*		 80—130
Кузнечно-прессовое машиностроение	. . * 80—130
Металлургия * . , 			 150
Искусственное волокно при производительности
33 тыс.т 		 165
Искусственное волокно при производительности
65 тыс. т . 		• . . •	 225
Автомобильные заводы, средние	• « • ♦ • 150—200
Автомобильные заводы, крупные .••••«•• , 200—250
«Без электротехнических коммуникаций 60 тыс. р.
Стоимость потерь электроэнергии определяют по действующим
двухставочным тарифам на электроэнергию:
Иа = тЬРы + т0ДРв,	(3.4)
где т — стоимость 1 кВт максимальных активных нагрузочных потерь,
р/ (кВт • год); тв — стоимость 1 кВт потерь х. х., р./ (кВт -'год);
ЛРм — максимальные потери активной мощности, МВт; ДР0— потери
X. X., МВт.
Стоимости 1 кВт потерь определяют для каждой энергосистемы
на основании действующих тарифов в зависимости от годового числа
* Укрупненные показатели стоимости строительства элементов электроснабже¬
ния (УПП-ЭС) промышленных предприятий для технико-экономических обоснований,
М., ЦБНТИ Минмонтажспецстроя СССР, 1980.
27

8.	Тарифы на электрическую энергию, отпускаемую промышленным
потребителям
Двухставочный тариф
Объединенные
группы энерго¬
систем (рис 1)
а — основная
плата за 1 кВт
максим на¬
грузки, р.
р — дополни¬
тельная плата
за 1 кВт*ч. к.
30
0,25
1
30
0,50
11
33
0,50
II
36
0,90
III
36
1
III
36
1,1
III
36
1,2
IV
39
0,9
IV
39
1,1
IV
39
1,2
IV
42
1,5
V
42
2
VI
45
1,2
VI
45
1,5
VII
48
1,9
VII
48
2,2
VIII
—
3,7
~~
6
—
6,5—20
9
—
3,6
Энергосистема
Иркутскэнерго, Красноярскэнерго
Тад жикглавэнерг о
Кузбассэнерго, Новосибирскэнерго, Омск¬
энерго, Алтайэнерго, Павлодарэнерго
Куйбышевэнерго, Саратовэнерго, Татэнерго,
Волгоградэнерго, Воронежэнерго, Гроз-
энерго, Башкирэнерго, Пермьэнерго, Сверд-
ловскэнерго, Челябэнерго, Карагандаэнерго
Горэнерго, Костромаэнерго, Липецкэнерго,
Мосэнерго, Ленэнерго, Севкавказэнерго,
Томскэнерго, Днепроэнерго, Донбассэнерго,
Харьковэнерго, Минэнерго Узб. ССР
Барнаулэнерго, Бурятэнерго, Туркмен-
главэиерго
Белглавэнерго
Карелэнерго, Колэнерго
Калининэнерго, Тулаэнерго, Кировэнерго,
Оренбургэнерго, Тюменьэнерго, Удмурт-
энерго, Алма-Атаэнерго, Кустанайэнерго,
Целинэнерго, Южказэнерго
Ивэнерго, Мордовэнерго, Орелэнерго,
Пензаэнерго, Рязаньэнерго, Тамбовэнерго,
Ульяновскэнерго, Чувашэнерго, Ярэнерго,
Белгородэнерго, Курсэнерго, Киевэнерго
Брянскэнерго, Калининградэнерго, Смо¬
ленскэнерго, Дагэнерго, Краснодарэнерго,
Ростовэнерго, Ставропольэнерю, Львов-
энерго, Одессаэнерго, Запказэнерго, Аз-
главэнерго, Армглавэнерго, Грузглавэнер-
го, Киргпзглавэнерго, Латвглавэнерго,
Литовглавэнерго, Молдглавэнерго, Эстон-
главэнерго
Винніщаэнерго, Крымэнерго
Хабаровскэнерго, Читаэнерго
Архэнерго, Комиэнерго
Амурэнерго
Дальэнерго
Гурьевэнерго
Якутскэнерго
Магаданэнерго (по энергорайонам цены
разные)
Камчатскэнерго, Сахалинэнерго
Охтинская ТЭЦ Сахалинэнерго

часов использования максимума потерь тм (ч/год), годового числа
часов включения 7'1!Ми коэффициента мощности нагрузки:
т =	+ ₽ Ю-з1) тм;	(3.5)
ГМ	/
m0=të- + ₽10-3R.
V м	/
Здесь Та — число часов использования максимума нагрузки предпри¬
ятия; и — основная ставка двухставочного тарифа, р./кВт; Р —
дополнительная плата за 1 к Вт • ч, к., принимается по прейскуранту
0,9—01 «Тарифы на электрическую и тепловую энергию», введенному
в действие с 1 января 1982 г. (значения а и Р приведены в табл. 8);
число часов включения Тв и число часов использования максимума
активной нагрузки Т ■ принимают в зависимости от сменности по
табл. 9. Число часов использования максимума потерь тм зависит оі
числа часов использования максимума нагрузки Тм и коэффициента
мощности нагрузки. Его приближенное значение при cos <р = 0,8
можно определить по формуле, ч,
г _ fo,124 4- Т»—
ы \	10000,
2
(3.6)
9. Значение Т , Т.. и т„ в зависимости от сменности работы
В’ м м
Режим работы
Ім при cos (р
0,8
1
Односменный
2000
1500—2000
650—920
500—700
Двухсменный
4000
2500—4000
1250—2400
950—2050
Трехсменный
6000
4500—6000
2900—4550
2500—4000
Непрерывный
8700
6500—8000
5200— 7500
4500— 7000
Коэффициент мощности cos <р можно принимать для участков
сети без искусственной компенсации равным 0,8, что дает достаточно
обоснованные для практических расчетов значения тм. В табл. 9 при¬
ведены значения тм для двух значений 0,8 и 1 при Тк, зависящем от
сменности работы. На рис. 1 показаны графики зависимости стоимости
1 кВт годовых потерь при максимальной нагрузке m и при холостом
ходе и, от годового числа использования максимума нагрузки Тм.
Здесь приведены значения m и т0 раздельно по энергосистемам, где
применяются расчеты с промышленными потребителями по двухста¬
вочному тарифу. Поскольку значения т и т0 в ряде случаев получа¬
ются близкими для энергосистем с разными а и (і, из 16 групп энерго¬
систем образованы 8 групп (I...VIII) значений т н т,„ которые и при¬
ведены на рис. 1.
В соответствии с директивными указаниями Госстроя СССР в тех¬
нико-экономических расчетах затраты на энергию и топливо прини¬
мают по замыкающим затратам с последующим переводом стоимости
потребляемого условного топлива в экспортные (мировые) цены пу¬
тем умножения иа коэффициент приведения 2,0.
Поэтому при выполнении технико-экономических сравнений ва¬
риантов проектных решений, а также при определении экономиче¬
29

ского сечения токопроводов 6—10 кВ стоимость потерь электроэнер¬
гии, определяемую по тарифам энергосистем (а ие по замыкающим
затратам), при учете указания Госстроя СССР следует увеличивать
в 1,5 раза. Годовой расход электроэнергии следует определять по мето»
днке, указанной в работе [40].
Если технико-экономический расчет ведется без привязки к опре¬
деленному экономическому району, стоимость 1 кВт • ч электроэнер¬
гии можно принимать равной 1,5 к./ (кВт • ч), а с учетом указания
Госстроя СССР — 2,25 к./ (кВт ■ ч).
где Ro — активное сопротивление 1 км линии, Ом/км; I — длина линии,
км; /р — расчетный ток в нормальном режиме, А.
Для трансформаторов
ДР,, = ДР„№3,
где ДРН— номинальные активные нагрузочные потери, МВт; К3—мак¬
симальный коэффициент загрузки. Суммарные потери в трансформаторах
ДР = ДРМ + ДР0, где ДР0 — активные потери х. х.
Для электродвигателей нерегулируемых или регулируемых приводов
с постоянной мощностью нагрузки
ДР^£ДЛ, = ЛРЛ3.	(3-8)
г н
30

где P — нагрузка на валу двигателя, кВт; Рн — номинальная нагрузка
двигателя, кВт; К3 — коэффициент загрузки двигателя; ЛРН—номиналь¬
ные активные потерн двигателя, которые в интервале нагрузок от 0,5 Ри
до Рп можно с достаточной степенью точности представить в виде зави¬
симости от коэффициента полезного действия двигателя при номинальной
нагрузке іін
Потери активной мощности можно определить также по формуле
Лр = дрх. х + ДРи. X
где ЛРХ х и ДРН н — потери х. х и номинальные нагрузочные.
Для реакторов
ДРм = ЗДР1/^10-з,	•	(3.9)
где ДРХ — потери активной мощности, кВт, в одной фазе (для сдвоен¬
ных реакторов в обоих ветвях одной фазы) при номинальном токе.
Если сравниваемые варианты отличаются значением естествен¬
ного коэффициента мощности, то в формулу (3.1) следует включить
приведенные затраты Зкна компенсацию реактивной мощности до
нормируемого значения:
5k = 3^kQ: + 5h.kQ«,
где Q® и Q®—суммарные мощности конденсаторных батарей напряже¬
нием выше и ниже 1000 В, требуемые по расчету; 3® к н 3® к—■ удель¬
ные затраты на компенсацию 1 квар, р./(квар-год) в сетях напряжением
выше и ниже 1000 В соответственно:
5у.к =	+ «АР®,К; 3®у.к = EÆ» к + «ДРИУ.К. (3.10)
Здесь /<® к и Кук — стоимость 1 квар конденсаторной установки на¬
пряжением выше и ниже 1000 В соответственно, р./квар; ДР® к и АРу к—
потери активной мощности на 1 квар реактивной мощности конденса-
10. Экономические показатели компенсирующих установок
Компенсирующее устройство
Удельные
капитальные
затраты,-
р./квар
Удельные
потери
кВт/квар
Нерегулируемые конденсаторы напряже¬
нием до 1000 В
10—11
0,004
Регулируемые конденсаторы напряжением
до ІООО В
12—13
0,004
Тиристорные источники реактивной мощ¬
ности
13—14
0,025
Нерегулируемые конденсаторы напряжением
выше 1000 В
6-7
0,003
31

11. Коэффициенты амортизационных отчислений и отчислений
на эксплуатацию для элементов электроснабжения
Элемент электроснабжения
Амортизацион¬
ные отчисления
тчисления на
;кущий ремонт
эксплуатацию
т. р
сх
се
11
Суммарные от¬
числения Е ==
=£а + £т,р+ Ен
О
s
ВЛ на металлических илн же¬
лезобетонных опорах напряже¬
нием до 10 кВ
0,035
0,005
0,04
0,16
35—150 кВ
0,028
0,004
0,032
0,152
220 кВ и выше
0,024
0,004
0,028
0,148
ВЛ на опорах из пропитанной
древесины напряжением до
10 кВ
0,066
0,01
0,076
0,196
35—150 кВ
0,053
0,01
0,063
0,183
220 кВ и выше
0,042
0,01
0,052
0,172
ВЛ на деревянных опорах с
железобетонными пасынками
напряжением до 10 кВ
0,053
0,01
0,063
0,183
35—150 кВ
0,042
0,01
0,052
0,172
220 кВ и выше
0,034
0,01
0,044
0,164
Кабельные линии в земле и
под водой напряжением
до 10 кВ
0,03
0,015
0,045
0,165
35 кВ
0,041
0,02
0,061
0,181
ПО кВ и выше
0,022
0,02
0,042
0,162
Кабельные линии в помещении
до 10 кВ
0,024
0,01
0,034
0,154
35 кв
0,033
0,005
0,038
0,158
Токопроводы 6—10 кВ
0,03
0,01
0,04
0,16
Электродвигатели до 100 кВт
0,102
0,017
0,119
0,239
свыше 100 кВт
0,074
0,01
0,084
0,204
Распредустройства, подстан¬
ции, силовое оборудование
0,063
0,01
0,073
0,193
Измерительные и регулирую¬
щие приборы и устройства
0,12
0,01
0,13
0,25
Батареи статических конден¬
саторов
0,075
0,008
0,083
0,203
Аккумуляторные батареи с не¬
прерывным подзарядом
0,092
0,01
0,102
0,222
32

торной установки напряжением выше и ниже 1000 В соответственно,
кВт/квар.
Ориентировочно удельные капитальные затраты и удельные по¬
тери (на 1 квар) реактивной мощности компенсирующего устройства
можно принимать в соответствии с табл. 10. В тех случаях, когда ком¬
пенсация реактивной мощности не требуется, учет разной реактивной
нагрузки сравниваемых вариантов не производится. Если выработка
реактивной мощности в одном из вариантов обеспечивается синхрон¬
ными двигателями, то в этом варианте учитывается их более высокая
стоимость по сравнению с асинхронными двигателями второго вариан¬
та н удельные потери активной мощности на 1 квар выдаваемой син¬
хронными двигателями реактивной мощности. Рекомендуемые нормы
амортизационных отчислений, отчислений на эксплуатацию и текущие
ремонты и суммарных отчислений приведены в табл. 11.
3.	ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ
ПРИ РЕКОНСТРУКЦИИ
В ряде случаев возникает необходимость сравнивать экономиче¬
скую целесообразность сооружения новой установки или реконструк¬
ции (расширения) действующей. Приведенные затраты для реконструи¬
руемых объектов определяются по выражению [41]
3 = Иэ + Ес (Ав + Ав. с) + Ен (Кв + Кст - Ад.о + Ал.о + Ам.д).	(3-11)
где К — капиталовложения во вновь сооружаемые элементы электро¬
снабжения в действующих ценах по укрупненным показателям, тыс. р.;
Квс — восстановительная стоимость существующих элементов по укруп¬
ненным показателям, тыс. р.; Ес = Еа+ Ет р; Аст = Кв с + Кис — стои¬
мость существующих элементов электроснабжения, сохраняемых при
реконструкции, тыс. р.; Ки с = EJKK с — износ существующих элементов
электроснабжения, тыс. р.; t — время в начала эксплуатации до момента
реконструкции, год; Л'д 0 = Л'ц — 1\к —стоимость существующих эле¬
ментов электроснабжения, освобождаемых при реконструкции и пригодных
для использования в другом месте, тыс. р.; Кц — цена оборудования по
прейскуранту, тыс. р.; Кло = Кг 0 — Кис - Кл + Ад = Хв.с (1 — Egt) —
— Кл + Л'д — капиталовложения в существующие элементы электроснаб¬
жения, ликвидируемые при реконструкции, тыс. р.; KUR = EJ^Kn—
износ этого оборудования, тыс. р.; Кк R = Км-\- Кл — стоимость суще¬
ствующих элементов электроснабжения, ликвидируемых при демонтаже
элементов Л'д о и состоящих из стоимости монтажа Кы и демонтажа Кд
этих элементов, включая ликвидируемые при этом конструкции, тыс. р.
Стоимость первоначального монтажа и ликвидируемых конструк¬
ций демонтированного оборудования Кы определяют по восстанови¬
тельной стоимости неизношенной части этих элементов установки, за
вычетом их ликвидируемой стоимости /<л, принимаемой равной стои¬
мости лома
Км =» Кв.о - Кц -Аи.м - кл = (1 - Еаі) (Ав-С - Ац) - Ал,
2 4-412
33

^й.м = Faz (*в.с — *ц> - йзнос' тыс- P-
На основании формулы (3.11) можно получить выражение для
расчета затрат при полной замене существующего оборудования:
Зр.3 = Иэ + Е.Еъ + Е« - *Д.о + *м.д + *л.о>-	(3.12)
При использовании существующего оборудования и установке
нового
5Р.Н = Еэ + Ес W. + Кв.с> + £н (*₽ +	О-13)
В полученных выражениях (3.12) и (3.13) в капиталовложениях
учитывается восстановительная стоимость неизношенной части суще¬
ствующих элементов электроснабжения, сохраняемых при реконст¬
рукции В то же время стоимость реконструируемого объекта
уменьшается за счет возвратных сумм, учитывающих реализацию де¬
монтируемого оборудования, пригодного для дальнейшего исполь¬
зования на других объектах (Кдо). Таким образом, при ликвидации
существующих фондов их остаточная стоимость, за вычетом сумм реа¬
лизации (/<ст— К ), добавляется к новым ка питаловложениям. Это
полностью соответствует требованиям об учете остаточной стоимости
ликвидируемых фондов, не используемых в другом месте, однако мо¬
жет привести при технико-экономическом сравнении вариантов рекон¬
струкции систем электроснабжения к удорожанию варианта, связан¬
ного с демонтажом и ликвидацией морально устаревшего оборудова¬
ния, которое не находит применения на других объектах. В то же вре¬
мя иа приведенные затраты может оказать решающее влияние стои¬
мость демонтируемого, но еще вполне пригодного для использования
оборудования, прослужившего небольшой срок н имеющего высокую
остаточную стоимость. В связи с этим при технико-экономических рас¬
четах реконструкции можно пользоваться упрощенными выражениями
приведенных затрат [23]:
при полной замене существующего оборудования
Зр.з =	+ ЕсЕв + Еа (*в + *м.д + Кл.о);	(3.14)
при использовании существующего оборудования и установке нового
Зр.н = ИЭ + £С (Лв + ^в.сі + £и^в-	(3-15)
Сохранение существующих трансформаторов илн подстанций при
реконструкции систем электроснабжения промышленных предприя¬
тий создает определенные эксплуатационные удобства: не требуется
ограничения потребителей на период монтажа; можно обходиться без
производства работ под напряжением; не снижается, как правило,
надежность электроснабжения в период монтажа и т. д. При установке
дополнительных трансформаторов на существующих понижающих под¬
станциях 35—220/6—10 кВ и сооружении новых подстанций умень¬
шаются капиталовложения и сокращаются сроки реконструкции. Все
это подтверждает целесообразность учета в ТЭР только новых капи¬
таловложений или безвозвратно утерянных при реконструкции (/<м
К„.о) по упрощенным формулам (3.14) и (3.15). Поэтому при реконст¬
рукции, кроме технико-экономических соображений, решение зави¬
сит и от других причин — удобства выполнения работ, допустимости
перерывов в электроснабжении, возможных при замене оборудования
и др.
34

4.	УЧЕТ ФАКТОРА ВРЕМЕНИ В ТЕХПИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ
РАСЧЕТАХ
При выполнении технико-экономических сравнений вариантов
систем электроснабжения, отличающихся капитальными затратами
и эксплуатационными расходами, следует учитывать, что для получе¬
ния одного и того же результата капиталовложения могут производи¬
ться по разным вариантам в различные сроки. Например, на подстан¬
циях промышленных предприятий трансформаторы устанавливают по
очередям (по мере роста электрической нагрузки), что обеспечивает
их более полную загрузку, кабели могут прокладываться не все сразу,
а по мере роста нагрузок. Если же вместо кабельной прокладки при¬
менен токопровод, то все затраты по его сооружению делаются едино¬
временно, к моменту ввода его в эксплуатацию, а нагрузка затем рас¬
тет в течение длительного периода, до достижения проектной мощности.
Поэтому, в случае, когда капитальные затраты, необходимые для осу¬
ществления сравниваемых вариантов, производятся в различные сро¬
ки, их следует привести к одному календарному сроку, как правило,
к моменту ввода объекта в эксплуатацию.
По истечении года t стоимость строительства обойдется в EllAt.
Если капиталовложения производятся ежегодно в течение t лет, то
суммарные капиталовложения составят:
Л'т = KfA‘ +	.. + ХИ2 +	+
+ = <3J6)
где А = 1 + Еп и = 1 + 0,08 (£п н— нормативный коэффициент при¬
ведения разновременных капиталовложений, учитывающий ущерб
в народном хозяйстве от замораживания капиталовложений в незавер¬
шенном строительстве); К — капиталовложения в год окончания
строительства и начала эксплуатации; К/ — капиталовложения за t
лет до окончания строительства. Значение Епн для энергетики прини¬
мают равным 0,08 [39].
Приведенные отчисления от капиталовложений накапливаются
ежегодно к концу года н к моменту окончания строительства будут
равны без учета амортизационных отчислений:
t
Е„ Кт = Е„ (KtAt-^ +	...+К1+ КОА~Ч = Ек £ KtAt-i.
о
(3.17)
Для капиталозатрат Ко эти отчисления можно считать будущими,
поэтому принимают Д0А“1. Эксплуатационные расходы ко времени
ввода объекта в эксплуатацию также являются будущими. Если годо¬
вые издержки после окончания строительства постоянны, то их можно
записать на основании формулы (3.17) по аналогии с 3 =	+ ЕНД
т
3 = Ик + Е^К(Ат-1,	(3.18)
1
где Т — период строительства и 1 < t < Т — текущие годы в период
строительства.
2*
35

Если после ввода объекта в эксплуатацию нагрузка растет в тече¬
ние ряда лет, то стоимость потерь электроэнергии
H.	.	#92
Ws.T = ^S.o + -f + -p+ ••• +^=	(319>
где Идо — стоимость потерь электроэнергии в год окончания строи¬
тельства и пуска в эксплуатацию; Ид, Иэд, Ид( — приращение по¬
терь электроэнергии в последующие годы — 1,2.../.
При технико-экономических расчетах приходится, как правило
допускать, что рост нагрузки по годам происходит равномерно. По¬
скольку в год окончания строительства Изо = 0, формула (3.19) при¬
обретает вид
И.,	£
Иэ.т = Т + ’ ' ' + Д7= £	<3 2°)
Если выразить 7/ЭІ, Иэ2 и т. д. как части проектной стоимости го¬
довых потерь электроэнергии И3, то приведенные затраты можно пред¬
ставить в виде
Зт=ЕК + т(Иэ,	(3.21)
где tnt — коэффициент, учитывающий темп роста нагрузки:
ті — Е1 _1_ JE I

Если проектной нагрузки достигают сразу после пуска объекта
в эксплуатацию, то рц = 1; р2 = р8 = ...=gz = 0. Тогда mt =-^-.
В общем случае:
I,	3,5 , 7 , 9 t
mt ' t2A ' t2A2' t2Aa '
1/1,35, 7 , 9 \	(3.22)
~ t2\A +Л2“Глз+	+ Л5 I
Принимая во внимание, что А = 1,08, значение коэффициента mt
при продолжительности роста нагрузки 1—10 лет составляет соответ¬
ственно 0,93—0,88—0,83—0,79—0,75—0,71—0,68—0,65—0,62—0,59.
С учетом фактора времени как в части производства капиталовло¬
жений в течение нескольких лет, так н постоянного роста нагрузок
приведенные затраты приобретают внд
Т
Зг = Ен JJ (Kt + Ht) Ax~t + 7/нДТ-Г’	(3.23)
t=i
где Kt и Ht — капитальные затраты и издержки по годам от начала
строительства до ввода в эксплуатацию с учетом отчислений на рено¬
вацию; і — год от момента начала строительства; t — год, к которому
приводятся затраты,— его выбор определяется удобством расчета и на
результаты экономического сравнения влияния не оказывает (как пра¬
вило, это год начала строительства); Т — расчетный период от начала
строительства до выхода объекта на проектную нагрузку; Ин— годо¬
вые издержки производства при нормальной эксплуатации.
36

Если затраты приводят к последнему году расчетного периода,
т. е. т = Т, то
т
3т = Е^ («1 +	А''~* + Д.	(3-24)
z=i
В расшифрованном виде формулу (3.24) можно записать:
Зт = Ен [(/<х + //,) Ат~1 + (К2 + И2) Лт-2 + ... + (ÆT_j + Д-Р А +
+ (Д + Д)]+Д.	(3.25)
При т = 0, т. е. когда затраты приводят к году, предшествующему
началу расчетного периода,
т
(«t + Д) А-‘ + ИКА-Т.	(3.26)
f=i
Если считать, что от момента выпуска заводами электрооборудо¬
вания и материалов до ввода нх в эксплуатацию проходит не более
одного года, то нормативные отчисления от капитальных затрат и от¬
числения на амортизацию и обслуживание будут равны Ef(, где Е —
= ЕН + Еа+Ет.р.
Приведенная стоимость годовых потерь электроэнергии
Д.т= I Иэ.тА-1<
t=i
где Иа т — приращения годовых потерь электроэнергии по годам. Тогда
т
Зт = ЕК + Д т =	+ £ Еэ.тА'!-	(З-27)
/==
Если затраты приводятся к первому году расчетного периода, то
, _ V Е«Kt +
2j At-t
где ÔHt — изменение издержек по годам (àllt — Ht —
Таким образом, при приведении затрат к году окончания строи-
тельства и начала эксплуатации приведенные капиталовложения с уве¬
личением сроков строительства за счет замораживания средств возра¬
стают, а годовые издержки с увеличением сроков освоения проектной
мощности снижаются.

Глава 4
ВЫБОР СХЕМ И НАПРЯЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИЙ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
1.	СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ НА НАПРЯЖЕНИЕ 35—330 кВ
Схему электрических соединений подстанции выбирают на основа¬
нии общей схемы электроснабжения предприятия и схемы развития
энергосистемы. При этом она должна удовлетворять следующим тре¬
бованиям: обеспечивать надежность электроснабжения потребителей
подстанции в соответствии с категориями электроприемников и пере¬
ток мощности по магистральным связям в нормальном и послеаварий-
ном режимах; учитывать перспективу развития подстанции; допускать
возможность поэтапного расширения; обеспечивать возможность про¬
ведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах
схемы без отключения соседних присоединений; обеспечивать нагляд¬
ность, простоту, экономичность и автоматичность, т. е. возможность
восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации
средствами автоматики.
На подстанциях промышленных предприятий устанавливают, как
правило, два трансформатора. Установка одного трансформатора до¬
пускается, если обеспечивается требуемая степень надежности элек¬
троснабжения потребителей. Установка более двух трансформаторов
должна быть подтверждена соответствующим технико-экономическим
обоснованием.
Для распределительных устройств (РУ) 35—220 кВ преимущест¬
венно применяют упрощенные схемы без выключателей на стороне
высшего напряжения [34].
Выключатели устанавливают: в РУ 330 кВ (в отдельных случаях
в цепях трансформаторов применяют схемы без выключателей); в РУ
35—220 кВ в схемах мостиков и со сборными шинами, а также при на¬
личии однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ),
когда установка отделителей и короткозамыкателей недопустима по
климатическим условиям.
Если трансформаторы присоединены к линиям без выключателей,
чтобы избежать повреждений в трансформаторе, следует предусмот¬
реть одно из следующих мероприятий.
1. Установить короткозамыкатель для искусственного замыкания
на землю одной фазы (для сети с глухозаземленной нейтралью) или
двух фаз между собой (для сети с изолированной нейтралью), и, если
это необходимо, отделитель, автоматически отключающий трансфор¬
матор в бестоковую паузу ЛПВ линии (для схемы блока линия-транс¬
форматор при питании каждого трансформатора отдельной радиаль¬
ной линией отделитель в цепи трансформатора не устанавливают).
2.	Установить на стороне высшего напряжения трансформатора
открытые плавкие вставки, выполняющие функции короткозамыкателя
и отделителя, в сочетании с АПВ линии. Схемы с открытыми плавкими
вставками допускаются лишь на временных подстанциях или на под¬
станциях, питающих потребителей только III категории по надежности
электроснабжения (см. ПУЭ, § 1—2—17, 1982 г.).
3.	Отключающий сигнал должен передаваться на выключатель
линии; при этом, если необходимо, устанавливают отделитель. Сигнал
на отключение передается по специальным кабелям связи или непосред¬
ственно по проводам питающей линии с помощью аппаратуры высоко¬
частотной связи. Для резервирования отключающего сигнала исполь¬
38

зуют дублирование сигнала по параллельному каналу или устанавли¬
вают короткозамыкатель.
Резервирование отключающего сигнала может быть не предусмот¬
рено в случае, когда резервные ступени защиты питающих концов ли¬
ний чувствительны к повреждениям в трансформаторе.
При решении вопроса о применении отключающего сигнала или
установке короткозамыкателя должно учитываться следующее: ответ-
Рис. 2. Схемы подстанций промышленных предприятий на напряже¬
ние 35 — 330 кВ:
а — два блока линия—трансформатор с разъединителями; б — два блока с отде¬
лителями и неавтЬм этической перемычкой со стороны линий; в — мостик с вы¬
ключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов; г — четырех¬
угольник; д — одна секционированная система тин; е — одна секционированная
система шин с обходной, с отделителями в цепях трансформаторов н совмещен¬
ными секционным и обходным выключателями
ственность линии и допустимость искусственного создания на ней ме¬
таллического КЗ; мощность трансформатора и допустимое время ликви¬
дации повреждения в нем; удаленность подстанции от питающего кон¬
ца линии и способность выключателя линии отключать неудаленные
КЗ; характер потребителя с точки зрения требуемой быстроты восста¬
новления напряжения; вероятность отказов короткозамыкателя при
низких температурах и гололеде.
4.	Установить предохранители на стороне высшего напряжения
понижающего трансформатора. Схема с предохранителями допускается
на подстанциях промышленных предприятий с трансформаторами до
4000 кВ • А в пределах их параметров по номинальному току, напря¬
жению и разрывной мощности при условии обеспечения селективности
защит.

На рис. 2 приведены схемы двухтрансформаторных подстанций —
типичные для системы электроснабжения промышленных предприятий.
Схему, изображенную на рис. 2, а (два блока линия-трансформатор
с разъединителем), применяют на напряжении 35—330 кВ при пита¬
нии подстанций через линии, не имеющие ответвлений, когда линейная
защита со стороны питающего конца с достаточной чувствительностью
охватывает трансформатор, или когда осуществляется передача отклю¬
чающего сигнала. При кабельном вводе в трансформатор разъединитель
не предусматривается. Схему на рис. 2, б (два блока линия-трансфор¬
матор с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны
линий) применяют на подстанциях напряжением 35— 220 кВ (при
напряжении 35 кВ устанавливают короткозамыкатель в двухфазном
исполнении). Схему на рис. 2, в (мостик с выключателем в перемычке
и отделителями в цепях трансформаторов) применяют на стороне выс¬
шего напряжения подстанций 35—220 кВ при транзите мощности или
двухстороннем питании. Выключатель в перемычке осуществляет сек¬
ционирование линии. На напряжение 110—220 кВ мостиковые схемы
выполняют с ремонтной перемычкой, при напряжении 35 кВ ремонт¬
ная перемычка не предусматривается. Схему на рис. 2, а (четырех¬
угольник) применяют на напряжении 220 кВ и выше при четырех при¬
соединениях (две линии и два трансформатора), необходимости сек¬
ционирования транзитной линии, наличии ответственного потребителя
на стороне среднего или низшего напряжения и мощности трансформа¬
торов от 125 МВ • А и более при напряжении 220 кВ и любой мощно¬
сти при более высоких напряжениях. На напряжении 220—330 кВ
при трех-четырех линиях, двух трансформаторах и отсутствии пер¬
спективы расширения применяют схему расширенного четырехуголь¬
ника. (На рис. 2, г аппаратура, относящаяся только к схеме расши¬
ренного четырехугольника, показана штриховой линией).
Схемы со сборными шинами (рис. 2, ô), как и описанную схему че¬
тырехугольника, на напряжении 110 кВ и выше подстанций промыш-
Мощность
трансфор¬
матора ,
тыс. кВ-А
1; 1,6;
2,5
6,3
10
16
25
32
40
63
80
125
160
200
250
400
12. Выбор схем понизи
Схема подстанции (рис. 3)
35
6
V 5
ÎÔ
НО
6
ио
10
110
_10
6
110
35
6
ПО
35
10
150
6
150
10
150
10
6
150
35
6
]50
35
10
220
10
220
35
6
220
35
10
1
1
—
1
1
1
1
	.
6
6
1
1
1
1
—.
6
6
1
I
1
1
—й
6
6
1
1
6
6
—


—
2
2
2
2
2
6
6
—.
—
—
6
6
—-
6
6
2(3)
2
—
—
—~
——
—»
2(3)
2
2 (5)


—~
2 (3)
2
2(3)
2
5 (7)
8
6
—.
——
11
6
—-
8
6
3(9)
——
3(9)
2
5 (7)
11
8
3 (9)
2
5(8)
11
8
—
—і
—
—
—
—
7
11
8
—
—-»
——
—
—
—
—
—
—
3
—
—-
—*
—-
—
—
——
_—


—-
—а
—■
«—й.
—
—в
——
—
—
—
—-
3(9)
—
—й
—
	‘
—*
—
—
—
—
—*
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—*
—
—
—
—
—
Примечания: 1. По пропускной способности требуется 3 реактора.
2. Трансформаторы с РПН '
3 В скобках — трехобмоточные трансформаторы.
4. В ряде схем в некоторых случаях вместо трансформаторов — автотрансформа
40

ленных предприятий применяют редко. Применение схемы со сбор¬
ными шинами, как правило, обусловлено схемой развития энергоси¬
стемы. Схемы с одной секционированной и обходной системами шин
предусматривают на напряжение 110—220 кВ при парных линиях, или
линиях, резервируемых от других подстанций, а также радиальных, но
не более одной на каждой секции. Схему, изображенную на рис. 2, е
(одна рабочая секционированная выключателем и обходная си¬
стемы шин с отделителями в цепях трансформаторов и совмещенным
секционным и обходным выключателем) применяют на стороне 110—
220 кВ подстанций при числе присоединений до 6 включительно и от¬
сутствии перспективы дальнейшего расширения. Такая схема приме¬
нима, когда по условиям сети возможно деление РУ на время ремонта
любого выключателя. Если в цепях трансформаторов установлены
вместо отделителей выключатели, мощность трансформаторов увели¬
чивается до 125 МВ ■ А при 110 кВ и до 250 МВ • А при 220 кВ.
При семи и более присоединениях 110—220 кВ применяют схему
с одной рабочей секционированной выключателем и обходной система¬
ми шин с отдельными секционным и обходным выключателями. Число
присоединений, допускаемое для этой схемы, не ограничивается при
выполнении условий, предъявляемых к схемам с одной секциониро¬
ванной и обходной системами шин. В случае, когда такая схема
не применима, при напряжении 110—220 кВ подстанций предусматри¬
вают схему с двумя рабочими и обходной системами шнн.
2.	СХЕМЫ ПОДКЛЮЧЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОНИЗИТЕЛЬНЫХ ПОДСТАНЦИЙ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
При выборе схем электрических соединений подстанции 35—
330 /6—10 кВ решающими являются следующие факторы: мощность
подстанции, определяющая число выводов и секций шин 6—10 кВ; на¬
тельных подстанций
при сочетании напряжений
220
ИО
6
220
ПО
10
220
НО
35
220
35
330
6
330
10
330
ДО
6
330
110
35
330
110
10
330
220
10
330
220
35
330
150








—
—
—•
—»
—
—
—
—
—а
—-
—•
—
—
—
—
—
—»
—-*
——
—-
—
—-
—Т
—
—.
—
—
——
—
—
—.
—
—■
—ч
—
—
—
—
——
—
—
—


—
—л
—
—
——
—
—
—
——
•—
—
—
•—<
—-
—
——
—
— -
—_
6 (АТ)
6 (АТ)
6 (АТ)
—
3(9)
2
5 (8)
—
—
—
—
—«
—
■
—
— ■
■■■■
—
I 1 1
■—
——
,, ИЯ
11 (АТ)
6 (АТ)
6 (АТ)
—
—
—
—
6 (АТ)
6 (АТ)
—
—
—*
—
2
—
——


—Г-.
■■
П (АТ)
10
6 (АТ)
—
—
—
10
6 (АТ)
—
П (АТ)
6 (АТ )
—-
.—
—
—
—-
—.
—«
—
—
—
—
10
6 (АТ)
1 (АТ)
торы (АТ).
41

g 13. Технические данные трансформаторов 35—330/6—10 кВ (по номенклатурным справочникам)
Номиналь¬
ная мощ¬
ность,
кВ-А
Тип
Тип регулирова¬
ния напряжения
Сочетания
напряжений, кВ
Соотношение
мощностей
обмоток, %
ек, % В—Н или
ВС—ВН—СН
Потеря
мощности
X +
+ кВт
1000
ТМН-1000/35-7 ЗУ 1
РПН
Напряжение 35 кВ
35/6,3 (11)
—
6,5
2.75+11,6
1600
ТМН-1600/35-73У1
ТМ-1600/35-63У1
ТМ-1600/35Т
РПН
ПЕВ
ПЕВ
35/6,3 (11)
35/6,3 (10,5)
35/6,3
—
6,5
6,5
6,5
3,65+16,5
3,65+16,5
3.2+14,5
2500
ТМ-2500/35-64У1
ГМ-2500/35Т
ТМН-2500/35-73У1
ПЕВ
ПЕВ
РПН
35/6,3 (10,5)
35/6,3
35/6,3 (11)
—
6,5
6,5
6,5
5,1+23,5
4,6+20
5,1+23,5
♦000
ТМН-4000/35-73У1
ТМ-4000/35-64У1
РПН
ПЕВ
35/6,3 (И)
35/6,3 (10,5)
—
7,5
7,5
6,7+33,5
6,7+33,5
6300
ТМ-6300/35-64У1
ТМ-6300/35Т
ТМН-6300/35-73У1
ПЕВ
ПЕВ
РПН
35/6,3 (10,5)
35/10,5 (6,3)
35/6,3 (11)
—
7,5
7,5
7,5
9,4+46,5
9+39
9,25+46,5
10000
ТД-10000/35-74У1
ТДНС-10000/35-74У1
ТМН-10000/35-72УЗ
ПБВ
РПН
РПН
38,5/6,3 (10,5)
36,75/6,3 (10,5)
36,75/6,3
—
7,5
8
7,5
14,5+65
13,5+70
14,5+65
16000
ТД-16000/35-74У1
ТДНС-16000/35-74У1
РПН
38,5/6,3 (10,5)
36,75/6,3 (10,5)
—
8
10
21+90
19,2+90
25000
ТРДНС-25000/35-73У1
РПН
36,75/6,3—6,3
(10,5—10,5)
100/50/50
9,5
(НН,—НН,—15)
25+115
32000
ТРДНС-32000/35-72У1
РПН
36,75/6,3—6,3
(10,5—10,5)
100/50/50
11.5
(НН,—НН,—20)
30+145

40 100
ТРДНС-40000/35-74У1
РПН
63000	ТРДНС-63000/35-72У1
РПН
36,75/6,3- 6,3
(10,5-10,5)
100/50/50
11,5
(НН,-НН2-20)
36+170
36,75/10,5— 10,5
100/50/50
11,5
(ННі-НН2-20)
50+250
2500
ТМН-2 500/110-80У1
РПН
6300
ТМН-6300/110-73У1
ТМТН-6300/110-73У1
ТМН-6300/110-71У1
ТМТН-6300/110-71У1
РПН
РПН
РПН
РПН
10000
ТДН-10000/110-73У1
ТДТН-10000/110-76У1
ТДН-10000. 110-70У1
ТДТН-10000/110-70У1
РПН
РПН-ВН
ПБВ-СН
РПН
РПН
16000
ТДТН-16000/110-76У1
ТДН-16000/110-76У1
РПН
РПН
ТРДН-25000/И0-76У1
РПН
25000
ТДТН-250С0/110-76У1
РПН-ВН
ПБВ-СН
ТДТН-25000/110-67У1
РПН
ТДТН-25000/110-79У1
РПН
40000
ТРДН-40000/110-76У1
РПН
rf*
СС
Напряжение 110 кВ
110/6,6 (11)
—
10,5
6,5+22
115/6,6 (И)
10,5
11,5+48
115/38,5/11 (6,6)
100/100/100
10,5; 17; 6
17+58
115/6,6 (11)
10,5
13+49
115/38,5/6,6 (11)
10,5; 17; 6
17+58
115/6,6 (11)
115/38,5/
10,5
15,5+60
6,6 (11)
100/100/100
10,5; 17; 6
19+76
115/6,6 (11)
115/38,5/
10,5
18+60
6,6 (11)
10,5; 17; 6
234-76
115/38,5/6,6 (11)
115/6,6 (11)
100/100/100
10,5; 17; 6
10,5
26+96
24+85
115/6,3—6,3
100/50/50
10,5
30+120
115/6,3—10,5
(НН,—НН2—15)
115/10,5—10,5
115/11/6,6
115/38,5/6,6
115/38,5/11
100/100/100
10,5; 17,5; 6,5
36+140
115/11/6,6
115/38,5/6,6
100/100/100
10,5; 17,5; 6,5
42+140
115/38,5/11
115/11/6,6
115/38,5/6,6
115/38,5/11
100/100/100
10,5; 17,5:6.5
28+140
115/6,3—6,3
100/50/50
10,5
50+160
115/10,5-10,5
115/6,3—10,5
(НН,—НН2—15)
115/11/6,3
115/38,5/6,3
100/100/100
17,5; 10,5; 6,6

Продолжение табл. 13
J2 t
5 a
g O -
s a s ій
Тнп
Тип регулирова¬
ния напряжения
Сочетания
напряжений, кВ
Соотношение
мощностей
обмоток, %
% В—Н или
ВС—ВН—СН
Потеря
мощности
&рх. X +
+ д^кз> кВт
40000
ТДТН-40 000/110-67У1
РПН
115/38,5/10,5
115/11/6,6
115/38,5/6,6
115/38,5/11
100/100/100
63+200
63000
ТРДЦН-63000/110-76У1
ТДТН-63000/110-76У1
РПН
РПН
115/6,3—6.3
115/10,5-10,5
115/6.3 — 10,5
115/38,5/6,6
115/38,5/11
115/11/6,6
100/50/50
100/100/100
Т ДТП-80000/110-69У1
РПН
•80000
ТДЦТНК-80000/110-74У1
ТДЦ-80000/110-72У1
РПН
ПБВ
425000
ТРДЦН-125000/110-74У1
ТДЦ-125000/Ц0-70У1
РПН
ПБВ
115/11/6,6
115/38,5/6,6
115/38,5/11
115/38,5/10,5
121/6,3 (10,5)
115/10,5 — 10,5
121/10,5
Напряжение 150 кВ
100/100/100
100/100/100
11
10,5
86000
ТДН-16000/150-70У1
ТДТН-16000/150-70У1
РПН
РПН-ВН
ПБВ-СН
^5000
ТДТН-25000/150-70 У1
РПН-ВН
ПБВ-СН
158/6,6 (11)
158/38,5/6,6
158/38,5/11
100/100/100
100/100/100
70 +24 5
87+290
102+390
102+390
70+310
120+400
100+400
21+88
25+96

32000
ТРДН-32000/150-70У1
РПН
40000
ТДТН-40000/150-70У1
РПН-ВН
ПБВ-СН
ТРДН-63000/150-70У1
РПН
■63000
ТДТН-63000/150-70У1
РПН-ВН
ПБВ-СН
■25000	ТДТН-25000/220-70У1	РПН
40000	ТДТН-40000/220	РПН-ВН
ПБВ-СН
-63000	АТДЦТН-63000/220/110-78У1 РПН
■125000
АТДЦТН-125000/220/110-
68У1
РПН
160000	ТРДЦН-І60000/220-78У1
РПН
158/6,3—6,3
158/10,5—10,5
158/10,5-6,3
158/38,5/6,6
158/38,5/11
100/100/100
100/100/100
158/6,3—6,3	100/50/50
158/10,5 — 10,5
158/10.5—6,3
158/38,5/6,6
158/38,5/11	100/100/100
Напряжение 220 кВ
230/38,5/6,6
230/38,5/11
230/38,5/6,6
230/38,5/11
230/121/6,3,
или 6,6,
или 10,5
или 11,
или 27,5
или 38,5
230/121/6,3
или 6,6,
или 10,5,
или 11,
или 38,5
230/11—11
230/38,5—38,5
100/100/100
100/100/100
63 мВ-А
32 МВ-А
125 мВ-А
63 мВ-А
100/50/50
10,5
(НН,—НН 2—16,5)
10,5; 18; 6
10,5
(НН,—НН2—16,5)
10,5; 18; 6
12,5; 20; 6,5
11,4; 35,7; 21,9
12
354-145
534-185
594-235
674-2 8 5
504-135
664-240
344-370
854-290
1674-525

Продолжение табл. 13
к
£sS<
Sg о»
Uh œ Д Ж
Тип
Тип регулирова¬
ния напряжения
Сочетания
напряжений, кВ
Соотношение
мощностей
обмоток, %
ек, % В—Н или
ВС—ВН-СН
Потеря
мощности
дрх х +
4- ДРКЗ, кВт
200000
АТ Д ЦТН-200000/220/11 0- 68У1
РПН
230/121/6,3,
или 6,6,
или 10,5,
или 11,
или 15,75,
или 38,5
200 мВ- А
100 мВ-А
И; 32; 20
125 4-430
250000
63000
АТДЦТН-250000/220/1Ю-
75У1
ТРДЦН-53000/330-74У1
РПН
РПН
230/121/10,5; 38,5
Напряжение 330 кі
330/6,3—6,3
330/10,5—10,5
330/6,3—10,5
250 мВ»А
125 мВ*А
3
100/50/50
11,5; 33,4; 20,8
и
145+520
120+265
125000
АТДЦТН-125000/330/1Ю-77У1
РПН
330/115/38,5
(10,5)
125 мВ»А
63 мВ «А
Ю ; 35; 24
115+370
133000
АОДЦТН-133000/330/220-74У1
РПН
j30/220/10,5
(38,5)
ІЗЗмВ-А
НН-33 мВ-А
9; 60,5; 48,5
55+280 \
200000
АТДЦТН-200000/330/110-74У1
РПН
330/220/10,5
(38,5)
200 мВ, А
НН- 80 мВ.А
10; 34; 22,5
1 80+600
400000
АТ ДЦН-40 0000/3 30/150-76У1
РПН
330/165
100/100/100
11,3
180+750

со-

пряжения высшей и низшей сторон трансформатора и его исполнение
(двух-или трехобмоточный, с расщепленными обмотками и др.); мощ¬
ность КЗ на стороне 6—10 кВ, от которой зависит необходимость уста¬
новки реакторов; характер нагрузок, определяющий подпитку места
КЗ и число секций на стороне 6—10 кВ.
В табл. 12 указаны номера схем подстанций, приведенных на
рис. 3, в зависимости от сочетания напряжений и мощности трансфор¬
маторов. Одновременно в таблице показана номенклатура трансфор¬
маторов и автотрансформаторов общепромышленного исполнения, вы¬
пускаемых отечественной промышленностью на напряжение 35—
330 кВ (табл. 13). Для трансформаторов мощностью до 16 МВ • А
включительно применяют схемы: 1 — для двухобмоточных трансфор¬
маторов 35—110/6—10 кВ и 6 — для трехобмоточных трансформаторов
110—220/35/6—10 кВ. Схему 2 применяют для трансформаторов с рас¬
щепленной вторичной обмоткой мощностью 25—63 МВ • А со вторич-
14.	Одинарные бетонные реакторы серий РБ, РБУ, РБГ, РБД, РБДУ,
РБДГ
Тип
Номинальное
индуктивное
сопротивление,
Ом
Номинальные
потери на фазу,
кВт
Длительно до¬
пустимый ток
■ при естествен¬
ном охлажде¬
нии, А
Электродинами¬
ческая стой¬
кость, кА
РБ, РБУ, РБГ 10-400-0,35
0,35
1,6
400
25
РБ, РБУ, РБГ 10-400-0,45
0,45
1,9
400
25
РБ, РБУ, РБГ 10-630-0,25
0,25
2,5
630
40
РБ, РБУ 10-630-0,40
0,4
3,2
630
32
РБГ 10-630-0,40
0,4
3,2
630
?3
РБ, РБУ, РБГ 10-630-0,56
0,56
4
630
24
РБ, РБУ, РБГ 10-1000-0,14
0,14
3,5
1000
63
РБ, РБУ 10-1000-0,22
0,22
4,4
1000
49
РБГ 10-1000-0,22
0,22
4,4
1000
55
РБ, РБУ, РБГ 10-1000-0,28
0,28
5,2
1000
45
РБ, РБУ, РБГ 10-1000-0,35
0,35
5,9
1000
37
РБ, РБУ, РБГ 10-1000-0,45
0,45
6,6
1000
29
РБ, РБУ, РБГ 10-1000-0,56
0,56
7,8
1000
24
РБ, РБУ 10-1600-0,14
0,14
6,1
1600
66
РБГ 10-1600-0,14
0,14
6,1
1600
79
РБ, РБУ 10-1600-0,20
0,2
7,5
1600
52
РБГ 10-1600-0,20
0,2
7,5
1600
60
РБ, РБУ, РБГ 10-1600-0,25
0,25
8,3
1600
49
РБ, РБУ, РБГ 10-1600-0,35
0,35
11
1600
37
РБД, РБДУ 10-2500-0,14
0,14
11
2150
66
РБГ 10-2500-0,14
0,14
11
2500
79
РБД, РБДУ 10-2500-0,20
0,2
14
2150
52
РБГ 10-2500-0,20
0,2
14
2500
60
РБДГ 10-2500-0,25
0,25
16,1
2150
49
РБДГ 10-2500-0,35
0,35
20,5
2000
37
РБДГ 10-4000-0,105
0,105
18,5
3750
97
РБДГ 10-4000-0,18
0,18
27,7
3200
65
Пр имечавие. Время протекания тока термической стойкости приведенных
реакторов составляет 8 с.
48

иым напряжением 10 и 6 кВ. Для трансформаторов 32—63 МВ • А на¬
пряжением 6 кВ может появиться необходимость в использовании схем
<3 или 5 с реактированием вводов 6 кВ трансформаторов, поскольку
мощность КЗ иа стороне 6 кВ может быть близкой или превосходить
разрывную мощность выключателей камер КРУ. Для трансформаторов
со вторичной обмоткой мощностью 63 мВ А такая необходимость
появится и при напряжении 10 кВ (трансформаторы 110/10 кВ). Схе¬
му 4 можно применять для трансформаторов 25000 и 40000 кВ ■ А при
напряжении 6 кВ вместо схемы 2 для уменьшения количества секций.
Схему 9 применяют для трансформаторов 63 МВ А 35/6, 110/6 и
330/6 кВ, а также для трансформаторов 160 МВ •' А 220/10 кВ с рас¬
цепленными вторичными обмотками. Отличается она от схемы 3 боль-
цой пропускной способностью вторичной стороны за счет применения
сдвоенных реакторов, однако имеет вдвое больше секций шин 6—10 кВ.
Для трехобмоточных трансформаторов 110—150/35/6—10 кВ и 220/
/35/6—10 кВ применяют схемы 6, 8 и 11, отличающиеся высокой про¬
пускной способностью и степенью ограничения мощности КЗ на сторо¬
не 6—10 кВ. Так, для трансформаторов с мощностью вторичной об¬
мотки 40 МВ ■ А при 10 кВ используется схема 6, при 6 кВ — схема
8, для трансформаторов 63, 80 и 100 МВ А — соответственно 8 (при
высоком значении напряжения КЗ трансформатора — и схема 6) и 11.
15.	Сдвоеииые бетонные реакторы серий РБС, РБСУ, РБСГ, РБСД
Тип
Номинальное индуктив¬
ное сопротивление, См
Индуктив¬
ное сопро¬
тивление,
Ом
1 КОЭффиЦН-
Номинальные потери
на фазу, кВт
Длительно допустимый
ток при естественном
охлаждении, А
Электродинамическая
стойкость, кА
Эле ктродннамнчес кая
стойкость при встреч¬
ных токах КЗ, кА
обеих ветвей
ветвей при
встречных
токах
Й
X
Ч
л
æ
ЕЕ
2
О
Т
ент связи
РБС, РБСУ, РБСГ-10-2х630-0,25
0,25
0,73
0,135
0.46
4,8
2X630
40
14,5
РБС, РБСУ-10-2Х630-0.40
0,4
1,2
0,2
0,5
6,3
2X630
32
12,5
РБСГ-10-2х630-0,40
0,4
1,2
0,2
0,5
6,3
2X630
33
12,5
РБС, РБСУ, РБСГ-10-2х 630-0,56
0,56
1,71
0,263
0,53
7,8
2X630
24
11
РБС, РБСУ, РБСГ-10-2X 1000-6,14
0,14
0,417
0,071
0,49
6,4
2X1000
63
21
РБС, РБСУ-10-2Х 1000-0,22
0,22
0.673
0,103
0,53
8,4
2X1000
49
18,5
РБСГ-10-2Х 1000-0,22
0,22
0,673
0,103
0,53
8,4
2X1000
55
18,5
РБС, РБСУ, РБСГ-10-2x1000-0,28
0,28
0,856
0,132
0,5 3
10
2X1000
45
16
РБСД, РБСДУ-10-2Х1000-0.35
0,35
1,08
0,159
0,55
11,5
2x960
37
15
РБСГ-10-2x1000-0,35
0,35
1,08
0,159
0,55
11,5
2X1000
37
15
РБСД, РБСДУ-10-2л'1000-0,4,г
0,45
1,34
0,23
0,49
13,1
2X940
29
13,5
РБСГ-10-2Х 1000-0,48
0,45
1.34
0,23
0.49
13,1
2X1000
29
13,5
РБСД, РБСДУ-10-2Х 1000-0,56
0.56
1,68
0,28
0,5
15,7
2x900
24
13
РБСГ-10-2Х 1000-0,56
0,56
1,68
0,28
0,
5
15,7
2X1000
24
13
РБС, РБСУ-10-2 х 1600-0,14
0,14
0,436
0,062
0,56
11,5
2X1600
66
26
РБСГ-10-2Х 1600-0,14
0,14
0,436
0,662
0,56
11,5
2X1600
79
26
РБСД, РБСДУ-10-2Х 1600-0,20
0,2
0,6
0,098
0,51
14.3
2X1420
52
22
РБС-10-2ХІ 600-0,2
0,2
0,6
0,098
0.51
14,3
2X1600
60
22
РБСД, РБСДУ-10-2Х1600-0.25
0,25
0,75
0,119
0.52
16,7
2X1350
49
20
РБС ДГ-10-2 X1600-0,25
0,25
0,76
0,119
0,52
16,7
2X1500
49
20
РБСДГ-10-2Х1600-0.35
0,35
1,07
0,197
0,46
22
2X1470
37
18,5
РБСДГ-10-2Х 2500-0.14
0,14
0,4 3
0,067
0,52
22,5
2X2100
79
29,5
РБСДГ-10-2Х2500-0.20
0,2
0,58
0,109
0,46
32,1
2X1800
60
26
Примечание. Время протекания тока термической стойкости приведенных
реакторов составляет 8 с.
49

16.	Выключатели
Тип
Конструк¬
тивное
исполнение
Номинальное напряже¬
ние. кВ
Номинальный ток, А
		X
действующее
значение пери-	Ohÿ
одической со-	g я
ставляющей	я 5^
>о Ç
амплитудное	& ÿ
tva tiOTJun	S.
1
Предельный ток терми¬
ческой стойкости, кА
Номинальный ток
отключения, кА
ВЭМ-6-2000/40-125
ВЭМ-6- 3200/40-125
ВЭМ-10Э-1000/12, 5УЗ
ВЭМ-10Э-1250/12, У5
ВЭМ-10Э-1000/20УЗ
ВЭМ-10Э-1250/20У
ВЭ-10-1250/20УЗ
ВЭ-Ю-1600-2ОУЗ
ВЭ-10-2500-20УЗ
ВЭ-10-3600-20УЗ
ВЭ-10-1250-31, 5УЗ
ВЭ-Ю-1600-31, 5УЗ
ВЭ-10-2500-31, 5УЗ
ВЭ-10-3600-31, 5УЗ
Электромаг¬
нитные
6
6
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
2000
3200
1000
1250
1000
1250
1250
1600
2500
3600
1250
1600
2500
3600
40
40
20
20
20
20
20
20
20
20
31,5
31,5
31.5
31.5
125
125
52
52
52
52
51
51
51
51
80
80
80
80
40
40
20
20
20
20
20
20
20
20
3/-5
31:5
31;5
31,5
40
40
12,5
12,5
20
20
20
20
20
20
31,5
31,5
31,5
31,5
ВМПП-10-20/630УЗ
ВМПП-10-20 1000УЗ
Масляные
с подвесным
исполнением
10
10
630
1000
20
20
52
52
20
20
20
20
ВММ-10-400-10У2
ВММ-10А-400-10У2
Масляные ма¬
лообъемные
10
10
400
400
10
10
25
25
10
10
10
10
ВМПЭ-10-630-20УЗ
ВМПЭ-10-1000-20УЗ
ВМПЭ-10-І600-20УЗ
ВМ ПЭ-10-630-31,5УЗ
ВМПЭ-10-1000-31,5УЗ
ВМПЭ-10-1600-31.5УЗ ■
ВМПЭ-10-3200-31,5УЗ
Маломасля¬
ные, подвес¬
ное исполне¬
ние
10
10
10
10
10
10
10
630
1000
1600
630
1000
1600
3200
20
20
20
31,5
31,5
31,5
31,5
52
52
52
80
80
80
80
20
20
20
31,5
31.5
31,5
31,5
20
20
20
31,5
31,5
31.5
31,5
ВМП-10-20/630УЗ
ВМП-10-20/1000УЗ
Маломасля¬
ные, горшко-
вые
10
10
630
1000
20
20
52
52
20
20
20
20
МГГ-Ю-3200-45У 3
МГГ-Ю-4000-45УЗ
МГГ-Ю-5000-45УЗ
МГГ-10-5000-63КУЗ
Г енератор-
иые, горшко-
вые
10
10
10
10
3200
4000
5000
5000
45
45
45
63
120
120
120
170
45
45
45
63
45
45
45
63
ВК-10А-630-20УЗ
ВК-10А-1000-20У2
ВК-10А-1600-20У2
ВК-ЮА-630-31.5У2
ВК-ЮА-1000-31.5У2
ВК-ЮА-1600-31,5У2
Колонковые
10
10
10
10
10
10
630
1000
1600
630
1000
1600
20
20
20
31,5
31,5
31,5
52
52
52
80
80
80
20
20
20
31,5
31,5
31,5
20
20
20
31,5
31,5
31,5
ВМК-35Э-1000-16У1
Выключатели наружной установки
Масляные I 35 ] 1000 | 26	| — 1 16,5
колонковые III	II
16
БО

Продолжение табл. 16
Тип
Конструк¬
тивное
исполнение
Номинальное напряже¬
ние, кВ
Номинальный ток, А
Пред ельиый
сквозиой
ток, кА
чый ток тер¬
стойкости, кА
Номинальный ток
отключения, кА
действующее
значение перио¬
дической состав¬
ляющей
амплитудное
значение
*5
С.
К
а
Е
мической
ВТ-35-800-12, 5У1
Масляные
35
800
12,5
31,5
12,5
12,5
ВТО-35-800-12, 5У1
35
800
12,5
31,5
12,5
12,5
С-35М-630-10У1
Масляные
35
630
10
26
0
10
С-35М-630-10ХЛ1
камерные
35
630
10
26
1
0
10
МКП-35-1000-25У1
подстаиди-
35
1000
25
64
25
25
МКП-35-1000-25ХЛ1
он ные
35
1000
64
64
25
25
МКП-110М-630-20У1
110
630
20
52
20
20
МКП-1ЮМ-1000-20УІ
110
1000
20
52
20
20
У-110-2000-40У1
Масляные
110
2000
40
102
40
40
У-1Ю-2000-50У1
камерные
ПО
2000
50
135
50
50
У-220- 1000-23У1
подстанци-
220
1000
25
64
25
25
У-220-2000-25У1
он ные
220
2000
25
64
25
25
У-220-2000-26ХЛ1
220
2000
25
64
25
25
Примечания: 1. Буква Э. стоящая после величины напряжения в условном
обозначении выключателя внутренней установки, означает — со встроенным элект¬
ромагнитным приводом, буква А — экскаваторное исполнение.
2.	Наибольшее рабочее напряжение выключателей 6 кВ — 6,9 кВ, 1 0 кВ —-
12 кВ, 35 кВ —40,5 кВ, ПО кВ — 126 кВ, 220 кВ —252 кВ.
3.	Время протекания тока термической стойкости выключателей 6, 10. 35 кВ—
4с, ПО и 220 кВ—3 с.
При наличии на подстанции напряжения как 10 кВ, так и 6 кВ
применяют схемы 2, 5, 7, 8 — в зависимости от мощности вторичных
обмоток (50 % мощности трансформатора при расщепленных вторич¬
ных обмотках и 100 % — в трехобмоточных траисформаторах), от ко¬
торой зависит выбор аппаратуры и ошиновки по пропускной способ¬
ности и по устойчивости к токам КЗ [25].
В приведенных на рис. 3 схемах реакторы предусмотрены в том
случае, когда необходима подпитка мест КЗ от электродвигателей.
При этом более целесообразной может оказаться установка групповых
реакторов на линиях электродвигателей, благодаря чему уменьшается
пропускная мощность реакторов иа вводах трансформаторов (схема 12)
или отпадает необходимость в этих реакторах и снижаются посадки
напряжения при пусках и самозапусках электродвигателей.Кроме того
могут использоваться также схемы 10 (при больших токах с целью при¬
менения облегченных выключателей) и 4 (если требуется сосредоточение
иа одних шинах всей мощности трансформатора).
Схемы, аналогичные описанным, применяют при установке иа
ГПП автотрансформаторов. Указанные рекомендации приведены для
использования одинарных реакторов иа номинальный ток до 4000 А
и сдвоенных иа ток 2 X 2500 А (табл. 14 и 15) и камер КРУ с выклю¬
чателями типа ВМП-10 и ВМПЭ-10 на ток до 3200 А, мощность отключе¬
ния которых составляет 200 и 350 тыс. кВ А при напряжении 6 и
10 кВ соответственно (табл. 16) с учетом подпитки места КЗ от элек¬
51

тродвигателей. В необходимых случаях следует применять КРЎ с вы¬
ключателями МГГ-10 на ток до 5000 А (2000, 3000, 4000, 5000 А), мощ¬
ность отключения которых составляет 400—600 МВ • А при 6 кВ
и 500—1000 МВ А прн 10 кВ (табл. 16).
3.	ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
При проектировании электроснабжения решается ряд основных
вопросов, таких, как выбор источника электроснабжения, напряжения
и трассы линий электропередачи от источника к промышленной пло¬
щадке и их конструктивного исполнения, числа, мощности и располо¬
жения понизительных подстанций, напряжения и способа выполнения
распределительной сети по территории промышленного предприятия
и др. Напряжение сетей внешнего электроснабжения обычно опреде¬
ляется техническими условиями энергосистемы на подключение н за¬
висит от мощности предприятия, его удаленности от источника пита¬
ния, напряжения и свободных мощностей источников питания, пер¬
спектив развития сетей энергосистемы и промышленных предприятий
в данном районе. При этом должен учитываться также характер на¬
грузки — наличие мощных электротермических и преобразователь¬
ных установок, крупных электродвигателей.
В СН 174—75 (§ 5.2) указано, что если имеется возможность полу¬
чения энергии от источника питания при двух и более напряжениях,
выбор напряжения следует производить на основе технико-экономи¬
ческого сравнения вариантов. В технико-экономнческих расчетах
(ТЭР) необходимо также учитывать сооружение новых или расширение
существующих районных подстанций. Выполнение ТЭР в каждом от¬
дельном случае увеличивает трудоемкость проектирования электро¬
снабжения.
Между тем при выборе напряжений внешних сетей промышленных
предприятий, производимом на основе небольшого количества четко
устанавливаемых факторов (нагрузки, расстояния от источника пита¬
ния, возможных трасс линий электропередачи, характера потребите¬
лей) можно предложить определенные рекомендации, благодаря чему
напряжение будет принято не на основе конкретного ТЭР, а на базе
заранее выполненного технико-экономического анализа приведенных
затрат на внешнее электроснабжение. В этом случае неизбежен отказ
от учета некоторых частных или местных факторов, например, суще¬
ствующих элементов системы электроснабжения предприятия, однако
выполнение не привязанных к конкретным условиям рекомендаций
в принципе обеспечивает более перспективное развитие электроснабже¬
ния промышленного района в целом.
Напряжения би 10 кВ на первой ступени распределения электро¬
энергии (от внешнего источника электроснабжения) применяют лишь
для питания промышленных предприятий от собственной ТЭЦ, а также
от вблизи расположенной ТЭЦ или понизительной подстанции энерго¬
системы, т. е. в ограниченных случаях. Значения этих напряжений
должны подвергаться технико-экономическому анализу сравнением по
приведенным затратам между собой и с более высокими напряжениями,
которые используются для связи с энергосистемой (35, 110, 150,220,
330 кВ) с учетом возможности применения электродвигателей на пред¬
приятии напряжением как 6, так и 0,66 и 10 кВ.
Напряжение 20 кВ не нашло широкого применения в энергоси¬
стемах и на промышленных предприятиях. Сужается область примене¬
ния и напряжения 35 кВ в результате повышения потребляемой мощ¬
ности промышленных предприятий, где основным на первой ступени

Рис. 4. Схемы элек¬
троснабжения про¬
мышленных пред¬
приятий без уста¬
новки наРПС транс¬
форматоров (авто-
т р ансформ атор ов)

становится напряжение 110] хВ и даже 220 кВ, а также единичной мощ¬
ности электротермических установок, что также повышает конкуренто¬
способность напряжений ПО и 220 кВ.
При выборе коэффициента трансформации трансформаторов в ка¬
честве напряжения распределительной сети по территории предприя¬
тия принято напряжение 10 кВ. Решение о выборе другого напряжения
принимается на основе технико-экономического анализа. Для напря- ті
жений би 10 кВ такой анализ показан в гл. 4.4.
Технико-экономические расчеты при выборе напряжения внешне¬
го электроснабжения могут быть выполнены на основе двух принци¬
пиальных схем электроснабжения промышленного предприятия от
районной питающей подстанции (РПС): без промежуточной трансформа¬
ции, исходя из наличия на РПС свободной мощности на сравниваемых
напряжениях (рис. 4); с установкой на РПС трансформаторов или авто¬
54

трансформаторов (рис. 5) с учетом в них доли затрат и стоимости по¬
терь по коэффициенту, определяемому как отношение Sn/Sp, где Sn —
мощность трансформаторов на главной понизительной подстанции
(ГПП) промышленного предприятия; Sp — мощность трансформаторов
на РПС, учитываемых в данном ТЭР.
Схемы подстанций выбирают по рис. 4 и 5 в зависимости от при¬
нятой мощности трансформаторов. Реакторы устанавливают при мощ¬
ности трансформаторов 63 МВ • А и выше с расщепленными вторич¬
ными обмотками, имеющими напряжение КЗ ек около 10 %, исходя
из возможности подпитки места КЗ от двигателей напряжением 10 кВ.
Для трехобмоточных трансформаторов реактирование необходимо
уже при мощности трансформаторов 40 МВ- А, за исключением случаев,
когда ек имеет повышенное значение, например для обмоток 150/10 кВ
трансформаторов 150/35/10 кВ ек = 18 %. Таким образом, в схеме 9
55

схема 9
Схема fl
Рис. 5. Схемы электроснабжения промышленных предприятий
с установкой на РПС трансформаторов (автотрансформаторов)

(рис. 5) для трехобмоточных трансформаторов 40 МВ • А 110/35/10 кВ
реакторы необходимы, а для трансформаторов 150/35/10 кВ онн могут
не устанавливаться (на схеме 7 (рис. 4) реакторы для этого случая
показаны и в результатах ТЭР учтены).
Капитальные затраты определяют по «Укрупненным показателям
стоимости элементов электроснабжения (УПСС-ЭС) промышленных
предприятий для технико-экономических обоснований», разработан¬
ным Горьковским отделением ПИ «Электропроект» и утвержденным
Минмонтажспецстроем СССР 14.09.1978 г., а также по «Сборнику нор¬
мативов удельных капитальных вложений в строительство понижаю¬
щих электрических подстанций 35—500 кВ (УКВ-ПС)», разработанному
Южным отделением Энергосетьпроекта, г. Ростов-на-Дону, (стоимость
выводных ячеек и корректировка стоимости трансформаторов).
Рассмотрим, например, результаты ТЭР, выполненных для ряда
нагрузок промышленного предприятия: 9—14—22, 5—35—45—56—
90—112—175 тыс. кВт. Нагрузки приняты исходя из 70 %-ной за¬
грузки трансформаторов ГПП, причем на предприятии предусмотрена
одна подстанция, за исключением тех случаев, когда нет трансформа¬
торов потребной мощности. В этом случае в расчетах учитывались две
ГПП, что приводит к удорожанию соответствующего расчетного вари¬
анта*. Если для расчетной нагрузки нет трансформаторов необходимой
мощности, соответствующей 70 %-ной загрузке, принимались к расчету
более мощные трансформаторы с меньшей загрузкой. Стоимость по¬
терь электроэнергии учитывалась по двухставочному тарифу без экс¬
портной наценки (т = 80; т0 — 128 р. /кВт год).
Выполненные ТЭР приведены в графической форме. На рис. 6—8
показаны результаты ТЭР и отражена технико-экономическая оценка
рассматриваемых вариантов, соотношение их между собой, а также
с другими возможными вариантами, поскольку здесь приведены ре¬
зультаты расчетов в зависимости от схемы электроснабжения, по¬
требляемой мощности, напряжения и расстояния от источника пита¬
ния**. Все расчеты выполнены для линий электропередачи протяжен¬
ностью 5 км (рис. 6, а—8, а) и 40 км (рис. 6, б — 8, б), что дает воз¬
можность экстраполировать полученные значения практически для
любого большего, а также пц омежуточного значения. Как видно из
рисунков, плавность в изменении графиков в ряде случаев нарушается
из-за отклонений от принятых расчетных условий: нет трансформато¬
ров необходимой мощности, что вызвало изменение расчетной загрузки
трансформаторов, или уьсличечие их числа, или изменение типа (на¬
пример, применение трелобмоточных трансформаторов ç неиспользуе¬
мой третьей обмоткой вместо двухобмоточных) и т. д. Штриховой ли¬
нией на рисунках показаны прогнозируемые значения в связи с отсут¬
ствием трансформаторов потребной мощности. Вместе с тем графики
позволяют сделать ряд выводов, характерных практически для любой
схемы электроснабжения и мощности предприятия:
напряжение 35 кВ экономически целесообразно при передаче мощ¬
ности до 10—15 тыс. кВт на расстояния 15—20 км или 20—30 тыс. кВт
— на 5—10 км;
в диапазоне мощностей 30—100 тыс. кВт следует отдавать пред¬
почтение напряжению 110 кВ даже при необходимости промежуточной
* В действительности суммарные приведенные затраты на систему электроснаб¬
жения предприятия при разукрупнении подстанций снижаются за счет сокращения
и удешевления распределительных сетей при размещении подстанций ближе к узлам
нагрузок, поэтому вопрос о числе ГШ1 должен решаться отдельно с учетом конфи¬
гурации предприятия и размещения на его территории нагрузок.
••Нарве. 6—8 показано увеличение приведенных затрат за счет установки;
трехобмоточных трансформаторов вместо двухобмоточных (/); трансформаторов за¬
вышенной мощности (2); двух ГПП вместо одной (3).
57

Рис. 6. Графики зависимости
приведенных затрат на элек¬
троснабжение промышленных
предприятий от передаваемой
мощности и напряжения ли¬
ний электропередачи без про¬
межуточной трансформации
на РПС
Рис. 7. Г рафики зависимости приведенных затрат на электроснабжение
промышленных предприятий от передаваемой мощности (до 45 МВ • А)
и напряжения линий электропередачи с промежуточной трансформа¬
цией на РПС

трансформации на РПС; по экономическим показателям к этому напря¬
жению близко также напряжение 150 кВ, имеющее ограниченное рас¬
пространение;
при мощностях, превышающих 100 тыс. кВт, и значительной уда¬
ленности от РПС наступает зона преимущественной экономичности
напряжения 220 кВ (рис. 6).
Из рис. 6 и 7 видно, что напряжение 35 кВ имеет лучшие технико¬
экономические показатели при малых расстояниях или небольших на¬
грузках. Однако, если нет дополнительной трансформации на РПС, то
практически в любом диапазоне мощностей и расстояний следует отда¬
вать предпочтение напряжению НО кВ, за исключением больших мощ-
Рис. 8. Графики зависимости
приведенных затрат на элек-
ностей и расстояний (сотни тысяч киловатт и десятки километров),
когда может выявиться целесообразность применения напряжения
220 кВ. При трансформации на РПС наиболее экономичным также ока¬
зывается напряжение 110 кВ (рис. 8), за исключением участка, охваты¬
вающего небольшие мощности и расстояния.
Рис. 9 позволяет выявить экономическую целесообразность транс¬
формации на РПС напряжения 35—110 кВ по сравнению с использо¬
ванием существующего напряжения для непосредственной передачи
мощности к ГПП предприятия в зависимости от удаленности РПС.
Здесь очевидна целесообразность использования напряжения 35 кВ
только при передаваемой мощности до 10 тыс. кВт (диаграммы 1—3);
при больших нагрузках экономичнее напряжение 110 кВ (диаграммы
4—8), а при нагрузках, превышающих 150 МВт,— 220 кВ (диаграмма
9). Если на РПС нет напряжения ПО кВ, то при нагрузках, начиная
с 60—70 мВт, целесообразно использовать имеющееся напряжение
150 или 220 В, а до этих значений — получить 110 кВ путем трансфор¬
мации имеющегося напряжения 220 или 330 кВ. В ряде слу¬
чаев по экономичности к напряжению 110 кВ близко напряжение
150 кВ.
Решение о выборе напряжения принимают на базе выполненного
ТЭР с учетом других факторов, которые в ряде случаев могут оказать-
59

Ся решающими,— это такие факторы, как возможность роста нагрузок
предприятия и изменения характера его потребителей, перспективы
развития сетей энергосистемы, архитектурно-планировочные сообра¬
жения и др. ^Желательно в первую очередь использовать напряжение,
на котором энергосистема располагает свободной мощностью, если
это позволяет избежать дополнительной трансформации. Из всех воз¬
можных напряжений ПО кВ оказывается, как правило, наиболее це¬
лесообразным как по экономическим показателям, так и по эксплуата¬
ционным, монтажным, архитектурно-планировочным, природозащит¬
ным.
Применение напряжения 35 кВ должно обосновываться. Оно целе¬
сообразно при небольших мощностях потребителей, например, для
удаленных насосных станций водозаборных сооружений промышлен
ных предприятий или же при наличии на этом напряжении мощных
электроприемников, таких, как электротермические и преобразова¬
тельные установки.
Снижение нижнего предела мощности выпускаемых трансформато¬
ров напряжением ПО кВ до 2,5 МВ А, а также расширение исполь¬
зования трансформаторов 110 кВ для электротермических установок
ограничивает дальнейшее использование напряжения 35 кВ. При
незначительной разнице по приведенным затратам, в пределах 10—
20 %, предпочтение при выборе напряжения рекомендуется отдавать
более высокому напряжению.
На рис. 9 изображены диаграммы приведенных затрат для каждой
принятой расчетной мощности предприятия в зависимости от напря¬
жения и удаленности. В отличие от рис. 6—8 здесь дана универсальная
картина затрат при любой схеме электроснабжения и для всех расчет¬
ных напряжений, из которой видно, что учет затрат по дополнительной
трансформации на РПС в зависимости от первичного напряжения не
дает существенного изменения результатов ТЭР. Более существенно,
на какое напряжение производится трансформация. При отклонении
в конкретном проекте от расчетных условий ТЭР корректируется рас¬
четом. В частности, в случае применения трансформаторов с высоким
реактивным сопротивлением (17—31 %) следует проверить целесооб¬
разность реактирования вводов низкого напряжения трансформаторов.
Отказ от реактирования уменьшают приведенные затраты. Получен¬
ные результаты рекомендуется приводить в проекте в графическом
виде.
При сооружении вблизи промышленного предприятия узловой рас¬
пределительной подстанции (УРП), предназначенной для электроснаб¬
жения крупного промышленного комплекса, и установке на УРП пони¬
жающих трансформаторов передачу электроэнергии к УРП целесооб¬
разно осуществлять на наиболее высоком из возможных напряжений,
а от него к предприятиям на более низком напряжении, учитывая боль¬
шую протяженность линий к УРП и малую — от УРП к предприятиям.
При больших расстояниях более половины общей суммы приведенных
затрат приходится на линии электропередачи.
4.	ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ НАПРЯЖЕНИИ
6 И 10 кВ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
Вопрос о выборе напряжения 10 кВ для распределительных сетей
городов решается однозначно. В районах нового жилищного строи¬
тельства городов следует применять напряжение 10 кВ вне зависимости
от напряжения существующих сетей. Что касается промышленных
предприятий, то применение напряжения 6 кВ возможно и допустимо,
61

однако выбор его в каждом конкретном случае должен подкрепляться
соответствующим технико-экономическим обоснованием.
Для промышленных предприятии напряжение 6 кВ может ока¬
заться целесообразным в двух случаях: при питании предприятия от
ТЭЦ на генераторном напряжении 6 кВ и при значительной доле элек¬
тродвигателей 6 кВ в суммарной нагрузке предприятия. Поскольку
в первом случае выбирают не только напряжение распределительной
сети, но и генераторное напряжение, технико-экономическое сравнение
вариантов выбора напряжения производят с учетом затрат на электри¬
ческую часть собственных нужд ТЭЦ и на питающую и распределитель¬
ную сеть всех промышленных предприятий, подключенных к ТЭЦ на
генераторном напряжении. Во втором случае, когда внешнее электро¬
снабжение промышленного предприятия выполняется на напряжении
35—330 кВ, ТЭР производят по приведенным затратам только на рас¬
пределительную сеть данного предприятия независимо от преобладаю¬
щего в энергосистеме или данном сетевом районе напряжения распре¬
делительных сетей.
Выбор напряжения 6 или 10 кВ зависит от соотношения нагрузок
10; 6 и 0,4 кВ, причем критерием выбора являются технико-экономи¬
ческие показатели, в первую очередь, приведенные затраты, в которых
учитываются как показатели сети, так и понизительных подстанций.
Основными элементами привода производственных механизмов яв¬
ляются электродвигатели, имеющие различия в исполнении по роду
тока, напряжению питающей сети, способу пуска, характеристикам,
назначению, способу защиты от воздействия окружающей среды, уста¬
новке и креплению, охлаждению. С точки зрения системы электроснаб¬
жения представляют интерес двигатели переменного тока как асин¬
хронные, так и синхронные. Двигатели же постоянного тока питаются
от преобразователей, подключаемых к сети 0,38; 6 или 10 кВ.
Синхронные электродвигатели применяют только для нерегули¬
руемых приводов. Их основное преимущество по сравнению с асин¬
хронными — возможность естественной компенсации реактивной мощ¬
ности. Высокий коэффициент мощности, задаваемый энергоснабжаю¬
щими системами для промышленных предприятий, побуждает к широ¬
кому применению электродвигателей этого типа для механизмов про¬
должительного режима работы в тех случаях, когда это возможно по
их механическим свойствам и по номенклатуре заводов-изготовите¬
лей. Следует иметь в виду, что применение синхронных электродвигате¬
лей весьма желательно также с точки зрения улучшения устойчивос¬
ти энергосистемы. Однако для приводов с повторно-кратковременным
режимом работы синхронные электродвигатели применять нельзя.
Электродвигатели переменного трехфазного тока выпускают на на¬
пряжение: 36; 127; 220; 380; 500; 660; 3000, 6000; 10 000 В. У электро¬
двигателей напряжением до 1000 В коэффициент полезного действия
выше, а стоимость меньше, чем у аналогичных электродвигателей бо¬
лее высокого напряжения. Выбор электродвигателей переменного тока
на напряжение 3; 6; 10 кВ может быть обусловлен либо отсутствием
в номенклатуре заводов - изготовителей электродвигателей доста¬
точной мощности на низшее напряжение, принятое в сети данного
предприятия, либо экономической целесообразностью. Асинхронные
электродвигатели серийного изготовления обычно выпускают на 3000;
1500; 1000; 750 и реже на 600; 500; 375; 300 мии-1. Миогоскоростпые
электродвигатели с переключением полюсов изготовляют на две (от
500 до 3000 мин-1), на три (от 750 до 3000 мин-1), либо на четыре ско¬
рости (от 500 до 1500 мин-1). Синхронные электродвигатели изготов¬
ляют на скорости 1000; 750; 600; 500; 375 н реже на 3000; 1500; 300;
250; 187; 167; 150; 125; 75 мин"1.
62

При одинаковой мощности электродвигатели с большим числом
оборотов имеют меньшие массу, габаритные размеры и стоимость,
а также более высокие значения КПД и коэффициента мощности.
В различных производственных помещениях на электродвигатели
воздействует окружающая среда. Учитывая это, электродвигатели из¬
готовляют в различных исполнениях по способу защиты от воздействия
окружающей среды.
В настоящее время для привода общепромышленных механизмов
выпускают электродвигатели единой серии 4А, защищенные и закрытые
обдуваемые. При разработке серии 4А применены конструктивные
и технологические новшества, улучшающие отдельные характеристики
электродвигателей: уменьшен остаточный небаланс ротора; улучшены
вибрационные и шумовые характеристики; усовершенствована система
вентиляции; увеличен диаметр свободного конца вала. Применение изо¬
ляции класса нагревостойкости F и обмоточного провода с эмалевым
покрытием высокой механической прочности, вакуумной пропитки об¬
моток статоров обеспечивает высокую надежность и долговечность
электродвигателей. Средний срок их службы (расчетный) не менее 15
лет при наработке до 40 000 ч. Электродвигатели единой серии 4А
по сравнению с электродвигателями серий А2 и АО2, выпускаемыми
ранее, имеют более высокие КПД и cos <р, меньшую металлоемкость
и более эстетичный внешний вид. Габаритные, установочные и присое¬
динительные размеры, а также шкала мощностей увязаны согласно
рекомендациям СЭВ и МЭК. Эти электродвигатели имеют шкалу мощ¬
ности 0,06—400 кВт, скорость вращения — 500; 600; 750; 1000; 1500;
3000 мин-1, в их число входят модификации с повышенным пусковым
моментом (4АР), повышенным скольжением (4АС), многоскоростные
и с фазным ротором (4АК), рассчитанные на напряжение 220, 380
и 660 В, как и выпускаемые ранее двигатели серии A3 (АКЗ)-315
и AO3-315 со шкалой мощностей 55—75—90—100—132—160—200 кВт
скоростью вращения 600—3000 мин-1. Взрывозащищенные асинхронные
электродвигатели серий ВАО, ВАО2, В, ВР, КО и A3 на напряжение
до 660 В выпускают с диапазоном мощностей от 0,8 до 315 кВт и со ско¬
ростью вращения 600—3000 мин-1.
На напряжение 10 кВ выпускают асинхронные электродвигатели
следующих серий: АОК мощностью 400 кВт, 600 мин'1; АД, АДЗ,
АКД, АКДЗ мощностью 630—800—1000—1250 кВт, 600, 750,
1000 мин-1; АТД2 мощностью 3200—4000—5000 кВт, 3000 мин-1 (в том
числе взрывозащищенного исполнения); ДАП, двухскоростные взрыво¬
защищенные 2500/500 кВт, 1500/750 мин-1. Таким образом, номен¬
клатура асинхронных электродвигателей 10 кВ пока еще ограничена.
Остальные электродвигатели как нормального исполнения, так
и взрывозащищенные, выпускают на напряжение 6 кВ, с широким
диапазоном скорости вращения. Часть этих электродвигателей изго¬
товляют также и на напряжение 3 кВ, например двигатели серии А,
A3, AK, АКЗ мощностью 200—250—320—400—500—630—800—
1000 кВт, со скоростью вращения 500—1500 мин-1 (могут быть постав¬
лены на напряжение и 3, и 6 кВ), или двигатели ДАЗО мощностью от
400 до 2500 кВт, рассчитанные на те же обороты; двигатели АТД2 от
500 до 5000 кВт, 3000 мин-1.
Синхронные электродвигатели на 0,38 кВ выпускают серий ДСК
мощностью 132 кВт, 500 мин-1 и СД2 мощностью 132—160—200—
250—315 кВт, 500 и 1000 мин-1; на напряжение би 10 кВ — следую¬
щих серий;: СДН, СДНЗ мощностью от 315 до 3200 кВт, 300—
1000 мин-1; СДН2, СДНЗ-2 мощностью от 500 до 3200 кВт, 250—
1000 мин-1; СДСЗ мощностью от 4000 до 19 500 кВт, 375 и 500 мин-1;
СДСЗ мощностью от 1400 до 4000 кВт, 375, 500 и 1000 мин-1; СДМЗ,
63

СДМЗ-2 мощностью от 1600 до 4000 кВт, 75, 100, 150 и 500 мин '1;
СДК2 мощностью от 315 до 2000 кВт, 375, 500 и 600 мин"1; СТД мощ¬
ностью от 630 до 12 500 кВт и ТДС-20 000 и 31 500 кВт, 3000 мин-1;
ВДС, ВДС2 мощностью от 3200 до 12 500 кВт, 187, 5—375 мни-1;
ВСДН мощностью от 1000 до 3200 кВт, 375—750 мин-1, а также взрыво¬
защищенные — серий СДКП2 мощностью 4000 кВт, 375 мин-1; СТДП
мощностью от 1250 до 12 500 кВт, 3000 мин-1. Остальные двигатели
выпускают только на напряжение 6 кВ (250—2500 кВт, 125—
1500 мин-1).
Рис. 10. Схемы распределительных сетей 6—10 кВ промышленных
предприятий при различных видах нагрузки
Таким образом, для привода механизмов могут быть подобраны
электродвигатели как на напряжения 0,38 и 0,66 кВ, так и на 6 и
10 кВ. Выбор напряжения двигателей по требованиям к электропри¬
воду механизмов (обороты, среда, регулирование) определяет схему
распределительной сети промышленного предприятия.
На рис. 10 (схемы Z — V) показаны возможные варианты распре¬
делительных сетей: / — трансформаторы 10/0,4 кВ для силовых и осве¬
тительных ЭП и трансформаторы 10 кВ преобразовательных и электро¬
термических установок; II — трансформаторы 10/6 кВ для питания
электродвигателей 6 кВ по схеме блока трансформатор—электродвига¬
тель (индивидуальные трансформаторы); III — трансформаторы
10/6 кВ для питания распределительных устройств, к которым подклю¬
чены электродвигатели 6 кВ (групповые трансформаторы); IV —транс¬
форматоры 6/0,4 кВ для силовых и осветительных ЭП и трансформато¬
ры 6 кВ преобразовательных и электротермических установок; V— рас¬
пределительные устройства 6 кВ для питания электродвигателей 6 кВ.
Поскольку понижающие трансформаторы со вторичным напряже¬
нием 0,4 кВ предпочтительнее устанавливать на напряжении 10 кВ,
в целом ряде случаев оказывается целесообразным иметь на площадке
как напряжение 10 кВ, так и 6 кВ. Трансформация напряжения рас¬
пределительной сети 10 кВ в рабочее напряжение электродвигателей
6 кВ непосредственно на местах потребления, как правило, нерацио¬
нальна, так как уступает по экономическим показателям схеме элект¬
роснабжения с независимым распределением по площадке напряжений
6 и 10 кВ, несмотря на увеличение в последнем случае расхода провод¬
никового материала. При установке на ГПП промышленных предприя¬
тий или иа подстанциях глубоких вводов (ПГВ) трансформаторов с дву¬
мя вторичными напряжениями (6 и 10 кВ) в сети возможна установка
силовых трансформаторов 10/0,4 кВ и трансформаторов 10 и 6 кВ для
питания преобразовательных и электротермических установок. Эти
установки могут быть выбраны на напряжение 10 и 6 кВ, одиако, по¬
скольку мощности расщепленных вторичных обмоток трансформаторов
ГПП (ПГВ) составляют лишь 50 % номинальной, а стоимость трансфор¬
маторов преобразовательных и электротермических установок при
первичном напряжении 10 и 6 кВ одинакова, выбор этого напряжения
определяется расчетной нагрузкой вторичных обмоток трансформато¬
ров ГПП (ПГВ). Выравнивание загрузки можно выполнить и за счет
одновременной установки на предприятии понижающих трансфор¬
маторов 10/0,4 и 6/0,4 кВ, что, однако, создает определенные затруд¬
нения для эксплуатационного персонала. В связи с этим при конкрет¬
ном проектировании загрузка расщепленных обмоток 10 и 6 кВ должна
решаться в зависимости от состава всех имеющихся потребителей
и с учетом эксплуатационных удобств.
Отечественной промышленностью в настоящее время выпускают¬
ся трансформаторы со вторичной расщепленной обмоткой на напряже¬
ния 10 н 6 кВ следующих мощностей (см. табл. 13)
Напряжение, кВ	Мощность, кВ.А
ПО . 		.............. 25000; 40000; 63000
150 . .... . . . . . . ... .... .... . 32 000; 63 000
330 ............... 		 63 000
В ряде случаев при использовании в распределительной сети двух
напряжений 10 и 6 кВ целесообразна установка трехобмоточных
трансформаторов с обмоткой среднего напряжения 10 кВ и низшего
напряжения 6 кВ при мощности каждой из этих обмоток, равной 100 %
мощности трансформатора. В этом случае допустимо любое соотноше¬
ние нагрузок'6 и 10 кВ. Такие трансформаторы выпускают мощностью
25 000, 40 000, 63 000 и 80 000 кВ • А при напряжении 110 кВ. В ос¬
новном же средняя обмотка в трансформаторах НО и 150 кВ имеет на¬
пряжение 35 кВ; в трансформаторах 220 кВ имеется средняя обмотка
также и на ПО кВ; 330 кВ — на НО, 150 и 220 кВ.
Схема распределительной сети для трехобмоточных трансформа¬
торов с обмотками 10 и 6 кВ упрощается, так как все электродвигатели
подключаются к обмоткам 6 кВ, а силовые трансформаторы, незави¬
симо от их назначения — к обмоткам 10 кВ.
г Экономические показатели вариантов 7—V распределительной
сети промышленного предприятия на напряжении 10 и 6 кВ зависят от
доли электродвигательной нагрузки 6 кВ в общей нагрузке подстан¬
ции. На рис. 11 приведены графики расчетных затрат двухтрансфор¬
маторных подстанций 110/6—10 кВ с трансформаторами мощностью
соответственно 80, 40, 25 и 6,3 МВ • А.
Из этих графиков видно, что при наличии на промышленных пред¬
приятиях электродвигателей напряжением 6 кВ и потребителей
0,4 кВ наиболее экономичной является схема электроснабжения с ис¬
пользованием трансформаторов с расщепленными обмотками 10 и 6 кВ
3 4-412	65
и распределительной сетью двух напряжений. Лишь при нагрузке
электродвигателей 6 кВ, превышающей 60—70 % всей расчетной на¬
грузки подстанции, целесообразно ограничиться одним напряжением
6 кВ. Трехобмоточные трансформаторы ПО кВ с соотношением мощ¬
ностей обмотки 100/100/100 %, применение которых представляет ин¬
терес по эксплуатационным соображениям, почти не уступают по эконо¬
мическим показателям трансформаторам с расщепленными обмотками
Рис. 11. Г рафики изменения промышленных затрат для подстанций
110/6—10 кВ мощностью, тыс. кВ • А:
а — 2 X 6*3; б*-» 2 X 25; в «»2 х 40; г-2 х 80 в зависимости от доли элек¬
тродвигательной нагрузки 6 кВ £дВ от общей нагрузки подстанции для рас¬
пределительной сети напряжением: 1,2—10 кВ с трансформаторами 10/6 кВ
индивидуальными (/) и групповыми (2); 5 — 6 кВ; 4и5*~6и10кВс транс¬
форматорами индивидуальными (4) и групповыми (5); 6 — би 10 кВ при уста¬
новке трехобмоточных трансформаторов 110/10/6 кВ
(соотношение мощностей обмоток 100/50/50 %), несмотря на необходи¬
мость в ряде случаев реактирования их вводов в зависимости от мощ¬
ности трансформаторов, напряжения обмоток низшей стороны, нали¬
чия подпитки и др. Таким образом, учитывая значительное совпадение
экономических показателей этих двух вариантов, выбор решения сле¬
дует производить с учетом других технических показателей — экс¬
плуатационных условий, перспективы развития и др. Для трансфор¬
маторов с нерасщепленными обмотками мощностью до 16 тыс. кВ ■ А
при наличии электродвигателей 6 кВ практически во всех случаях це¬
лесообразно выбирать напряжение 6 кВ, а не 10 кВ, так как в общей
стоимости расчетных затрат весьма значителен удельный вес трансфор¬
66

маторов 10/6 кВ, необходимых для питания электродвигателей 6 кВ
при вторичном напряжении ГПП (ПГВ), равном 10 кВ. Использование
токопроводов при передаче больших мощностей от ГПП к распре¬
делительным устройствам (например, при мощности подстанции
2 X 80 тыс. кВ • А) может сделать экономически выгодным напряже¬
ние 6 кВ практически при любом удельном весе электродвигательной
нагрузки 6 кВ в нагрузке всей ГПП. Применение токопровода вместо
кабелей может снизить капиталовложения в 1,5—2 раза, а приведен¬
ные затраты — на 25—50 %. Напряжение 10 кВ при установке элект¬
родвигателей 10 кВ является наиболее экономичным, так как в общей
сумме расчетных затрат стоимость только групповых трансформаторов
10/6 кВ составляет в зависимости от удельного веса электродвигатель¬
ной нагрузки 6 кВ от 30 до 60 %. В связи с этим весьма перспективным
представляется применение напряжения 660 В, поскольку при этом
можно исключить установку электродвигателей 6 кВ, а число ЭП
0,4 кВ значительно уменьшить. Однако при этом надо иметь в виду,
что номенклатура электродвигателей на напряжение 10 и 0,66 кВ
в настоящее время еще недостаточна, а при технико-экономических
расчетах вариантов напряжений 6—0,4 кВ и 10—0,66 кВ следует
учитывать более высокую стоимость и меньший коэффициент полезного
действия двигателей 10 кВ по сравнению с двигателями 6 кВ. При
нагрузке электродвигателей 6 кВ до 20 % от расчетной и отсутствии
перспектив на ее увеличение может быть отдано предпочтение напря¬
жению 10 кВ с установкой групповых или индивидуальных трансфор¬
маторов 10/6 кВ. Перечисленные выводы, сделанные иа основе анализа
расчетных затрат на распределительную сеть 6—10 кВ с питанием ее от
трансформаторов 110/6—10 кВ, распространяются также и на случаи
применения трансформаторов другого первичного напряжения.
При самозапусках двигателей с напряжением распределительной
сети 6 кВ возможно понижение напряжения на шинах ГПП (ПГВ).
Во избежание этого понижения необходимо применять реактирование
крупных электродвигателей или линий к РП, питающим группы элек¬
тродвигателей с самозапуском. При напряжении распределительной
сети 10 кВ вследствие наличия трансформаторов 10/6 кВ понижения
напряжения на шииах ГПП (ПГВ) при самозапусках электродвигате¬
лей менее значительны. Эти обстоятельства могут оказать некоторое
влияние на технико-экономические показатели вариантов в пользу
напряжения 10 кВ. Поэтому при конкретном проектировании в таких
случаях необходимо выполнить дополнительные расчеты. В технико¬
экономическом анализе рассмотренных схем распределительной сети
учитывались ячейки КРУ с разрывной мощностью выключателей
200 МВ • А и 350 МВ • А для напряжений би 10 кВ соответственно.
Применение ячеек КРУ с разрывной мощностью выключателей
500 МВ • А может иметь технико-экономические преимущества, одна¬
ко их применение нуждается в дополнительном обосновании.
Глава 5
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
1.	ОБЩИЕ ДАННЫЕ
Выбор методики определения токов КЗ зависит от требований к
точности результатов расчетов. Для выбора аппаратов и проводников
в электроустановках, а также определения воздействия на несущие
конструкции согласно ПУЭ следует исходить из следующего:
3*
67

1.	Все источники, участвующие в питании рассматриваемой точ¬
ки, работают одновременно с номинальной нагрузкой.
2.	Все синхронные машины имеют автоматические регуляторы на¬
пряжения и устройства быстродействующей форсировки возбуждения»
3.	КЗ наступает в такой момент времени, при котором ток КЗ
имеет наибольшее значение.
4.	Электродвижущие силы всех источников питания совпадают
по фазе.
5.	Расчетное напряжение каждой ступени принимают на 5 % выше
номинального напряжения сети.
6.	Следует учитывать влияние на токи КЗ присоединенных к дан¬
ной сети синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных элек¬
тродвигателей. Влияние асинхронных электродвигателей на токи КЗ
не учитывают при мощности электродвигателей до 100 кВт в единице,
если электродвигатели отделены от места КЗ одной ступенью трансфор¬
мации, а также при любой мощности, если они отделены от места КЗ
двумя или более ступенями трансформации или если ток от них может
поступать к месту КЗ только через те элементы, через которые прохо¬
дит основной ток КЗ от сети и которые имеют существенное сопротив¬
ление (линии, трансформаторы и т. п.).
7.	В электроустановках напряжением выше 1000 В следует учи¬
тывать индуктивные сопротивления электрических машин, силовых
трансформаторов и автотрансформаторов, реакторов, воздушных и ка¬
бельных линий, а также токопроводов. Активное сопротивление сле¬
дует учитывать только для воздушных линий с проводами малых пло¬
щадей сечений и стальными проводами, а также для протяженных ка¬
бельных сетей малых площадей сечений с большим активным сопротив¬
лением.
8.	В электроустановках напряжением до 1000 В следует учиты¬
вать как индуктивные, так и активные сопротивления всех элемен¬
тов короткозамкнутой цепи. При этом допустимо пренебречь сопротив¬
лениями одного вида (активными или индуктивными), если суммарное
их влияние на приведенное полное сопротивление цепи не превысит
10 %.
9.	В случае питания электрических сетей напряжением до 1000 В
от понижающих трансформаторов при расчете токов КЗ следует исхо¬
дить из условия, что подведенное к трансформатору напряжение неиз¬
менно и равно его номинальному напряжению.
Требования к расчету токов КЗ для релейной защиты и системной
автоматики несколько отличаются от требований к расчету для выбора
аппаратов и проводников [29]. Требования к точности расчетов токов
КЗ для выбора заземляющих устройств невысоки из-за низкой точно¬
сти методов определения других параметров, входящих в расчет зазем¬
ляющих устройств (например, удельного сопротивления земли). По¬
этому для выбора заземляющих устройств допускается определять
значения токов КЗ приближенным способом.
2.	РАСЧЕТНАЯ СХЕМА И СХЕМА ЗАМЕЩЕНИЯ
ДЛЯ РАСЧЕТА ТОКОВ КЗ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ
НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В
Расчетная схема для определения токов КЗ представляет собой
схему в однолинейном исполнении, в которую введены генераторы,
компенсаторы, синхронные и асинхронные электродвигатели, оказы¬
вающие влияние на ток КЗ, а также элементы системы электроснабже¬
ния (линии, трансформаторы, реакторы), связывающие источники элек-
68

троэнергин с местом КЗ. При составлении расчетной схемы для выбора
электрических аппаратов и проводников и определения при этом токов
КЗ следует исходить из предусматриваемых для данной электроуста¬
новки условий длительной ее работы. При этом не нужно учитывать
кратковременные видоизменения схемы этой электроустановки, на¬
пример при переключениях. Ремонтные и послеаварийные режимы
работы электроустановки к кратковременным изменениям схемы не
относятся. Кроме того, расчетная схема должна учитывать перспек¬
тиву развития внешних сетей и генерирующих источников, с которыми
электрически связывается рассматриваемая установка, не менее чем
на 5 лет от запланированного срока ввода ее в эксплуатацию.
По расчетной схеме составляют схему замещения, в которой тран¬
сформаторные связи заменяют электрическими. Элементы системы
электроснабжения, связывающие источники электроэнергии с местом
КЗ, вводят в схему замещения сопротивлениями, а источники энергии—
сопротивлениями и ЭДС. Сопротивления и ЭДС схемы замещения долж¬
ны быть приведены к одной сту¬
пени напряжения (основная сту¬
пень). В практических расчетах
за основную удобно принимать
ступень, где определяются токи
КЗ. Параметры элементов схе¬
мы замещения можно выражать
в именованных или относитель¬
Рис. 12. Схема приведения ЭДС
Е и сопротивления г к основной
ступени напряжения
ных единицах.
Приведение к основной ступени ЭДС, напряжений, токов и сопро¬
тивлений схемы замещения, составляемой в именованных единицах,
выполняют по следующим формулам:
Ё = Е (k^ . . kn);
U —U (kYk2 .. . kn);
/=	!	;
^1^2 • • • kn »
O
x = x (kjk^ ... fe„)2;
r = r .. kn)2;
Z=Z (k^ . . . kn)2, j
(5.1)
где Ê, U, I, x, r, z — ЭДС, напряжение, ток, реактивное, активное
и полное сопротивления, приведенные к основной ступени напряжения
Е, U, I, X, г, г — действительные значения тех же величин на той сту¬
пени напряжения, где они известны; kr, k2...kn — действительные
коэффициенты трансформации трансформаторов, включенных между
основной ступенью напряжения и ступенью, на которой известны зна¬
чения приводимых величин (на рис. 12 kx — UjUn k2 = Us/U2).
Рассмотренное приведение по действительным коэффициентам
трансформации называют точным приведением. В практических рас¬
четах часто пользуются приближенным приведением, при котором при¬
нимают средние номинальные напряжения, а именно: 515; 340; 230;
154; 115; 37; 24; 20; 18; 15,75; 13,8; 10,5; 6,3; 3,15; 0,69; 0,525; 0,4;
0,23; 0,127 кВ. Приближенное приведение выполняют по выражениям
(5.1), в которых kjk^.kn^ исро<ж/иср, где 17ср осн—среднее номи¬
нальное напряжение основной ступени; Uср — среднее номинальное
напряжение ступени, с которой производится пересчет.
69

При составлении схемы замещения в относительных единицах зна¬
чения ЭДС и сопротивлений схемы выражают в долях выбранных зна¬
чений базовых величин. В качестве базовых величин принимаются ба¬
зовая мощность 5б (в расчетах удобно принимать 5б = 100 или
1000 мВ • А) и базовое напряжение U6 ос[) для основной ступени. При
этом базовые ток и сопротивление на основной ступени определяют по
выражениям
^б. осн
хб. осн
^Зй/б.осн
*4 осн
«б ■
Базовые напряжения и токи иа других ступенях напряжения при
использовании точного приведения определяют по выражениям
..	^б. осн .
6 ~	. .kn'
Іб — Іб. осн • • • М-
При использовании приближенного приведения U6 = Ucp, а Іб~
= SG/(V3UJ.
Расчетные выражения для определения ЭДС и сопротивления в от¬
носительных единицах, отнесенных к базовым значениям (обозначены
знаком X — звездочка), имеют следующий вид:
при использовании точного приведения
Р 	 Е .
**6 ~х ’
при использовании приближенного приведения
Р	_ Е .
с*б	и ’
^ср
А.
Х*б Х*и $ Х ’
Н	Ср
Сопротивление схемы замещения, выраженное в именованных еди¬
ницах, при известном сопротивлении в относительных единицах, отне¬
сенном к номинальному значению, определяют по следующим форму¬
лам:
при использовании точного приведения
при использовании приближенного приведения
70

При определении начального тока КЗ синхронные электродвига¬
тели вводятся в схему замещения в виде сверхпереходной ЭДС Е”
и сверхпереходного индуктивного сопротивления по продольной оси
к".. Для синхронных генераторов и электродвигателей, работающих
с перевозбуждением,
£" = К (t/да, + /да,^ Sin <Р(0))2 + (/да,4 COS <Рда,)2 « (/да, + /(0)х" ЗІП <р(0),
где U(0,, /да,, <р(0) — напряжение, ток и угол сдвига между векторами
напряжения и тока до КЗ.
Для синхронных электродвигателей, работающих с недовозбужде-
нием,
Е" = /((/да, — /да,х2 Sin <р(0,)2 4- (/ да,х2 COS <р(0,)2
~ ^(0) — J(O)*dsin Ч’(О).
(5-2)
Для асинхронных электродвигателей сверхпереходную ЭДС опре¬
деляют по выражению (5.2), а относительное сверхпереходное сопротив¬
ление — при их номинальных условиях, т. е. когда за базовые значе¬
ния приняты номинальные напряжение и ток по формуле х"к д=1//п.
Средние значения сверхпереходных и х* электродвигателей (в от¬
носительных единицах при номинальных условиях)
гг	I?
Характеристика
х»
Турбогенератор < 100 МВт
... .1,08
0,125
Турбогенератор 100—500 МВт •««...« . »
.... 1,13
0.2
Гидрогенератор с успокоительными обмотками .
.... 1,13
0,2
Гидрогенератор без успокоительных обмоток .
.... 1,18
0,27
Синхронный компенсатор
. • * ♦ 1,2
0,2
Синхроиный электродвигатель	«
. .. .1,1
0.2
Асинхронный электродвигатель . » « • • « • •
. . . . 0,9
0,2
Обобщенная нагрузка

. . . . 0,85
0,35
Сопротивления трансформаторов н автотрансформаторов, отне¬
сенные к номинальной мощности, определяют по следующим выраже¬
ниям:
двухобмоточный трансформатор с нерасщепленной обмоткой НН
^в = 0,01(/к,	(5.3)
где UK — напряжение короткого замыкания, %;
двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой НН
(расчетная схема и схема замещения приведены на рис. 13, а, б)
\в. н =	(^к. в—(иі В н2)	0,5(/к НІ_н2);
**н1 = **н2 = 0,005(/к н1_н2,
где ^к. в—(ni II н2) — напряжение КЗ между обмотками ВН и НН при
параллельном соединении ветвей расщепленной обмотки /// и Н2, отне¬
сенное к полной мощности трансформатора STp н, %; (/к и)_н2 —
напряжение КЗ при закороченных ветвях расщепленной обмотки H1
и И 2, отнесенное к 0,55тр_ н, %; при параллельной работе обмоток Н1
и Н2 х*к определяют по выражению (5.3), в котором UK = UK_ В^_(НІ ц н2,
выражено в процентах;
Ц

трехобмоточный трансформатор илн автотрансформатор (расчетная
схема и схема замещения приведены на рис. 13, в, г)
О 5
^*В. Н = 100 ^К- в. С “Ь UК. Е, Н ^К. С. Н^’
0 5
х*с. н юо в- о + ^к. о, н “ Ur. в. н^’ ?
0 5	I
**Н. И = 100 ^К- В- в "Ь с. в ^к. в, с)» J
где UKi в> с, t/K> в н, UKi с н — напряжения КЗ соответственно между
обмотками высшего и среднего, высшего и низшего, среднего и низшего
напряжений. %.
Рис. 13. Расчетные
схемы (с, в. д) и схе¬
мы замещения (б, г, е)
двухобмоточного
трансформатора с рас¬
щепленной обмоткой,
трехобмоточ него
трансформатора и
сдвоенного реактора.
Сопротивление реакторов в каталогах задают в именованных еди¬
ницах (Ом). Расчетная схема и схема замещения сдвоеииого реактора
приведены на рис. 13, д, е, где хь— индуктивное сопротивление рас¬
сеяния ветви реактора (при отсутствии тока в другой ветви); kCB —
коэффициент связи, учитывающий взаимоиндукцию между ветвями
реактора; /с, Zt, /2 — соответственно ток сети и в ветвях.
Средние значения реактивного сопротивления линий
Характеристика
л?л, Ом/км
Воздушная одноцепная напряжением, КВ,
6—10	  0,35
35—220	    .0,4
Кабель трехжильный, КВ,
6—10	    .0,08
20			0,1
35	0,12
Кабель одножильный маслонаполненный
ПО кВ	0,18
Токопроводы 6—10 кВ из трубы размером (диаметр трубы и тол¬
щина стенки, мм)
140x10	0.165
210X10	0,146
250X10 . 		  .	.0,134
72
;

3.	РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ В СЕТЯХ И УСТАНОВКАХ
1	НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В
Расчет действующего значения периодической
составляющей тока КЗ в начальный момент времени
Для расчета периодической составляющей тока КЗ в начальный
момент времени необходимо выполнить следующие операции: 1) пре¬
образовать схему замещения и определить эквивалентные (результи¬
рующие) ЭДС и сопротивления; 2) определить по закону Ома ток на
основной ступени напряжения; 3) определить искомые значения токов
КЗ во всех элементах схемы, где это требуется. Для преобразования
схемы замещения и приведения ее к простейшему виду используют
расчетные выражения, известные из теории линейных электрических
L.	цепей. К ним относятся последовательное и параллельное сложение
сопротивлений, преобразование звезды в треугольник и обратно, мно-
I голучевой звезды в многоугольник, замена нескольких генерирующих
ветвей с разными ЭДС, присоединенных к общему узлу, одиой эквива¬
лентной (табл. 17), а также совмещение точек схемы с одинаковым
потенциалом.
По найденным значениям эквивалентного ЭДС Е*Эі б в относитель-
' ных единицах или £" в именованных единицах (фазное значение, В)
и эквивалентного сопротивления схемы х*э. б в относительных единицах
или хэ в именованных единицах, Ом, определяют действующее значение
периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени:
при расчете в относительных единицах
1   ^*э. б . ,
^П. О У	*6*
«
' при расчете в именованных единицах, кА,
'п.о=£>9-
В других элементах схемы значения тока определяют путем по¬
степенного развертывания схемы и приведения ее к первоначальному
• виду. Если место КЗ находится за внешним сопротивлением, не пре¬
вышающим 20 % сверхпереходного сопротивления асинхронного
электродвигателя, то периодическая составляющая тока асинхронного
электродвигателя в момент КЗ
I — h і 1
п. о. д кд о н>
где коэффициент /гд = 1,2 для двигателей типа В ДД и ДВДА и kR — 1 —
для всех остальных асинхронных электродвигателей.
Определение апериодической составляющей тока КЗ
При расчетах апериодической составляющей тока КЗ ее началь¬
ное значение принимают
/а. о = /2^.о-
В произвольный момент времени t значение апериодической СО'
ставляющей зависит от расчетной схемы. При этом все расчетные схе¬
мы можно разбить на четыре основных типа:
73

3J 17. Основные формулы преобразования схем и токораспределения
Производимое
преобразование
Схемы
Сопротивления элементов
преобразованной схемы
Распределение токов
в схеме до ее преобра¬
зования
до преобразования
после преобразования
Последовательное
соединение
„ X, Х2
	;
		.j -
ха —	+ Х2 + • " ’ + хп
11==/2= ••■ = 1п = 1
Параллельное сое¬
динение
' —!Н-
■ —л
. h
—z
	1

Хэ	J	J	J
- + -+ ••• + —
*1*2	ХП
7П=~3/
Хп
Преобразование
треугольника в
эквивалентную
звезду
lz
</Аи\ V
Z	\
«■ L
f
	XLMXLN
L XLN + XLN + XMN
	XLMXMN
'M XLM + XLN + XMN
		XLNXMN
N xz.jm+ xzjv + x mn
.	1МХМ ~~ 1LXL
‘MN—	,,
XLM
,	h.xL — Лѵхѵ
~	к
XLN
.	_ 1NXN — 1MXM
NM	XNM
/
1

Преобразование
звезды в эквива¬
лентный треуголь¬
ник
Преобразование
многолучевой звез¬
ды в МН01 оуголь-
ннк с диагоналями
X
/4 A
rP	tr
Замена нескольких
источников эквива¬
лентным
r\’ Xl
ЖЭк
L_ÆYj2__i—-1
Си»

1.	Схема, содержащая один источник энергии и только последо¬
вательно включенные элементы. Для такой схемы апериодическую
составляющую в момент времени t определяют по формуле
Рис. 14. Кривые для определения коэффициента затухания апе¬
риодической составляющей тока КЗ
Рис. 15. Расчетная схема для определения апериодической со¬
ставляющей тока КЗ и ударного тока в случае КЗ (точка К)
вблизи источника энергии
При определении суммарных индуктивного и активного сопротив¬
лений до точки КЗ х3 и гэ синхронный электродвигатель вводят в схему
замещения индуктивным сопротивлением обратной последовательно¬
сти (можно принять х2 = 1,22 х") и активным сопротивлением статора.
Значения коэффициента затухания апериодической составляющей
тока КЗ е~tJTa можно найти
по рис. 14.
2.	Разветвленная схе¬
ма, содержащая один источ¬
ник энергии. Для такой
схемы
Рис. 16. Кривые для определения посто¬
янной времени затухания Т& и
коэффициента Луд синхронных
двигателей
ударного
электро-
i . = 1/2/	e~t,T&- 3
t r z 'n. oc •
где Ta a — эквивалентная
постоянная времени зату¬
хания апериодической со¬
ставляющей тока КЗ, опре¬
деляемая по выражению
(5.3), в котором хэ и гэ на¬
ходятся по схеме замеще¬
ния с введенными в нее со¬
ответственно только индук¬
тивными и только активными сопротивлениями.
3.	Разветвленная схема с несколькими источниками энергии,
в которой точка КЗ значительно удалена от источников энергии (КЗ
иа стороне низшего напряжения подстанций при отсутствии высоко¬
вольтных электродвигателей и синхронных компенсаторов; КЗ на
приемных концах тупиковых линий 220 кВ и ниже и т. д.). В этом
случае схему замещения для определения действующего значения
76

периодической составляющей тока КЗ приводят путем преобразований
к простейшему виду. Затем по приведенным выше формулам для най¬
денных Іп ѳ и Гаі э определяют значение ів f.
4.	Разветвленная схема с несколькими источниками энергии,
в которой точка КЗ находится вблизи источников энергии. В этом
случае схема замещения для определения действующего значения
периодической составляющей тока КЗ преобразуется так, чтобы ис¬
точники энергии, вблизи которых находится точка КЗ (генераторы,
синхронные компенсаторы, высоковольтные электродвигатели), были
выделены в отдельную ветвь с эквивалентными сопротивлением хг
и ЭДС а все остальные источники энергии и сопротивления —
в другую ветвь с эквивалентными сопротивлением хс и ЭДС Ес (рис.
15). Значение апериодической составляющей тока КЗ в момент време¬
ни t можно определить по выражению
'а. t = /2 ('г. Г + 'с ^t/Ta- Ч.
где Іт о и /с о — действующие значения периодической составляющей
токов в момент КЗ, текущих соответственно по ветвям с сопротивле¬
нием хг и хс; ТЪг г и Т& 0 — эквивалентные постоянные времени зату¬
хания апериодической составляющей тока КЗ для тех же ветвей.
Средние значения постоянной времени затухания апериодической составляющей то¬
ка КЗ и ударного коэффициента для характерных элементов электрической систе¬
мы [46]
Элемент или часть электрической системы ^а> с ^уд
Турбогенератор
мощностью до 60 МВт	 0,16—0,25	1,94—1,955
мощностью до 100—1000 МВт . . . 0,4—0,54	1,975—1,98
Блок турбогенератор мощностью до 60 МВт—трансформатор;
номинальное напряжение турбоге¬
нератора 6,3 кВ			0,2
10,5 кВ	0,15
Блок турбогенератор мощностью 100—
200 МВт—трансформатор	0,26
Блок турбогенератор мощностью 300—
800 МВт—трансформатор	0,3—0,35
Система, с которой подстанция связана
воздушными линиями напряжением 35—
220 кВ	0,02—0,03
Система, связанная со сборными шина¬
ми 6—10 кВ через трансформаторы мощ¬
ностью (в единице):
>80МВ-А	0,06—0,15
32—80 МВ-А	0,05—0,1
Присоединения, защищаемые реактором
с номинальным током
< 1000 А		0.23
> 630 А			0,1
Распределительные сети с напряжением
6-10 кВ	0,01
1,95
1,935
1,965
1,967—1,983
1,6—1,717
1,85—1,935
1,82—1,9
1,956
1,904
1.37
Постоянная времени затухания апериодической составляющей
тока электродвигателя при КЗ на его выводах может быть определена
для синхронных электродвигателей типов СТМ, СДН, ВДС, СТД по
кривым (рис. 16), а для асинхронных электродвигателей при отсут¬
ствии точных данных — по табл. 18.
77

18. Значения постоянных времени затухания н ударных коэффициентов
асинхронных электродвигателей при КЗ на их выводах
Параметр
А
АО
ДАЗО
АТД
ATM
вдд,
ДВДА
ДАМСО
ГР. Д’ с
0,04
0,04
0,09
0,06/s*
0,075
0,06
0,044
Т&, с
0,04
0,04
0,02
0,058
0,043
0,05
0,035
*УД
1,56
1,49
1.5
—
1,67
1,66
1,55
* sH—» номинальное скольжениег %.
Расчет ударного тока КЗ
В расчетах токов КЗ принимают, что ударный ток КЗ имеет место
через 0,01 с после момента возникновения КЗ. В схеме, содержащей
только последовательно соединенные элементы с одним источником
энергии, ударный ток КЗ определяют по выражению
*'уд = ^уд ^2 ^п. о-	(5.4)
Для синхронных электродвигателей ударный коэффициент k
при наличии н схеме только последовательно включенных элементов
определяют по выражению
Для асинхронных электродвигателей
где Др — расчетная постоянная времени затухания периодической состав¬
ляющей тока асинхронного электродвигателя при КЗ, с:
Т' = Т '
р р. д
1
**вн
**н. д
Гр_ д — расчетная постоянная времени затухания периодической состав¬
ляющей тока асинхронного электродвигателя при КЗ на его выводах, с;
х*вн— индуктивное внешнее сопротивление до точки КЗ.
При значении полного внешнего сопротивления до точки КЗ г#вв,
не превышающего 20 % х'^ или х*в. , ударный коэффициент можно
принимать без учета г*вн по кривым рис. 16 (для синхронных электро¬
двигателей) или по табл. 18 (для асинхронных электродвигателей) [34].
В разветвленной расчетной схеме с одним источником энергии ударный
коэффициент определяют по выражению
^уд=1+е“°’0,/Га-®\	(5.5)
В разветвленной схеме с несколькими источниками энергии при
значительном удалении источников от места КЗ 1уд можно иайти по
78

выражению (5.4), а&уд—по формуле (5.5). При этом необходимо пу¬
тем соответствующих преобразований привести схему замещения к про¬
стейшему виду, что дает возможность определить /п_ о н 7а_ эк. Расчет¬
ная схема для определения іуд при наличии нескольких источников
энергии и незначительном удалении места КЗ от источников показана
на рис. 15. В этом случае расчетные выражения имеют следующий
вид:
г'уд ~	(^уд. Г^Г. О ^уд . </с .о)’
4д. г
= 1 + Г°’О1/Г-
4д. С
= 1+е
-0,01/7а.
Ориентировочные данные об ударных коэффициентах приведены
на с. 77.
1	4. МЕТОДЫ РАСЧЕТА
ПЕРИОДИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ТРЕХФАЗНОГО ТОКА КЗ
В ПРОИЗВОЛЬНЫЙ МОМЕНТ ВРЕМЕНИ
Расчет периодической составляющей тока КЗ в произвольный мо-
мёнт времени аналитическими методами даже для несложных расчет¬
ных схем крайне затруднен. В связи с этим и с учетом того, что для ре¬
шения многих практических задач не требуются значения точных ре¬
зультатов, разработаны приближенные методы расчета.
Прн выполнении приближенных расчетов источники энергии, на¬
ходящиеся вблизи места КЗ в удаленные от него, учитывают раздельно.
Часть схемы с удаленными источниками энергии можно представить
I	одним источником («система»), действующее вначение ЭДС которого
неизменно во времени. Действующее значение периодической состав¬
ляющей тока КЗ «системы» определяют по выражению
4
‘п. t П. о г	О	’
;	Х*э	хэ
где Е*э и х*э — суммарные (результирующие) ЭДС и сопротивление
до точки КЗ в относительных единицах при выбранных базовых уело-
О о
виях; Еэ н хэ — то же в именованных единицах, приведенных к основ¬
ной ступени напряжения.
При незначительном удалении генератора (компенсатора) от места
КЗ для определения значения периодической составляющей тока КЗ
в произвольный момент времени применяют метод типовых кривых
'	[46]. Критерием удаленности при этом служит значение относитель¬
ного тока генератора в момент КЗ р_ о н. При Z г. о н > 1,5 точка КЗ
считается незначительно удаленной от генератора (компенсатора). Та¬
кие условия имеют место при КЗ за двумя трансформаторами связи,
за линейным реактором с небольшим номинальным током, в распреде-
,	лительных сетях 6—10 кВ и т. д.
?	Расчет периодической составляющей тока КЗ в произвольный мо¬
мент времени по методу типовых кривых для схемы, имеющей только
один синхронный генератор (компенсатор), производит в следующем
порядке [46]:
79

1.	По схеме замещения для определения действующего значения
Периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени
определяют суммарное индуктивное сопротивление относительно точки
КЗ и действующее значение периодической составляющей тока гене¬
ратора в момент КЗ.
2.	Определяют значение относительного тока генератора в момент
КЗ по выражению
Рис. 17. Кривые зависимости тока в месте КЗ от тока генера¬
тора (а) и изменения во времени тока КЗ от синхронного элект¬
родвигателя (б)
где /г о — действующее значение тока генератора в момент КЗ, выра¬
женное в именованных единицах и приведенное к напряжению сту¬
пени, где находится точка КЗ; 1 г_ о б — то же, выраженное в относи¬
тельных единицах при выбранных базовых условиях; /н — номиналь¬
ный ток генератора в именованных единицах, приведенный к напря¬
жению ступени, где находится точка КЗ.
3.	По кривой (рис. 17, б), соответствующей найденному значению
7* г. о. н> определяют отношение yt — Zr ІІТ о для расчетного момента
нремеии t.
4.	Определяют искомое значение периодической составляющей
Тока КЗ для расчетного момента времени t:
t Ѵ/7Г> 0	о. нЛі ~ о. бУб’
где /б — базовый ток ступени напряжения, где находится точка КЗ.
При наличии нескольких генераторов, не связанных с местом КЗ
общим сопротивлением, необходимо найти токи от отдельных генера¬
торов для расчетного времени t, а затем путем их суммирования оп¬
ределить периодическую составляющую тока в месте КЗ.
80

В случаях, когда неудаленный от точки КЗ генератор и «система»
присоединены к месту КЗ через общее сопротивление (рис. 18), расчет
периодической составляющей в месте КЗ для расчетного времени вы¬
полняют в еледующем порядке:
1.	Схему замещения для определения действующего значения пе¬
риодической составляющей тока КЗ в начальный момент времеви пу¬
тем соответствующих преобразований приводят к виду, показанному
на рис. 18.
2.	Определяют начальное значение периодической составляющей
тока в месте КЗ (точка К) по выражению
7к. о = EJ*#
где Es и хэ — суммарные ЭДС и сопротивление всей схемы.
3.	Вычисляют начальное значение тока в генераторной ветви
7V. О	Р'Г, О 7К. ОХк)/ХѴ'
4.	Определяют 7^г< о н и по соответствующей
кривой рис. 17, а для расчетного момента времени
отношение lr t/Ir. о.
5.	Вычисляют отношевие 1Г о//к ; по кривой
рис. 17, б, соответствующей вычисленному отно¬
шению /г о /7К_ о определяют отношение ук_ t =
= 7к. //7к. о ~ ÎU г. </7г. о)-
6.	Определяют действующее значение перио-
дическои составляющей тока в месте КЗ н расчет¬
ный момент времени t:
7к. і Ѵк. /7к. о-
Метод типовых кривых рекомендуется при¬
менять при выборе электрических аппаратов
и проводников. Расчет токов для произвольного
момента времени КЗ для целей релейной за-
Рис. 18. Расчетная
схема для опреде¬
ления тока КЗ от
синхронного гене¬
ратора с учетом
влияния системы
щиты рекомендуется выполнять методами
спрямленных характеристик и кривых предельного времени [28]
5.	НЕСИММЕТРИЧНЫЕ КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ
Расчет токов несимметричного КЗ производят обычно методом
симметричных составляющих. При этом задачу нахождения токов
и напряжений для рассматриваемого несимметричного КЗ сводят
к вычислению симметричных составляющих этих величин, по которым
определяют фазные значения токов н напряжений. Рекомендуется
следующий порядок расчета:
81

1.	Составляют схемы прямой, обратной и нулевой последователь»
ностей.
2.	Упрощая схемы, определяют их эквивалентные сопротивления
*1э» х2э, хОэ и эквивалентную ЭДС прямой последовательности Еэ
(рис. 19).
3.	Определяют значение составляющей прямой последовательности
тока в месте КЗ І^\.
4.	По найденному значению определяют периодическую состав,
ляющую полного тока в месте рассматриваемого несимметричного КЗ.
Схемы различных последовательностей
Схему прямой последовательности выполняют как для симметрич¬
ного трехфазного КЗ. При этом в месте КЗ прикладывается напряже¬
ние прямой последовательности (7к1. Сопротивления прямой последо¬
вательности элементов схемы определяют так же, как для расчета сим*
метричного трехфазного КЗ. Схема обратной последовательности по
конфигурации аналогична схеме прямой последовательности, но ЭДС
источников питания отсутствуют; в месте КЗ прикладывается напря¬
жение обратной последовательности (7к2. Для всех статических элемен¬
тов, не имеющих подвижных магнитосвязанных цепей (трансформато¬
ры, линии, реакторы), сопротивления обратной х2 и прямой xt последо¬
вательностей одинаковы. Значения сопротивлений обратной последо¬
вательности для синхронных машин обычно приводят в каталогах.
При отсутствии таких данных в приближенных расчетах можно при¬
нять = 1,22 х". Сопротивление обратной последовательности асин¬
хронных электродвигателей принимают равным их сверхпереходному
сопротивлению, а сопротивление обобщенной нагрузки — х^н2 = 0,35
(отнесено к полной рабочей мощности (МВ • А) и среднему номиналь¬
ному напряжению (кВ) той ступени, где она присоединена).
Конфигурация схемы нулевой последовательности определяется
схемой сети, схемами соединения обмоток трансформаторов и режимом
заземления их нейтралей. Схема нулевой последовательности не со¬
держит ЭДС. Составление схемы нулевой последовательности следует
начинать от точки, где возникла несимметрия, считая, чтоб этой точке
все фазы замкнуты накоротко и к ней приложено напряжение нулевой
последовательности.
Значения сопротивлений нулевой последовательности хв электри¬
ческих машин можно получить от завода-изготовителя. Для синхрон¬
ных машин х0 = (0,15...0,6) х'^. Сопротивление нулевой последователь¬
ности трансформатора в значительной мере определяется его конструк¬
цией и соединением обмоток.
На рис, 20, а, б. в приведены основные варианты соединений об¬
моток двухобмоточных трансформаторов н схемы их замещения для
токов нулевой последовательности (хі и хг| — реактивные сопротив¬
ления рассеивания обмоток I и II; хц0 — реактивное сопротивление на¬
магничивания нулевой последовательности трансформатора; актив¬
ными сопротивлениями пренебрегаем). Для группы из трех однофаз¬
ных трансформаторов, а также для трехфазных трансформаторов
с четырьмя н пятью сердечниками при определении сопротивления ну¬
левой последовательности током намагничивания можно пренебречь
(хц0 = °°)- В трехфазных трехстержневых трансформаторах сопротив¬
ление Хцо в зависимости от конструкции составляет в относительных
82

ж
Рив. 20. Схемы соединения обмоток трансформаторов и схемы их за¬
мещения для токов нулевой последовательности:
а, 6, в — двухобмоточные трансформаторы} г, д, е —- трехобмоточные: ж авто¬
трансформатор
«3

единицах 0,3—1. Точное значение хр0 определяется эксперимента*
льно. Необходимо отметить, что х2 < хр0, а следовательно, в практи¬
ческих расчетах может быть принято хр0 = то.
Схема замещения двухобмоточного трансформатора с расщеплен¬
ными обмотками аналогична схеме замещения трехобмоточного тран¬
сформатора, показанной на рис. 20, е. Основные варианты соединения
обмоток трехобмоточных трансформаторов и схемы их замещения для
токов нулевой последовательности приведены на рис. 20, г, д, е (xj
хп, хІП — реактивные сопротивления рассеяния обмоток /, II, III).
Схема замещения нулевой последовательности автотрансформа¬
тора (рис. 20, ж) имеет тот же вид, что и трехобмоточного трансфор¬
матора при соответствующем соединении его обмоток. Ток в нейтрали
автотрансформатора
lN ==3 (Â)I ~^оц)»
где І0І, /0ІІ—токи нулевой последовательности первичной и вторичной
цепей, отнесенных к своей ступени напряжения.
Реактор в нейтрали трансформатора учитывают в схеме замещения
нулевой последовательности утроенным значением его сопротивления,
соединенным последовательно с обмоткой, в нейтраль которой он
включен. Средние соотношения между сопротивлениями нулевой и пря¬
мой последовательностей одноцепных воздушных линий электропере¬
дачи х0/х1 имеют следующие значения [42]: линия без троса — 3,5; ли¬
ния со стальными тросами — 3; линия с тросом из провода АС—2. Для
определения значений сопротивлений нулевой последовательности воз¬
душных линий приведены расчетные выражения.
1.	Одноцепная линия без троса
Д3
х0 = 0,435 1g
"ср
„	2,085
3 “ 10 3 ’
(5.6)
Рср Рэ. п^ср’
^ср = с!АВс!ВС(1АС<
Рэ. п = /г(’п>
где х0 — сопротивление нулевой последовательности, Ом/км; Д3 — экви¬
валентная глубина возврата тока через землю (при отсутствии данных
о проводимости земли обычно принимают Д3 = 1000 м), м; рср— средний
геометрический радиус системы трех проводов, м; f — частота тока, Гц;
X — удельная проводимость земли, 1/(Ом • см); Дср — среднее геометри¬
ческое расстояние между проводами фаз А, В и С, м; dAB, dBC, dAC—
расстояния между проводами фаз А и В, В и С, А и С, м; рэ _ п —
эквивалентный радиус, провода, м; k — коэффициент (для линии с нерас¬
щепленными сталеалюминиевыми проводами k — 0,95); рп — действитель¬
ный радиус провода, м.
84

2.	Одноцепная линия с одним тросом
2	И
4Т) = *о —; *от = °>435	;
*0т	І-’э. т
*0п. т = °'43!’	’ ^п. т= Ат^ВтДст’
^п. т
где 4Т) — сопротивление нулевой последовательности; хОп_ т — сопротив¬
ление взаимоиндукции между проводами линии и тросом, Ом/км; хОт —
сопротивление нулевой последовательности троса, Ом/км; рэ_ т—экви¬
валентный радиус троса, м: для троса из провода АС рэ. т = 0,9рт; для
стального троса р3_ т = pT/(anti lgxBH/0,145); рт — действительный ра¬
диус троса, м; хви — ввутреннее индуктивное сопротивление троса,
Ом/км; Дп т — среднегеометрическое расстояние между фазными про¬
водами и тросом, м; ДАт, ДВт, ДСг — расстояние между тросом и про¬
водами фаз А, В и С, м.
3.	Одноцепная линия с двумя одинаковыми тросами
*0	*0	*0п. т. э/*0т. э»
*0п. т. э = 0>435 lg Дя/Дп< т> s;
*от. э = °>435 te Дз/Ѵ Рэ. X;
Дп. т. э	'ѴДАтДВтДСтДАт'ДВт'ДСт'*
(5.7)
(5.8)
где 4Т> — сопротивление нулевой последовательности, Ом/км; хОп. т< э —
сопротивление взаимоиндукции нулевой последовательности между экви¬
валентным тросом и проводами линии, Ом/км; хОт> , — эквивалентное
сопротивление нулевой последовательности двух тросов, Ом/км; Дп т э—
среднее геометрическое расстояние между эквивалентным тросом и про¬
водами линий, м; ДАт, Дв-т’ Дс?— расстояние между одним из тросов
и проводами фаз А, В и С, м; ДАт,, ДВт’> ДСт- —расстояние между
другим тросом и проводами фаз А, В, С, м; Дт— расстояние между
тросами, м.
4.	Две параллельные линии без тросов
Д3
х0 = 0,435 lg —— ;	(5.9)
Рср
*01 II = 0>435 lg "д	!
*4 II
#і il =	Даа’Дав’Д АС'ДВА'Д ВВ'Д ВС'ДсА'ДсВ'Д СС' ’
где х0 — сопротивление нулевой последовательности каждой из двух
параллельных линий, Ом/км; х0ІІІ—сопротивление взаимоиндукции
нулевой последовательности между двумя параллельными линиями,
Ом/км; Д[ ц — среднее геометрическое расстояние между проводами
фаз цепей I и //, м; Д^л'1 Дав’< ДдС” Два'< Двв” Двс’> Дса'’
Дсв'< Дес — расстояние между проводами фаз А, В и С цепи 1 и про¬
водами фаз Л', В' и С' цепи II, м.
85

5- Двухцепная линия (цепи 1 и II расположены на одной опоре)
с двумя тросами
( т)
*01 т
,.<Т) — X
2
*0ІІт .
01
Аиіі у	»
0. Т.т
*0П	*011 и
*0т. т
Г(Т) _ г
*01 II — *01 II
*01т~ *01 Іт
*0т. т
>
Рис. 21. Исходные схемы (а, б) и схемы замещений параллельных ли¬
ний (в, г) соответственно трехполюсника и четырехполюсника
где Xqj\ —собственные сопротивления нулевой последовательности
цепей I и II, Ом/км; Хщ п—взаимное сопротивление нулевой после¬
довательности цепей / н //, Ом/км; хои п и х0І ( определяют по выра¬
жению (5.6); х0І J, — по выражению (5.9); хМт и х0ІІТ — по аналогии
с выражением (5.7); хОт_ т — по аналогии с выражением (5.8).
При составлении схем замещения нулевой последовательности
двухцепных линий (в том числе и линий с ответвлениями) параллель¬
ные цепи можно разбить либо на трехполюсннки (рис. 21, а), либо на
Рис. 22. Исходная схема и схема замещения двух блоков линия—транс¬
форматор с взаимоиндукцией между линиями при КЗ на одной из них:
I — длина линии, повреждение на равстоянии lt — ni от подстанции
четырехполюсники (рис. 21, б). Трехполюсннки имеют схему замеще¬
ния в виде трехлучевой звезды, состоящей из собственных сопротив¬
лений нулевой последовательности цепей хщ и х0ІІ и взаимного сопро¬
тивления нулевой последовательности Хо , п (рис. 21, в), а четырехпо¬
люсники — в виде двух лучей с сопротивлениями х0І и х0ІІ и сопро¬
тивления взаимоиндукции х0ІІІ, дополнительно включенного в ту
ветвь схемы замещения в которой протекает ток, равный сумме токов
обеих цепей (рис. 21, г).
Рассмотренный способ составления схем нулевой последовательно¬
сти двухцепных линий можно проиллюстрировать на примере состав¬
ления схемы замещения, приведенной на рис. 22. При идентичности
86

параллельных цепей с общими концами и протекании по ним'одинако¬
вых токов в одном направлении сопротивление нулевой последователь¬
ности каждой из них равно сумме собственного и взаимного сопротив¬
лений нулевой последовательности цепей, а их результирующее сопро¬
тивление — полусумме этих величин. Средние соотношения между со¬
противлениями нулевой и прямой последовательностей х.,/х1 цепи двух¬
цепной воздушной линии при внешних КЗ имеют следующие значения
[42]: линия без тросов — 5,5; линия со стальными тросами — 4,7; линия
с тросами из провода АС — 3. Сопротивление нулевой последователь¬
ности кабелей ориентировочно можно принять [42] для одножильных
х0 ~ (0,8...1) xt; для трехжильных—х0 æ (3,5...4,6)xt и г0 = 10 г,.
Расчет токов при несимметричных КЗ
Ток прямой последовательности несимметричного КЗ iffl, в со¬
ответствии с правилом эквивалентности прямой последовательности,
определяется как ток при трехфазном КЗ в точке, удаленной от дейст¬
вительной точки КЗ на дополнительное сопротивление xff. Расчетным
для определения fff является выражение
Рис. 23. Комплексные схемы замещения при КЗ:
а — двухфазном; б —> однофазном; в — двухфазном на землю
Значения дополнительного сопротивления для различных видов
несимметричного КЗ приведены в табл. 19. Модуль фазного тока в мес¬
те любого несимметричного КЗ
iff = I iff I,
где — коэффициент, определяемый по данным табл. 19.
Комплексные схемы замещения для определения токов при не¬
симметричном КЗ приведены на рис. 23, а векторные диаграммы токов
и напряжений — на рис. 24. Фазные токи и напряжения в различных
ветвях и точках схемы при несимметричных КЗ определяют суммиро¬
ванием симметричных составляющих, найденных по схемам соответ¬
ствующих последовательностей на основании известных правил рас¬
пределения токов и напряжений в линейных электрических цепях.
87

19. Расчетные формулы для определения симметричных составляющих, фазных токов и напряжений различных видов
несимметричных КЗ
Расчетная величина
Двухфазное КЗ fe®
Дополнительное сопротивле¬
ние х^
Х2Э
Коэффициент т(л)
/з
Ток прямой последователь¬
ности
К
/ (^іэ +	)
Ток обратной последователь¬
ности
-4і
Ток нулевой последователь¬
ности
0
Ток в фазе А
0
Вид несимметричного КЗ
Двухфазное КЗ па землю
Однофазное КЗ на землю
Х0зх2э
х0э + х2э
х0эх2э
<*0э "Ь *2э)2
і (г < Х0эх2э
I 19	4-х
\	• Л0э г *23
*0Э
•1:0э + *2э
•
/к1*0э + *23
О
*0э+*2э
3
і(х1Э + х2э+Х0э)
4j
з/к1

Ток в фазе В ІкВ
д24і ~ а4і
Ток в фазе С /кС
а4і д24і
Напряжение фазы А
241/*2э
Напряжение фазы В ІІкВ
41/*2э
Напряжение фазы С і)кС
41/*2Э
Ток в земле
0
а*0э + *2э'
*0э"b х2э l
д2*0э ~Ь ж2э'
*0э ~Ь *2э ,
*0э*2э
	of 2э
*0з т *2э
0
О
о
—/кГ/ [*2э <д* — «) +
+ *0э(д2~ 1)]
41/ [*2Э (д — д2> +
+ хОэ(а — !)]
з4і
Примечание. Фаза А принята в качестве особой, т. е. находящейся в условиях, отличных от условий для двух других Фаз.

При определении фазных величин за трансформаторами следует
помнить, что токи и напряжения при переходе через трансформатор
изменяются не только по величине, но и по фазе в зависимости от соеди¬
нения его обмоток. При переходе через трансформатор с четной груп¬
пой соединений обмоток векторы симметричных составляющих токов
и напряжений не изменяются по фазе. При переходе через трансфор¬
матор со схемой соединений Y/Д — 11 симметричные составляющие
изменяются следующим образом:
при переходе со стороны высшего напряжения на визшую сторону
векторы прямой последовательности претерпевают поворот на угол
+30° (в сторону вращения векторов — против часовой стрелки), а об¬
Ц<Аі\
Рис. 24. секторные диаграммы напря¬
жений и токов в месте повреждения
при КЗ:	г
а — двухфазное; б — однофазное; в — двух*
фазное на землю
6
ратной последовательности — на
угол —30° (в сторону, противопо¬
ложную вращению векторов);
при переходе со стороны низше¬
го напряжения на высшую сторону
векторы прямой последовательности претерпевают поворот на угол
—30°, а обратной последовательности — на угол +30°.
Линейные токи на стороне низшего напряжения Іа, 1С и на
стороне высшего напряжения 7-д, ів, 1С трансформатора с соединением
обмоток по схеме Y/Д—11 связаны между собой следующим соотноше¬
нием:
о
Іа
'ІЬ
le
Кз
1
о
—1
—1
о
1
'а
^в
Іс
где пп— линейный коэффициент трансформации.
6.	ЗАМЫКАНИЕ НА ЗЕМЛЮ В СЕТЯХ С ИЗОЛИРОВАННОЙ
НЕЙТРАЛЬЮ
При замыкании на землю в сети с изолированной нейтралью путь
для тока нулевой последовательности, текущего в землю, проходит
через емкостное сопротивление каждой фазы относительно земли. Так
как емкостные сопротивления элементов электрической системы зна¬
чительно превышают их индуктивные и активные сопротивления, по¬
следними можно пренебречь. Это означает, что величину тока замыка¬
90

ния можно считать независимой от места замыкания, а напряжение
источника неизменным по амплитуде. ГІрн таких допущениях токи
нулевой, прямой и обратной последовательностей в месте металличе¬
ского замыкания на землю определяются по выражению
/ — / 	 / 	;
'кО ~ 'к2 ~ 'кі — I ’
хсОэ
где І/ф — среднее значение фазного напряжения ступени трансфор¬
мации, на которой произошло замыкание на землю; хсоэ — суммарное
емкостное сопротивление нулевой последовательности элементов сети
(ВЛ и кабелей), электрически связанных сточкой замыкания.
Емкостное сопротивление нулевой последовательности трехжиль¬
ных кабелей с круглыми жилами на 1 км длины можно найти по прибли¬
женной формуле, Ом ■ км:
*со =
96,5
2г	103
1,85 +-£—
b — толщины соответственно фазной и
где г — радиус жилы; В и
поясной изоляции (величины г, В, b должны быть в одних единицах
измерения).
Для кабеля с секторными жилами, имеющими ту же поверхность
проводника и ту же толщину изоляции, как у кабеля с круглыми
жилами, емкостные сопротивления хс0 несколько меньше. Это сниже¬
ние можно учесть коэффициентом п, значения которого при значениях
(В -f- 6) / (2г) 0,3; 0,5; 0,7; 1; 1,5; 2 соответственно составляют: 0,7;
0,82; 0,87; 0,9; 0,94; 0,96.
Емкостное сопротивление нулевой последовательности воздушной
линии электропередачи без грозозащитных тросов на 1 км длины мож¬
но найти по выражению, Ом • км:
где «ср ~ 2 (hA + /iB-J-ftc)/3— среднее расстояние от проводов фаз А,
В и С до их зеркальных отражений относительно поверхности земли
(й^,	— высота подвески проводов фаз с учетом провеса); рп —
радиус провода; Dcp — среднегеометрическое расстояние между прово¬
дами фаз А, В и С.
Симметричные составляющие напряжений в месте металлического
замыкания на землю
Цс1 = ^ко = ^ф;
t>K2 = o-
Значение полного тока в месте металлического замыкания иа
землю составляет:
/и = 3/к0 = 3/-^-.
91

Векторные диаграммы токов и напряжений в месте замыкания на
землю приведены на рис. 25. Ориентировочные значения емкостного
тока замыкания на землю можно получить из табл. 20 [34].
Для грубой оценки порядка величины тока замыкания на землю
при отсутствии данных о кабелях сети и конструкции воздушных ли-
,ЦкА	Рис. 25. Векторные диаграммы
“	напряжений (а) и токов (б)
в месте замыкания на землю
ний, по известной длине электрически связанных кабельных Ік (км)
и воздушных /в (км) линий можно воспользоваться выражением:
= ^'л
10 + 350/ ’
где ил — среднее значение линейного напряжения ступени трансфор¬
мации, на которой произошло замыкание на землю, кВ.
20. Средние значения емкостного тока металлического замыкания
на землю одной фазы линии при частоте 50 Гц
Характеристика
линии
Емкостные токи#
А/км,- при номиналь¬
ном напряжении
сети, кВ
Характеристика
линии
Емкостиые токи,-
А/км, при номиналь¬
ном напряжении
сети, кВ
6	і
10
6
10
Линия, состоя¬
щая из одного
кабеля с пло¬
щадью сечения,
мм2:
16
25
0,4 (0,35)
0,5 (0,4)
0,55
0,65
120
150
185
240
Одноцепная
воздушная ли¬
ния:
1 (0,75)
1,18(0,85)
1,25 (0,95)
1,45 (1,1)
1,16
1,3
1,47
1,7
35
0,58 (0,45)
0,72
без троса
0,013
0,0256
50
0,68 (0,5)
0,8
с тросом
—
0,032
70
95
0,8 (0,58)
0,9 (0,68)
0,92
1,04
Двухцепная
воздушная ли¬
ния без троса
0,017
0,035
П р им еч ан и е. В скобках даны значения емкостных токов для десятикило*
вольтных кабелей, проложенных в сети 6 кВ,
92

Опыт эксплуатации показывает, что при замыканиях на землю
через дугу и малых значениях Ік дуга гаснет практически без повтор,
ных зажиганий и сопровождающих их всплесков перенапряжений.
С увеличением тока Ік наблюдаются неоднократные повторные зажи¬
гания дуги и перенапряжения, что уменьшает вероятность погасания
дуги и увеличивает вероятность перехода однофазного замыкавия на
землю в междуфазное КЗ. Поэтому, в соответствии с ПУЭ, в сетях
с изолированной нейтралью при определенных значениях /к должна
выполняться компенсация емкостных токов замыкания на землю пу¬
тем включения в нейтраль индуктивного сопротивления %д(дугогася-
щего аппарата). Значения емкостных токов в нормальных режимах
сети, при которых необходимо производить компенсацию, составляют:
в сетях напряжением 3—20 кВ, имеющих железобетонные и металли¬
ческие опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях
напряжением 35 кВ — более 10А; в сетях, не имеющих железобетон¬
ных и металлических опор на воздушных линиях: при напряжении
3—6 кВ — более ЗОА; при напряжении 10 кВ — более 20А; при на¬
пряжении 15—20 кВ — более 15 А; в схемах напряжением 6—20 кВ
блоков генератор-трансформатор (на генераторном напряжении) —
более 5А.
7.	РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ С УЧЕТОМ РЕГУЛИРОВАНИЯ
НАПРЯЖЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ 110 И 220 кВ С РПН
В расчетах токов КЗ на стороне низшего (среднего) напряжения
трансформатора для определения параметров релейной защиты и авто¬
матики зачастую требуется оценить влияние регулирования напряже¬
ния под нагрузкой (РПН) трансформаторов на значение тока КЗ.
В табл. 21 и 22 даны значения напряжения КЗ двух- и трехобмоточ¬
ных трансформаторов 110 и 220 кВ с РПН для среднего и двух крайних
ответвлений (—РО и -j-PO), приведенные к номинальным мощностям
трансформаторов и напряжениям ответвлений. Для ответвления п
можно приближенно определить (7КП, произведя линейную интерпо-
21. Величины UK для различных значений регулируемого напряжения
силовых двухобмоточных трансформаторов 110/10(6) кВ и 220/10 (6) кВ
Тип трансформатора
Напряжение, UKi
%, при положении
ответвлений
Тип Трансформатора
Напряжение (7К,
%,- при положении
ответвлений
—РО
Сред¬
нее
+РО
—РО
Сред-
нее
4-ро
ТДН-6300/110
9,63
10,5
10,85
ТРДЦН-80 000/110
9,76
10,5
11,6
ТДН-10 000/110
8,7
10,5
12,36
ТРДЦН-125000/110
10,5
10,5
11,9
ТДН-16 000/110
9,8
10,5
11,71
ТРДН-32 000/220
11,6
12
12,7
ТРДН-25 000/110
9,84
10,5
11,72
ТРДЦН-63 000/220
11,6
12
12,7
ТРДН-32 000/110
9,77
10,5
11,58
ТРДЦН-100 000/220
11,6
12
12,7
ТРДН-40 000/110
9,59
10,5
11,46
ТРДЦН-160 000/220
11,3
12
13,2
ТРДЦН-63 000/110
10,84
10,5
11,9
Примечания: 1. Величины UK отнесены к номинальным мощностям трансфер-
матора и напряжению ответвлений.
2. Таблица составлена по данным ГОСТ 12965^74* (трансформаторы 110 кВ)
и ГОСТ 15957—70* (трансформаторы 220 кВ).
93

22. Величины ÜK для различных значений регулируемого напряжения
силовых трехобмоточных трансформаторов 110 и 220 кВ
Тип
трансформатора
Номинальные
напряжения
обмоток, кВ
Напряжение UKt %, при положении
ответвлений
ВН
СН
НН
ВН—НН
СН—
НН
ВН—СН
—РО
Сред-
нее
+РО
—РО
Сред-
нее
+РО
ТДТН-10 000/110
115
38,5
11; 6,6
16,66
17
19,5
6
9,99
10,5
12.69
ТДТН-16 000/110
115
38.5
11; 6,6
16,4
17
18,5
6
9,5
10,5
11,69
ТДТН-25 000/ІІ0
115
II
6,6
17,47
17.5
19,5
6,5
9,99
10,5
11,86
ТДТН-25 000/110
115
38,5
11; 6,0
17,47
17.5
19,5
6.5
9,99
10,5
11,86
ТДТН-40 000/110
115
11
6,6
17,04
17,5
19,29
6,5
9,52
10,5
11,56
ТДТН-40 000/110
115
38,5
11; 6,6
17,04
17,5
19,29
6,5
9,52
10,5
11.56
ТДТН-63 000/110
115
II
6,6
17,14
17,5
19,2
7
10,1
10,5
11.9
ТДТН-63000/110
115
38,5
11: 6,6
17,14
17,5
19,2
7
10,1
10.5
Н.9
ТДТН-80 000/110
115
11
6,6
18,25
18,5
20,47
7
10,28
11
12,33
ТДТН-80 000/110
115
38,-5
11; 6,6
18,25
18,5
20,47
7
10,28
11
12,33
ТДТН-25 000/220
230
38,5
11; 6,6
19,5
20
20,4
6,5
12,4
12,5
13,4
ТДТН-4 0 000/220
230
38.5
И: 6,6
29,3
22
19
9,5
16,8
12,5
9,8
ТДЦТН-63 000/220
230
38,5
И: 6,6
30.4
24
19,-7
10,5
17,9
12,5
10,5
Примечания: I. Величины UK отнесены к номинальным мощностям транофор-
матора н напряжению ответвлений.
2. Таблица составлена по данным ГОСТ 12965—*74* (трансформаторы ПО кВ)
и ГОСТ 15957—70* (трансформаторы 220 кВ).
ляцию между значениями при среднем и соответствующем крайнем
ответвлениях.
Индуктивные сопротивления трансформаторов на ответвлении п
могут быть определены по расчетным формулам, приведенным в гл. 5.2.
При этом в формулы вводятся напряжения КЗ на ответвлении п.
Максимальное значение тока КЗ, проходящего на стороне ВН при
трехфазном КЗ за трансформатором о РПН, определяют по выраже¬
нию
7<3)
к. макс
/3(*с.
макс + *тр. мин>
(5.10)
где хс.макс — наименьшее сопротивление питающей системы в макси¬
мальном режиме ее работы, отнесенное к напряжению стороны ВН;
хтр.мин — наименьшее сопротивление трансформатора, отнесенное к на¬
пряжению стороны ВН; UH с—номинальное напряжение питающей
сети.
Приведенные значения этого тока КЗ к стороне НН (СН) следует
производить, принимая напряжение на стороне ВН трансформатора
равным тому напряжению, которому соответствует хтр мин. Как видно
из табл. 22, у всех трансформаторов НО и 220 кВ (кроме
ТДТН-40000/220 и ТДТН-63000/220) хтр ыніІсоответствует минимальному
напряжению на стороне ВН. Однако в выражении (5.10) для учетадіа-
ложения тока нагрузки на ток КЗ и создания некоторого расчетного
запаса напряжение питающей системы принято равным номинальному
напряжению сети [43]. Очевидно, для трансформаторов типа
ТДТН-40000/220 и ТДТН-63 000/220 в качестве напряжения питающей
сети следует принимать наибольшее напряжение на стороне ВН,
94

а в качестве хтрмвн— сопротивление, соответствующее этому напря¬
жению. При этом автоматически учитывается наложение тока нагруз¬
ки на ток КЗ и создается некоторый расчетный запас, так как напря¬
жение, соответствующее наибольшему «плюсовому» ответвлению об¬
мотки ВН, несколько выше максимально допустимого напряжения
для сетей 220 кВ.
Минимальное значение тока КЗ, проходящего на стороне ВН при
трехфазном КЗ за трансформатором с РПН, определяют по выраже¬
нию
/(3)			• С		гс |П
к. мин ^5,	,	. »
“ ° 'Ас. мин ~ Лтр. макс'
где хс мив — наибольшее сопротивление питающей системы в минималь¬
ном режиме ее работы, отнесенное к напряжению стороны ВН;
хтр мако — наибольшее сопротивление трансформатора, отнесенное
к напряжению стороны ВН; Цлакс. с—максимальное сопротивление
питающей сети, соответствующее наибольшему «плюсовому» ответвлению
обмотки ВН. Однако по условиям работы изоляции электрооборудова¬
ния в эксплуатации ограничивают длительно допустимые наибольшие
рабочие напряжения (7ДЛ_ Доп, которые в соответствии с ГОСТ 721—77*
составляют: для сетей 110 кВ {/дл доп = 126 кВ, для сетей 220 кВ
{/дл. Доп =252 кВ. Поэтому минимальное значение тока КЗ за транс¬
форматором следует определять при Пмакс- с = (7ДЛ_ доп и сопротивле¬
нии трансформатора, соответствующем этому напряжению. Выражение
(5.11) справедливо для всех трансформаторов ПО и 220 кВ, кроме
трансформаторов ТДТН-40 000/220 и ТДТН-63 000/220, у которых
хТр. макс соответствует крайнему «минусовому» ответвлению обмотки
ВН (7МИІІ. с. Для этих трансформаторов при определении мин по
выражению (5.11) следует заменить (/макс_ с на і/мин. с.
8.	КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ В СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ
ДО 1000 В
При расчетах токов КЗ в сетях до 1000 В следует учитывать ак¬
тивные и индуктивные сопротивления элементов короткозамкнутой
цепи (см. гл. 5.1), а именно: силовых трансформаторов, кабельных
и воздушных линий, шинопроводов; первичных обмоток трансформа¬
торов тока, токовых катушек автоматических выключателей; различных
контактных соединений (разъемных контактов аппаратов, втычных контак¬
тов комплектных распределительных устройств, переходных контак¬
тов аппаратов); дуги в месте КЗ. Расчет токов КЗ в сетях и установках
до 1000 В удобнее вести в именованных величинах, пользуясь шкалой
средних номинальных напряжений (см. гл. 5.2). Ориентировочные
значения индуктивных и активных сопротивлений первичных обмоток
катушечных трансформаторов тока, катушек автоматических выклю¬
чателей, переходных контактов аппаратов, кабелей и комплектных
шинопроводов приведены в работе [34]. При определении индуктив¬
ного сопротивления внешней питающей сети напряжением выше
1000 В по отношению к связанной с ней через понижающий трансфор¬
матор сети напряжением до 1000 В в практических расчетах возможны
следующие случаи:
95

известен ток КЗ на выводах обмотки высшего напряжения пони¬
жающего трансформатора /к з в н
и	IU \2
°	U ср. В. В / ср. H. Н \ .
Хй = ~.
V 3 Ік. з. в. н V СР- в. н ]
известен номинальный ток отключения выключателя, установлен¬
ного в сети высшего напряжения понижающего трансформатора, /„ отк
II	/ U \2
° 	 °СР» в* н / Ср» В» В \
отк \ UcP> в. в /
где Ucp в н и і/ср< Н( н — средние номинальные напряжевия на сторонах
обмоток высшего и низшего напряжений трансформаторов.
Полное, активное и индуктивное сопротивления прямой последо¬
вательности понижающего трансформатора, приведенные к ступени
низшего напряжения, Ом:
10і/кіД „ „
1. И, н -
?	= 			Î
4тр	£	»
тр. н
в. в «
П  	к В» И» В
Атр~	Ç2	ѵ»
тр. н
*тр = ^тр-^тр <
где ДРК — мощность потерь КЗ в трансформаторе, кВт; STp н — но¬
минальная мощность трансформатора, кВ ■ A; UH н н —номиналь¬
ное напряжение на стороне НН трансформатора, кВ.
Начальное действующее значение периодической составляющей
тока трехфазного КЗ без учета влияния непосредственно присоединен¬
ных асинхронных электродвигателей
у» 		^ср
где Rls, xls — суммарные активные и индуктивные сопротивления
прямой последовательности короткозамкнутой цепи.
Влияние асинхронных электродвигателей, подключенных непо¬
средственно к месту КЗ, можно ориентировочно учесть увеличением
значения на величину 47дв(/дв — суммарный номинальный ток
двигателей) [36].
Ударный ток трехфазного КЗ определяется по выражению (5.4)
или (5.5). В приближенных расчетах при определении 7ѴД на шинах рас¬
пределительных щитов можно принять fe-уд = 1,35...1,5 (при питании
от трансформаторов мощностью 400—1000 кВ • А) и йуд = 1,1...1,3
(при питании от трансформаторов 40—250 кВ • А).
Влияние асинхронных электродвигателей, подключенных непо¬
средственно к месту КЗ, можно ориентировочно учесть увеличением
значения іуд, найденного по выражению (5,4) или (5.5), на величину
7'да»
96

Следует отметить, что при расчетах токов КЗ в установках напря¬
жением до 1000 В необходимо учитывать изменение активного сопро¬
тивления проводников вследствие повышения их температуры во
время КЗ. Значение сопротивления проводника, изменившегося вслед¬
ствие нагрева током КЗ, можно найти по выражению
г' = г0
1 + 1 + 0,004Ѳо
где I 3 — ток КЗ предварительного расчета без учета нагрева про¬
водников, кА; Snp— площадь поперечного сечения проводника, мм2;
Ѳо — температура проводника перед началом КЗ (можно принимать
равной 50 °C); t — время действия тока КЗ; k — коэффициент, равный
для меди 22, для алюминия 5; ге — сопротивление проводника при тем¬
пературе Ѳо.
Начальное действующее значение периодической составляющей
тока однофазного КЗ без учета асинхронных электродвигателей опре¬
деляют по выражению
/(1) = ,
П'°	]/(2ais+<0z)2 + (^is+^i)2
где rls и — суммарные активное и индуктивное сопротивления
прямой последовательности цепи КЗ; roï, xoï — суммарные активное
и индуктивное сопротивления нулевой последовательности.
Значения сопротивлений нулевой последовательности основных
элементов сети напряжением до 1000 В приведены в работах [34, 46],
Глава 6
ВЫБОР АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ УСТРОЙСТВ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ УСТАНОВКАХ
1,	ОБЩИЕ ДАННЫЕ
Электрические аппараты и токоведущие устройства должны соответ¬
ствовать следующим требованиям: возможности длительной работы
в нормальном режиме, при кратковременных перенапряжениях и пере¬
грузках, а также допустимого нагрева токами в утяжеленвом режиме;
стойкости в режиме КЗ; технико-экономической целесообразности;
сочетанию окружающей среды и роду установки; механической проч¬
ности. В нормальном режиме надежная работа аппаратов и токоведу¬
щих устройств обеспечивается правильным выбором их по номиналь¬
ному напряжению и номинальному току; в утяжеленном — ограниче¬
нием значения и длительности повышения напряжения или тока в та¬
ких пределах, при которых еще гарантируется нормальная работа
электрических установок за счет запаса прочности; в режиме КЗ —
соответствием выбранных параметров условиям термической и электро- \
динамической стойкости.
4 4-412
97

2.	ВЫБОР АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ УСТРОЙСТВ
ПО УСЛОВИЯМ ДЛИТЕЛЬНОЙ РАБОТЫ
Выбор по номинальному напряжению
Z. Номинальное напряжение аппарата UK — это линейное напряже¬
ние трехфазной системы, для которой предназначен аппарат. При вы¬
боре аппаратов по номинальному напряжению должно выполняться
условие Un L/H у, гДе ик.у — номинальное напряжение установки,
для которой выбирается аппарат. В каталогах на электрические аппа¬
раты приводится наибольшее рабочее напряжение Un = UK ф-
+ Ді7н> UHy + Ді7р у, где Д<7р у— возможное отклонение рабочего
напряжения установки от номинального в условиях эксплуатации;
АЦ, — допустимое повышение напряжения сверх номинального, при
котором завод-изготовитель гарантирует нормальную работу аппа¬
рата — эта величина составляет: для реакторов одинарных, трансфор¬
маторов тока и напряжения, предохранителей, кабелей — 10 %; вы¬
ключателей, разъединителей, изоляторов, сдвоенных реакторов —
15 %; разрядников — 25 %.
Установленная шкала значений UH р для ряда номинальных на¬
пряжений <7Н: 6, 10, 15, 20, 35, 110, 150, 220 кВ имеет соответственно
следующий вид: 7,2; 12; 17,5; 24; 40,5; 126; 172; 252 кВ А
Выбор по номинальному току
Согласно ПУЭ сечение токоведущих частей электроустановок вы¬
бирают по экономической плотности тока и по нагреву. При этом исхо¬
дят из нормального режима установки без учета непродолжительных
перегрузок. Номинальный ток аппарата 7Н — наибольший ток (дей¬
ствующее значение), который аппарат способен длительно проводить
при заданных номинальных напряжении и частоте, нормированной
температуре воздуха. При этом температура частей аппарата не долж¬
на превышать допускаемую, установленную для длительной работы.
Согласно общесоюзным стандартам номинальный ток аппаратов /н
нормирован при температуре окружающего воздуха Ѳн. ср = -4-35 °C,
ток I доп проводов и кабелей — при температуре воздуха Ѳн ср =-|-25 °C
или при температуре земли Ѳн_ ср = -[-15оС. При возможности длитель¬
ного нагрева аппараты и токоведущие устройства выбирают из условий
утяжеленного режима: для аппаратов — /н > / утж; для проводников —
/доп >/р-утж, где /р. утж — ток в цепи в утяжеленном режиме; /н —
номинальный ток аппарата; Iдоп — продолжительно допустимый ток
проводника.
Ток утяжеленного режима — это максимально возможный дли¬
тельный ток нагрузки при наиболее неблагоприятных эксплуатацион¬
ных режимах. Утяжеленный режим возникает в следующих случаях:
для цепей параллельных линий — при отключении одной из них; для
цепей трансформаторов — при использовании их перегрузочной спо¬
собности; для кабельных линий — при использовании перегрузочной
способности кабелей; для сборных шин станций и подстанций, аппара¬
тов и шин в цепях секционных и шиносоединительных аппаратов —
по режиму наибольшего перетока мощности между секциями; для про¬
стого одинарного реактора при резервированной схеме питания потре¬
бителей — при отключении одной нз цепей; для сдвоенного реактора
98

при определении номинального тока одной ветви — при утяжеленном
режиме части присоединенных к плечу линий.
Для правильного выбора аппаратуры следует учитывать ее пере¬
грузочную способность и температурные условия окружающей среды.
Допускается применение аппаратов для длительной работы при тем¬
пературе окружающего воздуха до +60 °C при условии снижения
длительного рабочего тока соответственно для температуры 40 °C на
0,94; 50 °C на 0,79; 60 °C на 0,61. Для температуры окружающей среды
ниже +35 °C допустимый длительный рабочий ток может быть увели¬
чен на 1,03 при 30 °C; 1,09 при 20 °C; 1,15 при 10 °C; 1,2 при 0 °C. Для
кабелей с бумажной пропитанной изоляцией напряжением 10 кВ
и ниже согласно ПУЭ на время ликвидации аварии допускается пере¬
грузка кабеля на 1,3 7Д0П, если нагрузка в часы максимума составляла
не более 0,8 Iдоп. Указанная перегрузка допускается в период мак¬
симальной нагрузки (но не более 6 ч в сутки) в течение пяти суток,
3.	ПРОВЕРКА АППАРАТОВ II ТОКОВЕДУЩИХ УСТРОЙСТВ
ПО РЕЖИМУ КЗ
Выбранные по условиям длительной работы электрические аппа¬
раты, изоляторы и проводники следует проверить на электродинами¬
ческую и термическую стойкость при КЗ. Отключающие аппараты,
кроме того, проверяют и по отключающей способности относительно
токов КЗ. В электрических установках напряжением выше 1000 В
согласно ПУЭ по режиму КЗ проверяют электрические аппараты,
токопроводы, кабели и другие проводники, опорные и несущие кон¬
струкции для них, а также воздушные линии электропередачи при
ударном токе КЗ более 50 кА и расстояния между распорками расщеп¬
ленных проводов. В электрических установках напряжением до
1000 В по режиму КЗ проверяют только распределительные щиты, то¬
копроводы и силовые шкафы. По режиму КЗ при напряжении выше
1000 В согласно ПУЭ не проверяют:
аппараты и проводники, защищенные плавкими вставками неза¬
висимо от их номинального тока и типа,— по термической стойкости,
а на номинальный ток до 60 А,— по электродинамической стойкости;
проводники в цепях к индивидуальным электроприемникам, в том
числе к цеховым трансформаторам общей мощностью до 2500 кВ • А
и с высшим напряжением до 20 кВ, если соблюдены одновременно
условия: в электрической или технологической частях предусмотрена
необходимая степень резервирования, повреждение проводника при
КЗ не может вызвать взрыва или пожара, возможна замена проводника
без значительных затруднений;
трансформаторы тока в цепях до 220 кВ, питающих трансформа¬
торы или реактированные линии, когда выбор трансформаторов тока
по условиям КЗ требует такого завышения коэффициентов трансфор¬
маций, при котором не может быть обеспечен необходимый класс точ¬
ности присоединенных измерительных приборов;
провода воздушных линий электропередачи при ударном токе
КЗ менее 50 кА, за исключением линий, оборудованных АІІВ;
аппараты и шины цепей трансформаторов напряжения при распо¬
ложении их в отдельной камере или за добавочным резистором.
Согласно ПУЭ расчетным видом КЗ является: для определения
электродинамической стойкости аппаратов, жестких шин и опорных
изоляторов — трехфазное КЗ; для определения термической стойко¬
сти аппаратов и проводников — трехфазное КЗ; на генераторном на¬
пряжении электростанций — трехфазное или двухфазное КЗ в зависи-
4*
99

моста от того, какое из них приводит к большему нагреву; для выбора
аппаратов по коммутационной способности в сетях напряжением до
35 кВ — трехфазное КЗ; в сетях напряжением 110 кВ и выше— трех¬
фазное н однофазное, а проверку отключающей способности ведут по
более тяжелому режиму с учетом условий восстановления напря¬
жения.
При выборе аппаратов и проводников в цепи реактированной ли¬
нии необходимо учесть, чго выбор шинных разъединителей, выклю¬
чателей, трансформаторов тока, проходных изоляторов и ошиновки,
устанавливаемых до реактора, следует выполнять по значениям токов
КЗ за реактором; выбор ошиновки ответвлений от сборных шин до раз¬
деляющих полок и проходных изоляторов в разделяющих полках сле¬
дует выполнять по значениям токов КЗ до реактора; секционные выклю¬
чатели, включенные последовательно с реакторами, следует рассчиты¬
вать на отключение КЗ на участке между выключателем и реактором.
По методике расчета токов КЗ для выбора электрооборудования
в расчетах принимают средние значения UK трансформаторов в соот¬
ветствии с ГОСТ или каталогами (средние ответвления РПН). Учи¬
тывая это положение, а также неточности исходной информации и до¬
пущения методики расчетов КЗ, запас по токам КЗ при выборе отклю¬
чающего оборудования целесообразно иметь порядка 15—20 %.
Проверка на электродинамическую стойкость
Электродинамическая стойкость аппаратов в общем случае опреде¬
ляется соотношениями: /н. дин > /п0; /н> дин > іуд, где /н дан - дейст¬
вующее значение периодической составляющей полного тока КЗ; ін дин —
мгновенное амплитудное значение полного тока КЗ; /п0 — начальное
действующее значение периодической составляющей тока КЗ; іуд —
ударный ток КЗ. Выключатели проверяют по обоим условиям, так как
для конкретной схемы расчетное значение ударного коэффициента может
отличаться от значения /гуд=1,8, указанного в ГОСТ 687—78 для
выключателей. Отключающая способность выключателя существенно
зависит от амплитуды и скорости восстанавливающегося напряжения
Проверка на термическую стойкость
Термическая стойкость аппаратов и проводников определяется
условием:
г 2 t	R
zh» тер^н, тер іѵ
где /н-тер — номинальный ток термической стойкости — действую¬
щее значение незатухающего периодического тока КЗ, которое по дан¬
ным завода-изготовителя аппарат может выдержать в течение номи¬
нального времени термической стойкости tH тер; Вк — тепловой им¬
пульс тока КЗ (импульс квадратичного тока КЗ), характеризующий
количество тепла, выделяющегося в аппарате за время действия тока
КЗ [33, 34, 46].
4.	ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В
Выключатели напряжением выше 1000 В выбирают по номиналь¬
ным параметрам, роду установки, типу и коммутационной способности.
Выбранные выключатели проверяют на стойкость при сквозных токах
100

23.	Условия выбора и проверки выключателей напряжением выше
1000 В
Параметр аппарата
Обозначения
параметров,
условия выбора
Примечания
Напряжение, кВ
1/и ^н. у
Дополнительно проверить по ус-
ловию: 1/н- р > Ц,_ у + Д<7рі у
Длительный ток, кА
7н ^р. утж
Дополнительно проверить по ус-
ловию: /н g > /р при
среднесуточной температуре ок¬
ружающей среды Ѳср =А -Ь 35° С
Допустимый ток отклю¬
чения,' кА:
Гн. отк ^отк. расч
Действующее значение полного
тока КЗ прн UH и нормированных
условиях: при т < 0,15с
7 отк, расч **	ПРИ > 0,15с
7отк, расч. “ 7п. Т’ гАе 7п. т —
периодическая	составляющая
тока КЗ в момент времени т
симметричный (пери¬
одическая составля¬
ющая тока КЗ)
асимметричный (апе¬
риодическая состав¬
ляющая тока КЗ)
7н. отк > ^п. т
І-н P
Требуется прн условии
Л1. 0 > °>7Лі. отк
₽н = 7=^— 100. %
7н, отк
100, %
^2/п. т
При т < 80 мс |3 — 0
При [Зн < р следует проверить
И2 Г» .ОТК 1 + 10Ô / >
> Ѵ^гп. X + »а. х
Предельный ток отклю¬
чения, кА
^п, отк ^п. T
Наибольший ток при различных
напряжениях
7п. отк “ ^н7н. ОТК’
/гн = 1 для быстродействующих
выключателей; Ан ~ 2 . . . 3 для
масляных выключателей без гаси¬
тельных камер
Мощность отключения
(трехфазная симметрич¬
ная), МВ • А
SH. отк ^отк. расч
^н, отк ~ J/”^h. ОТК^Н’
5отк. расч =^у 3 /0ТКв расч^н.р
То же, прн наличии АП В,
МВ . А
^отк. АПВ
Sqtk. расч
ЛАПВ
^АПВ ~ 1 Для воздушных вы¬
ключателей:
&ДПВ == °»7 Аля масляных вы¬
ключателей
101

Продолжение табл. 23
Параметр аппарата
Обозначения
параметров,
условия выбора
Примечания
Допустимый ток включе¬
ния, кА:
действующее значение
амплитудное значение
^н . вкл Гп. т
*и. вкл *вкл. расч
Наибольший гарантируемый ток
включения при 17н# р н иормиро-
ванных условиях.
Лі. вкл Гі. отк
*н , вкл “ V2	OTKÎ
Гзкл. расч ~ Р 2 ^уд^п. %•
Ток электродинамиче¬
ской стойкости, кА:
действующее значе¬
ние
ударный
Гн дин Гт 0
гн. дин *уд
Предельный сквозной ток
Гн. дин — р^2 Г8/н< отк
Термическая стойкость
(тепловой импульс КЗ)
н. тер ^тер Вк
Предельный ток термической
стойкости равен предельному
току отключения выключателя
(ГОСТ 687—70), кА; Zn. тер =
“ ^п. отк*
Для £7Н < 220 кВ £тер == 1 Зс
КЗ и по параметрам восстанавливающегося напряжения. Основные
условия выбора и проверки выключателей напряжением выше 1000 В
приведены в табл. 23. Выбор выключателей по роду установки зави¬
сит от места установки: на открытом
воздухе или в помещении и условий
окружающей среды. Выбор выклю¬
чателей по типу сводится к выбору
масляного малообъемного, много¬
объемного, воздушного или других
типов в соответствии с условиями,
в которых допустимо или целесооб¬
разно применять данный тип выклю¬
чателей.
Рис. 26. Нормированная кри¬
вая процентного содержания
апериодической составляю¬
щей тока КЗ
Отключающая способность вы¬
ключателя, согласно ГОСТ 687—78,
задается номинальным током отклю¬
чения /н отк в виде действующего
значения периодической составляю¬
щей тока и процентным номиналь¬
ным содержанием апериодической составляющей тока рн, отнесенным
к расчетному времени т, а также нормированными параметрами вос¬
станавливающегося напряжения. Время т от начала КЗ до прекраще¬
ния соприкосновения дугогасительных контактов выключателя состав¬
ляет:
т 	 /	I . /
защ.мин « с.в,отк»
где Оащ мин ~ минимальное время срабатывания защиты, при отсутствии
данных принимается = 0,01.,.0,02 с: С „	— собственное время
*	Ойхц. ainn	■	ея	*
102

отключения выключателя с приводом, принимаемое по каталогу на вы¬
ключатели, с.
Номинальный ток отключения задан в каталоге на выключатели.
Величина "н задана ГОСТ 687—78 в виде кривой |,и= f (т), приведен¬
ной на рис. 26.
Выключатель должен отключать ненагруженные фазы трехфазной
линии при наличии КЗ на землю в одной или в двух фазах. Допустимые
токи отключения выключателями ненагруженных линий составляют:
при напряжении выключателя ПО кВ/отк = 35 А; 150 кВ—65 А;
220 кВ — 130 А.
Секционные выключатели, включенные последовательно с реакто¬
рами, должны быть рассчитаны на отключение КЗ на участке между
выключателем и реактором.
Гарантируемые значения токов отключения и включения выклю¬
чателей, предназначенных для работы в сетях с изолированной ней¬
тралью, относятся только к двухполюсному и трехполюсному КЗ; для
остальных выключателей — к любому виду КЗ.
5.	ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ НАГРУЗКИ, ОТДЕЛИТЕЛЕЙ,
КОРОТКОЗ АМЫКАТЕ ЛЕЙ,
РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ И ПРЕДОХРАНИТЕЛЕЙ
Условия выбора выключателей нагрузки, отделителей, коротко-
замыкателей и разъединителей обобщены в табл. 24.
Предохранители напряжением выше 1000 В выбирают по следую¬
щим условиям: UK > UHy; Лі^^р.утжі Лі.отк > Лі.0- Предохранители
типа ПК с заполнением кварцевым песком можно применять только
при условии UH = UKу Номинальный ток плавкой вставки предохра¬
нителя выбирают по условиям избирательности действия защиты с уче¬
том токов переходных режимов (пусковые токи электродвигателей,
броски тока намагничивания трансформаторов и т. п.).
6.	ВЫБОР ТОКООГРАНИЧИВАЮЩИХ РЕАКТОРОВ
Токоограничивающие реакторы выбирают по номинальным зна¬
чениям напряжения, тока и индуктивного сопротивления, проверяют
на электродинамическую и термическую стойкость при токах КЗ.
Условия выбора и проверки токоограничивающих реакторов приве¬
дены в табл. 25.
Номинальный ток реактора определяют по условиям утяжелен¬
ного режима. За номинальный ток сдвоенного реактора принимают
номинальный ток одной ветви, причем средний вывод его рассчитан
на двойной ток. Номинальное реактивное сопротивление сдвоенного
реактора равно сопротивлению одной ветви.
В зависимости от места включения в схеме различают реакторы
линейные и секционные. В качестве линейного реактора используют
одинарный или сдвоенный реакторы. Линейный реактор рекомендует¬
ся устанавливать после выключателя со стороны линии. При выборе
индуктивного сопротивления линейного реактора следует исходить
из условия экономически целесообразного ограничения тока КЗ и обес¬
печения необходимого качества электроэнергии (потеря напряжения
не более 4—5 %, ограничение отклонения и колебания напряжения
при резкопеременных нагрузках). Необходимая степень ограничения
тока КЗ при повреждении за реактором определяется параметрами
отключающих аппаратов (выключатели, предохранители) в распреде-
103

24.	Условия выбора выключателей нагрузки, отделителей,
короткозамыкателей и разъединителей
Параметр аппарата
Обозначение
параметров,
условия выбора
Примечания
Напряжение, кВ
> ПНв у
Дополнительно проверить по ус-
ловлю: UK р > (Ун. у + Д[/р у
Длительный ток, кА
^н ** ^р. утж
Для короткозамыкателя провер¬
ка не требуется. Для остальных
аппаратов дополнительно прове¬
рить по условию: /н> уТЖ
прн ѲСр А 35° С '
Допустимый ток отклю¬
чения, кА
^н.отк > ^р. утж
Для выключателя нагрузки
^Н . ОТК >	. о
Для выключателя нагрузки с
предохр аннтелем
Мощность отключения*
MBA
*$н. отк ^отк. расч
^отк. расч ~ У	о
Допустимый ток включе¬
ния,- кА
^вкл ^р. утж
Для выключателя нагруаки и
короткозамыкателя
Ток электродинамической
стойкости, кА:
действующее значе¬
ние
ударный
^н. дин > Ль 0
дни5* г'уд
Для выключателей нагруаки без
предохранителя и с предохрани¬
телем
Для выключателя нагрузки с
предохранителем
Мощность отключения
(трехфазная* симметрич¬
ная),- МВ • А
«н. отк > *$отк. расч
Для выключателя нагрузки с
предохранителем SoTKa расч ~
~	/поЦн. р
Термическая стойкость
Z
Лі. тер ^гер >
Для выключателя нагруаки с пре¬
дохранителем не проверяется
Примечание. Выбор шинных разъединителей, устанавливаемых до реак¬
торов, следует производитъ по значениям токов КЗ за реакторами* т, е. с учетом
ограничения тока КЗ реактором.
лительных устройствах 6—10 кВ и площадью сечения отходящих ка¬
бельных линий, термическая стойкость которых должна быть обеспе¬
чена. Как правило, ток КЗ в сетях промышленных предприятий дол¬
жен позволять применение ячеек КРУ серийного производства.
Целесообразность установки секционного реактора проверяют
технико-экономическим сравнением вариантов схем распредели¬
тельных устройств 6—10 кВ без реактирования шин и с установкой
секционных реакторов. Обычно реактивное сопротивление хр линейнцх
реакторов принимают 5—8 %, секционных — 8—12 %.
104

25.	Условия выбора и проверки токоограничивающих реакторов
Параметр аппарата
Обозначение
параметра,
условия выбора
Примечания
Напряжение^ кВ
17н » 1/н. у
Дополнительно проверить по уело-
вию: 17Нв р > £/н у + Д17р- у
Длительный ток# кА:
одинарный реак*
тор
ветви сдвоенного
реактора
ІЦ >■ ^р. утж
> 0.7/Тр, уТЖ
Дополнительно проверить по усло¬
вию.;
7н. Ѳ !р. утж
при ѲСр Ф 35° С.
Ток электродинамиче¬
ской стойкости, кА:
действующее зна¬
чение
ударный
О. дин	0
{н. дин > 1уд
0>35Ін. ДИН Э> «уд
Для одинарного реактораt а также
сдвоенного при протекании тока КЗ
по одной ветви или по двум ветвям
в согласном направлении
Для одинарного реактора
Для сдвоенного реактора при проте¬
кании тока КЗ по двум ветвям в про¬
тивоположных направлениях
Термическая стой¬
кость
2
^н. тер^н. тер ^к
Для одиночных н сдвоенных реакто¬
ров тер ==
Выбор реактивного
сопротивления оди¬
нарного реактора, %
xnt р *р
_ /3^1*11. р ,
«• Р/о . Тоі7н ’
по наибольшему допускаемому току
КЗ за реактором хр % > (хдоп —
ІрРы. у
Хсущ) /б^н ’
по наименьшему остаточному напря¬
жению перед реактором (на шинах
РУ)
ѵ	^о ст. доп^ н^н у
Р	(1 ^ОСТ, допНн. 2^Н. у
при отсутствии специальных требо*
ваний t/OCT> доп — 0»6(7н> у
Выбор реактивного
сопротивления ветви
сдвоенного реактора,
хн. р> хр
Г о/ ■ К^н^нО.б.
н- Р /о ' ’ 1017н	’
по наибольшему допускаемому току
КЗ за реактором хр % > (хДОІІ _
у
%Сущ) /н.	’
для отключающих аппаратов хдоп ==»
— xQ 4" хр j	у »
1 н, откѵн
105

Продолжение табл. 25
Параметр аппарата
Обозначение
параметра,
условия выбора
/
Примечания	'
для термической стойкости кабелей
—	1	у
хдоп хс * х	г	и ;
7тер. ук кѵн
по наименьшему остаточному напря¬
жению перед реактором
Цтст» доп*сущ^н^и. у
Р	(1 Пост# дОП /н
Примечание. ^н. р —’ номинальное индуктивное сопротивление реактора,
Ом; хн_ 05 номинальное индуктивное сопротивление каждой ветви сдвоенного
реактора прн отсутствии тока в другой, Ом; Хд0П —* наибольшее допустимое рас¬
четное (относительное) реактивное сопротивление цепи КЗ, включая сопротивление
реактора; хСущ-^ существующее расчетное (относительное) реактивное сопротив¬
ление до реактора; Ін> — приведенный суммарный номинальный ток всех источ-*
ииков питания цепи КЗ, кА; UoCT дОП допустимое остаточное напряжение иа ши¬
нах распределительного устройства в долях номинального; /Тр# утж — ток силово¬
го трансформатора с учетом перегрузки, в цепн которого установлен сдвоенный
реактор, кА; Гтер у к —, ток термической стойкости кабеля, кА.
Рис. 27. Схемы работы сдвоенного ре¬
актора в различных режимах:
а— сквозной; б — продольный; в одно-
цепный
Суммарное падение напряжения в сдвоенном реакторе зависит от
направлений токов в ветвях. Различают следующие характерные ре¬
жимы работы сдвоенного цеактора (рис. 27): сквозной — источник тока
присоединяют к среднему вы¬
воду, а приблизительно одина¬
ковые значения нагрузки —
к концам ветвей (рис. 27, а);
продольный — реактор отклю¬
чен со стороны среднего выво¬
да и происходит переток тока
из одной ветви в другую
(рис. 27, б); одноцепный —
током обтекается одна ветвь
реактора (рис. 27, в).
В эксплуатационной прак¬
тике трудно добиться присое¬
динения к ветвям сдвоенного реактора одинаковой нагрузки, но к этому
следует стремиться. Но и присоединенные одинаковые нагрузки могут
иметь различные суточные графики потребления, а значит, токи в вет¬
вях могут быть неодинаковыми. Поэтому ток одной ветви сдвоенного
реактора принимают не менее 0,7 суммарного тока обеих ветвей или
номинального тока трансформатора, питающего две секции. В нор¬
мальном режиме реактор будет недогружен и за счет этого сможет при
аварийных условиях перегружаться на 15—20 %.
7.	ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА
Трансформаторы тока (ТТ) выбирают по номинальным значениям
напряжения, тока (первичного и вторичного) и по классу точности,
проверяют на электродинамическую и термическую стойкость при то¬
ках КЗ, Условия выбора и проверки ТТ приведены в табл, 26.
106

26. Условия выбора и проверки трансформаторов тока
Параметр аппарата
Обозначения
параметров,
условия выбора
Примечания
Напряжение, кВ
^н^н.у
Дополнительно проверить по
условию
Un. р » ир. у + ДУр. у
Длительный первичный
ток,- А
Лн ^р. утж
Дополнительно проверить по
условию
Лн. 0 > ^р. утж
при ѲСр =# 35 °C
Класс точности
По допустимой по¬
грешности или по
10 %-ным кривым
Номинальная нагрузка
вторичной цепи,' Ом,
или
расчетная потребляемая
мощность во внешней
вторичной цепи, ВА
г2н » г2
S2h > s2
S‘ ~ 72н ‘ г>
Предельная кратность
ТТ
^Юн > трасч
^Юн“ Лмакс/Лн»'
где Лмакс*"” максимальный до¬
пустимый первичный ток
Внутренняя электродина¬
мическая стойкость;
ток электродинами¬
ческой СТОЙКОСТИ,'
кА,-
или
кратность тока дина¬
мической СТОЙКОСТИ
Ль дин ЛіО
^’н. ДИН > &ДИН
fyb дин “ Ль ДИН/Ѵ^ІН^
^Н. ДИН ==> ^Уд/Ѵ^Лі. у
Допустимый ударный ток
КЗ по внешней электро¬
динамической стойкости,
кА
fH. дин > гдин
'дни = ‘0.52
а — расстояние между фазами*
см; 1— расстояние от ТТ до
ближайшего опорного изолятора*
см;
Допустимое усилие на
головках изоляторов
(выводах), Н
* н. дин 1 дин
9	1
РДІ1Н = О,О88^Д1
Термическая стойкость;
ток	термической
стойкости и допусти¬
мое время его про¬
текания
или
кратность тока тер¬
мической стойкости
г2	f	•> я
‘и. тер н- теР * к
^н. тер > тер
Для ТТ с С/н 220 кВ термиче¬
ская стойкость оценивается то¬
ком трехсекундной стойкости*
для ТТ напряжением 110, 150 и
220 кВ и четырехсекундной, на¬
пряжением до 35 кВ включитель¬
но ki тер — If тер/Лн
107

Номинальный первичный ток выбирают с учетом параметров ос¬
новного оборудования, его перегрузочной способности и токов рабоче¬
го н утяжеленного режимов линий, в которые включаются ТТ. Значи¬
тельное превышение номинального первичного тока по сравнению
с током установки ведет к увеличению погрешности ТТ. В соответст¬
вии с ГОСТ 7746—78* перегрузка ТТ по номинальному первичному
току практически не допускается.
Обычно применяют ТТ с номинальным вторичным током /2н =
= 5 А. При большом удалении присоединяемых приборов и реле при¬
меняют ТТ с /2н = 1 А.
Нижний предел вторичной нагрузки S2 для ТТ с /2н = 5 А при-
S2h <: 15 В А и cos <р = 0,8 составляет:
В- A	S2
2.5	й50%$2в
5	75 % S2H
10	37,Б % S2h
>60	>25 % S2h
Нижний предел S2 для ТТ с /2н = ІА составляет 40—50 % S2H.
Частота тока, указанная для ТТ, должна соответствовать частоте
тока сети. Для ТТ с І72н<: 20 кВ, номинальным первичным током
/1Н < 3000 А и f = 50 Гц допускается работа при частоте до 500 Гц.
При этом сопротивление нагрузки может быть удвоено по сравнению
с частотой 50 Гц при сохранении класса точности.
Класс точности ТТ выбирают в зависимости от назначения. Со¬
гласно ПУЭ трансформаторы, предназначенные для питания расчетных
счетчиков электроэнергии, должны иметь класс точности не более 0,5;
допускается использование класса точности 1,0 при условии, что фак¬
тическая погрешность соответствует классу 0,5 благодаря пониженной
вторичной нагрузке. Трансформаторы, используемые для техниче¬
ского учета, могут иметь класс точности 1,0.
Допускается применение ТТ с завышенным коэффициентом транс¬
формации (по условиям электродинамической и термической стойко¬
сти), если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной
обмотке будет составлять не менее 40 % номинального тока присоеди¬
ненных приборов, а при минимальной нагрузке — не менее 5 % .
Для ТТ, предназначенных для питания электроизмерительных
приборов, не предъявляется требование высокой предельной кратнос¬
ти. Иногда даже полезно насыщение магнитопровода для уменьшения
термического и электродинамического воздействия на приборы.
Трансформаторы, предназначенные для токовых цепей релейной
защиты, должны иметь погрешность, обеспечивающую устойчивую
работу релейной защиты при сквозном токе КЗ. С увеличением первич¬
ного тока выше номинального погрешности ТТ уменьшаются, а затем
по мере насыщения сердечника увеличиваются.
Работа ТТ при токах выше номинального характеризуется
10%-ной кратностью насыщения или предельной кратностью насыщения
Л10. При погрешности 10 % ТТ работает в начале области насыщения.
Для оценки точности работы ТТ в этом режиме используются кривые
предельной кратности, характеризующие наибольшее отношение вто¬
ричного тока к его номинальному значению, при котором полная по¬
грешность при заданной вторичной нагрузке не превышает 10 %.
Выбранные ТТ проверяют на точность работы, сопоставляя рас¬
четную нагрузку ?2 с допустимой г2доп. Определяют максимальную
108

'Кратность щрасч (отношение тока КЗ, при котором срабатывает защита,
й. номинальному току ТТ) и по кривым предельной кратности находят
г2діп с Учетом сопротивления проводов, реле, приборов и схемы их
соединения. Трансформаторы, комплектуемые для дифференциальной
0,2 0,3 0,5 0,7 1 15 2 3 5 7ўп
б
Рис. 28. Кривые предельной
кратности k10 для трансформа¬
торов тока типа ТШІ-10 (а)
(1 — пн = 5/5 ... 300/5 класса
Р; 2— пв = 5/5 . .. 300/5 клас¬
са 0,5; 3 — пв — 400/5 класса
Р; 4 — пн = 400/5 класса
0,5); типа ТПОЛ-10 (б) (1 —
пк — 600/5 класса Р; пв =
= 1000/5 класса Р; пн = 1500/5
класса 0,5; 2 — пв = 600/5 клас¬
са 0,5; 3— пн = 800/5 класса
Р; пн = 1500/5 класса Р; 4 —
пк = 800/5 класса 0,5; 5 — пв=
= 1000/5 класса 0,5); типа
ТПШЛ-10 (в) (/ —пн = 2000/5
класса Р; 2 — пв = 2000/5 клас¬
са 0,5; 3 — пв =3000/5 класса Р; 4— пв = 3000/5 класса 0,5;
5 — пв = 4000/5 класса Р; 6 — пв = 5000/5 класса Р)
защиты, должны иметь одинаковую предельную кратность при сквоз¬
ном токе КЗ. Значение трасч зависит от принципа действия защиты.
Для трансформаторов типа ТШІ-10, ТПОЛ-Ю, ТПШЛ-10 кривые
предельной кратности klc = / (гн) для разных значений коэффициента
трансформации пв (пв =	и классов точности приведены на
рис. 28. Кривые предельной кратности для других типов ТТ приведе¬
ны в работе [5]. Все эти кривые получены расчетным путем, их точность
колеблется в пределах ± (20—25) %, По кривым предельной кратно-
109

сти можно определить допустимую кратность первичного тока ТТ/
при заданной вторичной нагрузке в пределах погрешности 10 %. Me-
тоды расчета допустимой нагрузки ТТ по условию 10 % погрешности
пригодны для установившегося режима. В переходном режиме вслед¬
ствие влияния апериодической составляющей тока КЗ резко увеличи¬
вается намагничивающий ток, и полная погрешность ТТ доходит до
70-80 % [5].	/
Суммарное сопротивление внешней вторичной цепи ТТ /
г2 = X ^ПрИб + ^ПРОВ’	J
где У ^приб — сумма сопротивлений последовательно включенных об¬
моток приборов и реле; Дпров — сопротивление соединительных прово¬
дов, по которому находит площадь расчетного сечения соединительных
проводов; 5пров = рТрасч/7?пров> где р— удельное электрическое сопро¬
тивление проводника; Трасч — расчетная длина соединительных прово¬
дов, учитывающая схему включения приборов и ТТ: -при схеме полной
звезды £.расч = /, при схеме неполной звезды £расч — 1,73/, при одном
ТТ /расч = 2/ (/ — длина провода в один конец, соединяющего ТТ и
прибор).
Для определения вторичной нагрузки ТТ в цепях релейной за¬
щиты следует определить расчетный вид повреждения и воспользовать¬
ся соотношениями табл. 27.
При соединении ТТ в трехфазные группы по различным проводам
протекают различные токи. Поэтому для расчета площади сечения со-
27. Расчетные выражения для определения вторичной нагрузки ТТ
в цепях релейной защиты
Защита
Вторйчная
нагрузка
z2f Ом
Расчетный вид повреждения
Трехфазная максимальная
токовая
гпр “Ь гр
Трехфазное и двухфазное КЗ
Двухфазная максимальная
2гпр + гр
КЗ между двумя фазами
токовая
Згпр “Ь гр
КЗ между двумя фазами за
трансформатором У/Д-11
Двухфазная максимальная
токовая с одним реле, вклю¬
ченным на разность токов
4гпр + 2гр
6гпр + Згр
КЗ между фазами
КЗ между фазами за транс¬
форматором У/Д-11
Продольная дифференциаль¬
ная при соединении ТТ в
звезду
гпр + гр. м
Трехфазное и двухфазное
КЗ
То же, но при соединении
ТТ с одной стороны в тре¬
угольник
3 l^ip “Ь гр. м)
То же
И р им еч ан ие4	сопротивление соединительных проводовг Ом; «= со-
противление катушек реле, Ом;"^ м«= наибольшее
110
сопротивление катушек реле. Ом.

единительныя проводов в конкретных схемах необходимо выбрать та¬
кой режим, при котором нагрузка на ТТ получается наибольшей. По
Условиям механической прочности площадь сечения медных проводов
ію вторичной цепи ТТ должна быть не менее 1,5 мм2, алюминиевых —
urç менее 2,5 мм2 (для включения счетчиков соответственно 2,5 мм2
и 4 мм2).
\Класс точности ТТ зависит от его назначения: класс 0,2 — точ¬
ное измерение энергии и мощности (точные контрольные и лаборатор¬
ные приборы); класс 0,5 — точное измерение энергии и мощности,
счетчики 1-го класса расчетные; класс 1,0 — измерение энергии
и мощности, счетчики 2-го класса контрольные, реле защиты; класс
2 — техническое измерение электрических величин, реле защиты;
класс 10 реле защиты, катушки приводов; класс Р — реле защиты.
При использовании встроенных ТТ часто возникает необходимость
увеличения'либо допустимой вторичной нагрузки, либо вторичного
тока в нагрузке до номинального значения.
Допустимую вторичную нагрузку увеличивают при большой дли¬
не соединительных проводов, тогда вторичные обмотки ТТ соединяют
согласно-последовательно, что дает возможность увеличить вторич¬
ную нагрузку в Два раза. Соединяемые ТТ должны быть однотипными
и иметь одинаковые вторичные нагрузки, равные номинальному току
нагрузки. Последовательно можно включать и обмотки разных клас¬
сов точности при условии одинаковых коэффициентов трансформации.
Вторичный ток в нагрузке увеличивают, когда номинальный ток
установки значительно ниже первичного тока ТТ; при этом вторичные
обмотки соединяют согласно-параллельно, а вторичная нагрузка
уменьшается вдвое. Внутренние и внешние параметры параллельно
соединяемых ТТ должны быть одинаковыми.
Встроенные во втулки выключателей ТТ с номинальным первич¬
ным током 50, 75, 100 А и вторичным током 2,5 А можно включать
только параллельно для получения вторичного тока 5 А.
Электродинамическую стойкость ТТ в каталоге задают номиналь¬
ным током электродинамической стойкости /н_ Д!ІН или кратностью но¬
минального тока электродинамической стойкости дин.
Между токами электродинамической стойкости и термической
стойкости ТТ должно выдерживаться соотношение (для ТТ до 220 кВ)
Льдин > ІЛ2 It тер.
Термическая и электродинамическая стойкости должны обеспечи¬
ваться при замкнутой накоротко вторичной обмотке.
Трансформаторы тока наружной установки подвержены дополни¬
тельным механическим воздействиям ветра и тяжения проводов, кото¬
рыми они включаются в цепь. Расчетная скорость ветра берется 30 м/с,
сила тяжения до 500 И при UR < 35 кВ и до 1000 Н при (/н < 220 кВ.
8.	ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЯ
Трансформаторы напряжения (TH) для питания электроизмери¬
тельных приборов выбирают по номинальному напряжению первич¬
ной обмотки, классу точности, схема соединения обмоток и конструк¬
тивному выполнению. Условия выбора и проверки TH приведены
в табл. 28.
Соответствие классу точности проверяют сопоставлением факти¬
ческой нагрузки вторичной цепи S2 от подключенных приборов с но¬
минальной мощностью вторичной обмотки 32н, заданной для TH при
выбранном классе точности.

28. Условия выбора и проверки трансформатора напряжения
Параметр
Обозначения пара¬
метров* условия
выбора
Примечания	/
Первичное напряже¬
ние, кВ
Цн ^и. у
Дополнительно проверить по
условию:	/
^н. р > Ці. у + Д^р^ў
Тип и схема соедине¬
ния обмоток
В зависимости от
назначения
— /
Класс точности
Соответственно/классу точно¬
сти присоединяемых измери.
тельных приборов; At/,
ДПдоп расчетная и наиболь.
шая допустимая погрешности
напряжения по
ГОСТ 1983—77*
Номинальная мощ¬
ность вторичной об¬
мотки в требуемом
классе точности, В-А
^2н ^2расч
—
Если схема соединения обмоток TH соответствует схеме соедине¬
ния параллельных катушек измерительных приборов, то нагрузку на
каждую фазу можно определить, суммируя нагрузку всех параллель¬
ных катушек приборов. Мощность, потребляемая одной параллельной
цепью измерительного прибора, определяется для наиболее нагру¬
женной фазы:
s2paCT = l^W + (W.	(6.1)
где Р2и Q2 — активная и реактивная нагрузки, определяемые в зави¬
симости от схемы соединения вторичных обмоток TH и схемы включе¬
ния приборов.
Если схемы соединения обмоток TH и катушек напряжения при¬
боров различны, то нагрузку на каждую фазу точно определить нельзя.
В этом случае подсчитывают полную трехфазную нагрузку от всех
измерительных приборов и сравнивают ее с трехфазной номинальной
мощностью одного трансформатора или группы трех однофазных
трансформаторов в данном классе точности.
При выполнении практических расчетов нагрузку можно опреде¬
лить арифметическим суммированием без учета схем включения при¬
боров и коэффициентов мощности отдельных нагрузок (за исключением
случая, когда S2pac4 > 62и):
$2 расч ~ (^прнб ^реле)'	(6-2)
где 5приб — мощность, потребляемая всеми параллельными цепями дан¬
ного прибора.
, И2

\ Формулы для вычисления нагрузок фаз TH при различных схемах
оединения по выражениям (6.1) и (6.2) даны в табл. 29.
Если погрешность TH не имеет значения для работы приборов и
реле, то принимают З^такс > S2 расч > где 52макс ~ максимально допусти¬
мая' мощность TH по условию нагрева.
Если известно только сопротивление реле (прибора), то
•^2расч ~ ^2расч/2,
где z — полное сопротивление параллельных цепей прибора.
При отклонении напряжения не более ± 10 % U ін номинальную
мощность TH следует принимать, В ■ А,
'	-	S1H=SH(t/1/t/1HP,
а соответствующую номинальную нагрузку, Ом,
2н = ^ІН^ІН’
При условии постоянства сопротивления прибора (реле) при напря-
I жении U и Прасч пересчет с другого напряжения на расчетное произ¬
водится по формуле
[	^2 расч =	(^2 расч^)2’
где S2paC4 — потребление мощности при расчетном напряжении П2расч.
Su — потребление мощности при напряжении U.
Все нагрузки, включенные на междуфазные напряжения, приво¬
дят к расчетному напряжению 100 В, а включенные на фазные напря¬
жения — к напряжению 100 / р^З В. За номинальную вторичную мощ¬
ность S2ïl следует принимать: мощность всех трех фаз — для трансфор¬
маторов, соединенных по схеме звезды; удвоенную мощность одного
трансформатора — для однофазных трансформаторов, соединенных
по схеме открытого треугольника.
Класс точности TH чаще всего характеризуют наибольшей до¬
пускаемой погрешностью напряжения при условии, что вторичная
нагрузка изменяется в пределах (0.25...1) S2h при cos <р2 = 0,8;
первичном напряжении <71н ± 10 %; частоте 50 Гц. Для TH установ-
I лены четыре класса точности: 0,2; 0,5; 1,0 и 3,0 (цифры обозначаю7,
предельно допустимую погрешность по напряжению в процентах).
Расчетная погрешность напряжения (или коэффициента трансфор¬
мации) TH, %
где ин — номинальный коэффициент трансформации (пн — ^ІН/1/2н); Ult
VlK, U2, U2n — действительные и номинальные напряжения первичной
и вторичной обмоток, В.
При nHU2 > t/j погрешность положительна, при n,tU.2 < иг —
отрицательна. Класс точности TH зависит от его назначения: класс
0,2 — включение расчетных счетчиков, устанавливаемых на мощных
генераторах и межсистемных линиях электропередачи; класс 0,5 —
включение расчетных счетчиков других присоединений и измери¬
тельных приборов классов 1,0 и 1,5; класс 1,0 — включение указа¬
тельных приборов класса 2,5; класс 3,0 — включение релейной за¬
щиты.
113

29.	Формулы для вычисления активной нагрузки на фазу
трансформаторов напряжения
Включение
Схема включения нагрузки	J
..... 	 			L
оомоток 1Н
в полную звезду
в звезду
в треугольник
в две фазы
По выражению
(6.1)
а
S cos ф
-~= lsab COS (ад— 30°) +
V 3
+ Sca cos «pœ + 30°)]
Sab cos (wab —’
— 30°)
ь
S cos ф
LSofc cos (ад + 30°) +
cos (ФаЬ “b
+ Sbc cos (ад — 30°)J
+ 30°) + Sbc cos X
X (o>6(7- 30°)]
с
S cos ф
~ lSbc cos	+ 30°) +
y 3
+ SCO cos (ад-30°)1
sbc cos (<pfcc +
4-30°)
По выражению
(6.2)
а
~2 (Sab Sac)
~ Sab
2
b
Sb
2* (Sab “b S^c)
2’ (Sab + sbi)
с
Sc
2* (Sbc Sad
2^
Схема включения нагрузки
включение оомо¬
ток TH в откры¬
тый треугольник
в звезду
в треугольник
в две фазы
По выражению
(6.1)
ab
3<Scos (ф4~
4- 30°)
Sab cos ФаЬ~$~ Saccos (Фас
4- 60°)
Sab cos ФаЬ
Ьс
j/"3Scos (ф —
— 30°)
Sbc cos 4>bc + sac cos (4>ас —
— 60°)
Sbc cos ФЬс
По выражению
(6.2)
аЬ
Sa + 4 $Ь
sab + ~2 Sac
Sab
Ьс
Sc + "J Sb
Sbc "b "2 Sac
Sbc
Примечание. Реактивную нагрузку <?2 определяют по тем же формулам
с заменой косинуса на синус соответствующего угла.
114

\ Для питания приборов, имеющих две обмотки напряжения (ватт¬
метры, счетчики), целесообразно применять два однофазных TH, соеди¬
ненных по схеме открытого треугольника, или трехфазный TH типа
НТМК, снабженный дополнительной обмоткой для компенсации угло¬
вой погрешности.
Сечение и длину проводов и кабелей в цепях напряжения расчет¬
ных счетчиков следует выбирать такими, чтобы потери напряжения
в этих цепях составляли не более 0,25% номинального вторичного на¬
пряжения при питании от TH класса точности 0,5 и не более 0,5 % —
класса точности 1,0. Для обеспечения этого требования допускается
применение отдельных кабелей от TH до счетчиков. Потери напряже¬
ния от TH до счетчиков технического учета должны составлять не бо¬
лее 1,5 % номинального напряжения вторичной обмотки. При исполь¬
зовании TH для контроля изоляции в сетях с изолированной или ре¬
зонансно-заземленной нейтралью (сети 3—35 кВ) следует применять
пятистержневой*ТН или группу из трех однофазных TH. Проверку
на электродинамическую и термическую стойкость TH и их ошиновку
при условии расположения TH в отдельной камере производить не
нужно.
9.	ВЫБОР ШИННЫХ КОНСТРУКЦИЙ
Площадь сечения шин электроустановок выбирают по нормиро¬
ванной экономичной плотности тока, исходя из токовой нагрузки
в рабочем нормальном режиме (за исключением сборных шин распре¬
делительных устройств и шин временных установок), и проверяют на
допустимый ток нагрузки в утяжеленном режиме, т. е.
с.	^раб.норм
'“’расч. эк. ;	’	1°-о)
1 эк
^дл.доп /р.утж>
где /раб.норм — рабочий ток установки нормального режима, А; /эк —
нормированное по годовому числу часов использования максимума на¬
грузки значение экономичной плотности тока, А/мм2, приведены в ПУЭ.
Площадь сечения, полученная по выражению (6.3), округляется
до ближайшего стандартного.
Продолжительно допускаемые токи / Д0Пдля окрашенных алю¬
миниевых шин прямоугольного сечения, алюминиевых и стальных
сплошных и трубчатых окрашенных шин круглого сечения приведены
в ПУЭ.
В условиях КЗ шинную конструкцию (шины и изоляторы) прове¬
ряют на электродинамическую стойкость. На термическую стойкость
следует проверять только шины. Для обеспечения электродинамиче¬
ской стойкости шин при токах КЗ должно выполняться условие
°расч °доп’
где брасч — расчетное напряжение в материале шины; одоп— допустимое
напряжение в материале шины.
Допустимое напряжение материала составляет не более 70 %
разрушающего напряжения. Методика определения расчетного на¬
пряжения в шинах и расчетной нагрузки на изоляторы зависит от час¬
тоты собственных колебаний и основана на целом ряде допущений [35,
115

46]. Частоту собственных колебаний многопролетных шин, располо¬
женных в одной плоскости, Гц, определяют по формуле	/
з.бб-і/дт	/
'ш ~ /2 г т ’
где I — пролет шины, м; Е — модуль упругости материала шины, Па;
J — момент инерции поперечного сечения шины относительно оси се¬
чения, перпендикулярной плоскости колебаний, м4; т — масса шины
на единицу длины, кг/м.
30.	Моменты инерции и моменты сопротивления поперечного сечения шин
Эскизы расположения шив
Момент
ннерцни J, м4
Момент сопро¬
тивления IF, ms
bh3
bh2
	—

■-.1
12
6
hb3
hb2
12
6
bh3
bh2
6
3
hb3
hb2
■
6
3
nd4
nd8


•Л,		 ■■
64
32
л (D4 — d4)
л (D3 — d3)
64
32
Для шин некоторых профилей в табл. 30 приведены формулы для
подсчета момента инерции J и момента сопротивления W поперечных
сечений шин. Численные значения J, W, т для шин различных профи¬
лей стандартного сортамента приведены в работе [34]. По условию
возникновения резонанса колебаний шин опасны частоты собственных
колебаний, близкие к 50 и 100 Гц. При частоте собственных колебаний
шин более 200 Гц расчет напряжения в материале шины можно вести
116

исходя из максимальной электродинамической силы, рассматривая ее
. как статическую нагрузку, а при частоте менее 200 Гц расчет шин
и изоляторов на электродинамическую стойкость следует выполнять
с учетом колебания шин при КЗ.
т
Однополосные шины
Расчетное напряжение в материале шин любой формы сечения,
расположенных в одной плоскости, параллельно друг другу, с рав¬
ными расстояниями между фазами, при частоте f 200 Гц, Па,
срасч
12і2
1 ‘уд
(6.4)
где а — расстояние между сосед¬
ними фазами м; I — пролет шины
Рис. 29. Графики динамических ко¬
эффициентов напряжения в матери¬
алах шин в зависимости от частоты
собственных колебаний
Рис. 30. Номограмма для определения усилий в шинах и изоляторах
электротехнических устройств при КЗ
117

(расстояние между соседними изоляторами одной фазы), м; Ç —
коэффициент, равный 10 для крайних пролетов и 12 для осталь¬
ных пролетов; W—момент поперечного сопротивления шины относи¬
тельно оси, перпендикулярной направлению силы F, м3.
Расчетное напряжение в материале шин при указанных выше
условиях, но при < 200 Гц (с учетом собственных колебаний шин),
составляет
Z2 2
Прасч = 2	/П,о11д10 7
(6-5)
где т]д — динамический коэффициент механического резонанса, опре¬
деляемый по кривым (рис. 29) и соответствующий найденному значе¬
нию постоянной времени затухания апериодической составляющей
тока трехфазного КЗ, Та.
Максимальный пролет между опорными изоляторами равен
Ли '
Для определения динамического усилия в однополосных шинах,
создаваемого током КЗ, можно пользоваться номограммой, приведен¬
ной на рис. 30 [36].
Двухполосные шины
В двухполосном пакете шин при КЗ возникают усилия от взаимо¬
действия токов различных фаз и от взаимодействия токов в полосах па¬
кета. Соответственно механическое напряжение в материале двухпо¬
лосной шины определяют
суммой
Рис. 31. Кривые динамических коэф¬
фициентов напряжения в материале
шины от взаимодействия полос пакета
одной фазы в зависимости от частоты
собственных колебаний полосы пакета
при > 200 Гц
°расч ~ ^ф + °п>
при < 200 Гц
°расч = °ф
где Оф, стп — напряжения
в материале, обусловлен¬
ные электродинамическими
силами между фазами и
между полосами; і]п — ди¬
намический коэффициент
напряжения в материале
шнны от взаимодействия
полос пакета (рис. 31).
Составляющую Оф опре¬
деляют аналогично выраже¬
нию (6.5), при этом 1Г = 21ГП, где ІГП—-момент сопротивления попе¬
речного сечения полосы. Составляющая напряжения, Па,
■2 ,2
О
п 2&63
10-’,
118

где b — Сторона поперечного сечения полосы, параллельная направ¬
лению колебаний, м; h — то же, перпендикулярная направлению коле¬
баний, м; Іп— расчетный пролет полосы (наибольшее допустимое рас¬
стояние между прокладками двухполосной шины), м,
Рис. 32. Кривые для оп¬
ределения коэффициента
формы (а) двухполосных
шин (/); трехполосных
шин (2) и коэффициента
формы шин прямоуголь¬
ного сечения (б)
Sn — расстояние между осями полос, м; Jn—hb3/12 — момент инер¬
ции полосы, м4;	— коэффициент формы, зависящий от формы сече¬
ния проводников и их
взаимного расположения
(рис. 32).
Чтобы шины имели соб¬
ственную частоту колеба¬
ний >200 Гц, величи¬
на /п должна удовлетво¬
рять условиям (6.6) и (6.7).
Для обеспечения термиче¬
ской стойкости шин при
КЗ необходимо, чтобы про¬
текающий по ним ток не
вызывал повышения тем¬
пературы сверх макси¬
мально допустимой при
кратковременном нагреве:
°к 0доп. кр > г^е °доп.кр
Рис. 33. Кривые для определения тем¬
пературы нагрева проводников при КЗ:
1 — сталь; 2 алюминий; 3 —« медь
максимально допустимая темперзтура, равная для алюминиевых піин
(200 °C).
Конечную температуру проводника »к определяют по кривым (рис. 33)
в зависимости от значения тепловой функции An ~ А + -6K/S2, где
к ѵи
119

Ло , А2, с/мм4, также определяют по рис. 33 для начальной температуры
ин; S — площадь сечения проводника, мм2.
Минимальная площадь сечения проводника по условию термической
стойкости
/аВ	У В
— _л ~ к > (6-8)
“макс ин
где Ац	— тепловые функции, соответствующие максимально до¬
пустимой и продолжительно допустимой температурам, А2 ■ с/мм4, опре¬
деляют по кривой (рис. 33); К — термический коэффициент (функция)
при номинальных условиях (/< = 92 А ■ с’^/мм2 для алюминиевых шин;
/< = 167 А • с||,2/мм2 для медных шин); а — коэффициент, учитывающий
удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника (а =
= 1,054 • ІО-2 мм4 • °С/А2 • с для алюминиевых шин).
Шинные изоляторы
Шинные изоляторы выбирают по номинальному напряжению и но¬
минальному току (для проходных изоляторов): UK > Un у; /н> ^р.утж.
Опорные изоляторы выбирают и проверяют также на разрушающее воз-
fl
Рис. 34. Эскизы расположения шин:
F « направление действия изгибающего уси¬
лия; низ — высота изолятора; Н — плечо
усилия F (высота от основания изолятора
до оси крепления шины)
Рис. 35. Графики динамических
коэффициентов нагрузки на изо¬
ляторы в зависимости от часто¬
ты собственных колебаний шины
действие от ударного тока КЗ: Fдоп > Fpa3p. При выборе и проверке
изоляторов следует учитывать способ установки шины иа головке изо¬
лятора (рис. 34):
по рис. 34, a F^^OfiF^-,
ПО рИС. 34, б fAon = 0-6^fpa3p>
где Fpa3p— минимальная разрушающая нагрузка изолятора на изгиб, Н;
lih — коэффициент, учитывающий расположение шин на изоляторе: при
расположении шин (высотой 20—100 мм) на ребро /гд я» 0,8, плашмя
kh = F
Расчетная сила, действующая на головку изолятора, Н,
120

при 200 Гц для опорных изоляторов
Р - 1 -г J. -2 і0~7.
расч >'° а Іуд kh •
то же, для проходных изоляторов
при /ш < 200 Гц для опорных и проходных изоляторов
р _ о 1	10-7
f расч 2 а fn.o4F kh ’
где — динамический коэффициент нагрузки на изолятор, определяе¬
мый по кривым (рис. 35) в зависимости от fm при постоянной времени
затухания апериодической составляющей тока при трехфазном КЗ Та=
= 0,05 с; 0,1 с; 0,2 с.
10.	ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЯ ПРОВОДНИКОВ ВОЗДУШНЫХ
И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
Площадь сечения проводников выбирают по нормированной эко¬
номичной плотности тока и проверяют на соответствие другим усло¬
виям (допустимая длительная токовая нагрузка по нагреву, потери
и отклонения напряжения, механическая прочность, термическая
стойкость при токах КЗ, корона на линиях).
Площадь сечения кабельных и воздушных линий по экономичной
плотности тока определяют в соответствии с выражением (6.3). Полу¬
ченную площадь сечения округляют до ближайшего стандартного.
При использовании значений экономичной плотности тока необ¬
ходимо учитывать следующее: при максимуме нагрузки в ночное вре¬
мя, а также для изолированных проводников с площадью сечения не
более 16 мм2, экономичная плотность тока увеличивается на 40 %;
для линий одинакового сечения с п ответвляющимися нагрузками
экономичная плотность тока в начале линии можёт быть увеличена
в /Су раз, причем
/2zï + /X+...+/2/„ ’
где Д, /2, ..., In—нагрузки отдельных участков линии; Іъ 1%, .... Іп—
длины отдельных участков линии; I — полная длина линии.
При прокладке дополнительных линий или замене существующих
проводов проводами большего сечения для обеспечения экономичной
плотности тока при росте нагрузок, а также при ТЭР, обосновывающих
увеличение числа линий или цепей по условиям надежности электро¬
снабжения, допускается двухкратное превышение нормированных
ПУЭ значений плотности тока.
При выборе площади сечений линий для питания п однотипных
взаиморезервируемых электроприемников, из которых m одновремен¬
но находится в работе, экономичную плотность тока можно увеличить
по сравнению с данными, приведенными в ПУЭ в kr раз:
121

Экономичные площади сечения воздушных и кабельных линий,
имеющих промежуточные отборы мощности, следует выбирать для
каждого из участков, исходя из соответствующих расчетных токов
участков. При этом для соседних участков линий допускается прини¬
мать одинаковые площади сечения проводов, равные площади сече¬
ния провода наиболее протяженного участка, если их разница нахо¬
дится в пределах одной ступени по шкале стандартных площадей се¬
чений. Площади сечения проводов на ответвлениях длиной до 1 км при¬
нимают такими же, как на линии, от которой производится ответвле¬
ние. При большей длине ответвления экономичную площадь сечения
определяют по расчетной нагрузке этого ответвления.
Выбору площади сечения по экономичной плотности тока не под¬
лежат: сети напряжением до 1000 В при числе часов использования
максимума нагрузки промышленного предприятия до 4000—5000;
осветительные сети; сборные шины и ошиновка распределительных
устройств всех напряжений; провода и кабели, идущие к резисторам,
пусковым реостатам т. д. ; сети временных сооружений и устройств
со сроком службы 3—5 лет.
Проектируемая сеть напряжением 6—10—20 кВ подлежит про¬
верке на максимальную потерю напряжения от центра питания до
удаленного потребителя. При этом допустимое значение потери напря¬
жения в сети устанавливают с учетом расчета сети низшего напря¬
жения на допустимые отклонения напряжения.
Сеть напряжением 6—10 кВ, идущую к приемникам электро¬
энергии этого напряжения, проверяют на допустимые отклонения на¬
пряжения.
Сеть напряжением до 1000 В подлежит проверке на допустимые
отклонения напряжения у потребителей. Отклонения напряжения для
этих сетей являются определяющими при выборе площади сечения про¬
водников.
Потери напряжения в трехфазной линии переменного тока можно
приближенно определить из выражения
&U — Кз /р (г cos ср + X sin ср),	(6.9)
где /р — расчетный ток линии, А; г и х — активное и индуктивное
сопротивления линии, Ом; cos <р — коэффициент мощности в конце
линии.
При использовании в расчете передаваемых мощностей выражение
(6. 9) приобретает вид
где Р и Q — активная и реактивная мощности, передаваемые по линии.
Потери напряжения в процентах номинального напряжения, %.
=	!00.
Провода и кабели должны удовлетворять требованиям в отноше¬
нии предельно допустимого нагрева с учетом нормального и послеава-
рийных режимов, а также периодов ремонтов и возможных неравно¬
мерностей. При проверке на нагрев принимается получасовый макси¬
мум тока, который представляет собой наибольший из средних полу¬
часовых токов нагрузки.
При повторно-кратковременном и кратковременном режимах ра¬
боты электроприемников (с общей продолжительностью цикла до
122

10 мий и Продолжительностью рабочего периода не более 4 мин) в ка¬
честве расчетной токовой нагрузки для проверки площади сечения про¬
водников по нагреву следует принимать токовую нагрузку, приведенную
к длительному режиму. При этом для медных проводников с площадью
сечения до 6 мм2 и для алюминиевых проводников — до 10 мм2 токовые
нагрузки принимают такими же, как для установок с длительным ре¬
жимом работы; для медных проводников с площадью сечения более
10 мм2 и для алюминиевых проводников — более 16 мм2 токовые на¬
грузки определяют по формуле 0,875 / УПВ, где ПВ — выраженная
в относительных величинах продолжительность рабочего периода (про¬
должительность включения).
Для кратковременного режима работы с длительностью включе¬
ния не более 4 мин и перерывами между включениями, достаточными
для охлаждения проводников до температуры окружающей среды,
наибольшие допустимые токовые нагрузки следует определять по выше¬
приведенным нормам повторно-кратковременного режима. При дли¬
тельности включения более 4 мин, а также при перерывах недостаточ¬
ной длительности между включениями наибольшие допустимые токо¬
вые нагрузки следует определять, как для установок с длительным
режимом работы.
Для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изо¬
ляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, может допускаться
кратковременная перегрузка, указанная в ПУЭ. На время ликвида¬
ции послеаварийного режима для кабелей с полиэтиленовой изоля¬
цией допускается перегрузка до 10 %, а для кабелей с поливинилхло¬
ридной изоляцией — до 15 % номинальной (указанная перегрузка
допускается на время максимумов нагрузки продолжительностью не
более 6 ч/сут в течение 5 сут, если нагрузка в остальные периоды вре¬
мени этих суток не превышает номинальной). На время ликвидации
аварий для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией до¬
пускаются перегрузки в течение 5 сут в пределах, указанных в ПУЭ.
Для кабельных линий, эксплуатируемых более 15 лет, перегрузки
должны быть понижены на 10 %. Перегрузка кабельных линий напря¬
жением 20—35 кВ не допускается.
Проверку одиночных кабелей одной строительной длины по терми¬
ческой стойкости токам КЗ производят, исходя из КЗ в начале кабеля,
а одиночных кабелей со ступенчатыми сечениями по длине, исходя
из КЗ в начале каждого участка нового сечения. Проверку пучка из
двух и более параллельно включенных кабелей выполняют исходя из
сквозного тока КЗ. При проверке на термическую стойкость линий,
оборудованных устройствами быстродействующего АПВ, следует учи¬
тывать повышение нагрева из-за увеличения суммарного времени про¬
текания тока КЗ.
Минимальную площадь сечения кабелей по термической стойко¬
сти в практических расчетах можно определить по выражению (6.8).
При этом значение коэффициента К Для кабелей с алюминиевыми
сплошными жилами и бумажной пропитанной изоляцией равно 92
и 94 А • сі/2 / мм2 при напряжении кабеля соответственно 6 и 10 кВ.
Для таких же кабелей с медными жилами коэффициент К имеет соот¬
ветственно значения 140 и 143 А • с1/2 / мм2.
Механическая прочность жил кабеля зависит от механической на¬
грузки на жилы и оболочку от собственной массы кабеля. В справоч¬
ных таблицах ПУЭ для каждого напряжения минимальная площадь
сечения кабелей соответствует допустимой по механической прочности.
Площадь сечения проводов воздушных линий по механической проч¬
ности определяют специальным расчетом [46],
123

Проверке по условиям образования короны подлежат воздушные
линии напряжением более 35 кВ. При это в соответствии с ПУЭ сле¬
дует учитывать среднегодовые значения плотности и температуры воз¬
духа на высоте расположения линии над уровнем моря, приведенный
радиус провода и его коэффициент негладкости.
11.	ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЯ ТОКОПРОВОДОВ
Площадь сечения токопроводов напряжением 6—10 кВ опреде¬
ляют по экономичной плотности тока и по нагреву в нормальном в пос-
леаварийном режимах. При выборе площади сечения проводников
(кабели, воздушные линии) по экономичной плотности тока исполь¬
зуют усредненные значения экономичной плотности тока, с дифферен¬
циацией по годовому числу часов использования максимума нагрузки
(Тм) н средней стоимостью потерь электроэнергии. Выбор площади се¬
чения токопроводов длительно работающих при максимальной нагруз¬
ке производят на основе технико-экономических расчетов, учитываю¬
щих как действительное число часов использования максимума на¬
грузки, так и стоимость электроэнергии в конкретной энергосистеме.
Критерием экономичности являются приведенные затраты, опре¬
деляемые по формуле (3.1), где U9 — m&P; т — стоимость 1 кВт по.
терь в год, тыс. р.(кВт год), принимаемая по кривым на рис. 1;
ДР — 6RI/p ІО3 — потери в двух цепях токопроводов, кВт; /? =
= ЛдРо— активное сопротивление фазы токопровода переменному
току, Ом/км; /гд — полный коэффициент добавочных потерь, учитываю¬
щий увеличение сопротивления проводника за счет поверхностного
эффекта, эффекта близости, явления переноса мощности между фаза¬
ми, потерь в окружающих металлоконструкциях; /ф, — активное со¬
противление фазы токопровода постоянному току, Ом/км; I — длина
токопровода, км; /р — расчетный ток токопровода в нормальном ре¬
жиме, А.
С ростом площади сечения токопровода увеличиваются капиталь¬
ные вложения, но уменьшаются потери. При оптимальной электриче¬
ской нагрузке приведенные затраты на 1 км двухцепного токопровода
на два смежных сечения будут равны.
Приравняв приведенные затраты двух смежных сечений токопро¬
вода по формуле (3.1), получим выражение для экономичного тока,
при превышении которого целесообразно перейти на большую пло¬
щадь сечения:	-ф- Из1 — ЕІ\,г //э2. Откуда, учитывая, что R —
=	, где F — площадь сечения фазы токопровода, мм, получим:
I _ 1/EaFlFz
9 V &тр ’
где а = (À'2 — Кі) / (F2 — Ft) — дополнительные капитальные вло¬
жения на 1 мм2 дополнительного сечения токопровода по табл. 31 и 32;
р = Лд р0.
Учитывая, что экономическая плотность тока / = IЭ/У F1F.i, где
\'rF1F2 — среднегеометрическое значение двух сравниваемых площадей
сечений
. 	T Г Еа
~ V бтгп/р ’
т/— коэффициент, учитывающий темпы роста нагрузки.
124

31.	Технике-экономические показатели трубчатого самонесущего
токопровода
Параметр
Площадь сечения трубы, мм* 2
Плотность тока при предельной
нагрузке, А/мм2
Ток, А:
допустимый по нагреву
расчетный (при экономиче¬
ской плотности тока
/эк = 0,7 А/мм3)
Сопротивление, Ом/км:
активное (при /° = 70 °C)
*д=1,45
Лд=1,05
индуктивное
Масса трубы одной фазы, т/км
Стоимость*, тыс. р., в том
числе электрической части
(стоимость трубы)
строительной части
Передаваемая по двум цепям
мощность, мВ . А при экономи¬
ческой плотности тока и напря¬
жении 6,3 кВ
10,5 кВ
Стоимость, тыс. руб., передачи
1 МВ • А мощности при напря¬
жении 6,3 кВ
10,5 кВ
Диаметр, мм
140
210
250
4080
6200
7500
1,15
1,14
1,12
4700
7100
8400
2850
4350
5250
13,85-10-3
9,07-10-»
7,51-10-»
10,03-Ю-з
6,57-10-»
5,44-Ю-з
0,164
0,143
0,133
11,06
16,8
20,33
220
265
300
152
190
202
60
93
111
68
75
98
62
95
114
103
158
190
3,55
2,8
2,63
2,15
1,7
1,6
* Со стоимостью молние- и химзащиты.
Примечания: 1. Стоимость токопроводов принята дія усредненных условий
(количества углов, переходов и т. д.).
2.	—> коэффициент дополнительных потерь,- зависящий от поверхностного
эффекта и эффекта близости.
В реальных условиях рост нагрузок промышленных предприятий
до выхода на проектную мощность происходит в течение 5—10 лет.
Поэтому приведенные затраты для мощных токопроводов, сооружаемых
сразу на полную нагрузку, следует рассчитывать с учетом фактора
времени в росте нагрузок по годам, так как в противном случае можно
необоснованно завысить площадь сечения токопровода.
Приведенные затраты с учетом роста нагрузок по годам в течение
периода Т и единовременного производства капиталовложений в стро¬
ительство токопровода определяют из выражения (3.27).
Если считать рост нагрузок равномерным по годам, то Зт = ЕК +
U3. Экономичные плотности тока при учете фактора времени
в росте нагрузок могут быть увеличены на 15—20 %. Учет фактора
времени и соответствующее повышение экономичной плотности тока
125

32. Технико-экономические показатели гибкого токопривода
Параметр
Фазы, состоящие из проводов
4ХА-600
6хА-600
8хА-600
ЮхА-600
Площадь сечеиия проводов в фа-
se, мм* 2
2416
3624
4832
6040
Ток, А;
допустимый по нагреву
4080
6120
8160
10200
расчетный (при экономиче¬
ской плотности тока
/эк = 0,75 А/мм2)
1800
2700
3600
4500
Сопротивление, Ом/км
активное
13,7-ІО-3 * * * *
9,М0-8
6,8-10-3
5,5-ІО-8
индуктивное
0,146
0,131
0,126
0,12
Масса проводника одной фазы,-
т/км
6,64
9,95
13,3
16,6
Стоимость*, тыс. р.,
118
162
210
253
в том числе электрической части
68,7
104,7
141
174,4
строительной части
49,3
57,3
69
78,6
Стоимость, тыс. руб., передачи
1 МВ «А мощности при напряже¬
нии:
6,3 кВ
3
2,75
2,67
2,58
10,5 кВ
, 1,8
1,65
L6
1.55
Передаваемая по двум цепям
мощность, МВ-А, при экономи¬
ческой плотности тока и напря¬
жении;
6,3 кВ
39
59
78,5
98
10,5 кВ
65,5
98
130,5
163
* Со стоимостью молниезащиты.
Примечания: 1. Стоимость токопроводов приведена при минимальном ко¬
личестве угловых опор и переходов— шесть.
2. Плотность тока при предельной нагрузке составляет 1,7 А/м№.
в ряде случаев приводит к выбору сечения токопровода на ступень ниже
и, следовательно, к экономии капитальных затрат.
Метод определения экономичной плотности тока путем попарного
сравнения двух или нескольких заранее выбранных площадей сечений
может выявить наиболее экономичный вариант, но не самый эконо¬
мичный, так как в сравнении участвуют не собственно капиталовло¬
жения, а их разница. Более правильным поэтому является метод, осно¬
ванный на определении максимума функции приведенных затрат.
Уравнение приведенных затрат для двухцепного токопровода
имеет вид, р.:
3=2 [m3/2/?/ + ЕЗКу yFl],
где т — стоимость 1 кВт годовых потерь, р./ (кВт • год); /<у— при¬
веденная стоимость 1 кг шин, р./кг, определяется по общей стоимости
токопровода (поскольку электрическая и строительная части зависят
от сечения шин) как отношение капиталовложений к массе шин, т. е.
Ау = КЮ= K./(yF)\ К — капитальные затраты на 1 км двухцепного
токопровода; у — плотность материала, кг/м3; F — площадь сечения
шин, м2; G — суммарная масса всех шести шин двухцепного токопрово¬
да, кг; I — длина токопровода, км; / — ток. А; Л = p/F — сопротив¬
ление шины длиной 1 м.
126

Приведенные затраты, отнесенные к току 1 А, для токопровода
длиной 1 км
3y = 4"=6m/pF + G£/<yv7’
где р — удельное сопротивление, Ом м.
Так как I lF= /э— экономическая плотность тока, то
Зу = 6тр/э + 6££уу .
'э
Для нахождения минимума приведенных затрат производную по
экономичной плотности тока приравнивают нулю:
d3	1
= 6pm — 6£/( у та = О,
s	/э
откуда
рт = £ЛуѴ^и /э=|/
где £ = 0,16; р — 0,0325 • ІО-6 Ом/м при t — 20° С для алюминие¬
вого сплава А Д31Т1 (трубчатый токопровод) и р = 0,0288 10~с Ом-м
для алюминиевого провода (гибкий токопровод) — удельное сопротив¬
ление постоянному току; т = 0,6 р./ (Вт год) (принимается условно,
как частный случай для сравнения токопроводов, данные которых при¬
ведены в табл. 32 и 33); у = 2,7 ■ ІО3 кг/м3 для трубчатого и гибкого
токопроводов; К = 2,46 р./кг для трубчатого токопровода диаметром
250 мм и Ку = 2,62 р./кг для гибкого токопровода (определяется по
данным табл. 32 и 33).
Тогда для трубчатого токопровода диаметром 250 мм экономич¬
ная плотность тока
-•/■ 0,16 2,46 2700 Л„
/эк - ]/ 0,03675 • 10“« - 0,6 ~ 0,7 ’ 10 А/М ’
для гибкого
. _	0,16 • 2,62“ 2700	1Пвй;,
/эк V 0,0317 ■ ІО-6 • 0,6 0,75 ’ ° А/М ‘
Таким образом, для жесткого трубчатого токопровода экономич¬
ная плотность тока может быть принята равной 0,7, что совпадает с ре¬
зультатами, полученными другими методами, а для гибкого —
0,75 А/мм2. Учитывая фактор времени в росте нагрузок токопроводов,
следует рекомендовать: для трубчатых токопроводов из алюминиевого
сплава /ж = 0,75 А/мм2, для гибких токопроводов с алюминиевыми
проводами /эк = 0,8 А/мм2.
Площадь сечения токопровода по нагреву (по длительно допусти¬
мому току) выбирают для послеаварийного режима, т. е. при выходе
из строя одной цепи токопровода и передаче по второй цепи всей на¬
грузки (для ответственных потребителей I категории), или части на¬
грузки (для потребителей II и III категорий). В соответствии с ПУЭ
допустимые длительные токовые нагрузки на голые провода и шины
принимаются из расчета допустимой температуры нагрева 70 °C при
температуре воздуха 25 °C. Ограничение температуры нагрева до
127

70 °C обусловлено свойствами соединительных контактов, нагрев ко¬
торых свыше этой температуры приводит к интенсивной коррозии и воз¬
растанию переходных сопротивлений и ослаблению контактов при по¬
следующем охлаждении. Так как токоведущие части жестких токопро-
водов из трубчатых проводников контактных соединений не имеют,
только сварные, то допустимую температуру их нагрева можно повы¬
сить до 90 °C, в результате чего пропускная способность токопровода
в этом режиме увеличится примерно на 20 %, как показано в табл 33.
Допустимый ток определяют по установившемуся перегреву провод¬
ника при допустимой температуре путем сопоставления выделяемого
в проводнике тепла (/27?) с удаляемым теплом за счет конвекции и лу¬
чеиспускания [22].
Для трубчатых токопроводов при определении сопротивления про¬
водника переменному току, значения которого приведены в табл. 32,
принято R — k' Ro.
33. Допустимые нагрузки по нагреву трубчатых токопроводов
Параметр
Трубы алюминиевые
марки АДО, мм
Трубы из сплава
АД31Т1, мм
100
140
210
250
100
1 140
210
250
Площадь поверхности трубы
длиной 1 м, м®
0,314
0,44
0,66
0,785
0,314
0,44
0,66
0,785
Сопротивление постоянному
току Дс10”Б, Ом$ при Ѳ,- °C,
20
1,93
0,71
0,468
0,387
2,168
0,796
0,524
0,432
70
2,32
0,85
0,563
0,465
2,61
0,955
0,626
0,518
90
2,47
0,91
0,6
0,496
2,78
1,019
0,67
0,662
Допустимый ток, А, при сол¬
нечной радиации и температуре
нагрева, °C
70
2640
5000
7500
8900
2450
4700
7100
8400
90
3200
6100
9100
11000
3000
5800
8700
10400
Допустимый ток, As без учета
солнечной радиации при 0—70 °C
2800
5400
8000
9600
2640
5100
7630
9150
Допустимую нагрузку для одного провода марки А-600 гибкого
токопровода при указанных расчетных условиях принимают равной х
1000 А. При малом диаметре расщепления проводов (до 250 мм) до¬
пустимая нагрузка снижается за счет взаимного подогрева проводов
в пучке и ухудшении условий охлаждения.
12.	ВЫБОР АППАРАТОВ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В
Аппараты напряжением до 1000 В (автоматические выключатели,
контакторы, магнитные пускатели, рубильники) выбирают по номи¬
нальному напряжению, току, отключающей способности и проверяют
на динамическую устойчивость к токам КЗ. Условия выбора и про¬
верки аппаратов напряжением до 1000 В приведены в табл. 34.
При выборе автоматов ток уставки электромагнитного расцепи¬
теля принимают на 20—30 % выше наибольшего тока кратковремен¬
ной перегрузки (например, пуск двигателей). Ток уставки теплового
расцепителя отстраивается от тока нагрузки в утяжеленном режиме
с запасом на 25—50 %.
Надежность работы расцепителя проверяют по току КЗ, прохо¬
дящему через расцепитель, в самой удаленной точке защищаемой це¬
пи. В сетях с изолированной нейтралью чувствительность электромаг-
128

34. Условия выбора и проверки аппаратов напряжением до 1000 В
Параметр
Обозначения
параметров,-
условия выбора
Примечания
Напряжение, кВ
Дополнительно проверить
по условию
ин. р ин. у + At/p. у
Длительный ток, кА
Ір. утж
Дополнительно проверить
по условию
Ль Ѳ ^р. утж ПРИ
Ѳср^35°С
Допустимый ток отклю¬
чения, кА
^отк. п 'п. о
Л)ТК Jp. утж
Для автомата
Для рубильника
Допустимая мощность
отключения, МВт
р	> р
отк. доп	отк
Для контактора и магнит¬
ного пускателя
Ударный ток электро¬
динамической стойкости,
кА
І'н. дин ?уд
Для автомата и рубиль¬
ника
Термическая стойкость
/2	/	>> R
и. тер тер	к
Для рубильника, если
имеются разрывные кон¬
такты
35. Характеристика релейных защит линий 6—10 кВ
Характеристика линий
Тип и характеристика защиты
Кабельные линии 6—10 кВ
Нереактированные, питающие ТП
(блок «линия—трансформатор»)
Реактированные, либо нереактиро¬
ванные, питающие РП
Нереактированные, когда макси¬
мальная токовая защита с вы¬
держкой времени неприемлема по
Двухступенчатая токовая защита.
Первая ступень — токовая отсечка,
вторая ступень — максимальная то¬
ковая защита с зависимой или неза¬
висимой от тока характеристикой вы¬
держки времени
Одноступенчатая максимальная токо¬
вая защита
Неселективная токовая отсечка или
продольная дифференциальная защи¬
та типа ДЗЛ-2. В качестве резервной
б 4-412
129

Продолжение табл. 35
Характеристика линий
Тип и характеристика защиты
условию термической стойкости
кабелей, устойчивой работы син¬
хронных электродвигателей, или
защиты применяют максимальную
токовую защиту
не удовлетворяет требованиям
чувствительности
Воздушные линии 6—10 кВ
Нереактированные
Двухступенчатая токовая защита.
Первая ступень — токовая отсечка,
вторая ступень — максимальная то¬
ковая защита
Реактированные
Одноступенчатая максимальная токо¬
вая защита
Большой протяженности при не¬
достаточной чувствительности то¬
ковых защит, а также при необ-
Дистанционная защита
ходимости снижения времени от¬
ключения КЗ
нитных расцепителей автоматов проверяют по кратности тока двух¬
фазного КЗ в конце защищаемой цепи к току уставки электромагнит¬
ного расцепителя; в сетях с глухозаземленной нейтралью — по крат¬
ности однофазного тока КЗ,
Глава 7
РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЭЛЕМЕНТОВ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
1.	ЗАЩИТА ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 6—10 кВ
С ОДНОСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ
Для линий в сетях напряжением 6—10 кВ должны предусматри¬
ваться устройства релейной защиты, действующие на отключение ли¬
нии при многофазных КЗ, а также устройства защиты при однофазных
замыканиях на землю, действующие либо на сигнал, либо на отключе¬
ние.
Защиту от многофазных КЗ выполняют в двухфазном исполнении
и включают во всей сети в одни и те же фазы (обычно А и С) для обеспе¬
чения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на зем¬
лю только одного места повреждения. Типы защит при многофазных
КЗ, применяемых на линиях напряжением 6—10 кВ, в зависимости
от характеристики линии приведены в табл. 35.
130

Максимальная токовая защита
В качестве тока срабатывания защиты применяют наибольшее
значение Іс 3, найденное по следующим расчетным условиям.
1. Обеспечение возврата пускового органа защиты в начальное
положение после его срабатывания при отключении внешнего КЗ —
по выражению
ь h j'
н с. з раб. макс
(7.1)
где kK — коэффициент надежности, принимаемый равным 1,1 —1,2 для
реле РТ-40, РТ-80, РТ-90 или 1,2—1,4 для реле РТВ; kB — коэффи¬
циент возврата реле, принимаемый равным 0,8—0,85 для реле РТ-40,
РТ-80, РТ-90 или 0,6—0,7 для реле РТВ;ЛС. 3 —коэффициент самоза¬
пуска нагрузки после отключения внешнего КЗ; Граб макс — макси¬
мальный рабочий ток линии после отключения внешнего КЗ.
2.	Обеспечение несрабатывания релейной защиты при восстанов¬
лении питания после бестоковой паузы действием АПВ защищаемой
линии или АПВ (АВР) на подстанциях, расположенных ближе к ис¬
точнику питания,
7с. з >	^с. з 7раб. макс’
(7.2)
где 7раб. макс — максимальный рабочий ток линии.
Следует отметить, что коэффициенты /гс_ g в выражениях 7.1 и 7.2
могут иметь разные значения. В тех случаях, когда нагрузка состоит
главным образом из высоковольтных электродвигателей, участвующих
в самозапуске, выражение приобретает следующий вид:
h ь 1
,		н "с. з‘ раб. макс
'с. 3^	Л,	~
вв
(7.3)
Введение в выражение для определения /с 3 коэффициента kB
вызвано возможностью кратковременного срабатывания реле за счет
апериодической составляющей тока самозапуска, не учитываемой
коэффициентом kc s.
3.	Обеспечение несрабатывания релейной защиты при включении
дополнительной нагрузки действием устройств АВР на подстанциях,
получающих питание от защищаемой линии по выражению
^с. з^^н(^с. з7раб. макс 7pag. макс)>
где 7раб. макс — максимальный рабочий ток линии до включения допол¬
нительной нагрузки устройством АВР; 7'аб макс — максимальный ра¬
бочий ток, обусловленный подключением к защищаемой линии дополни¬
тельной нагрузки действием устройства АВР; а — коэффициент
самозапуска дополнительной нагрузки.
5*
131

Аналогично и. 2 при преобладающей высоковольтной двигатель¬
ной нагрузке выражение принимает вид
д	///
7с. з > у (^с. з 7 раб. макс + /раб. макс)'	(7 -4)
где ^=1,5... 1,6 — коэффициент, учитывающий увеличение тока
.ZZZ
/раб макс из-за понижения напряжения при подключении дополнитель¬
ной высоковольтной двигательной нагрузки.
4.	Обеспечение несрабатывания релейной защиты от тока в линии,
посылаемого электродвигателями нагрузки, при внешних трехфаз¬
ных КЗ на шинах подстанции, питающей защищаемую линию, по вы¬
ражению
/с. з> Ms пуск*	<7-5)
где пуск — суммарный пусковой ток электродвигателей, питаемых от
защищаемой линии.
5.	Обеспечение несрабатывания релейной защиты, имеющей уско¬
рение при включении выключателя от бросков тока намагничивания
трансформаторов, подключенных к защищаемой линии, по выражению
7С. 3> ^ОТС /а тр*	(7-6)
где /?отс — коэффициент отстройки, принимаемый равным 4—5, если
ускорение защиты при включении выполнено мгновенным, иЗ—4, если
ускорение выполнено с задержкой на время порядка 0,1—0,3 с; /Етр —
суммарный номинальный ток трансформаторов, питающихся от защи¬
щаемой линии.
6.	Согласование по чувствительности с предыдущими защитами
(для линий питающих РП) по выражению
7с.з ^н.с(7с.з.пр "Ь /раб.макс. /раб.макс.пр)*
где feH с=1,2... 1,3 — коэффициент надежности согласования защит;
/’с з пр — наибольший из токов срабатывания защит линий, питающих¬
ся от рассматриваемой линии; /раб_ макс> пр — максимальный рабочий
ток линии, с которой производится согласование.
В практических расчетах определение точного значения коэффи¬
циента самозапуска затруднено, а иногда и вообще невозможно из-за
неполноты исходной информации. В таких случаях можно воспользо¬
ваться ориентировочным методом определения kc 3, основанного на до.
пущении о том, что двигатели перед началом самозапуска заторможены.
Это допущение создает некоторый расчетный запас при выборе уста¬
вок максимальных релейных защит. Коэффициент самозапуска нагруз¬
ки линии, питающей заторможенные двигатели, приближенно можно
определить по выражению
Лс. з
/g3/H,n
/раб (/(к’3+/Н.п)’
(7.7)
где /(к3) —максимальный ток трехфазного КЗ в конце рассматриваемой
линии, текущий от питающей системы при наименьшем ее сопротивле¬
нии; /раб — максимальный рабочий ток линии в рассматриваемом режи-
132

ме; 7Н п ~ пусковой ток двигательной нагрузки, определяемый по
выражению
7н. п = 1>2/н. б + 2"9/н. о+ S 7ДВІ>	(7-8)
Ï=1
где /и б — максимальный рабочий ток бытовой нагрузки, имеющей
в своем составе малую долю электродвигателей; kn . — кратность пус¬
кового тока і-го двигателя напряжением 3—10 кВ; / f—номинальный
ток і-го двигателя напряжением 3—10 кВ; /и 0— максимальный рабо¬
чий ток промышленной нагрузки, которую принято называть обобщен¬
ной или комплексной нагрузкой, более 50 % потребителей которой
составляют электродвигатели 0,4 кВ.
Первое слагаемое в выраже¬
нии (7.8) представляет собой пуско¬
вой ток бытовой нагрузки, вто¬
рое — пусковой ток обобщенной на¬
грузки (х* = 0,35) и третье — пуско¬
вой ток двигателей напряжением 3—
10 кВ. Для линий напряжением
6—10 кВ промышленных предприя¬
тий при отсутствии в составе нагруз¬
ки высоковольтных двигателей и яв¬
но выраженных бытовых потребите¬
лей выражение (7.7) приобретает вид
/О)
ь -	к-3
с’3 0,35/<3>з+/раб-
2,5
2,25
2
І.75
1,5
1,25
Рис. 36. Кривая
ориентировочной
зависимости коэф¬
фициента самоза¬
пуска kC3 обобщен¬
ной нагрузки от
коэффициента £к>3
Зависимость kc для максимальной токовой защиты линии, пита¬
ющей обобщенную нагрузку, от коэффициента kK 3=/раб/7к?з приве¬
дена на рис. 36. Расчетный ток срабатывания реле определяют по
выражению
7ср. р = 7с. з 77" •	(7-9)
где kcx — коэффициент схемы (при схеме соединения трансформаторов
тока в звезду £сх= 1; в треугольник и на разность фаз — /гсх = |Л3);
ит— коэффициент трансформации трансформаторов тока.
Для защит с реле, имеющих ступенчатую регулировку тока сраба¬
тывания (РТВ, РТ-80, РТ-90), подбирают ближайшее большее значение
уставки /ср по которому определяется окончательное значение /с 3.
Для защит с реле, имеющих плавную регулировку (РТ-40), полученное
по выражению (7.9) значение 7ср_ р принимают за окончательное. Чув¬
ствительность защиты оценивают коэффициентом чувствительности,
который можно найти по выражению
/О)
t « I к. мин
k4 = k4 -J	»	(7-10)
С. 3
где /Х\ІИН— ток трехфазного КЗ в минимальном режиме работы пита¬
ющей системы при КЗ в конце защищаемого участка; k4 — коэффициент,
133

36. Значения k4 для определения коэффициента чувствительности
максимальной токовой защиты линий напряжением 6—10 кВ
k4
Схема включения реле
и трансформаторов тока
Двухфазное КЗ
на линии 6—10 кВ
или за трансфор¬
матором со схемой
соединения обмо¬
ток У/Yн
Двухфазное КЗ
за трансформатором
с соединением
обмоток Д/У или У/Д
0,5
учитывающий расчетный вид и место КЗ, схему соединений трансфор¬
маторов тока и реле. Значение k'4 можно найти по табл. 36.
Коэффициент чувствительности максимальной токовой защиты
должен быть не менее 1,5, если она используется в качестве основной,
и не менее 1,2, если она используется в качестве резервной. Время сра¬
батывания максимальных токовых защит по условию селективности
для защит с независимыми характеристиками определяют по выраже¬
нию
^с, в. поел ^С. з. пр
где tc 3 посл — время срабатывани я защиты, расположенной ближе
к источнику питания (последующая защита); ^с, пр—время срабаты¬
вания защиты, расположенной дальше от источника питания (предыду¬
щая защита) ; А/ — ступень селективности.
Значение величины А/ в практических расчетах для реле с незави¬
симой характеристикой срабатывания принимают равным 0,35—0,6 с.
Если предыдущая защита выполнена без замедления, то А/ =
= 0,3...0,4 с.
Если хотя бы одна из согласовываемых по условию селективности
защит имеет зависимую оттока характеристику срабатывания, то А/ =
= 0,6 С (для реле РТ-80, РТ-90) и А/ = 0,7 С (для реле РТВ). При
выполнении предыдущей защиты без замедления А/ может быть умень¬
шено на 0,1 с. Выбор времени срабатывания защит с зависимыми ха¬
рактеристиками производится графическим путем с помощью построе¬
ния время-токовых характеристик срабатывания защит (карта селек¬
тивности). При этом ступень селективности должна обеспечиваться при
максимальной величине тока КЗ в начале предыдущего участка (при
согласовании защит с однородными зависимыми характеристиками)
134

или при токе срабатывания последующей защиты с независимой харак¬
теристикой (при согласовании защит с независимой и зависимой ха¬
рактеристиками) .
Токовая отсечка
Ток срабатывания токовой отсечки линии, питающей трансформа¬
торы, должен быть отстроен от бросков тока намагничивания трансфор¬
маторов по выражению (7.6) и от КЗ на шинах низкого напряжения
трансформаторов по выражению
7с. о	макс’	(7-11)
где kH — коэффициент надежности, принимаемый равным 1,3—1,4 для
защиты с реле РТ-40 и 1,5— 1,6 для защиты с реле РТ-80 и РТ-90;
7® макс — наибольший из токов, проходящих в месте установки защиты
при трехфазных КЗ за питаемыми трансформаторами в максимальном
режиме системы.
Ток срабатывания токовой отсечки, установленной для защиты
ВЛ, определяют по выражению (7.11), где /к ® кс— ток, проходящий
через место установки отсечки при трехфазном КЗ в конце защищаемой
линии в максимальном режиме питающей системы. Чувствительность
токовой отсечки линии, питающей трансформаторы, определяют при
двухфазном КЗ в конце защищаемой линии. Если коэффициент чувстви¬
тельности k4 0 > 1,5, то отсечка считается основной защитой линии
(при наличии отдельных устройств защит трансформаторов). При отсут¬
ствии отдельных устройств защит трансформаторов коэффициент чув¬
ствительности отсечки, используемой в качестве основной защиты,
должен быть не менее 2. В отдельных случаях (табл. 35) на линиях
6—10 кВ устанавливают неселективную токовую отсечку, действую¬
щую в сочетании с АПВ. Ток срабатывания неселективной отсечки,
установленной на линии, связывающей ГПП и РП или два РП, для от¬
ключения без выдержки времени КЗ, вызывающих снижение напря¬
жения в месте установки защиты ниже допустимого значения, выби¬
рают по выражению
^с. мин
/злотсг'
(7.12)
где І7С мин — минимальное линейное напряжение питающей системы
(в приближенных расчетах может быть принят равным 0,9l/HOM); z—
наибольшее сопротивление системы до шин, на которых необходимо
обеспечить допустимый уровень напряжения при КЗ І7ДОП; /?отс — коэф¬
фициент отстройки, прини¬
маемый в зависимости от
^доп:
Допустимое значение на¬
пряжения определяется ус¬
ловием устойчивой работы
электродвигателей (в при¬
ближенных расчетах прини¬
мают ^ДОП/17ИОН = 0,5). Кро¬
^дотУ^иом
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
ь
^отс
1,8
2,2
2,8
3,7
5,5
11
ме условия (7.12), ток срабатывания отсечки должен удовлетворять ус¬
ловию (7.2) или (7,3), Ток срабатывания неселективной отсечки, уста-
135

иавливаемой для обеспечения быстродействующей защитой всей линии,
выбирают по выражению
z(2)
,	■'к. МИИ
с-0 ~ 1,5 ’
где мин — ток, проходящий через место установки защиты, при двух¬
фазном КЗ в конце защищаемой линии в минимальном режиме работы
системы.
Продольная дифференциальная защита типа ДЗЛ-2
Расчет защиты ДЗЛ-2 заключается в определении коэффициентов
k, h и ее чувствительности [1]. Коэффициент k комбинированного фильт¬
ра Z, — kl2 выбирают по условию необходимости обеспечения преоб¬
ладания составляющей kls над составляющей Z,, что гарантирует на¬
дежное действие защиты при всевозможных несимметричных КЗ на
линии. Для защиты линий напряжением 6—10 кВ коэффициент k при¬
нимают равным —6 (уставка завода-изготовителя) или —4 (если за¬
щита с k = —6 не удовлетворяет требованиям чувствительности).
Уставку h выбирают в зависимости от максимально возможных
значений вторичного тока трансформаторов тока при внешних трехфаз¬
ных КЗ 7к3?вн. макс для обеспечения линейной характеристики фильтра.
Если Z® макс = ^к!вн. макс/пт<- коэффициент h принимают рав¬
ным 1; при 100А< Z<3T> макс с 150А h = 1,5; при Z<3> макс > 150А h =
= 2. Значения вторичного тока срабатывания защиты при трехфазных
и двухфазных КЗ в зависимости от коэффициентов k и h приведены
в табл. 37.
37. Значения вторичных токов срабатывания защиты ДЗЛ-2
Коэффи¬
циент
фильтра k
Устав¬
ка h
Вторичный ток
срабатывания
защиты, А
Коэффи¬
циент
фильтра k
Устав¬
ка h
Вторичный ток сраба¬
тывания защиты, А
Двухфаз¬
ное КЗ
Трех фаз¬
ное КЗ
Двухфаз¬
ное КЗ
Трехфаз¬
ное КЗ
1
1,9
4
1
2
6,6
—4
1,5
2,85
6
—6
1,5
3
9,9
2
3,8
8
2
4
13,2
Примечание. При значениях активного сопротивления и емкости петли
соединительных жил кабеля связи выше 700 Ом и 0,5 мкФ значение тока срабатыва¬
ния, указанное в таблице, должно быть увеличено в 1,5 раза.
Чувствительность защиты определяют при трехфазном КЗ в конце
линии по выражению k4 = Z^ ыии/(пт ср), r«e Z^’ср — вторичный
ток срабатывания защиты при трехфазном КЗ. Коэффициент чувстви¬
тельности защиты ДЗЛ-2 должен быть не менее 2.
Защита от однофазных замыканий на землю
Защиту от замыканий на землю линий напряжением 6—10 кВ
выполняют с действием на сигнал. Действие защиты на отключение
предусматривается лишь в случаях, когда это необходимо по условиям
136

іехники безопасности (на линиях, пйтаюіцих передвижные Подстанций
и механизмы торфопредприятий, шахт и т. и.). В настоящее время наи¬
большее распространение для селективной защиты линий напряжением
6—10 кВ от однофазных замыканий на землю получили: защита нуле¬
вой последовательности типа ЗЗП-1; защита, выполненная на реле
РТ-40/0,2 или РТЗ-50; устройство типа УСЗ (УСЗ-2/2; УСЗ-ЗМ;
УСЗ-З).
Защиту, выполненную на реле типа РТ-40/0,2 или РТЗ-50, можно
применять при условии обеспечения ее чувствительности (минималь¬
ный коэффициент чувствительности для кабельной линии — 1,25, для
воздушной — 1,5). Ток срабатывания защиты, выполненной на реле
РТ-40/0,2 или РТЗ-50,
определяется двумя ус¬
ловиями [34].
1. Защита ие долж¬
на срабатывать при
внешних замыканиях на
землю под воздействием
собственного емкостного
тока линии /с, обус¬
ловленного суммарной
емкостью защищаемого
присоединения:
^С. 3 ^отс ^бр^с*
где Аотс= 1,1 ... 1,г.-
коэффициент отстройки;
/?бр— коэффициент, учи¬
тывающий бросок емкост-
вого тока.
Значение /?бр прини¬
мают равным 4—5, если
защита действует без вы¬
держки времени. При на-
38. Минимальные значения тока срабатывания
защит с реле РТ-40/0,2 и РТЗ-50
Тип транс¬
форматора
тока
Тип
реле
Уста¬
нов¬
ка
реле,-
А
^с. з. мин, А
Один трансфор¬
матор тока
Два последова¬
тельно соединен¬
ных трансформа¬
тора тока
тзлм
РТ-40/0,2
о,1
8,6
11,6
РТЗ-50
0,03
3
3,9
ТЗРЛ
РТ-40/0,2
0,1
2
2,5
РТЗ-50
0,03
—
—
ТЗЛ-95
РТ-40/0,2
0,1
6,2
8,0
РТЗ-50
0,03
3,2
4
тзл
РТ-40/0,2
0,1
7
9
РТЗ-50
0,03
3,5
4
личин выдержки времени в несколько секунд /?бр = 2...3. Средние
значения емкостного тока на 1 км линий, необходимые для определе¬
ния /с, приведены в табл. 20. Собственные емкостные токи высоко¬
вольтных двигателей и другой аппаратуры, питаемой рассматривае¬
мой линией (при отсутствии конкретных данных) можно учесть пу¬
тем увеличения 1С на 20 %.
2.	Ток срабатывания защиты должен быть не менее минимального
первичного тока срабатывания защиты, т. е. /с 3 > /с 3 мин. Мини¬
мальные значения первичного тока срабатывания защиты с реле
РТ-40/0,2 и РТЗ-50 приведены в табл. 38. При значении Іс в, опреде¬
ленном в п. 1, меньшем или равным /с_ s_ мии, принимают Іс 3 =
= /с. з. мин. При /с 3, определенном в п. 1, большем Іс в_ миа, прини¬
мают /с_ s равным расчетному значению.
Чувствительность защиты проверяют по выражению
где /с — наименьшее реальное значение суммарного емкостного тока
сети; /	— индуктивный ток дугогасящих реакторов.
137

Для защиты линий от однофазных замыканий на землю в компен¬
сированной сети применяются устройства типа УСЗ-2/2, УСЗ-З
и УСЗ-ЗМ. Расчет установок устройств УСЗ-З и УСЗ-ЗМ не требуется,
так как при использовании для защиты этих устройств выбор повреж¬
денного присоединения производится на основе сопоставления суммар¬
ных действующих значений высших гармоник на каждом из присо¬
единений.
Устройство УСЗ-2/2 имеет уставки 25, 50, 100, 250А. По суммар¬
ному емкостному току замыкания на землю сети /cï (без учета компен¬
сации) выбирают соответствующую ему уставку устройства УСЗ-2/2.
Затем проверяют отстройку от собственного емкостного тока присоеди¬
нения по выражению
4.
2/с
з<3/с>
(7.13)
где Іс з — первичный ток срабатывания защиты, определяемый для
принятой уставки по табл. 39 при частоте 50 Гц. При невыполнении
неравенства (7.13), а также на присоединениях, где /c>0,lZcS, устав¬
ку устройства выбирают по току, равному 10/с.
39.	Токи срабатывания УСЗ-2/2 в зависимости от уставки
и частоты
Уставка
^уСТ’ А
Токи срабатывания устройства УСЗ-2/2, А, для частот, Гц
60
160
250
360
650
660
2000
25
5
1,74
0,95
0,61
0,48
0,57
2,0
50
10
2,8
1,4
0,85
0,73
0,98
3,2
100
20
5,1
2,5
1,35
1,47
2,05
6,5
250
50
10,4
4,85
2,44
3,4
4,95
16
Направленную защиту нулевой последовательности типа ЗЗП-1
применяют в некомпенсированных сетях с суммарными емкостными
токами более 0,5—ІА. Устройство ЗЗП-1 имеет уставки 1,2 и 3, на ко¬
торых первичный ток срабатывания защиты с разбросом ±30 % равен
соответственно 0,07; 0,5 и 2А. Следует выбирать самую грубую устав¬
ку защиты, которая может обеспечить коэффициент чувствительности
не менее 2:
Защиту линий от однофазных замыканий на землю с действием
на отключение выполняют двухступенчатой. В качестве первой ступени
(основная защита), как правило, применяют защиту без выдержки
времени типа ЗЗП-1. В качестве второй ступени (резервная защита)
используют защиту максимального напряжения нулевой последова¬
тельности, выполненную на реле серин РН-50 и действующую иа отклю¬
чение подстанции или секции с выдержкой времени 0,5—0,7 с для от¬
стройки от основной защиты.
1S8

2.	ЗАЩИТА ТОКОПРОВОДОВ НАПРЯЖЕНИЕМ 6—10 кВ
Релейная защита токопровода напряжением 6—10 кВ должна дей¬
ствовать при много- и однофазных замыканиях в токопроводе, реак¬
торах и ошиновке (до вводных выключателей РП), а также при отказе
защит и выключателей вводов в РП.
Основной для токопровода является продольная дифференпналь-
ная защита без выдержки времени в двух- или трехфазном исполнении.
В качестве дифференциальной защиты токопровода, питающего один
РП, используют комплект ДЗЛ-2. Для токопровода, питающего два
и более РП, применяют защиту, выполняемою га реле типа РНТ-565.
В этом случае предусматривают также пусковой орган КРБ-126, ко¬
торый исключает срабатывание защиты при обрыве соединительных
проводов, запуская защиту в действие на время, достаточное для ее
срабатывания (0,5—0,6 с). Для обеспечения резервного действия при
междуфазных КЗ в зоне действия основной защиты (ближнее резерви¬
рование) и на линиях, отходящих от шин РП (дальнее резервирование)
можно использовать максимальную токовую, или дистанцнонн} ю за¬
щиты, а также токовую направленную защиту обратной последователь¬
ности. Выдержку времени резервной защиты определяют путем согла¬
сования с временем срабатывания защит линий, отходящих от РП.
В качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токо¬
вую отсечку без выдержки времени.
При оценке чувствительности защит необходимо исходить из того,
что должны обеспечиваться следующие наименьшие коэффициенты
их чувствительности: основной — 2,0; резервной — 1,5; дополнитель¬
ной (токовая отсечка) — 1,2 (при КЗ в месте установки защиты в наи¬
более благоприятном по условию чувствительности режиме).
Расчетные выражения для определения параметров срабатывания
защит токопроводов 6—10 кВ, выполненных по схеме, изображенной
в работе [34], приведены в табл. 40. Защиту нулевой последователь¬
ности (УСЗ-2/2) с подключением ее к трансформаторам тока нулевой
последовательности с подмагничиванием типа ТНПШ (при условии,
что применение ТНПШ возможно по динамической устойчивости) пред¬
усматривают, в основном, на токопроводах, отходящих от шин гене¬
раторного напряжения ТЭЦ. Защиту нулевой последовательности то¬
копроводов, отходящих от шин подстанций, а также от шин генератор¬
ного напряжения ТЭЦ при невозможности установки трансформа¬
торов тока, осуществляют методом поочередного отключения после
получения общего сигнала «Земля на шинах».
3.	ЗАЩИТА ТУПИКОВЫХ ВЛ НАПРЯЖЕНИЕМ 110—220 кВ
Для линий напряжением ПО кВ и выше должны быть предусмот¬
рены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от
замыкании на землю. Тип основной защиты линии определяют, исходя
из требований сохранения устойчивости работы энергосистемы. Счи¬
тается, что требования по устойчивой работе энергосистемы, как пра¬
вило, удовлетворяются, если трехфазные КЗ на линиях, сопровождаю¬
щиеся снижением напряжения на питающих шинах, ниже (0,6...
...0,7) 6/ном, отключаются без выдержки времени (при условии, что
расчеты устойчивости не предъявляют других, более жестких требова¬
ний). Кроме того, применение быстродействующей защиты может ока¬
заться необходимым, когда повреждения, отключаемые с выдержкой
времени, могут привести к нарушению работы ответственных потреби¬
телей или к недопустимому нагреву проводников, а также при необхо¬
димости осуществления быстродействующего ЛПВ.
139

S 40. Расчет защит токопроводов 6—10 кВ
Тип защиты
Расчетное условие
Формулы для определения
параметров срабатывания
защиты
Пояснения к расчетным формулам
Дифференциальная
токовая на реле
РНТ-565
Дифференциальная
типа ДЗЛ-2
Максимальная токо¬
вая
Отстройка от макси¬
мального тока неба¬
ланса при внешнем
КЗ
г h ;

с. з отс нб. макс
~ ^отс^а^одн X
X (е + Л) /к вн. макс
См. гл. 7.1
См. гл. 7.1
1С 3 — ток срабатывания защиты; «отс =
= 1,5 — коэффициент отстройки; йа = 1 —
коэффициент, учитывающий бросок аперио¬
дической составляющей тока внешнего КЗ;
АОдН = 1 — коэффициент однотипности транс¬
форматоров тока; s = 0,1 — полная по¬
грешность трансформаторов тока; —
= 0,1 — условная погрешность трансфор¬
маторов тока, учитывающая отсос вторич¬
ного тока поврежденного ввода трансфор¬
матором тока неповрежденного ввода;
7К. вн. макс — максимальное значение пе¬
риодической составляющей тока внешнего
КЗ; /нб макс — расчетное значение тока
небаланса при внешних КЗ

Токовая направленная
обратной последова¬
тельности и устрой¬
ство КРБ-126
Отстройка от макси¬
мального тока неба¬
ланса обратной после¬
довательности в на¬
грузочном режиме
^2ср
= 0,03
k I
'отсв, макс
Дистан¬
ционная
(Д ступень
Отстройка от КЗ на
шинах 6—10 кВ РП
2с’?3 < °>85z
И ступень
Отстройка от макси¬
мального тока нагруз¬
ки с учетом самоза¬
пуска
Ненаправленная защита
г<2> <
гс. з
7Н_ макс&0ТС&в&С. 3
Направленная защита
г<2>3<
'-'мин
^н. макс^отс^в^с. з
X cos (фм> , — <рн)
Токовая отсечка
Отстройка от макси¬
мального тока трех¬
фазного КЗ на шинах
РП
/	>• k №
1 с. з	отек, макс
72ср — ток срабатывания реле тока обратной
последовательности и устройства КРБ-126;
fe0TC = 1,2; къ = 0,8 — коэффициент воз¬
врата реле; пт — коэффициент трансформа-'
ции трансформаторов тока; 7н-макс—мак¬
симальный ток нагрузки
г^3 — сопротивление срабатывания (пер¬
вичное) I ступени защиты;
42’3 — сопротивление срабатывания (пер¬
вичное) II ступени защиты; (7МИН — мини¬
мальное линейное напряжение в месте
установки защиты в условиях самозапуска
(ориентировочно (7МНН = (0,8 . .. 0,9) (7Н0М);
Фм ч — угол максимальной чувствитель¬
ности реле сопротивления; <рн — угол пол¬
ного сопротивления нагрузки; fe0TC=l,l;
kc 3 — коэффициент самозапуска нагрузки
токопровода
7С g — ток срабатывания отсечки; /^З’макс—
максимальный ток 3-фазного КЗ иа шинах
РП; é0TC = l,2... 1,3

На тупиковых линиях напряжением 110—220 кВ следует уста*
навливать ступенчатые токовые защиты или ступенчатые защиты тока
и напряжения. Если такие защиты не удовлетворяют требованиям
чувствительности или быстроты отключения повреждения, предусмат¬
ривается ступенчатая дистанционная защита, В этом случаев качестве
дополнительной защиты рекомендуется использовать мгновенную то¬
ковую отсечку,
, Для защиты от замыканий на землю предусматривается ступенча¬
тая токовая защита нулевой последовательности (направленная или
ненаправленная).
Токовая защита нулевой последовательности
Для защиты линий напряжением 110—220 кВ от КЗ на землю пред¬
усматриваются, как правило, ступенчатые токовые защиты нулевой
последовательности. Реле тока всех ступеней защиты включаются на
сумму трех фаз, что обеспечивает протекание по ним тока нулевой по¬
следовательности при однофазных КЗ на землю. Расчет ступенчатой
токовой защиты нулевой последовательности сводится к определению
тока срабатывания и выдержек времени отдельных ступеней защиты;
необходимости использования в защите реле направления мощно¬
сти; чувствительности защиты.
На примере типичной для электроснабжения промышленных пред¬
приятий схемы (рис, 37, о) (тупиковая линия с односторонним пита-
тывания защиты
нулевой последовательности тупиковой ВЛ НО—220 кВ по условиям 1 и 2:
а — исходная; б замещения “ для определения эквивалентного сопротивления
о-раисформаторов и линий при однофазном включении (одна из цепей отключена);
лілі — индуктивное сопротивление участка линии лі; и л'Т2 — индуктивные
сопротивления трансформаторов ті и при включении под напряжение одной фазы
ннем) рассмотрена методика выбора параметров срабатывания защиты
линий, для которых длительный режим работы двумя фазами не пре¬
дусматривается. Защита может быть выполнена одно- или двухступен¬
чатой. Учитывая наличие типовых панелей, на линиях, питающих под¬
станции с заземленной нейтралью, рекомендуется выполнение двух¬
ступенчатой защиты с направленной второй ступенью, что дает воз¬
можность повысить ее чувствительность и уменьшить время отключе¬
ния КЗ. Ток срабатывания первой ступени защиты при выполнении
ее без выдержки времени выбирают по следующим условиям [39].
1.	Отстройка от броска тока намагничивания трансформаторов,
имеющих глухозаземленные нейтрали и включаемых под напряжение
при включении линии. Для выключателей с трехфазным приводом
это условие при выборе параметров срабатывания защиты не учитыва¬
142

ется. Не учитывается оно также, если первая ступень защиты отстрое¬
на по времени от неодновременного включения фаз выключателя. При
этом для вьіключателей с пофазными приводами время срабатывания
первой ступени должно быть не менее 0,1—0,2 с (нижний предел —
для воздушных выключателей, верхний — для масляных).
Ток срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока
намагничивания
с и
, (1)	  б ПОП
(7.14)
где I/ —номинальное напряжение сети; С6 — коэффициент броска
тока намагничивания; х1с — индуктивное сопротивление прямой после¬
довательности питающей системы; а4.экв — эквивалентное сопротивле¬
ние трансформаторов и линий для однофазного включения (включение
одной фазы, затем с некоторым запаздыванием включение двух других
фаз).
При наличии на линии одного трансформатора с заземленной ней¬
тралью сопротивление
^?акв = *1л + 4)>	<7-15)
где х1л—индуктивное сопротивление прямой последовательности линии;
— индуктивное сопротивление трансформатора при включении под
напряжение одной фазы:
Включаемый элемент
Ом
Трансформатор мощностью 6,3—63 МВ-А
Трансформатор мощностью 80—125 МВ-А
(°-127+ Т5о) ^°м
1,35 5н0м
(°'214+ 1Э
1 »35 SHOM
•(°-127+іУо) ^ом
1,3 SH0M
(	к \ 2
( 0,2574-іроЩном
1,3 sHOM
(0,35 + Si) ^ном
1,28 -SH0M
Автотрансформатор мощностью 32—63 МВ-А* *
Автотрансформатор мощностью 125 МВ -А • ♦ .
Автотрансформатор мощностью 220—250 МВ «А .
Примечания: 1. Пном— номинальное напряжение трансформато¬
ра (автотрансформатора) кВ; SHOM — номинальная мощность транс¬
форматора (автотрансформатора), МВ* А; ик — напряжение КЗ тран¬
сформатора (автотрансформатора), %.
2. Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов
ик соответствует наибольшему из напряжений КЗ между обмоткой
со стороны, которой производится включение и одной из двух других
обмоток; для автотрансформаторов і<к должно быть приведено к про¬
ходной мощности.
При наличии на линии нескольких трансформаторов значение
( I \	V
хт. экв определяется на основании схемы замещения, в которой транс¬
143

форматоры учитываются сопротивлением xj.', а участки линий — со¬
противлением прямой последовательности. В схеме замещения учиты¬
ваются только трансформаторы с заземленными нейтралями.
Схема замещения рассматриваемой сети для определения тока
срабатывания защиты по условию 1 в режиме, когда отключена одна
из цепей, приведена на рис, 37, б. Значение коэффициента Сб с некото¬
рым запасом может быть определено по табл. 41.
41. Значения коэффициента Сб для трехфазных трансформаторов
Тип реле, используе¬
мого в защите
Напряжение сети,
кВ
Характеристика
стали
магнитопровода
трансформаторов
сб
Тип реле, используе¬
мого в защите
Напряжение сети,
кВ
Характеристика
стали
магнитопровода
трансформаторов
Сб
РТ-40
110
Холоднокатаная
0,84
Р НТ-560
НО
Холоднокатаная
0,67
Горячекатаная
0,6
Горячекатаная
0,48
220
Холоднокатаная
0,92
220
Холоднокатаная
0,73
Горячекатаная
0,66
Горячекатаная
0,52
2.	Отстройка от максимального значения утроенного тока нулевой
последовательности 37б неп, проходящего в месте установки защиты
в кратковременном неполиофазном режиме, возникающем при неодно¬
временном включении фаз выключателя, подающего напряжение на
защищаемую линию, и самозапуске двигателей нагрузки трансформа¬
торов, питаемых от этой линии при работе хотя бы одного из трансфор¬
маторов с глухозаземленной нейтралью. Это условие не учитывается
в тех же случаях, что и первое. Ток срабатывания защиты по условию
2 определяется по выражению
4! с. з. ^ото неп’
где /готс =1,3 — коэффициент отстройки, учитывающий погрешность
реле, влияние апериодической составляющей и необходимый запас.
Ток /б неп можно найти с помощью схемы замещения при неполно¬
фазных режимах. Методика составления схем замещения для опреде¬
ления Іб неп описана в работе [39].
3.	Отстройка оттока небаланса /он.б.у в нулевом проводе транс¬
форматоров тока в установившемся режиме при КЗ между тремя фаза¬
ми за трансформаторами питаемых подстанций. Ток срабатывания за¬
щиты по этому условию определяется по выражению
[0) h Ъ Г
ос. з ото пер 'онб.у ’
где fe0TC = 1,25; /гІІер — коэффициент, учитывающий увеличение тока
небаланса в переходном режиме. При выдержке времени срабатывания
144

рассматриваемой ступени защиты до 0,1 с fenÉp = 2, при выдержке до
0,3 с /?пер = 1,5, при выдержке выше 0,5 — 0,6 с /гпер = 1.
Первичный ток небаланса можно найти по выражению
'о нб. у = ^ііам лт>
где / — длина средней магнитной линии сердечника трансформатора
тока, к которому подключена защита, см; — число витков вторич¬
ной обмотки трансформатора тока; пт — коэффициент трансформации
трансформаторов тока; Снам — вспомогательный коэффициент, являю¬
щийся функцией индукции в сердечниках трансформаторов тока при
трехфазном КЗ за трансформатором питаемой подстанции. Снам учи¬
тывает разброс в кривых намаг¬
ничивания сталей, применяемых
для изготовления трансформато¬
ров тока, соотношения третьей
и первой гармоник в токе намаг¬
ничивания сердечников при вне¬
шнем КЗ, необходимый запас
и может быть найден по графи¬
ку, приведенному на рис. 38.
Расчетное значение индукции
в сердечнике трансформатора то¬
ка определяется по выражению
'расч^ + ^) 104
4,44nTMQ ’
где /расч — расчетный ток (максимальное значение) в месте установки
защиты при трехфазном КЗ за трансформатором питаемой подстанции,
A; f = 50 Гц —номинальная частота тока сети; Q — площадь сече¬
ния сердечника, см2; z2 и гв— полное сопротивление вторичной обмотки
н максимальное сопротивление вторичной нагрузки трансформаторов
тока, Ом.
Технические данные трансформаторов тока приводятся в катало¬
гах и в специальной литературе. Ток 70нб у ориентировочно можно
определить по выражению
иб. у = ^йб ^расч»	(?• 16)
где kK6 — коэффициент небаланса, принимаемый в зависимости от зна¬
чения тока /расч. При /расч = (2 ... 3) /ном (7НОМ — номинальный пер¬
вичный ток трансформатора тока) /?иС = 0,05; при больших значениях
7расч, но не превосходящих (0,7 ... 0,8) k10Iuoa (k10 — предельная крат¬
ность трансформатора тока), &н6 = 0,05 ... 0,1. При еще больших зна¬
чениях 7расч выражением (7.16) пользоваться нельзя.
4.	Отстройка от максимального значения периодической состав¬
ляющей утроенного тока нулевой последовательности 370з, проходя¬
щего в месте установки защиты при замыканиях на землю на шннах
подстанции, на которой эта защита установлена (для рассматриваемой
схемы на рис. 37, сточка К/). Условие 4 рассматривается для выявле¬
ния возможности выполнения защиты ненаправленной, что повышает
145

ée надежность, Для направленной защиты это условие не рассматри¬
вается, Ток срабатывания по условию 4 определяется по Выражению
^ОС, 3 ^ОТС ^Л) 3’
гДе /?отс = ’Д
Для схем, подобных изображенной на рис 37, а, определяющим
режимом при нахождении 370з зачастую является режим отключения
и заземления одной из цепей. При определении 370з должны быть рас¬
смотрены случаи одно- и двухфазного КЗ на землю.
Если от линии питается автотрансформатор, то первая ступень
защиты такой линии должна быть отстроена от максимального значе¬
ния периодической составляющей утроенного начального тока нуле¬
вой последовательности 3/0аЕ, проходящего в месте установки защиты
при замыкании на землю за автотрансформатором приёмной подстан¬
ции на его стороне, примыкающей к сети с глуховаземленной нейтра¬
лью. Ток срабатывания защиты по этому условию определяется по
выражению
А) с. з ^отс 3/0 ав>
где ^отс 1,2.
Ток срабатывания второй ступени защиты нулевой последова¬
тельности линий выбирается по условию отстройки от тока небаланса
в нулевом проводе трансформаторов при трехфазном КЗ за трансфор¬
маторами питаемых подстанций (условие 3). Выдержка времени опре¬
деляется по условию отстройки от разновременности включения фаз
выключателя и составляет 0,1—0,2 с. Если от защищаемой линии пи¬
тается автотрансформатор, то вторая ступень защиты должна быть со¬
гласована по току срабатывания и выдержке времени с первой сту¬
пенью защиты от замыканий на землю, установленной на стороне смеж¬
ного напряжения автотрансформатора, примыкающей к сети с глухо¬
заземленной нейтралью.
Согласование по току срабатывания производят по выражению
/(2) h h /(•)
Ос. ото ток Ос. з. пред’
где Лотс = 1,1; І^с g пред —ток срабатывания первой ступени защиты
от замыканий на землю, с которой производится согласование; feTOK —
максимальный коэффициент токораспределения в схеме замещения ну¬
левой последовательности (равен отношению токов в месте установки
рассматриваемой защиты и защиты, с которой производится согласова¬
ние, при КЗ в зоне ее действия).
При оценке чувствительности защиты необходимо исходить из
следующих наименьших значений коэффициентов чувствительности
при замыкании на землю в конце защищаемой линии: для реле тока
без учета резервирования — около 1,5; при наличии надежно дей¬
ствующей резервной ступени — около 1,3; для реле направления мощ¬
ности — около 2 по мощности и 1,5 по току и напряжению. Чувстви¬
тельность защиты тупиковых линий проверяют при однофазном замы¬
кании на землю. Коэффициент чувствительности реле тока защиты
нулевой последовательности определяют по выражению
,	3^0 мин
ч, W /	?
7 0 с, з
146

где 3/Омин,—минимальное значение периодической составляющей
утроенного начального тока нулевой последовательности, проходя¬
щего в месте установки защиты при однофазном замыкании на землю
в реально возможном режиме, при котором значение тока —минималь¬
ное; ІОсз— первичный ток срабатывания соответствующей ступени
защиты. Коэффициент чувствительности реле направления мощности
индукционного типа определяют по выражению
(3/о^о)мин
Ч-М~/гт«|.-$с.р ’
где (3/0t/0)мин—минимальное значение мощности нулевой последова¬
тельности в месте установки защиты при однофазном замыкании на
землю в реально возможном режиме, при котором значение мощно¬
сти — минимальное; лт, пн—коэффициенты трансформации соответст¬
венно трансформаторов тока и трансформаторов напряжения; Scp —
мощность срабатывания реле направления мощности.
42. Значения iff'
Характеристика трансформатора
.(1.3) ..(1)
Іо /10
Расчетные
параметры
Двухобмоточный трансформатор со схемой
соединения обмоток у1/Л, нейтраль глухо
заземлена
Трехобмоточный трансформатор со ’схемой
соединения обмоток -y/Y/Д» нейтраль
глухо заземлена, КЗ на стороне низшего
напряжения
Автотрансформатор со схемой соединения
обмоток Ѵ/Д, КЗ на стороне низшего на¬
пряжения
26' + k" (2 + k’)
36' + 6" (2+ k’)
*0э
k' = — ;
X,
1э
й" = — ;
я,
1э
И X,
0э 1э
эквивалентные
сопротивления
нулевой и
прямой после¬
довательностей
системы и
защищаемой
линии до места
замыкания на
землю одной
фазы; л:т —
сопротивление
прямой после¬
довательности
лучей схемы
замещения
трансформа¬
тора (авто¬
трансформа¬
тора) между
местом трех¬
фазного КЗ
и выводами
высшего
напряжения
Двухобмоточный трансформатор со схемой
соединения обмоток у/А, нейтраль изоли¬
рована
Трехобмоточный трансформатор со схемой
соединения обмоток у/у/Д, нейтраль изо¬
лирована, КЗ на стороне низшего или сред¬
него напряжения
k" (2 + k’)
k’ + k" Ç. +k’)
Трехобмоточный
трансформатор со
схемой соединения
обмоток -у/у/Д,
нейтраль глухо
заземлен а f КЗ на
стороне среднего
напряжения
ик, %
ВН—СН=10,5;
ВН — НН = 17;
СН — НН = 6
1,23k’+ k" (2 + k’)
2,236' + k” (2 + k’)
ВН — СН = 17;
ВН—НН—10,5;
СН — НН = 6
3,246' + k” (2 + k’)
4,246' + 6" (2 + 6')
Автотрансформа¬
тор со схемой со¬
единения обмоток
'Ÿ/Ьі КЗ на сто¬
роне среднего
напряжения
Ук- %
ВН — СН = 11;
ВН — НН= 31;
СН —НН= 19
0,716'+ 6" (2+ 6')
1,716'+ 6" (2+ 6')
Примечание. При > 3 уменьшение тока 37^ может быть учтено
повышением минимального коэффициента чувствительности реле тока до 1,8, а реле
направления мощности s до 3 по мощности идо 1,8 по току н напряжению.
147

k	=
ч. м. т
ь.	—
ч. .м • н
Коэффициент чувствительности реле направления мощности, вы¬
полненного на схеме сравнения, должен определяться отдельно по току
и по напряжению по выражениям
3^0 мин
Л) с. р. м пт
3^0 мин
U0 с. р. м «н ’
где 3U0 мин — минимальное значение периодической составляющей утро¬
енного начального напряжения нулевой последовательности в месте
установки защиты при однофазном замыкании на землю в реально воз¬
можном режиме, при котором значение напряжения — минимальное;
/Ос р м> Uq с. р м—ток п напряжение срабатывания реле направления
мощности.
Подстанции промышленных предприятий выполняют, как прави¬
ло, по упрощенным схемам с короткозамыкателямн в цепи трансфор¬
маторов. При определении чувствительности защиты нулевой после¬
довательности линий, к которой присоединены такие подстанции, сле¬
дует учитывать уменьшение тока 370мин и мощности (37О3(7С)МИН из-за
возможного одновременного трехфазного КЗ за трансформатором
и однофазного КЗ на землю на высокой стороне трансформатора при
включении короткозамыкателя.
Отношение токов нулевой последовательности в защите линии
при замыкании на землю одной фазы на выводах высшего напряжения
трансформатора с КЗ между тремя фазами на стороне низшего напря¬
жения (режим 1,3) и при замыкании на землю одной фазы (режим 1)
может быть определено по табл. 42.
Токовая защита от междуфазных КЗ
Токовые ступенчатые защиты от междуфазных КЗ широко ис¬
пользуют на тупиковых линиях 110—220 кВ. В качестве первой сту¬
пени, выполняемой, как правило, без выдержки времени, применяют
токовую отсечку. Первичный ток срабатывания токовой отсечки, уста¬
новленной на линии (рис. 37, с) и выполняемой без выдержки
времени, определяется следующими условиями:
1.	Отстройка от тока, проходящего в месте установки защиты,
при трехфазных КЗ за трансформаторами, питаемыми рассматривае¬
мой линией. Отстройка по этому условию производится по выражению
(7.11), где /^макс—наибольший ток в защите при трехфазном КЗ за
трансформаторами в максимальном режиме системы и при минималь¬
ном сопротивлении трансформаторов с учетом РПН; kR= 1,3...1,4.
При наличии ответвительных подстанций с выключателями на стороне
ВН токовая отсечка, защищающая линию, для обеспечения селектив¬
ности должна быть отстроена от максимального тока КЗ на стороне
ВН ближайшей подстанции с выключателями.
2.	Отстройка от тока двигателей нагрузки при трехфазном КЗ
на шинах подстанции, на которой установлена данная защита (точка
на рис. 37, с). Расчетным при этом является выражение (7.5), где
7ïnvCK—максимальный ток, посылаемый двигателями нагрузки, пи¬
таемой от рассматриваемой линии, при трехфазном КЗ на шинах под¬
станций, к которым присоединена линия; ka — 1,3,„1,4,
143

3.	Отстройка от тока самозапуска двигателей нагрузки, питаемой
от рассматриваемой линии. Расчетным по этому условию является вы¬
ражение (7.2),
4.	Отстройка от бросков тока намагничивания трансформаторов,
присоединенных к линии, при ее включении. Расчет производят для
трех видов включения: одно- и двухфазного (одновременного включе¬
ния двух фаз, затем с некоторым запаздыванием включения третьей
фазы), а также трехфазного (одновременного включения всех трех фаз).
Расчетное выражение имеет вид
у	ЗД.ОИ

У'З (х10+ хт экв)
где хт экв— эквивалентное сопротивление трансформаторов и линии до
места установки защиты для расчетного вида включения. Определение
хТ ЭКБ выполняется аналогично выражению (7.15). При расчете по одно¬
фазному включению учитывают только трансформаторы с заземленной
нейтралью, которые вводятся в схему замещения сопротивления¬
ми вычисляемыми по расчетным выражениям на с. 143. При расчете
по двухфазному включению в схему замещения вводят сопротивления¬
ми все трансформаторы, питаемые от рассматриваемой линии, неза¬
висимо от режима заземления нейтрали. При расчете по трехфазному
включению учитывают также все трансформаторы. При этом трансфор¬
маторы вводят в схему замещения сопротивлениями, значения которых
равны 1,35х^ для трансформаторов и 1,3х^ для автотрансформаторов.
Значение коэффициента Сб определяется по табл. 43.
43. Значение коэффициента Се
Тип реле,
исполь¬
зуемого
в защите
Расчетное включение
Значение коэффициента С&
Сталь магнитопро¬
вода трансформато¬
ров — холодноката¬
ная
Сталь магнитопро¬
водов трансформато¬
ров — горячеката¬
ная
^НОМ —
= ИО кВ
^ном ~~
= 220 кВ
^ном —
= 110 кВ
^НОМ —
= 220 кВ
РТ-40
Одно- и трехфазное
0,84
0,92
0,6
0,66
Двухфазное
0,67
0,73
0,48
0,52
РНТ-560
Одно- и трехфазное
0,26
0,28
0,2
0,215
Следует отметить, что при выборе тока срабатывания отсечки,
защищающей линию, изображенную на рис. 37, а, необходимо учи¬
тывать режим отключения одной из цепей и подключения всех транс¬
форматоров к оставшейся в работе цепи.
Чувствительность токовой отсечки проверяют в минимальном ре¬
жиме питающей системы при двухфазном КЗ на шинах подстанций,
присоединенных к защищаемой линии. Минимальный коэффициент
чувствительности токовой отсечки, когда она выполняет функции
149

основной защиты, должен быть порядка 1,5. Если токовая отсечка
без выдержки времени выполняет функции дополнительной защиты ли¬
нии, то коэффициент чувствительности должен быть около 1,2 при КЗ
в месте установки защиты в наиболее благоприятном по условию чув¬
ствительности режиме. В тех случаях, когда простые токовые отсечки
не удовлетворяют требованиям чувствительности, может оказаться
целесообразным применение комбинированной отсечки по току и на¬
пряжению.
Ток срабатывания комбинированной отсечки выбирается из усло¬
вия обеспечения достаточной чувствительности при двухфазном метал¬
лическом КЗ в конце защищаемой зоны в минимальном режиме питаю¬
щей системы [44]:
где k4 т—коэффициент чувствительности отсечки по току (fe4 т= 1,5).
Кроме условия (7.17) Іс 0_ к должен удовлетворять условию надеж¬
ной отстройки от токов самозапуска в режиме АПВ в случае неисправ¬
ностей в цепях напряжения (расчетное выражение (7.2)). Первичное
напряжение срабатывании реле напряжения выбирают по условию
отстройки от КЗ на шинах низшего (среднего) напряжения той подстан¬
ции, у которой при повреждении за трансформатором, сопровождаю¬
щимся током, равным Іс о к, остаточное напряжение в месте установки
защиты будет наименьшим:
. ,	А:. о. к (2Л 4" гт)
ис. о. к. <	Г	’
кн
где гл — сопротивление участка линии от шни питающей подстанции,
на которой установлена рассматриваемая защита, до шин ВН подстан¬
ции, повреждение за трансформатором которой является расчетным;
гт — наименьшее (с учетом РПН) сопротивление трансформатора, по¬
вреждение за которым является расчетным; kH— 1,2— коэффициент
надежности.
Напряжение срабатывания комбинированной отсечки должно на¬
ходиться в пределах (0,15...0,65) 0/иом, что определяется минимальной
уставкой стандартных реле напряжения (нижний предел) и условием
обеспечения отстройки от возможного снижения напряжения в сети
(верхний предел).
Чувствительность комбинированной отсечки по напряжению про¬
веряется по остаточному напряжению (70СТ в месте установки защиты
при междуфазных напряжениях в конце защищаемой линии в макси¬
мальном режиме работы системы:
Коэффициент чувствительности комбинированной отсечки по на¬
пряжению должен быть не менее 1,5,
Максимальная токовая защита с выдержкой времени использует¬
ся, как правило, в качестве второй ступени защиты тупиковых линий
напряжением ПО—220 кВ. Расчетные выражения, приведенные
в гл. 7—1 для расчета максимальной токовой защиты линий напряже¬
нием §—10 кВ, справедливы и для линий напряжением 110—220 кВ.
150

Для повышения чувствительности защиту можно выполнить е пуском
по напряжению. Методика расчета максимальной токовой защиты
с пуском по напряжению приведена в гл, 7,4.
Дистанционная защита
Расчет защиты сводится к определению сопротивлений срабаты¬
вания и выдержек времени отдельных ступеней, а также ее чувстви¬
тельности [9]. Для защиты тупиковых линий напряжением! 10—220 кВ
дистанционную защиту выполняют двухступенчатой при использова¬
нии панели ЭПЗ-1636 или одноступенчатой — при использовании па¬
нели упрощенных защит.
Сопротивление срабатывания первой ступени защиты выбирают
по условию отстройки от КЗ за трансформаторами, которые питаются
от рассматриваемой линии. Для защиты линии, изображенной на
рис, 37, а, расчетные выражения имеют вид
I гт1 t
,3<0’85((глі
zi < 0,85
с. з
'	. гл2 . гтЗ
глі “Ь £ ь /,
кт2 'ч. ТЗ.
(7.18)
(7.19)
где гл1 и гл2 — сопротивления участков линии; гт1 и z.|S — минималь¬
ные значения сопротивлений трансформаторов Т\ и ТЗ с учетом РПН
(если на подстанциях установлены разные трансформаторы, то в выра¬
жениях (7.18) и (7.19) учитываются трансформаторы, имеющие меньшие
сопротивления); йт т1, 7’.1<т3,	— коэффициенты токораспределения,
равные отношениям тока в месте установки защиты и соответственно
токов в трансформаторах Т\, ТЗ и на участке линии «Z72 при КЗ за
трансформаторами. Если на стороне ВН ответвительных подстанции
имеются выключатели, то первая ступень защиты для обеспечения се¬
лективности отстраивается от сопротивления участка линии до ближай¬
шей подстанции с выключателями.
Очевидно, что расчетными при определении z' 3 следует принимать
режимы, соответствующие максимальным значениям коэффициентов
токораспределения. При отсутствии питания со стороны низшего (сред¬
него) напряжения трансформаторов /гт т1 = т3 =	= 1. В ка¬
честве сопротивления срабатывания первой ступени дистанционной
защиты принимается меньшее из значений, полученных по формулам
(7.18) и (7.19).
Выбранное сопротивление срабатывания проверяют по условию
отстройки от броска тока намагничивания трансформаторов при вклю¬
чении линии под напряжение по выражению
гі < Сб(х. 4-хі х
сз ° 1С т. экв' л1с
(обозначения — см. выражение (7.14)). Значение коэффициента С6
принимается по работе [10] и данным завода-изготовителя.
Первичное сопротивление срабатывания второй ступени защиты
(пусковой орган) выбирают по условию отстройки от минимального
сопротивления в условиях самозапуска электродвигателей нагрузки
после отключения внешнего КЗ:
£ 3 < —=	^25^	,	(7.20)
г 8 ^в^н^сз^раб. макс cos (*Рм. ч Ч’раб)
151

где U сз — минимальное значение первичного напряжений в месте
установки защиты в условиях самозапуска электродвигателей, определяе¬
мое расчетом (ориентировочно можно принять равным 80—90 % мини¬
мального рабочего напряжения сети); kB = 1,05 ... 1,1—коэффициент
возврата реле; kH= 1,2— коэффициент надежности; йсз — коэффициент
самовапуска двигателей в режиме после отключения внешнего КЗ, опре¬
деляемый расчетом (ориентировочно £сз= 1,5. . .2); /раб мжс — макси¬
мальное значение рабочего тока защищаемой линии; <рм_ ч — угол макси¬
мальной чувствительности реле сопротивления ", <рраб— угол полного со¬
противления нагрузки в рассматриваемом режиме после отключения внеш¬
него КЗ.
При выборе параметров срабатывания пусковых органов дистан¬
ционной защиты линий с ответвлениями, кроме того, следует учиты¬
вать также условие отстройки от режима самозапуска нагрузки под¬
станций, питающихся от рассматриваемой линии, при включении ли¬
нии. Сопротивление срабатывания по указанному условию определяют
по выражению 7.20. При этом коэффициент не учитывают, a /;сз и фраб
определяют в режиме самозапуска заторможенной нагрузки при вклю¬
чении линии.
Сопротивления срабатывания реле первой и второй ступеней за¬
щиты определяют по выражениям
ЛІ) п k
ці) 	 4сз “тксх .
р — п ’
“н
/2) п k
(2) 	 С» т ех
с'р~ пк ’
где пт и пн —коэффициенты трансформации соответственно трансфор¬
маторов тока и напряжения; £сх— коэффициент схемы включения
реле.
По найденным значениям сопротивлений срабатывания выбирают
каталожные уставки реле. Коэффициент чувствительности защиты
определяют по выражению k4 = /2защ, где гзащ — максимальное
значение сопротивления, подведенное к защите при КЗ в расчетной точке.
Для проверки чувствительности защиты расчетной является точка,
характеризующаяся наибольшим значением гзащ, для рассматриваемой
на рис. 37, а линии — точка К2;
2
защ
, гл2
— гл1 "Ь
т2мии
где ^Т2МИИ—коэффициент токораспределення, соответствующий ре¬
жиму» при котором он принимает минимальное значение. Для повы¬
шения коэффициента чувствительности защиты можно использовать
эллиптическую характеристику пускового органа. Использование эл¬
липтической характеристики реле пускового органа позволяет зачастую
обеспечить надежное резервирование защит трансформаторов прием¬
ных подстанций. Наименьший допустимый коэффициент чувствитель¬
ности защиты приблизительно равен 1,5.
Выбранные уставки реле должны быть проверены на чувствитель¬
ность по току точной работы 7т р (пр и водятся в каталожных данных за¬
щиты в зависимости от уставки реле защиты). Чувствительность реле по
152

току точной работы оценивают коэффициентом чувствительности ьч т
при КЗ в расчетной точке:
,		 ^К. 3. МИИ
Йч- * “ п_7_ „ ’
T T. р
где Ік змин— минимальное значение тока КЗ в расчетной точке. Ко¬
эффициент чувствительности по току точной работы должен быть не
менее 1,3.
Если в сети возможны качания или асинхронный ход, защита
должна быть оборудована устройством, блокирующим ее действие при
качаниях. Расчет устройства блокировки при качаниях производится
в соответствии с методикой, изложенной в работе [9] , с учетом харак¬
теристик устройства блокировки, приведенных в инструкции по его
монтажу и эксплуатации.
4.	ЗАЩИТА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
С ОБМОТКОЙ ВЫСШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ 3—220 кВ
Для трансформаторов (автотрансформаторов) с обмоткой высшего
напряжения 3 кВ и выше должны быть предусмотрены устройства за¬
щиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов ра¬
боты (ПУЭ): многофазных замыканий в обмотках и на выводах; одно¬
фазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети
с глухозаземленной нейтралью; витковых замыканий в обмотках; то¬
ков в обмотках, обусловленных внешними КЗ; токов в обмотках, обус¬
ловленных перегрузкой; понижения уровня масла; однофазных замы¬
каний на землю в сетях напряжением 3—10 кВ g изолированной нейт¬
ралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение одно¬
фазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.
Для трансформаторов напряжением свыше 3 кВ применяют сле¬
дующие основные виды защит: 1) плавкими предохранителями и от¬
крытыми плавкими вставками; 2) релейная следующих типов — токо¬
вая отсечка без выдержки времени; продольная дифференциальная;
Газовая; максимальная токовая с пуском или без пуска по напряжению;
максимальная токовая от токов, обусловленных перегрузкой; специ¬
альная токовая нулевой последовательности от однофазных КЗ на
землю сети НН, работающей с глухозаземленной нейтралью.
Для автотрансформаторов напряжением 220 кВ и выше рекомен¬
дуется, кроме вышеперечисленных, применять защиту от однофазных
замыканий на землю на стороне 6—35 кВ.
Защита плавкими предохранителями. Плавкие предохранители
в сетях промышленных предприятий применяют для защиты трансфор¬
маторов напряжением 6—10 кВ мощностью до 1000 кВ • А (комплект¬
ные трансформаторные подстанции, трансформаторы собственных
нужд подстанций и т. д.). Расчетные выражения по выбору плавких
предохранителей 6—10 кВ для защиты трансформаторов приведены
в табл. 44, а рекомендуемые значения номинальных токов плавких
вставок предохранителей — в табл. 45,
Токовая отсечка. Токовой отсечкой должны быть оборудованы
понижающие трансформаторы с высшим напряжением 3 кВ и выше,
мощностью до 6,3 МВ • А при условии обеспечения ею достаточной
чувствительности защиты (/?ч >■ 2). Основными недостатками токовой
отсечки являются неполная защита трансформатора (часть обмотки не
входит в зону действия защиты) и неспособность резервирования КЗ
153

44. Плавкие предохранители типа ПК-6 (10) для защиты
трансформаторов
Исходные данные
для выбора
Опр еделяемый параметр
предохранителя
Расчетное
выражение
Номинальное напряжение
се™ ^ном. о
Номинальное напряжение
предохранителя и плавкой
вставки Пном.пр
^ПОМ. пр =
^иом. о
Максимальное значение
КЗ в месте установки
защиты /к. макс
Номинальный ток отключе¬
ния предохранителя /ном 0
^НОМ.о
^к. макс
Номинальный ток транс¬
форматора /Н0Мі1Гр
Номинальный ток плавкой
вставки /Н0Мі вс
Люм. вс
2^ном. тр
Номинальный ток предохра¬
нителя /Н0М.Іір
НОМ. пр
^ном. ВС
45. Рекомендуемые значения номинальных токов плавких вставок
предохранителей для трехфазных силовых трансформаторов 6 (10)/0,4 кВ
Мощность транс¬
форматора,. кВ-А
Номинальный ток,- А
Мощность транс¬
форматора,- кВ. А
Номинальный ток, А
трансформа¬
тора на
стороне
плавкой
вставки
трансформа¬
тора на
стороне
плавкой
вставки
6 кВ
10 кВ
6 кВ
10 кВ
6 кВ
10 кВ
6 кВ
10 кВ
25
2,4
1,44
8
5
160
15,4
9,25
32
20
40
3,83
2,30
10
8
250
24
14,4
50
40
63
6,05
3,64
16
10
400
38,3
23,1
80
50
100
9,6
5,80
20
16
630
60,5
36,4
160
80
на отходящих линиях НН. Достоинства отсечки — простота исполне¬
ния и быстродействие.
Ток срабатывания отсечки по условию селективности выбирают по
выражению (7.11), а ток срабатывания реле отсечки — по выражению
(7.9). При этом макс — максимальное значение тока трехфазного КЗ
за трансформатором, приведенное к стороне ВН, т. е. к месту уста¬
новки защиты. Ток макс определяют при минимальном сопротивле¬
нии питающей сети и при минимальном значении сопротивления транс¬
форматора с учетом РПН. Коэффициент надежности принимают рав¬
ным 1,3—1,4 для реле РТ-40 и 1,6 — для реле РТ-80 и РТМ.
154

Чувствительность токовой отсечки проверяют при двухфазном
КЗ на выводах ВН защищаемого трансформатора. Минимальный коэф¬
фициент чувствительности можно определить по выражению (7.10).
Продольная дифференциальная защита должна устанавливаться
на трансформаторах мощностью 6,3 МВ А и более, а также на транс¬
форматорах 4 МВ ♦ А при их параллельной работе. Дифференциаль¬
ную защиту можно предусмотреть на трансформаторах меньшей мощ¬
ности, но не менее 1 МВ • А, в тех случаях, когда токовая отсечка не
Рис. 39. Схемы соединения обмоток реле ДЗТ-11 (ц), трансформато¬
ров тока и реле для защиты двухобмоточных (б), двухобмотйчных
расщепленных (в), трехобмоточных (а) трансформаторов:
teypl» Wypn-первая и вторая уравнительные обмотан реле; c»pag — рабочая
обмотка; шТОрм — тормозная обмотка: KAS1; KAS2; KAS3 — реле тока с тормо¬
жением типа ДЗТ-11
KAS1 KAS2
удовлетворяет требованиям чувствительности, а максимальная ващнта
имеет время срабатывания более 0,5 с или при установке трансформа¬
тора в районе, подверженном землетрясениям. В основном Дифферен¬
циальные защиты трансформаторов в СССР выполняют на рвче серии
РНТ и ДЗТ. Расчет защиты состоит в определении токов срабатыва¬
ния защиты и реле, числа витков обмоток реле и коэффициента чувст¬
вительности.
Первичный ток срабатывания защиты с реле РНТ-565 выбирают
по условиям отстройки от броска тока намагничивания при включении
ненагруженного трансформатора под напряжение и максимального
тока небаланса при переходных режимах внешних КЗ.
Как правило, для современных понижающих трансформаторов
с РПН при выборе тока срабатывания дифференциальной защиты с реле
155

46.	Расчет продольной дифференциальной защиты трансформаторов
напряжением ПО (220) кВ с реле ДЗТ-11
№
п/п
Величина
Обозначение и расчетная формула
Двухобмоточный
трансформатор
Трех обмоточный
трансформатор
Исходные данные для расчета
1
Номинальная мощность за¬
щищаемого трансформато¬
ра, кВ • А
«н
Зи
2
Номинальное напряжение об¬
моток защищаемого транс¬
форматора, кВ:
ВН
^в. н
ив. н
сн
Я—F
^с. н
НН
(7Н. н
^н. и
3
Отно сите льна я	погреш¬
ность# обусловленная ре¬
гулированием напряжения:
на стороне ВН*
ДС7
Л^в. и
на стороне СН*
—
АЦз. н
4
Схема соединения транс¬
форматоров тока:
иа стороне ВН
А
А
иа стороне СН
—•■
А
на стороне НН
Y
Y
5
Коэффициент тран сфор ма-
ции трансформаторов тока:
на стороне ВН
пв, н
пв. и
иа стороне СН
■—
пс. н
иа стороне НН
пн. н
«H. н
6
Минимальное значение тока
трехфазного КЗ на выво¬
дах НН, приведенное к на¬
пряжению ВН, А:
на среднем ответвле¬
мин
Лс мин
нии РПН
на крайнем ответвле¬
^К. мин
Лс. мин
нии РПН
Определение уставок и чувствительности защиты
7
8
9
10
11
Номинальный ток защища¬
емого трансформатора на
стороне ВН, А
Первичный ток срабатыва¬
ния защиты по условию от¬
стройки от бросков тока
намагничивания при вклю¬
чении трансформатора под
напряжение# А
Ток срабатывания реле,
приведенный к стороне
ВН, А
Расчетное число витков об¬
мотки реле, включаемых
в плечо защиты со стороны
ВН
Принятое число витков об¬
мотки реле, включаемых
со стороны ВН
н- Т₽ ~ /з ив. н
^с. з ~ Тр
t	^с. 3
'с. P Й
пв. H
— 100
шв. h. расч 7	'
7c. p
а'в. E wb. и. расч
$H
"■TP /З^в.н
^с. з “	H. Tp
,	/3 'c. 3
c-p
_ 100
’в. h. расч Ic p
шв. h wb. h. расч
156

№
л/п
12
13
14
15
16
17
.18
19
Продолжение табл. 46
Обозначение и расчетная формула
Величина
Двухобмоточный	Трехобмоточный
трансформатор	трансформатор
Расчетное число витков об¬
мотки реле, включаемых
со стороны СН
Принятое число витков об¬
мотки реле, включаемых со
стороны СН
Расчетное число витков об¬
мотки реле, включаемых
со стороны НН
&пв и. расч ~ шв. н х
^н. ипн. и
X 	j-j

Ив. нпв. н
wc. н. расч — wb. н *
^с. нпс. и
X ту

*^в. нпв. н
wc. н“ ближайшее це¬
лое число
wh. н. расч “ wb. н К
^н. и" и.н
X —77

U B. H^B. H
Принятое число витков об¬
мотки реле, включаемых со
стороны НН
Расчетное число витков тор¬
мозной обмотки по условию
отстройки от тока небаланса
при КЗ на стороне СН**
н ближайшее це¬
лое число
і^н. н — ближайшее це¬
лое число
WT. расч — (е 4"
+ ДІ7В. н + At7C. н +
wc. н wc. н. расч\
wc. и. расч /
1,5^с, н. расч
Х tgos
Расчетное число витков тор¬
мозной обмотки по условию
отстройки от тока небаланса
при КЗ на стороне НН**
расч = (е 4-
4- АЦз, н “Ь
wh . н WH. н. расч
wh. н. расч
1.5се>н< н< расч
К	f гг ГУ.
Принятое число тормозной
обмотки* * *
а>т > wT< расч
расч — (е 4-
+ А^в. н4-
шн. н~~^н. н. расч
шн. н. расч
1»5шНф н# расч
Х tg а
> wTf расч
расч
Минимальное значение тока
в реле при двухфазном КЗ
на выводах НН, А:
на среднем ответвле¬
нии РПН
на крайнем ответвле¬
нии РПН
— {,^к« мин
р пв, н
	 Ь5/К. мин
Р" «в. н ’
157

Продолжение табл. 46
№
п/п
Велич ина
Обозначение и расчетная формула
Двухобмоточный
трансформатор
Трех обмоточный
трансформатор
20
Минимальное значение"’коэф-
фициента чувствительное!а
защиты:
на среднем ответвле¬
нии РПН
на крайнем ответвле¬
нии РПН
.	^ршв.	в
‘>ч	" 100 '
.,	^р^в. и
' 100
ZPE,B. и
~	100
,, ^р^в.н
4 ~ 100
* Принята равной половине суммарного диапазона регулирования на*
пряжения.
** £ = 0,1 — полная погрешность трансформаторов тока; tg а — тангенс угла
наклона к горизонтальной оси касательной, проведенной из начала координат
к тормозной характеристике реле, соответствующей минимальному торможению.
Для реле ДЗТ-11 tg а = 0,87.
*** Для реле ДЗТ-И выбирают из ряда чисел: 1; 3; 5; 7; 9; 11; 13; 18; 24.
Примечания: 1. Расчетные выражения приведены для схем защитило
рис. 39 (для двухтрансформаторных подстанций при раздельной работе трансфор¬
маторов на сторонах СН и НН).
2. Расчетные выражения для определения І;ч (/:,',) трехобмоточных трансфор¬
маторов (пп. 19; 20) справедливы при соотношении напряжений КЗ между обмот¬
ками ик. в_ н—н н > в_ Н_С- н.
серии РНТ определяющим условием является отстройка от максималь¬
ного тока небаланса при переходных режимах внешних КЗ. Напри¬
мер, для трехобмоточных трансформаторов напряжением ПО кВ ток
срабатывания защиты по условию отстройки от максимального тока
небаланса примерно в три раза выше, чем по условию отстройки от
броска тока намагничивания. Дифференциальная защита, ток сраба¬
тывания которой выбран по условию отстройки от тока небаланса,
зачастую оказывается грубой и малоэффективной. Поэтому для защиты
трансформаторов напряжением НО кВ и выше целесообразнее приме¬
нять реле серии ДЗТ, которое благодаря наличию тормозной обмотки
обеспечивает несрабатывание защиты от токов небаланса при внешних
КЗ [43]. Первичный ток срабатывания защиты с реле ДЗТ определяют
только по условию отстройки от броска тока намагничивания при вклю¬
чении ненагруженного трансформатора под напряжение.
На рис. 39 показаны примеры выполнения принципиальных схем
включения реле ДЗТ-11 для защиты трансформаторов. Порядок рас¬
чета продольной дифференциальной защиты с реле ДЗТ-11 двух-
и трехобмоточных трансформаторов (с односторонним питанием) со
схемами соединений обмоток соответственно Y/Д (Y/A — Д) и Y/Y/A
приведен в табл. 46, а расчетные значения параметров защиты для
трансформаторов НО и 220 кВ, выпускаемых в настоящее время
в СССР,— в табл. 47.
Наименьший коэффициент чувствительности продольной дифферен¬
циальной защиты трансформаторов должен быть около 2. При этом
допускается снижение коэффициента чувствительности до значения
около 1,5 при КЗ на выводах низшего напряжения трансформаторов
менее 80 МВ • А (определяется с учетом регулирования напряжения),
а также в режиме включения трансформатора под напряжение и для
кратковременных режимов его работы. Коэффициент чувствительности
158

47.	Результаты расчета дифференциальной защиты (реле ДЗТ-11)
двухобмоточных трансформаторов НО и 220 кВ
Тип трансформатора
Номи¬
наль¬
ное
напря¬
жение
обмо¬
ток,-
кВ
Коэф¬
фи¬
циент
транс¬
форма¬
ции
транс¬
форма¬
торов
тока
Ток
срабатывания,
А,
защиты/реле
Число витков (рис. 39)
включенных
в плечи
защиты
(“’раб* и’урІ *
“’уріі)
тормозной
обмотки
(ЗУТ)
ТМН-6300/П0
115
100/5
48,2/4,17
24
—
И
600/5
24
13
800/5
—
32
18
6,6
600/5
—
14
7
800/5
—
19
9
1000/5
**
24
13
ТДН-10000/110
115
100/5
п/ъ.ы
15
—
150/5
7Ъ,ЦІ,ЗЪ
23
—
11
600/5
—
15
7; (9)*
800/5
20
11
1000/5
—
25
13
6,6
1000/5
—
15
7; (9)*
1500/5
22; (23)*
11
2000/5
30
18
ТДН-16000/110
115
150/5
124/7,14
14
—
200/5
122/5,26
19
—
11
1000/5
15; (16)**
9
1500/5
23; (24)**
11; (13)**
2000/5
—
31
18
159

Продолжение табл. 47
Тип трансформатора
Номи¬
наль¬
ное
напря¬
жение
обм 0-
ток,
кВ
Коэф¬
фи¬
циент
транс¬
форма¬
ции
транс¬
форма¬
торов
тока
Ток
срабатывания,
А,
защиты/ре ле
Число витков (рис. 39)
включеиных
в плечи
защиты
(wpa6*' ш,урІ’
^урП)
тормозной
обмотки
(œT)
ТДН-16000/110
6,6
1500/5
—
14
7
2000/5
—
19
11; (9)**
ТРДН-26000/110
115
200/5
193/8,33
12
300/5
193/5,56
18
—
10,5
800/5
—
8
Б
1000/5
—
9
6
1500/5
—
14
7
2000/5
•—
19
•
9
3000/5
—
28
18 ]
6,3
1500/5
—
9
5
2000/5
11
7
3000/5
—
17
9
ТРДН-32000/110
160
115
300/5
247,5/7,14
14
--
10,5
1000/5
—
7
5
1500/5
—
11
7
2000/5
—
15
9
3000/5
22
И	1
6,3
150 0/5
—
7
5
2000/5
—
9
5
3000/5
13
7

Продолжение табл. 47
Тип трансформатора
Номи¬
наль¬
ное
наир я
жение
обмо¬
ток,-
кВ
Коэф¬
фи¬
циент
транс
форма
ции
транс
форма
торов
тока
Ток
срабатывания
защиты/реле
Число витков (рис. 39)
включенных
в плечи
защиты
(а»раб> И'урі.
œypll)
тормозной
обмотки
(г»т)
ТРДН-40000/110
115
300/5
316/9,09
11
—
400/6
308/6,67
15
—
600/5
302/4,35
23
—
10,5
1500/5
9
5
2000/5
12
7
3000/5
18; (17)***
9
6,3
2000/5
—
7
5
3000/5
—
11; (10)***
7
ТРДЦН-63000/110
115
600/5
495/7,14
14
10,5
2000/5
—
7
6
3000/5
и
7
4000/5
16
9
5000/5
18
9
6,3
3000/5
7
5
4000/5
9
5
5000/5
И
7
ТРДЦН-80 000/110
115
600/5
630/9,09
11
750/5
620/7,14
14
—
10,5
1000/5
9
5
1000/5
12
7
>000/5
t==a
14; (15) *4
9
g 4-412
161

Продолжение табл. 47
Тип трансформатора
Номи¬
наль¬
ное
напря¬
жение
обмо¬
ток*
кВ
Коэф¬
фи¬
циент
транс¬
форма¬
ции
транс¬
форма¬
торов
тока
Ток
срабатывания,
А,
защиты/реле
Число витков (рнс. 39)
включенных
в плечи
защиты
^раб* шурІ*
аУурП)
тормозной
обмотки
(йУт)
ТРДЦН-80000/110
6,3
3000/5
—
5
3
4000/5
__
7
5
5000/5
9
5
ТРДЦН-125000/110
115
1000/5
964/8,34
12
—
10,5
3000/5
—
6
5
4000/5
—
8
5
5000/5
—
9
7
ТРДН-32000/220
230
200/5
121,8/5,26
19
—
11
1000/5
—
8
5
1500/5
—
12
5
2000/5
__
16
7
3000/5
—
24
Н
6.6
1500/5
—
7
3
2000/5
S--,
9
5
3000/5
14
7
ТРДЦН-63 000/220
230
300/5
248/7,14
14
—
400/5
243/5,26
19
—
11
2000/5
8
5
3000/5
12
7; (5)*»
4000/5
15; (16)*Е
7
5000/5
19; <20)*е
9
162

Продолжение табл. 47
Тип трансформатора
Номи¬
наль¬
ное
напря¬
жение
обмо¬
ток,
кВ
Коэф¬
фи¬
циент
транс¬
форма¬
ции
транс¬
форма¬
торов
тока
Ток
срабатывания,
А,
защиты /реле
Число витков (рис. 39)
включенных
в плечи
защиты
^шраб’ ^урі»
О’урП)
тормозной
обмотки
(шт)
ТРДЦН-63000/220
6,6
3000/5
—
7
3
4000/5
—
9
5
5000/5
—
12
7; (5)*в
ТРДЦН-100000/220
230
400/5
386/8,33
12
—
600/5
386/5,56
18
—
11
3000/5
—
7
5
4000/5
10
Б
5000/5
—
12
7
ТРДЦН-160000/220
230
600/5
630/9,09
И
—
750/5
620/7,14
14
—
11
3000/5
—
5
3
4000/5
—
6
3
5000/5
8
Б
Примечание. В скобках указаны числа витков при коэффициенте транс»
формации трансформаторов тока на стороне высшего напряжения: * —, 150/5;
• * —200/5; *** — 300/5; *4 —750/5; *5— 400/5.
1,5 относится и к дифференциальной защите трансформатора при КЗ
за реактором, установленным на стороне НН и входящим в зону этой
защиты. Если коэффициент чувствительности дифференциальной за¬
щиты трансформатора при повреждениях за реактором (при среднем
положении регулятора РПН) окажется менее 1,5, то для защиты реак¬
торов предусматривается отдельная защита, обычно дифференциаль¬
ная с реле РНТ-565 или максимальная токовая. Допускается не обес¬
печивать чувствительность дифференциальной защиты трансформа¬
тора при КЗ за реактором при наличии других защит, охватывающих
реактор и удовлетворяющих требованиям чувствительности при КЗ
в этой точке.
6*
163

Газовая защита от повреждений внутри кожуха трансформатора,
сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла
должна быть предусмотрена для трансформаторов мощностью 6,3 МВ. А
И более, а также для внутрицеховых понижающих трансформаторов
мощностью 0,63 МВ А и более. Газовую защиту можно устанавли¬
вать также на трансформаторах мощностью 1—4 МВ • А. Для защи¬
ты устройства РПН следует предусматривать отдельную газовую за¬
щиту. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газо¬
образовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсив¬
ном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла. Допус¬
кается выполнение газовой защиты с действием только на сигнал на
Рис. 40. Схемы включения токовых реле
максимальных токовых защит понижаю¬
щих трансформаторов:
а неполная звезда с двумя реле; б — непол¬
ная звезда с тремя реле; в — треугольник с тре¬
мя реле; г — треугольник с двумя реле
трансформаторах, которые установлены в рай¬
онах, подверженных землетрясениям, и на
внутрицеховых понижающих трансформато-
со
рах мощностью 2,5 МВ • А и менее, не имеющих выключателей
стороны ВН,
Максимальную токовую защиту в качестве защиты от токов,
обусловленных внешними многофазными КЗ, устанавливают на всех
понижающих трансформаторах напряжением 3 кВ и выше вне зависи¬
мости от их мощности (исключение составляют лишь трансформаторы,
защищаемые плавкими предохранителями). Максимальную токовую
защиту двухобмоточных трансформаторов устанавливают со стороны
основного питания, а при питании трансформатором раздельно рабо¬
тающих секций — со стороны питания и со стороны каждой секции.
На трехобмоточных трансформаторах, присоединяемых к сетям тремя
выключателями, максимальную токовую защиту устанавливают со
всех сторой трансформатора. При этом допускается не устанавливать
защиту на одной из сторон трансформатора, а выполнять ее со стороны
основного питания так, чтобы она с меньшей выдержкой времени отклю¬
чала выключатели с той стороны, на которой защита отсутствует.
На рис. 40 показаны наиболее часто встречающиеся схемы вклю¬
чения реле максимальных токовых защит понижающих трансформа¬
торов [43]. Схему неполной звезды с тремя реле (рис. 40, б) применяют
для защиты трансформаторов напряжением 6—10 кВ со схемами соеди¬
нения обмоток Д/у и Y/Д. Схему неполной звезды с двумя реле (рис.
40, о) применяют для защиты трансформаторов напряжением 6—10 кВ
со схемами соединения обмоток Y/y при наличии специальной токо¬
вой защиты нулевой последовательности от КЗ на землю на стороне
164

НН. Схему треугольника с двумя реле (рис. 40, г) применяют для за¬
щиты двухобмоточных трансформаторов со схемами соединения обмо¬
ток у/Д (у/Д — Д). Схему треугольника с тремя реле применяют
(рис. 40, в) для защиты трех обмоточных трансформаторов со схемами
соединения у/у/Д, а также для защиты двухобмоточных трансформа¬
торов у/Д в тех редких случаях, когда двухрелейная схема не обеспе¬
чивает необходимую чувствительность при двухфазном КЗ на сто¬
роне ВН.
Ток срабатывания максимальной токовой защиты /с 3, выпол¬
ненной без пуска по напряжению, определяют по выражению (7.1), где
ka = 1,1...1,2 — для реле РТ-40, РТ-80, РТ-90 и 1,2... 1,4 — для реле
РТВ; ke = 0,8 — для реле РТ-40, РТ-80, РТ-90 и 0,6...0,7 — для реле
РТВ. Максимальный рабочий ток защищаемого трансформатора в вы¬
ражении (7.1) должен учитывать аварийные перегрузки транс¬
форматоров (для двухтрансформаторной подстанции /'раб макс —
= (1,3...1,4) 7НОМ тр). При преобладающей двигательной нагрузке для
расчета тока срабатывания защиты используют также выражение (7.4).
Согласование максимальной токовой защиты трансформатора по
чувствительности и по времени с защитами предыдущих элементов про¬
изводится аналогично согласованию защит линий напряжением 6—
10 кВ, рассмотренному в гл. 7.1.
Ток срабатывания реле и чувствительность максимальных токо¬
вых защит трансформаторов можно определить соответственно по вы¬
ражениям (7.9) и (7.10). При этом значение коэффициентов kcx и k4
определяется по табл. 48. Наименьший коэффициент чувствительности
защиты должен быть равным около 1,5 в основной зоне и около 1,2
в зоне резервирования.
48.	Значения коэффициентов kcx и k't
Схемы выполне¬
ния максималь¬
ной токовой
ващиты
Коэффициент схемы при симме¬
тричном режиме &сх
Значения ко¬
эффициента k 4
для определе¬
ния чувстви¬
тельности при
двухфазном КЗ
Схемы выпол¬
нения макси¬
мальной токо¬
вой Защиты
Коэффициент схемы при симмет¬
ричном режиме &сх
Значения коэф¬
фициента ^4
для определе¬
ния чувстви¬
тельности при
двухфазном КЗ
за трансформатора¬
ми Y/Y/Д (на сто¬
роне CH); Y /Y
за трансформатора¬
ми Y/Y/Д (на. сто¬
роне НН); Y/Д:
Д/Y
за трансформатора¬
ми Y/Y/Д (на сто¬
роне CH); Y/Y
за трансформатора¬
ми Y /Y/Д (на сто¬
роне НН); Y/Д:
Неполная звез¬
да с тремя ре¬
ле (рис. 40, а)
1
/3
2
0,5
Треугольник с
двумя реле
(рис. 40, в)
/3
1
£з
2
Неполная звез¬
да с двумя ре¬
ле (рис. 40, б)
1
/3
2
1
Треугольник с
тремя реле
(рис. 40, г)
/з
0,5
£3
2
165

Следует отметить, что максимальная токовая защита трансфор*
матора без пуска по напряжению зачастую не удовлетворяет требова¬
ниям чувствительности. В этом случае защиту дополняют пусковым
органом напряжения, состоящим из
и фильтра-реле напряжения обратной
Рис. 41. Пусковые органы напря¬
жения максимальных токовых за¬
щит трансформаторов:
а — комбинированный; б —с тремя реле
минимального напряжения (KVZ —*
фильтр-реле напряжения обратной по¬
следовательности РНФ-1М; КѴ — реле
минимального напряжения РН-50)
реле минимального напряжения
последовательности или из трех
реле минимального напряже-
ния (рис. 41).
Ток срабатывания защи¬
ты с пуском по напряжению
определяют по выражению
(7.1), где kH == 1,2; /гЕ = 0,8;
kc. з = 1. а ''раб. макс ПРИНИ‘
мают равным номинальному
току трансформатора. Расчет¬
ные значения токов срабаты¬
вания максимальных токовых
защит и реле защит трансфор¬
маторов напряжением НО и
220 кВ по ГОСТ 12965—74
и 15957—70* приведены в таб¬
лице 49.
49.	Расчетные уставки максимальной токовой защиты
с пуском по напряжению понижающих трансформаторов
110—220 кВ с РПН
Мощность
трансформа¬
тора, МВ • А
Номинальное
напряжение,
кВ
Коэффициент
трансформа¬
ции трансфор¬
маторов тока
Ток срабаты¬
вания, А,
защиты/реле
Мощность
трансформа¬
тора, МВ • А
Номинальное
напряжение*
кВ
Коэффициент
трансформа¬
ции трансфор¬
маторов тока
Ток сраба¬
тывания,
А* защн-
ты/реле
2,5
110
100/5
19,7/1,7
40
115
300/5
301,8/8,7
400/5
301,8/6,53
6,3
115
100/5
47,4/4,1
600/5
301,8/4,35
10
115
100/5
75,4/6,53
230
200/5
150,9/6,53
150/5
75,4/4,35
300/5
150,9/4,35
63
115
600/5
475,1/6,85
16
115
150/5
120,7/6,96
230
300/5
237,6/6,85
200/5
120,7/5,22
400/5
237,6/5,14
80
115
600/5
603,5/8,7
25
115
200/5
188,7/8,16
750/5
603,5/6,96
300/5
188,7/5,44
100
230
400/5
377,4/8,16
230
200/5
94,3/4,08
600/5
377,4/5,44
125
115
1000/5
942/8,15
32
115
300/5
241,4/6,96
160
230
600/5
603,5/8,7
230
200/5
120,7/5,22
750/5
603,5/6,96
Примечания: 1. В таблице приведены уставки защиты на стороне ВН
трансформатора; схема соединения трансформаторов тока =?■ треугольник.
2. Реле защиты — РТ-40.
166

Напряжение срабатывания фильтра-реле обратной последователь,
пости типа РНФ-1М выбирают из условия обеспечения отстройки от
напряжения небаланса фильтра в нормальном режиме:
Ц>с. з. ф = 0.06Г7ИОМ; t/2c ф =	,
"н
где Пвом — номинальное междуфазное напряжение сети; пи—коэффи¬
циент трансформации трансформатора напряжения, к которому подклю¬
чены реле пускового органа.
Напряжение срабатывания реле минимального напряжения опре¬
деляется из условия обеспечения возврата реле после отключения
внешнего КЗ по выражению
,,		^мин . п 	^с. з. н
ис. 3. н ~ ь h ' ѵс. р. в —	,,	’
где і/мпн—минимальное напряжение в месте установки трансформатора
напряжения, от которого питается реле, в начале самозапуска двигателей
нагрузки после отключения внешнего КЗ; Аи = 1,1 . . . 1,2 — коэффициент
надежности; Ігъ— коэффициент возврата реле (для реле РН-50/?в= 1,2).
Ориентировочно t/MHH можно вычислить по выражению
U /(3)
, ,	НОМ К. 3
м™ “ г 7(3) ’
' н. п 1 ‘к. 3
где — минимальное значение тока трехфазного КЗ на стороне НН
защищаемого трансформатора; /н п — пусковой ток двигательной нагруз¬
ки, присоединенной к трансформатору с учетом перегрузки в аварийном
режиме (определяют по выражению 7.8). Обычно (7С_ 3 н — (0,4 . .. 0,65) X
X Кном. Наименьший коэффициент чувствительности органов напряже¬
ния в зоне основной защиты должен быть около 1,5.
Чувствительность пусковых органов напряжения к КЗ на шинах
НН и СН, т. е. в зоне основной защиты, всегда обеспечивается с боль¬
шим запасом, в связи с чем необходимости в ее проверке нет. Коэффи¬
циент чувствительности при КЗ в зоне резервирования для фильтра-
реле и реле минимального напряжения (рис. 46, а) определяется соответ¬
ственно по выражениям
,	(Д .	, kB^C. з. и
кч.ф~[Г	’ кч. в и
ѵ2 с. а. ф	17ост
где Uz — наименьшее значение междуфазного напряжения обратной
последовательности в месте установки трансформатора напряжения,
питающего фильтр-реле, при КЗ между двумя фазами в расчетной точ¬
ке; (7ОСТ — наибольшее значение междуфазного напряжения в месте
установки трансформатора напряжения при трехфазном КЗ в расчет¬
ной точке. Для варианта выполнения пускового органа напряжения,
изображенного на рис. 41, б, Коэффициент чувствительности опреде¬
ляют по выражению k4B— Uc 3 н /Дост. Коэффициент чувствительно¬
сти защиты в зоне резервирования должен быть не менее 1,2.
Защита от перегрузок. На трансформаторах мощностью 400 кВ ■ А
И более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки
167

следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов,
обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал. Для подстанций
без постоянного дежурства персонала допускается действие этой за¬
щиты на автоматическую разгрузку или отключение (при невозмож¬
ности ликвидации перегрузки другими средствами). Максимальную
токовую защиту от перегрузки устанавливают на стороне ВН двухоб¬
моточных трансформаторов без расщепленных обмоток и с соединен¬
ными параллельно расщепленными обмотками НН. Для двухобмоточ¬
ных трансформаторов с расщепленными обмотками защиту устанав¬
ливают на каждой расщепленной обмотке. На трехобмоточных трансфор¬
маторах с односторонним питанием защиту от перегрузки устанавли¬
вают на стороне питания и на стороне обмотки меньшей мощности.
При одинаковой мощности трех обмоток защиту можно устанавливать
только со стороны питания.
Ток срабатывания защиты от перегрузки можно определить по
выражению
h 1
,	н ном. тр
‘с. а. п h >
где коэффициент надежности feB = 1,05, а коэффициент возврата kB =
— 0,85. Ток срабатывания реле определяют по выражению (7.9). Рас¬
четные значения токов срабатывания защит от перегрузок и их реле,
установленных на стороне ВН трансформаторов НО и 220 кВ, приве¬
дены в табл. 50.
Специальная токовая защита нулевой последовательности от одно¬
фазных КЗ на землю. Специальную токовую защиту нулевой последо¬
вательности (СТЗНП) устанавливают в нулевом проводе трансформа¬
тора с соединением обмотки НН в звезду с заземленной нейтралью.
Эту защиту применяют при недостаточной чувствительности макси¬
мальной токовой защиты, установленной на стороне ВН трансформа¬
торов до 35 кВ при однофазных КЗ на землю в сети НН (для повыше¬
ния чувствительности при однофазных КЗ за трансформаторами Y/y
максимальную защиту можно выполнять в трехрелейном исполнении)
или автоматов (предохранителей) на выводах НН.
Ток срабатывания СТЗНП выбирают по условию отстройки от
максимальной асимметрии фазных токов, определяемой наибольшим
допустимым в нормальном режиме током в заземленной нейтрали
обмотки НН. Для трансформаторов со схемой соединения обмоток
Y/y этот ток равен 0,25 /вом тр, а для трансформаторов Д/у —
0,75 /ном.тр [43].
Ток срабатывания реле защиты этих трансформаторов соответ¬
ственно можно найти по выражениям
.		0,25éB7BOM тр,		0,75feB/HOM тр
'с.р.с- „т > zc.p.c- пт
где kn — 1,5...2 — коэффициент надежности.
Для промышленных электроустановок, если сборка на стороне
низшего напряжения с аппаратами защиты присоединений находится
на расстоянии до 30 м от трансформатора или соединение между транс¬
форматором и сборкой выполнено трехфазными кабелями, СТЗНП до¬
пускается ие применять. При использовании СТЗНП допускается не
согласовывать ее с заіДитаДи элементов, отходящих от сборки на сто-
168

5Ô. Уставки защиты от перегрузки трансформаторов
напряжением 110—220 кВ с РПН
Сторона ВН трансформатора*
2,5
НО
100/5
16,2
1,4
6,3
115
100/5
39,1
3,38
10
115
100/5
62
5,37
150/5
3,58
16
115
150/5
99,2
5,72
200/5
4,29
25
115
200/5
155
6,71
300/5
4,47
230
200/5
77,5
3,35
32
115
300/5
198,4
5,72
230
200/5
99,2
4,29
40
115
300/5
248,3
7,16
400/5
5,37
600/5
3,58
230
200/5
124,2
5,37
300/5
3,58
63
115
600/5
391,2
5,64
230
300/5
195,6
5,é4
400/5
4,23
80
115
600/5
496,7
7,16
750/5
5,73
100
230
400/5
310,2
6,71
600/5
4,47
125
115
1000/5
776
6,71
160
230
600/5
496,7
7,16
750/5
5,73
Сторона НН трансформатора
(трансформаторы с расщеп¬
ленной обмоткой НН)**
25
6,3
1500/5
1416
4,72
2000/5
3,54
30ОО/5
2,36
10,5
1000/5
850
4,25
1500/5
2,83
32
6,3
2000/5
1812
4,53
3000/5
3,02
10,5
1500/5
1086
3,62
2000/5
2,72
40
6,3
3000/5
2262
3,77
10,5
1500/5
1360
4,53
2000/5
3,4
3000/5
2,27
6з
6,3
3000/5
3570
5,95
4000/5
4,46
10,5
3000/5
2142
3,57
80
6,3
4000/5
4528
5,66
5000/5
4,53
10,5
3000/5
2718
4,53
100
11
3000/5
3246
5,41
4000/5
4,06
125
10,5
3000/5
4250
7,08
4000/5
5,31
5000/5
4,25
160
11
3000/5
5190
8,65
4000/5
6,5
5000/5
5,19
1* Схема соединения трансформаторов ток£^ треугольник.
** Схема соединения трансформаторов тока^ неполная звезда»
169

роне НН. Коэффициент чувствительности Защиты определяют по вы¬
ражению
/О
г   * К.МИН
I п ’
/с.р.сЛ*т
где /kLhh — минимальное значение тока однофазного КЗ на стороне НН
трансформатора. Коэффициент чувствительности должен быть k4>- 1,5.
5.	РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ОТДЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Защита синхронных и асинхронных электродвигателей
напряжением выше 1000 В
На синхронных и асинхронных электродвигателях напряжением
выше 1000В устанавливают релейную защиту от следующих видов по¬
вреждений и ненормальных режимов (ПУЭ): многофазных КЗ в обмот¬
ке статора и на ее выводах; замыканий на землю в обмотке статора;
токов перегрузки; асинхронного режима для синхронных электродви¬
гателей; потери питания. Защиту от многофазных замыканий устанав¬
ливают иа всех синхронных и асинхронных электродвигателях, она
действует на отключение электродвигателя, а у синхронных электро¬
двигателей и на устройство автоматического гашения поля (АГП),
если оно предусмотрено. Типы защиты электродвигателей от много¬
фазных замыканий в обмотке статора и на ее выводах, а также выбор
параметров и чувствительность защиты приведены в табл. 51. Наимень¬
ший коэффициент чувствительности токовой отсечки и дифференциаль¬
ной защиты должен быть порядка 2. Чувствительность этих защит
должна также проверяться при КЗ на выводах реактора, если электро¬
двигатель имеет реакторный пуск. При этом минимальный коэффи¬
циент чувствительности должен быть не менее 1,5.
Защита электродвигателей мощностью до 2000 кВт от однофазных
замыканий на землю должна предусматриваться при значениях тока
однофазного замыкания или остаточного тока замыкания на землю (при
наличии компенсации) 10А и более, а для электродвигателей более
2000 кВт — при токах 5А и более. Защиту от однофазных замыканий
на землю выполняют, как правило, без выдержки времени, она дей¬
ствует на отключение электродвигателя, а у синхронных электродви¬
гателей также на устройство АГП, если оно предусмотрено.
Ток срабатывания защиты от замыкания на землю, выполненной
с трансформаторами тока"нулевой последовательности кабельного Типа
без подмагничивания, определяют по выражению /с 3	/гп/,’с/с, где kK=
= 1,2 ... 1,3 — коэффициент надежности; k6 — коэффициент, учитываю¬
щий бросок емкостного тока электродвигателя при внешних перемежаю¬
щихся замыканиях на землю (/гб=3...4 — для защиты без выдержки
времени и k6 = 1,5...2 — для защиты с выдержкой времени 1—2 с);
/ — сумма собственного емкостного тока электродвигателя и питающих
его кабелей, А,
где f — частота тока, Гц; С — емкость фазы электродвигателя, Ф (по
данным завода-изготовителя); Un — номинальное напряжение двига¬
170

теля, В; 1 с к—емксстный ток кабельной линии, А/км (см. табл. 20);
I— длина кабеля, входящего в зону защиты, км; т — число кабелей
в линии.
При отсутствии данных завода-изготовителя значение С, мкФ,
можно определить по приближенной формуле [32]:
для турбокомпрессоров
0,0187SHOM
“ 1,2 ]/é/H (ІО3 4-0,08(/н) ’
для остальных двигателей
401Л S3
ôhom
3	(£7Н Ч-3600)
где S1I0M—номинальная мощность двигателя, кВ • А; л —частота вра¬
щения, мин-1.
Ток срабатывания защиты электродвигателей от замыканий на
землю должен быть не более 10А для двигателей до 2000 кВт и не более
5 А для двигателей более 2000 кВт. Значения минимальных первичных
токов срабатывания защиты электродвигателя от однофазных замыка¬
ний на землю, выполненной с трансформаторами тока нулевой после¬
довательности без подмагничивания, приведены в табл. 52. Если рас¬
четное значение /с 3 превысит указанные в таблице значения (что мо¬
жет иметь место для крупных двигателей), то защиты выполняют с вы¬
держкой времени 0,5—2 с.
Защиту электродвигателей от однофазных замыканий на землю
при использовании трансформаторов тока нулевой последовательности
кабельного типа с подмагничиванием выполняют с выдержкой време¬
ни 0,5—2 с, а первичный ток срабатывания определяют по условию
отстройки от внешнего однофазного замыкания, сопровождающегося
внешним двухфазным КЗ,
^С.З.П = 7~ (^ОТС^С "Ь ^ОТс/нб.пЬ
Где Ь — коэффициент возврата, принимаемый для реле РТЗ-50 равным
0,9—0,93; /г'тс и k"Ta — коэффициенты отстройки, принимаемые равными
соответственно 2 и 1,5; 7нб п — первичное значение установившегося
тока небаланса трансформатора тока при максимальном расчетном токе
внешнего двухфазного КЗ, обусловленное наличием подмагничивания
и несимметричным расположением фаз первичной обмотки относительно
вторичной.
Значение 7нб п можно определить по выражению
(zD \
1	""1” z ) ’
э.н.в/
где — число витков вторичной обмотки трансформаторов тока нуле¬
вой последовательности; гр — сопротивление реле и проводов от транс¬
форматора тока до реле; г9 н в — приведенное ко вторичной цепи экви-
171

51. Область применения и расчет уставок защит электродвигателей от многофазных замыканий
м в обмотке статора и иа его выводах
Защита
Область применения
Расчет уставок защит
Коэффициент чувстви-
тельности
Токовая отсечка*
В однорелейном ис¬
полнении, с вклю¬
чением реле на
разность фазных
токов
Двигатели до 2000 кВт
В двухфазном,
двухрелейном ис¬
полнении
Двигатели 2000 кВт и более
(до 5000 кВт), имеющие дей¬
ствующую на отключение
защиту от однофазных замы¬
каний на землю; двигатели
до 2000 кВт, если однорелей¬
ная отсечка не удовлетворяет
условиям чувствительности,
или когда двухрелейная от¬
сечка оказывается целесооб¬
разной по исполнению комп¬
лектной защиты или приме¬
няемого привода с реле пря¬
мого действия
В трехфазном,
трехрелейном ис¬
полнении
Двигатели 2000 кВт и более,
не имеющие защиту от
замыканий на землю**
I = k k —
С.р кНкСХЯт’
где /с р — ток срабатывания реле; kK —
коэффициент надежности (для релеРТ-40
с выходным промежуточным реле, дей¬
ствующим мгновенно, kH = 1,8; для ре¬
ле РТ-40 с выходным промежуточным
реле, действующим с замедлением по¬
рядка 100 мс, kH = 1,4... 1,5; для РТ-80 и
для реле прямого действия kn = 2; для
реле РНТ-565 kH = 1,3...1,4); йсх—ко¬
эффициент схемы (при включении реле
на разность фазных токов /гсх =]/3; при
включении реле иа фазные токи йсх =
= 1) ; /п — пусковой ток двигателя при
выведенных пусковых устройствах; пт —
коэффициент трансформации трансфор¬
маторов тока
/<2)
К. МИН
где мнн—минимальное
значение периодической
составляющей тока двух¬
фазного КЗ и а выводах
статорной обмотки двига¬
теля

С реле РНТ-565
Двигатели 5000 'кВт и выше
при отсутствии шести выво¬
дов обмотки статора
Дифференциальная защита
В двухфазном,
двухрелейном ис¬
полнении, с реле
РНТ-565	или
ДЗТ-11/5
Двигатели, имеющие мгновен¬
ную защиту от однофазных')
замыканий на землю:
мощностью 500 кВт и бо¬
лее;
мощностью до 5000 кВт,
если токовая отсечка не
удовлетворяет условиям
чувствител ьности
РНТ-565***
ДЗТ-11/5
РНТ-565
ДЗТ-11/5 1
I > k /
С. 3	дв»
Fc. рпт
юр = 72 витка;
ют=22. ..25 витка
(и>т — число вит¬
ков тормозной
обмотки)
k4 =
	 	 FK. мин®р
Не прове¬
ряют
-,
С. 3
где /с_ 3— первичный
ток срабатывания за¬
щиты; kH — 1,4 ...2;
/„ __ — номинальный
н > дв
ток двигателя; Юр —
число витков рабочей
обмотки; Рс р =
= 100А — магнито¬
движущая сила сра¬
батывания реле
Fc. рпт
В трехфазном,
трехрелейном ис-
полненй'и, с реле
РНТ-565 или ДЗТ-
11/5
Двигатели, не имеющие
мгновенную защиту от одно¬
фазных замыканий на землю:
а)	мощностью 5000 кВт и бо¬
лее;
б)	мощностью до 5000 кВт,
если токовая отсечка не
удовлетворяет требованиям
чувствительности
* Без выдержки времени,
»» При отсутствии защиты от однофазных замыканий на землю для двигателей 2000 кВт и более допускается защита в двухфазном
исполнении с дополнением защиты от двойных замыканий на землю, выполненной с помощью трансформатора тока нулевой последова¬
тельности и токового реле.
*** Для электродвигателя, оборудованного динамическим то рможением при отсутствии в цепи торможения трансформаторов тока для
определения Іс 3, вводят дополнительное расчетное условие отстройки от режима динамического торможения (/с. 3> *н'с. макс' гАе
— ^с,макс-максимальный ток статора при торможении) [34],
GO *

52. Минимальные токи срабатывания защиты электродвигателя
от однофазных замыканий на землю, выполненной
с трансформаторами тока без подмагничивания
Количество трансформа¬
торов тока нулевой
п оследовательности
Тип реле
Минималь¬
ный первич¬
ный ток
срабатывания
защиты, А
Уставка
срабатывания
реле, А
Один
РТ-40/0,2
8,5
о,1
РТЗ-50
3
0,03
Два, соединенных после-
довал ельно
РТ-40/0,2
10,2
0,1
РТЗ-50
3,2
0,03
Два, соединенных па¬
раллельно
РТ-40/0,2
12,5
0,1
РТЗ-50
4,5
0,03
валентное сопротивление намагничивания; 7нб — вторичный ток не¬
баланса, определяемый по выражению
,	_ ^нб.подм , ^нб.нес
'нб.в~ ~ ГТ 37— ’
4р	х8.И.вТ*р
где Двб.подм — ЭДС небаланса, обусловленная неидентичностью магни¬
топроводов трансформаторов тока; Днб нес —ЭДС небаланса, наводимая
во вторичной обмотке трансформатора тока в номинальном режиме;
k — кратность расчетного тока внешнего двухфазного КЗ для момента
времени, соответствующего выдержке времени защиты.
Значения к>в, гзив, Енблео, ER6mpfA приведены в табл. 53.
53. Значения Днб_ подм, Днбі вес, z3. н> в, ®н
Тип транс¬
формато¬
ра тока
нулевой
последо¬
ватель¬
ности
Число охватываемых
1 кабелей
Цепь подмаг¬
ничивания
ЭДС небаланса во
вторичной цепи, мВ
S
<3
5
S
0
к
к
CD
S
ж
О)
Ч
£С
К
О
С
с
0
вания, приведенное ко вто¬
ричной цепи 2Э. Нф в, Ом
Число витков вторичной
а/я ияхоидо і
Номинальное напря¬
жение, В
1

Потребляемая мощ¬
ность, В • А
■
•
1	timnouori л
£иб. подм
от несимметрично- I
і го расположения
первичных токопро-
водов относительно
вторичной обмотки
^нб. нес

ТНП-2
1—2
НО
20
150
17
10
20
ТНП-4
3-4
НО
45
150
17
10
20
ТНП-7
5-7
по
50
150
14
10
20
174

Если защита от однофазных замыканий на землю по условию от¬
стройки от переходных процессов должна иметь выдержку времени, то
для обеспечения быстродействующего отключения двойных замыканий
на землю в различных точках должно устанавливаться дополнительное
токовое реле с первичным током срабатывания около 50—100 А,
Защиту электродвигателей от перегрузки следует устанавливать
в случаях, когда перегрузка возможна по технологическим причинам.
Эта защита должна также устанавливаться на двигателях с особо тя¬
желыми условиями пуска н самозапуска (время прямого пуска 20 с
и более), когда необходимо предотвратить чрезмерное увеличение дли¬
тельности пускового периода в случае понижения напряжения сети.
На электродвигателях, подверженных перегрузке по технологическим
причинам, защита от перегрузок, как правило, должна выполняться
с действием на сигнал и автоматическую разгрузку механизма. На
электродвигателях механизмов с тяжелыми условиями пуска или само¬
запуска, или при отсутствии возможности своевременной разгрузки
без останова, а также на электродвигателях, работающих без постоян¬
ного дежурного персонала, допускается действие защиты на отклю¬
чение.
Для защиты от перегрузок применяют максимальную токовую
защиту, устанавливаемую в одной фазе. Для электродвигателей, кото¬
рые защищаются предохранителями, не имеющими блок-контактов для
сигнализации об их перегорании, защиту от перегрузок следует предус¬
матривать в двухфазном исполнении. Ток срабатывания реле и выдерж-
ь /
,	н.дв ,
ку временв защиты определяют по выражениям 7с.0 = -т	; 'с.3 =
— (1,2...1,3) ?п, где kB = 1,1...1,2; ^ — коэффициент возврата (для реле
PT-40 kB ~ 0,85; для реле РТ-80 £в = 0,8); /н дв — номинальный ток
двигателя; лт—коэффициент трансформации трансформаторов тока; tn—
расчетное время пуска электродвигателя.
Защиту от асинхронного режима устанавливают на всех синхрон¬
ных электродвигателях. Защиту от асинхронного режима синхронных
электродвигателей со «спокойной» нагрузкой можно осуществить с по¬
мощью реле, реагирующего на увеличение тока в обмотке статора. При
этом защита, как правило, должна выполняться независимой от тока
характеристикой выдержки времени. Защита с зависимой от тока ха¬
рактеристикой выдержки времени допускается при отношении корот¬
кого замыкания электродвигателя более 1.
Для предотвращения отказа -защиты от асинхронного режима
с независимой от тока характеристикой выдержки времени при биениях
тока асинхронного режима в схему защиты включают промежуточное
реле с замедлением на возврат. Время возврата промежуточного реле
по условию асинхронного режима, возникающего в результате обрыва
цепи возбуждения, определяют по выражению [32]
в 2SBmMex
где SH — скольжевие в процентах при номинальной нагрузке и снятом
возбуждении; тыек — момент нагрузки.
Выдержка времени реле времени защиты от работы в асинхрон¬
ном режиме должна быть примерно в 1,5 раза больше /в. При этом время
срабатывания может оказаться недопустимо большим. В этом слу¬
чае предусматривается отдельная защита, фиксирующая выпадение
возбужденного двигателя из синхронизма (tB — 1,5...2 с), и отдельная
175

защита для фиксации потери возбуждения, имеющая выдержку вре¬
мени 3...5 с.
Ток срабатывания защиты от асинхронного режимѣ определяют
по выражению 7С#3= 1,4/в . Ток срабатывания защиты' от потери воз¬
буждения определяют по выражению /С-3_П4В = (1,3...1,5) /в к, где /в х—
ток возбуждения при холостом ходе, номинальном напряжении и мини¬
мальном токе статора двигателя.
Защиту от асинхронного режима рекомендуется выполнять
совмещенной защитой от перегрузки, если она предусматривается. До¬
пускается применение других способов защиты, например с помощью
устройства, реагирующего на наличие переменного тока в цепи обмот¬
ки ротора или на сдвиг фаз между током статора и напряжением при
асинхронном режиме.
Защита от асинхронного режима должна действовать на одну из
схем, предусматривающих: 1) ресинхронизацию; 2) ресинхронизацию
ç автоматической кратковременной разгрузкой механизма до такой на¬
грузки, при которой обеспечивается втягивание электродвигателя
в синхронизм (при допустимости кратковременной разгрузки по усло¬
виям технологического процесса); 3) отключение электродвигателя
и повторный автоматический пуск; 4) отключение электродвигателя.
Действие защиты по п. 4 предусматривается при невозможности раз¬
грузки или ресинхронизации электродвигателя или при отсутствии
необходимости автоматического повторного пуска и ресинхрониза¬
ции.
Для защиты электродвигателей от потери питания используют:
защиту минимального напряжения, выполняемую одно- или двухсту¬
пенчатой; защиту минимальной частоты с блокировкой по направле¬
нию активной мощности. Защиту от потери питания применяют: для
облегчения восстановления напряжения после отключения КЗ и обес¬
печения самозапуска электродвигателей ответственных механизмов
(защита действует на отключение электродвигателей неответственных
Механизмов суммарной мощностью, определяемой возможностями пи¬
тающей сети по обеспечению самозапуска); для отключения части ответ¬
ственных механизмов с автоматическим повторным пуском по окон¬
чании самозапуска неотключаемой группы электродвигателей; для
отключения электродвигателей ответственных механизмов, когда их
самозапуск после останова недопустим по технологическим условиям
или по условиям безопасности; для обеспечения надежности пуска
АВР электродвигателей взаиморезервируемых механизмов; в целях
ускорения действия АВР и АПВ; для предупреждения несинхронного
включения отключенных двигателей, если токи включения превышают
допустимые значения; для ограничения или ликвидации подпитки
места КЗ в питающей сети.
Выдержку времени защиты минимального напряжения, предна¬
значенной для облегчения условий самозапуска электродвигателей от¬
ветственных механизмов и предотвращения несинхронного включения
синхронных электродвигателей на сеть (при выполнении защиты двух¬
ступенчатой — первая ступень), выбирают на ступень больше времени
действия быстродействующих защит от многофазных КЗ, т. е. 0,5—
1,5 с, а установка по напряжению должна быть, как правило, не выше
70 % номинального напряжения. Выдержку времени защиты, предна¬
значенной для отключения электродвигателей по условиям технологи¬
ческого процесса или по условиям техники безопасности (при выпол¬
нении защиты двухступенчатой — вторая ступень), выбирают равной
5—10 с, а уставка по напряжению должна быть, как правило, не
выше 50 % номинального напряжения. Кроме того, защита с такими
176

уставками по времени и напряжению должна’устанавливаться, когда не
может быть обеспечен самозапуск всех электродвигателей ответствен¬
ных механизмов, а также для обеспечения надежности пуска АВР элек¬
тродвигателей взаиморезервирующих механизмов. Выдержку времени
защиты минимальной частоты принимают 0,3—0,5 с, а уставку по
частоте примерно 48,5 Гц (отстраивают от наименьшего возможного
значения частоты в сети).
Защита блоков трансформатор
(автотрансформатор) — электродвигатель
Для защиты от многофазных КЗ блоков трансформатор (автотранс¬
форматор) — электродвигатель предусматривают общую защиту. Если
мощность электродвигателя не превышает 2000 кВт, применяют мгно¬
венную токовую отсечку. При схеме соединения обмоток трансфор¬
матора звезда — треугольник отсечка выполняется с помощью двух
реле, включенных на фазные токи, и одного, включенного на сумму
этих токов. Допускается схема с двумя реле (при невозможности уста¬
новки трех), включенными на соединенные треугольником обмотки
трех трансформаторов тока. Ток срабатывания отсечки определяют
по условию отстройки от пусковых токов при выведенных пусковых
устройствах (табл. 51).
Для электродвигателей мощностью более 2000 кВт применяют
дифференциальную отсечку в двухрелейном исполнении. Эту же за¬
щиту применяют и на двигателях мощностью 2000 кВт и менее, если
токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, при
междуфазном КЗ на выводах электродвигателя. Ток срабатывания
дифференциальной отсечки определяют по условию отстройки от брос¬
ков тока намагничивания трансформатора:
?с.з ^отсЛюм.т»	(7.21)
где /готс = 3...4 — коэффициент отстройки; /вом т—номинальный ток
трансформатора.
Продольную дифференциальную токовую защиту в двухрелейном
исполнении с промежуточными насыщающимися трансформаторами
тока применяют для электродвигателей мощностью более 5000 кВт,
а также 5000 кВт и менее, если установка токовой или дифференциаль¬
ной отсечки не удовлетворяет требованиям чувствительности (т. е. при
коэффициенте чувствительности отсечек менее 2). Ток срабатывания
дифференциальной защиты с реле РНТ-565 определяют по выражению,
приведенному в табл. 51, а также по выражению (7.21), где /гС)ТС = 1,3.
Защита должна действовать на отключение выключателя блока,
а у синхронных электродвигателей также на устройство АГП, если
оно предусмотрено. Для блоков с электродвигателями мощностью бо¬
лее 20 мВт, как правило, должна предусматриваться защита от замы¬
кания на землю, охватывающая ве менее 85 % витков обмотки статора
двигателя и действующая на сигнал с выдержкой времени. Указания
по выполнению остальных видов защиты трансформаторов (автотранс¬
форматоров) и электродвигателей при работе их раздельно действи¬
тельны и в том случае, когда они объединены в блок.
177

Защита конденсаторных установок напряжением 6—10 кВ
Для конденсаторных установок напряжением 6—40 кВ преду¬
сматриваются следующие виды защит (ПУЭ): максимальная токовая
мгновенного действия — от многофазных КЗ; от сверхтоков перегруз¬
ки; от повышения напряжения.
Ток срабатывания максимальной токовой защиты от многофазных
КЗ определяют по выражению
^с.з ^отсЛюм’
где /ном— номинальный ток конденсаторной установки; £отс= 2...2,5—
коэффициент отстройки от бросков токов при ее включении и при пере¬
напряжениях. Ток срабатывания реле и чувствительность защиты
определяют соответственно по выражениям (7.9) и (7.10). Минималь¬
ный коэффициент чувствительности максимальной токовой защиты
должен быть около 2.
Защиту от сверхтоков перегрузки устанавливают в тех случаях,
когда возможна перегрузка конденсаторов токами высших гармоник.
Защита от перегрузки должна действовать с выдержкой времени (по¬
рядка 9 с) и отключать конденсаторную установку при действующем
значении полного тока, превышающем 130 %, т. е. Iс 3 пер ~ 1,3 /ном.
Защиту от повышения напряжения устанавливают в случаях,
когда к единичному конденсатору может быть длительно приложено
напряжение, превышающее 110% номинального. Выдержка времени
защиты от повышения напряжения принимается 3—5 мин. Повторное
включение конденсаторной установки допускается после снижения
напряжения в сети до номинального значения, но не ранее чем через
5 мин после ее отключения.
Защита электропечных установок
Для защиты электропечных трансформаторов и линий, их питаю¬
щих, используют следующие виды защиты [34]: максимальную токо¬
вую мгновенного действия — от многофазных КЗ; газовую —от по¬
вреждений внутри кожуха трансформатора (см. гл. 7.4); от сверхтоков
перегрузки.
Ток срабатывания максимальной токовой защиты от многофазных
КЗ определяют по выражению
/ > k !
С.З ОТС НОМ.Т’
где /ном т—номинальный ток электропечного трансформатора; Аотс =
= 3—4,5.
В защите от сверхтоков перегрузки используют реле с завиоимыми
характеристиками срабатывания (РТ-80), ток срабатывания которых
выбирают таким образом, чтобы защита при перегрузке 1,5/номсра¬
ботала примерно через 10 с.

Глава 8
ПУСК И САМОЗАПУСК ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
I.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
ПО КАТАЛОЖНЫМ ДАННЫМ
В каталогах иа синхронные электродвигатели приводят следующие тех¬
нические данные:	„ — номинальная мощность, кВт; „ — номи-
нальная кажущаяся мощность, кВ ■ А; (7Н0М — номинальное напряжений
(междуфазное), кВ; /да ()—номинальный ток, А; cos <рдв н — номиналь¬
ный коэффициент мощности; т|дв н — коэффициент полезного действия
(КПД) при номинальных нагрузке и параметрах, % ; іп = /пуск//дв в—
кратность пускового тока в долях номинального, о. е.*; тп =
= Л1пуск/А1дв_н — кратность среднего значения асинхронного момента
при пуске (пусковой момент) в долях номинального, о. е.; /пвх =
= 7ИВХ/Л1ДВ н — кратность среднего значения асинхронного момента при
скольжении SBX = 0,05 (входной момент) в долях номинального, о. е;
тс м к = -^макс/^дв н — кратность максимального момента в синхронном
режиме при номинальном напряжении и номинальном возбуждении
(статическая перегружаемость) в долях номинального момента, о. е.;
п0 — номинальная синхронная частота вращения, мин-1.
Технические данные каталогов на асинхронные электродвигатели
в основном аналогичны. Это Рдвн, UK, cos <рдв>н, і]дв. н, іп, тп. Кроме
указанных приводят: тк — ТИмакс/А1дв н — кратность максимального мо¬
мента в долях номинального, о. е.; тм = Л4МИН/А1ДВ д— кратность ми¬
нимального момента в долях номинального, о. е.; яас — номинальная
асинхронная частота вращения, мин-1.
Величины, приведенные в каталогах на синхронные и асинхрон¬
ные электродвигатели, связаны между собой следующими зависимо¬
стями:
«дВ.в = /ЗПн/дв. „;
{"дв. н = ^дв. н cos ТДв. Н 9дв. Н’
Номинальный момент двигателя
где пдв_ н — номинальная (синхронная пс для синхронных н асинхрон¬
ная «ас для асинхронных электродвигателей) частота вращения электро¬
двигателя, мин-1.
Синхроиные электродвигатели. Сверхпереходные сопротивления:
полное zj = 1/і'п;
активное rj = mncos <рдв. п/ів;
индуктивное	l-(mn cos <ѵ>дв- п/і2)2-
* Сокращение о. е. обозначает относительные единицы.
179

Синхронное индуктивное сопротивление по продольной осн!
1 ... 1,05	/
для насыщенных хи =		 •	/
/
1,1 ... 1,2	/
для ненасыщенных хи = •	,,	;
Ц^дв.н
Переходное индуктивное сопротивление по продольной оси можно
принять x'd ~ (1,4 ... 1,6) xd.
Синхронное индуктивное сопротивление по поперечной осн:
для турбодвигателей xq = xd;	'і
для явнополюсных синхронных электродвигателей xCj — Qfixd. J
Сверхпереходное н переходное индуктивные сопротивления по попе¬
речной осн (х" и x'q), а также сопротивление нулевой последователь¬
ности (х0) определяют из формуляров на синхронные электродвигатели.
Индуктивное сопротивление обратной последовательности:
для турбодвигателей х2 = 0,5 (x”d -f- x"Q)-,	1
для явнополюсных электродвигателей х2 = ]/”xd xq. J
Синхронные электродвигатели в расчетную схему в момент вклю-
чения вводят их сверхпереходным реактивным сопротивлением, а в мо¬
мент вхождения в синхронизм — синхронным реактивным сопротив¬
лением, Коэффициент мощности при пуске
cos <Рдв. п
тп C0S <Рдв. и
*п
Электромагнитные постоянные времени затухания составляющих
тока:
, Xd хп xd
переходного по продольной оси Td = Td — = — — ;
xd rbxd
< xïqx’q
переходного по поперечной осн г = Г —- =	;
Xq rlqxq
I, U xd
сверхпереходного по продольной оси Td — Tdo~т;
xd
х"
сверхпереходного по поперечной оси Т" =Т"—,
xq
где T'do, Т’ , Tdo, Т"о — переходные и сверхпереходные постоянные
времени затухания тока соответственно в обмотках возбуждения и ус¬
покоительной при разомкнутой обмотке статора; хв, гв, xlQ, rÎQ — ин¬
дуктивные и активные сопротивления соответственно обмоток возбуж¬
дения и успокоительной.
Для практических расчетов допустимо принять: Tq 0,57^; T‘q =
= T"d. Для турбодвигателей Tq не имеет смысла. Для этих машин
имеет смысл 7". В табл. 54 [34] приведены типичные параметры и по¬
стоянные времени синхронных электродвигателей. Кратность максималь¬
ного момента синхронного электродвигателя в асинхронном режиме
180

54. Типичные параметры синхронных электродвигателей
и постоянные времени
Наименование
Обо¬
значе¬
ние
Численное значение
параметра
Турбодви¬
гатели
Явнополюс-
иые электро¬
двигатели
Синхронное индук¬
тивное сопротив¬
ление
по продольной
осн
1,3
1,15
0,95... 1,9
0,6-1,45
по поперечной
оси
хч
1,3
0,7
0,92... 1,9
0,45-1
Переходное	ин¬
дуктивное сопро¬
тивление
по продольной
оси
x'd
0,13
0,37
0,12...0,21
0,2-0,45
по поперечной
осн
XQ
0,9
0,6...1,1
С вер X п ер ех од ное
индуктивное со¬
противление
по продольной
оси
U
Xd
0,09
0,24
0,07...0,14
0,13-0,35
по поперечной
оси
хч
0,4
0,3...0,5
Индуктивное сопротивление обратной
последовательности
x2
x’d
0,25
0,13-0,35
Индуктивное сопротивление нулевой
последовательности
*0
0,045
0,14
0,01...0,08
0,02-0,2
Постоянная време¬
ни затухания со¬
ставляющей тока
по продольной оси
сверхпереходная
Td
0,035
0,01
0,02.-0,05
0,002-0,05
переходная
Td
0,45
0,51
0,3...0,9
0,4...1,4
181

Продолжение табл. 54
Наименование
Обо¬
значе¬
ние
Численное значение
параметра
Турбодвига¬
тели
Явнополюс¬
ные электро¬
двигатели
Постоянная времени затухания пере¬
ходного тока в обмотке возбуждения
по продольной оси при разомкнутой
обмотке статора
Td. о
5
2,7
2,8—10
1,5...9,5
Постоянная времени затухания тока
в статоре
Та
0,07
0,03-0,1
0,15
0,03...0,3
Примечания: 1, В числителе даны средние значения, в знаменателе
пределы изменений.
2. Параметры синхронных электродвигателей и постоянные времени приведены
в относительных единицах.
в каталогах не приводится. Эту величину можно определить по одному
из следующих соотношений:
.2 ,	.	.2
/	1 25\	я,.
ОТс.и « у (»П	—) = £у=- (»п - ^дв-н);
®С.М = V + Sin <рда-н)2 + СО82фдв. н1]дВ ,н. .
где kv — U/UK — коэффициент, учитывающий отклонение напряжения
на выводах двигателя от номинального значения.
Скольжение, соответствующее максимальному моменту,
	^дв.н^с.м I /~($кіь.нтсм
^с.м р fn	I/ I р т
дв.н ' п	V	' дв.н п
Для электродвигателей типа СТМ максимальный момент совпа¬
дает с начальным пусковым моментом, т. е. зс = 1, для электродви¬
гателей типа СТД — имеет место примерно при половине синхронной
частоты вращения.
Асинхронные электродвигатели. Номинальное скольжение асин¬
хронного электродвигателя
пс — па0
s.. =	.
Для электродвигателей с постоянными параметрами (с коротко¬
замкнутым ротором) критическое скольжение определяют из соотноше¬
ния sK = sH (mK +	— 1). При mK > 1,6 можно принятьsK~ 2sHmK.
Для двигателей с переменными параметрами (с повышенным
скольжением, двойной клеткой и фазным ротором, а также с коротко¬
замкнутым ротором мощностью до 30 кВт) критическое скольжение
182

65. Пусковые характеристики асинхронных электродвигателей
^ДВ. H»
кВт
mn
nc, МИН-1
3000
1Б00
1000
750
3000
1500
1000
<1
1,9...1,8
2...1,9
1,7
1,5
—
—
1...10
1,7...1,5
1,9...1,6
1,6...1,5
1,4...1,3
1,3...1
1,4...1,1
1,2...1,1
10...100
1,4...1
1,5...1,1
1,4...1,1
1,2...1
1...0.7
1,1...0,8
1...0.8
>100
0,9...0,65
1...0.65
l...O,65
0,9...0,65
0,7...0,5
0,8...0,5
0,8...0,5
Продолжение табл. 55
^ДВ. H»
кВт
1	*n
nc, мин-1
750
3000
1500
1000
750
3000
1500
1000
750
<1
—
5...5,5
4,5...
5,0
4
3,5
—
—
—
—
1...10
1,1...1
6...7
5...7
5,5...6
5,5...6
1
2
1,9...
1,7
1,6...
1,8
10... 100
0,9...
0,7
7,5
7
6,5...
7
6
2...1,8
1,9...
1,8
1,8...
1,7
1,7
>100
0,7...
0,5
7
7
7
6,5
1,7...
1,6
1,7...
1,6
1,7...
1,6
1,7...
1,6
можно определить по одному из следующих соотношений, отличаю¬
щихся исходными данными;
/ тк— 1
_ su + ]/ SH щк/тп-1
®к	-	-		—,
/ m„— 1
1+jAxfe=r
“ S" V "(1 + іо) (1 + 2sH) ’
183

где ?0 — относительный ток х. х:
»о = sin %
(8.1)
(8.2)
cos <рн
Ь'И'Пк-1 *
Пусковые характеристики асинхронных электродвигателей систе¬
матизированы в табл. 55.
Следует отметить, что данные каталогов приведены к номинальным
условиям, в качестве которых принята номинальная мощность двига¬
теля н . При подстановке этих значений в расчетные формулы при
других базисных условиях данные каталогов следует привести к новым
базисным величинам. Получаемые в этом случае результаты расчетов
в относительных величинах для их сопоставления с номинальными па¬
раметрами следует перемножить на коэффициент S6( Рда_ н.
2.	МЕХАНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УРОВНЯХ НАПРЯЖЕНИЯ
При допущении о постоянстве параметров статора и ротора во
всем диапазоне изменения частоты вращения асинхронного электродви¬
гателя уравнение механической характеристики можно представить:
2	2/пк(1+е«к)
т& v sK/s + s/sK + 2esK
где s — текущее значение скольжения, о. е.; е — аппроксимирующий
коэффициент, принимаемый в расчетах равным 1,32.
В практических расчетах обычно пренебрегают активным сопро»
тивленнем обмотки статора. Тогда выражение (8.1) принимает вид
2тк
т& v sK/s+s/sK
При этом следует иметь в виду, что такое упрощение приводит
к существенным погрешностям, особенно для асинхронных электро¬
двигателей малой мощности и с повышенным скольжением. При номи¬
нальном напряжении в уравнениях (8.1) и (8.2) принимают kv = 1.
Кривая асинхронного момента синхронного электродвигателя
с демпферной клеткой представляет собой сумму трех составляющих,
каждая из которых имеет характеристику простого одноклеточного
асинхронного электродвигателя гт'’
ma = m^+md + mq’	(8-3 *)
Г де та — кратность среднего асинхронного момента [синхронного элек¬
тродвигателя; m'd — кратность максимального момента составляющей,
обусловленной изменением общего потока ротора по продольной оси;
md, m"q — кратность максимального момента составляющей, обусловлен¬
ных потоками рассеяния контура ротора по продольной н поперечной
осям.
Пренебрегая активным сопротивлением обмоткн статора, урав¬
нение (8,3) можно развернуть следующим образом [32]:
I 2П(1 I	I 2ffl<?	\ /о л)
( s'dls+S/S'd + sys+sls^ + s^/s + s/s" ) ’	•
где s'd, s'd, «" — критические скольжения соответствующих моментов.
384

В уравнении (8.4) кратности максимальных моментов и критиче¬
ских скольжений имеют следующие значения:
Рис. 42. Номограмма для определения изменения асинхронного момен¬
та при глухом подключении возбудителя
При пуске двигателя от мощной сети напряжение в выражении
(8.4) принимают раным 1. Если пуск осуществляется от недостаточно
мощной сети (снижение напряжения на шинах при пуске превышает
б %) или через пусковое устройство, параметры, входящие в выраже¬
ние (8.4), следует определять с учетом сопротивления питающей сети.
Следует отметить, что формула (8.4) справедлива для любых схем при¬
соединения обмотки ротора при пуске и самозапуске синхронного
электродвигателя с явно выраженными полюсами.
Для определения среднего асинхронного момента синхронного
электродвигателя с цилиндрическим ротором при разомкнутой обмотке
возбуждения рекомендуется формула (8.2). При глухом подключении
возбудителя и отсутствии возбуждения можно воспользоваться сле¬
дующей формулой [32]:
,2
та~^ѵ
а. р. с
Дт
Чцв. hcos фдв. н.
(8.6)
т
где ота_ с— асинхронный момент при включении ротора на гаситель¬
ное сопротивление, определяемый по формуле (8.2); Дот — снижение
асинхронного момента, определяемое по номограмме, приведенной на
рнс. 42 [34]. При пользовании номограммой производят следующие
операции: по данному значению s, для которого находят момент, опре¬
деляют произведение sT'j; по значениям Xd, Xj и sT'd определяют
изменение асинхронного момента при глухоподключенном воз¬
будителе: Дот положительное указывает на уменьшение, Дот отрица-
185

тельное — на увеличение момента против соответствующей характе¬
ристики с гасительным сопротивлением; полученное значение Дт под¬
ставляют в выражение (8.5) и получают значение асинхронного мо¬
мента при данном значении скольжения с глухоподключенным возбу¬
дителем.
Следует обратить внимание, что у синхронных электродвигателей
с глухоподключенным возбудителем наблюдаются провалы в кривой
момента по сравнению с характеристикой при включении ротора на
разрядное сопротивление при скольжениях 0,02—0,03 и 0,4—0,5.
3.	РЕАКТИВНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ И ПУСКОВОЙ ТОК
ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ СКОЛЬЖЕНИЯ
Реактивное сопротивление двигателя во время разгона зависит
от скольжения. Пренебрегая активным сопротивлением обмотки ста¬
тора и пусковым коэффициентом мощности, зависимость сопротивле¬
ния асинхронного электродвигателя от скольжения можно выразить
соотношением [37]
1+(SK/S)2_ 1	Г1 + (SK/S)2
1-Нк '-т" V 1-Н2
(8.6)
где xs — реактивное сопротивление двигателя при скольжении з.
При скольжении, близком к единице, выражение (8.6) можно
Рис. 43. График измене¬
ния сопротивления син¬
хронного электродвигате¬
ля в зависимости от сколь¬
жения:
Z
Zn
5
4
3
2
15
1
3	0,8	0,6 Ofi 0,2	0
упростить:
1 1
xs = —

Іп	ти
Закон изменения реактивного сопро¬
тивления синхронного электродвигателя
от скольжения можно представить следую¬
щей формулой:
где xsd’ xsq — Реактивные сопротивления по
продольной н поперечной осям:
Xd=х К[1 + (^У][1 + (^УІ .
“ /[1 + («Ѵі H + (*П<Л ’
s<7	“\/ i + (sr;0)2
При отсутствии данных для расчетов по формуле (8.7) зависимость
сопротивления синхронного двигателя z/zn от скольжения можно опре¬
делить по усредненной характеристике (рис. 43).
Для определения зависимости пускового тока двигателя от сколь¬
жения при номинальном напряжении пользуются выражением
l,ls ‘в |/	1 + (Sb/s)2 ’
186

которое для двигателей с малым пусковым моментом можно упростить*
'ns ‘п ]/ У1 + (sK/s)2
4.	ДЛИТЕЛЬНОСТЬ ПУСКА И САМОЗАПУСКА
ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
Прн установившемся режиме вращающий момент двигателя равен
моменту сопротивления механизма, что и обеспечивает постоянство
частоты вращения вала агрегата двигатель — механизм. Если в силу
каких -либо причин это равновесие нарушается, то скорость агрегата
изменяется.
Изменение частоты вращения агрегата происходит под воздей¬
ствием избыточного (динамического) момента (наброс нагрузки, сни¬
жение напряжения сети, уменьшение тока возбуждения) ткзб =
= т& — тс, где тс — момент сопротивления механизма.
Если величина т1і3б положительна, то частота вращения агрегата
увеличивается, т. е. происходит разгон двигателя до тех пор, пока
не наступит равновесие между моментами двигателя и механизма при
большей частоте вращения. Если величина тазб отрицательна, то час¬
тота вращения агрегата будет уменьшаться, т. е. будет происходить
выбег. Выбег может быть полным (до остановки агрегата), если в про¬
цессе торможения избыточный момент все время отрицательный, или
частичным — до некоторой меньшей, чем в нормальном режиме, час¬
тоты вращения, если в процессе торможения избыточный момент ста¬
нет положительным.
Самозапуск сочетает в себе два процесса: выбег двигателей при
сниженном напряжении (как правило, частичный) и разгон до номи¬
нальной частоты вращения при восстановлении напряжения требуе¬
мой величины.
Для определения времени пуска (разгона) следует знать относи¬
тельный избыточный момент и механическую постоянную времени
агрегата двигатель—механизм. Механическая постоянная времени чис¬
ленно равна времени, которое необходимо для разгона агрегата до числа
оборотов /2дВ н при относительном избыточном моменте, равном еди¬
нице:
у, 	 ^^агрЯдв. н .
364РДВ. н ’
/fl \2
СДа%р = ОД^в + ОдЦ^ ,
' “дв. н /
где ОДвгр, бДдв, СД^іех — соответственно маховые массы привода, элек¬
тродвигателя и механизма, приведенные в каталогах Т ■ Л12.
Механическую постоянную времени агрегата можно также опре¬
делить по кривой разгона. Касательная к начальной части кривой
разгона п (/) отсекает на оси t отрезок т.. Тогда механическая постоян-
' Рп
пая времени определяется как Т/ =	— пот?-, где Рпотр — мощность,
Гдв. н
потребляемая двигателем от сети до отключения. Длительность разгона
двигателя определяют графоаналитическим способом, для чего характе¬
187

ристику избыточного момента разбивают на î интервалов, в пределах
которых изменение моментов происходит по прямой (рис. 44). Тогда
время пуска (разгона) агрегата можно определить по следующей фор¬
муле, с:
N
где As(.— изменение скольжения на î-м участке (1, 2 ... N); тна6{ —
среднее значение избыточного момента на î-м участке, определяемое
как разность моментов двигателя и механизма для каждого (-го участка.
Рис. 44. Кривые для определе¬
ния времени разгона:
Г— момент двигателя: 2 — момент
сопротивления; 3-» избыточный мо¬
мент
Рис. 45. Обобщенные кри¬
вые времени разгона син¬
хронного электродвигате¬
ля в зависимости от на¬
пряжения при различных
кратностях максимального
момента
Прн расчетах по формуле (8.8) следует иметь в виду, что при пуске
(разгоне) As отрицательны, тнзб положительны; при выбеге As — поло¬
жительны, тизб отрицательны.
Относительное время разгона агрегата
N
. _	*п	_	у	AsZ
г	и	т
I	і=1	1,361
(8.9)
Приняв в выражении (8.9) относительный избыточный момент тнзб
равным среднему ускоряющему моменту за время пуска тизб , полу¬
чим упрощенные выражения для определения времени разгона:
*, = — т.

”	’ тнзб. ср
As
тизб. ср
(8.10)
(8.11)
В выражениях (8.10), (8.11) принимают: As — s — sH—для
асинхронных электродвигателей; As = s — 0,05 — для синхронных
188

электродвигателей; s — скольжение, до которого электродвигатель за*
тормозится при снижении или исчезновении напряжения на его выво-
дах во время выбега.
На рис. 45 приведены обобщенные кривые времени разгона (в до¬
лях механической постоянной времени) синхронных двигателей в за¬
висимости от напряжения при значениях отс м к = 1.6...3.
Время самозапуска tc определяют:
прн постоянном избыточном моменте электродвигателя
; = —T.-Aï-
с ' тн3б
(8.12)
при переменном избыточном моменте и начальном скольжении
%ч >0,5
		у Г 2sl — 1	I	!	 ]п тчзб. к 1 .
1 L'W. 1 тизб. НЧ 2 (тпзб. к тизб. нч) %зб. нч J
(8.13)
прн переменном избыточном моменте и знч < 0,5:
= —Т 		In —изб~ 3 .	(8.14)
' т^б.З~тКЗб.2 тнзб.
В выражениях (8.12)—(8.14) приняты следующие обозначения: s—
начальное скольжение самозапуска; s2 — скольжения соответственно
при SH4 > 0,5 и SH4 < 0,5; тизб- р тизб_ нч, тнзб. к — избыточный мо¬
мент соответственно при s= 1, s =0,5, s = sK, о. e.; тизб 2, м1ізб. з—
избыточный момент соответственно в начале и в конце самоза¬
пуска, о. е.
При КЗ, близких от шин, когда напряжение на выводах электро¬
двигателей практически снижается до нуля, выбег каждого электро¬
двигателя происходит индивидуально.
Для агрегатов с Ту 1 с снижение частоты вращения за первые
0,5—1 с не зависит от характера момента сопротивления и происхо¬
дит одинаково. Потерю частоты вращения для таких двигателей при
постоянном избыточном моменте определяют так:
для одиночного двигателя
Дп .	k<, .
и ~ s “ *пе₽ ‘ту ’
для группы двигателей
Дп
п
N
,р
SI дв. ні
T- ■
J3l
scp ^пер
дв. ні
где Дп — снижение частоты вращения двигателя, о. e.; ks — коэффи¬
циент загрузки двигателей, о, е.; /пер—время перерыва питания, с;
189

/V —число двигателей в группе; 7 ,-о —эквивалентная механическая
J0'
постоянная агрегатов, участвующих в выбеге:
£=1
364 £ Щ, н(-
і=1
Относительное число оборотов, до которых затормозился двига-
тель при заданной длительности перерыва питания,
— * ^з^пер-
При выбеге с нагрузкой ниже номинальной полученный резуль¬
тат следует умножить на величину f ka, где ka < 1.
Снижение частоты вращения электродвигателями при перерыве
питания в значительной степени зависит от напряжения, поддержи¬
ваемого электродвигателями на шинах, вследствие наличия остаточ¬
ного магнитного потока.
При отключении электродвигателей напряжение на их зажимах
скачком падает до значения около 0,85 номинального и затем, по мере
выбега, у асинхронных электродвигателей быстро уменьшается до
нуля, а у синхронных, благодаря наличию релейной форсировки воз¬
буждения, напряжение уменьшается более медленно н длительное
время поддерживается на уровне 0,7—0,8 номинального.
5.	НАГРЕВ ДВИГАТЕЛЕЙ
Постоянная времени нагрева представляет собой время, в течение
которого тело, имеющее удельную теплоемкость с и массу G, нагре¬
вается до превышения температуры т при ежесекундном выделении
в нем количества тепла Q и при отсутствии рассеяния тепла с его по¬
верхности:
где с — удельная теплоемкость, Вт ■ с/кг • °C; р — удельное сопро¬
тивление, О I • мм2/м; т — превышение температуры обмоток над ох¬
лаждающей средой, °C; /н — номинальная плотность тока, А/мм2; kB—
коэффициент, учитывающий увеличение сопротивления вследствие вы¬
теснения тока.
Допустимое время разгона синхронного и асинхронного двигате¬
лей определяется температурой перегрева обмоток статора и ротора.
Дополнительный нагрев статорной обмотки электродвигателя [6]
при пуске
175 п’
при самозапуске
где П^нач — ничальное напряжение пуска, о. е.; ?экв — эквивалентное
(среднеквадратичное) значение пускового тока за время пуска, равное
190

0,93, о. е.; /н — номинальная плотность тока для электродвигателей
напряжением 6 кВ, равная у синхронных /н — 4,5 . . . 5,2 А/мм2, у асин¬
хронных /н = 5,5 . . . 6,2 А/мм2.
Дополнительный нагрев статорной обмотки допускает 135 °C. Про¬
верку дополнительного нагрева статорной обмотки практически сле¬
дует производить при длительности разгона свыше 20 с. Дополнитель¬
ный нагрев пусковой роторной обмотки
Т-Р t
âT=lp_*!L“ "
G	Zn. X
где /п х — продолжительность, с, пуска электродвигателя, работаю¬
щего на холостом ходу, определяемая при тс = 0.
Температура перегрева поверхности ротора в конце пуска электро¬
двигателя, °C
"^рот =	1 Sn) % н sn’
где s — скольжение в конце разгона электродвигателя (для синхрон¬
ного sn = 0,05); тѵ — температура перегрева поверхности бочки ротора
разгоне электродвигателя:
асинхронного — до sn = sH,
синхронного — до \, = 0
прямом пуске и «п = 0,05
пуске на пониженном на-
— темпера¬
вышения температуры поверхности
бочки ротора турбодвигателя от
продолжительности пуска
при
для
ДЛЯ
при
при
пряжении, °C; т0 н
тура перегрева поверхности боч¬
ки ротора при номинальном на¬
пряжении, °C.
Значения т„, тин для тур¬
бодвигателей можно определить
по кривым превышения темпе¬
ратур, достигаемых за время
пуска электродвигателя в зави¬
симости от фиктивного време¬
ни ф и удельных потерь
в роторе Др (рис. 46).
Удельные потери в роторе
в начальный момент при неподвижном роторе составляют, кВт/м2:
tn Р
D	г ДВ. Н . ,2
др = —	1/^ач,
'б. р
где F6 = 0,65 ndl — поверхность бочки ротора по головкам зубцов,
M2(d, I — диаметр и длина бочки ротора, м; 0,65 — коэффициент, учи¬
тывающий уменьшение поверхности за счет зубцов).
Фиктивное время находится на пересечении касательной к началь¬
ной части кривой разгона электродвигателя s= f (1) с прямой s= 0.
Перегрев поверхности ротора при самозапуске можно определить из
выражения
ми ,
Т '0,786' с‘
Нагрев ротора практически следует проверять при длительности
разгона более 10с. Для одноклеточных электродвигателей допустимый
нагрев ротора равен 250 °C и для двухклеточных — 300 °C;
191

Для определения максимально допустимого времени разгона
синхронных электродвигателей по условию допустимого перегрева
статорной обмотки можно пользоваться следующими расчетными вы¬
ражениями, °C:
для обмоток класса А с предельно допустимой температурой пере¬
грева-45 °C /п.макс= 7850//п;
для обмоток класса В с предельно допустимой температурой пере¬
грева— 60 °C /п макс = 10500//^, где /п — пусковая плотность тока
(/п = 23 ... 25 А/мм2).
Приведенная аналитическая методика определения нагрева дви¬
гателей предусматривает один пуск из горячего состояния или два
пуска из холодного состояния. Следует учитывать, что температуры,
получаемые при аналитических расчетах, несколько выше действи¬
тельных. Наличие запаса желательно, так как при расчетах по упро¬
щенным формулам не учитываются возможные местные повышения
температуры на торцах ротора.
6.	СПОСОБЫ И СХЕМЫ ПУСКА
В зависимости от способа включения статора применяют сле¬
дующие схемы пуска высоковольтных двигателей (рис. 47): а) прямое
включение (рис. 47, о); б) включение через пусковые устройства: реак¬
192

торные схемы — включение реактора перед двигателем или в нейтраль
обмотки статора (рис. 47, б, в); трансформаторные схемы — включе¬
ние трансформатора перед двигателем или в нейтраль обмотки статора
(рис.. 47, г, д); автотрансформаторная схема (рис. 47, в); схема блока
трансформатор—двигатель (рис. 47, ж).
В зависимости от способа включения обмотки возбуждения мож¬
но выделить следующие схемы пуска синхронных электродвигателей
Рис. 48. Схемы включения обмоток возбуждения син¬
хронных электродвигателей
(рис. 48): с постоянно включенным возбудителем (рис. 48, с); с пере¬
ключением на время пуска обмотки возбуждения на гасительное сопро¬
тивление (рис. 48, б); с последовательным включением сопротивления
в цепь обмотки возбуждения (рис. 48, в); с питанием обмоткн возбуж¬
дения от выпрямителя (рис. 48, г).
Основными способами пуска двигателей низкого напряжения
являются (рис. 49): прямое включение (рис. 49, а), прямое включение
Рнс. 49. Схемы пуска двигателей низкого напряжения
с реверсированием (рис. 49, б); схемы пуска с переключением с тре¬
угольника на звезду (рис. 49, б); включение активного сопротивления
(рис. 49, г); переключение числа полюсов (рис. 49, д).
Выбор способа пуска электроприводов определяется следующей
совокупностью факторов: допустимой потерей напряжения в питаю¬
щей сети; значением момента сопротивления рабочего механизма; пере¬
грузкой сетевых трансформаторов пусковыми токами; моментом инер¬
ции системы привода; допустимой длительностью пуска; максимально
допустимым ускорением рабочего механизма; свойствами самого дви¬
гателя, в особенности, его механической и тепловой прочностью; эко¬
номичностью пусковых устройств и их эксплуатацией.
7 4-412
193

7. ПРЯМОЙ пуск высоковольтных электродвигателей
Схема прямого пуска от полного напряжения сети является наибо¬
лее простой и эффективной. Значительные пусковые токи при прямом
пуске, пропорциональные напряжению сети, обусловливают резкое
повышение избыточного момента и соответствующее сокращение вре¬
мени пуска. Тепловое воздействие при. прямом пуске асинхронных
двигателей и явнополюсных синхронных получается таким, что на¬
грев обмоток за время пуска меньше, чем при пуске от пониженного
напряжения. По механическим воздействиям на обмотки двигателей,
выпускаемых в соответствии с ГОСТ 183—74*, также допускается
пуск от полного напряжения сети. В общем случае конструкции со¬
временных асинхронных и явнополюсных синхронных электродвига¬
телей приспособлены к условиям прямого пуска.
Турбодвигатели, как правило, не допускают прямого пуска от
полного напряжения сети, поскольку при таком пуске имеется опас¬
ность чрезмерного нагрева наружного слоя бочки ротора из-за вытес¬
нения тока (поверхностный эффект).
По воздействию на сеть прямой пуск допускается при условии,
что напряжение на шинах источника питания при пуске не будет ниже
определенного предела, при котором обеспечивается нормальная ра¬
бота других потребителей. В соответствии с инструкцией по проектиро¬
ванию электроснабжения промышленных предприятий (СН174—75)
снижение напряжения на шинах 6—10 кВ источника питания при
пусках не должно превышать 10—15 % от номинального при питании
осветительной и смешанной нагрузок и до 20—25 % при питании чисто
силовой нагрузки (25 % допускается при редких пусках — 1 раз
в смену).
Для электродвигателей напряжением выше 1000 В периодическую
составляющую пускового тока, определяемую для начального периода
пуска, рассчитывают без учета активного сопротивления двигателя
и питающей сети. С учетом указанных допущений ток при пуске
двигателя через трансформатор или реактивную кабельную линию ог
шин бесконечной мощности
Хдв + хс ’
(8.15)
где иш — напряжение на шинах до включения двигателя, при пуске
от ненагруженного трансформатора = Uc == 1,05; хс — индуктивное
сопротивление питающей сети; хдв — индуктивное сопротивление дви¬
гателя до шин, принимаемое при прямом пуске синхронного электро¬
двигателя
хдв = ~2 (Х4/ "Ь хс^*
Напряжение на шинах источника питания при пуске от мощной
системы
ІД.В.. п
с»
U	— и
X .Л. Х <
лдв хс
где zв определяется по данным каталога (при s = 1) (z в — 7-”-—,)
\ 'пуск /
Кроме вышеуказанного, формула (8.15) в одинаковой степени
справедлива также в случаях, когда электродвигатель пускается от
194

загруженного трансформатора или нагруженной кабельной линии;
от трансформатора с АРПН или без АРПН (в первом случае напряже¬
ние на шинах задается уставкой АРПН, во втором — напряжение яв¬
ляется функцией нагрузки); от шин, к которым подключены другие
синхронные электродвигатели, эти электродвигатели следует учиты¬
вать при определении пускового тока — при этом для синхронных
электродвигателей, оборудованных автоматическим регулированием
возбуждения или устройством форсировки возбуждения, принимают
Uc — Е" и хдв = х';', а для не имеющих указанных устройств — Uc =
== и хдв х^.
Проверку перегрузочной способности трансформаторов пусковыми
токами в соответствии с ГОСТ 11677—75* выполняют при времени
пуска более 15 с. По динамическому воздей¬
ствию на трансформатор допускается 6 пус¬
ков в сутки при четырехкратном токе пере¬
грузки. По тепловому воздействию на транс¬
форматор пусковая мощность, длительность
и число пусков ограничиваются предельной
температурой обмоток трансформатора, кото¬
рая не должна превышать 160 °C. Допусти¬
мое число пусков можно определить по кри¬
вым, приведенным на рис, 50,
Рис. 50. Кривые для определения числа допус¬
тим ых пусков через трансформатор в сутки (N)
в зависимости от их длительности (Гп) при раз¬
личных кратностях пускового тока (іп):
&Tp—* отношение номинальной мощности траисформато*
ра к мощности,' требуемой без учета пусков
Как правило, для значительной группы механизмов (насосов, вен¬
тиляторов, компрессоров и т. д.) длительность пуска не превышает 15 с,
а число пусков в смену незначительно. Поэтому двигатели с пусковыми
токами не выше 4	5-кратного от номинального обычно допускают
прямой пуск от трансформаторов соизмеримой мощности, так как
перегрузка трансформатора пусковыми токами не будет превышать
четырехкратной величины.
Допустимость прямого пуска по действию на сеть при условии
= (0,8 . . . 0,9) Uc и ?дв = хдв для синхронных электродвигателей
можно оценить по следующим условиям [32]:
при редких пусках хдв>4хс;
при частых пусках хдв > 9хс.	(о-10)
Если условие (8.16) не выполняется, то следует перейти к схемам
пуска с использованием пусковых устройств.
8. ПУСК ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
ПРИ ПОНИЖЕННОМ НАПРЯЖЕНИИ
И ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ ПУСКОВЫХ УСТРОЙСТВ
Если прямой пуск недопустим, то последовательно с двигателем
включают пусковое устройство с добавочным сопротивлением, датррое
должно удовлетворять следующим двум условиям [32]:
7*
195

1) напряжение на шинах источника питания не должно снижаться
ниже допустимого значения U', зависящего от характера потребителя
ХДВ + *Доб > ц,.
хдв + хдоб + хс
(8.17)
2) напряжение на выводах двигателя должно быть не более до¬
пустимого, задаваемого заводами-изготовителями, н достаточным для
разворота двигателя с заданной нагрузкой
'	< —	—	< U
доп. мин "	_|_ Хдоб 4- хс Д°п- макс’
(8.18)
где хдоб — индуктивное сопротивление пускового устройства; для син¬
хронных электродвигателей хдв = x"d, для асинхронных — хдв = адв.
Пусковой момент двигателя в начале пуска должен быть на 20—
30 % больше момента сопротивления механизма в неподвижном со¬
стоянии и не менее чем на 10 % больше на всем пути разгона. Это
условие будет выполнено, если
, *ДВ -V ,-)2 тп > (1,2 .. . 1,3) тс,
ДВ І ^доб <
откуда следует, что минимальное напряжение, при котором обес¬
печивается пуск двигателей,
-і/~(1,2... 1,3) тс
идоп. мин Г	т	’
Совместно решив неравенства (8.17) и (8.18), получим
1 ^ДОП. макс \	' ^доп. МИИ \
ДВ и	Лс / ■*=-Лдоб I хдв 77	хс] ■
доп. макс	/	\	доп. мин	'
Приняв достаточно распространенные условия пуска для синхронных
электродвигателей, сопротивления пусковых устройств можно оце¬
нить по следующим соотношениям [32]:
нз условия 1 при U' — 0,8 .. . 0,9
при редких пусках хдоб = 4хс — xd;
при частых пусках хдоб = 9хс — xd;
из условия 2
для турбодвигателей при Пдоп. макс = 0,65; {/доп- мин = 0,5
(0,544 - хс) « хдоб « (4- хс);
для явнополюсных машин при {/доп. макс = 0,85; 1/доп- ЬІИ„ = 0,5
(0,184 — хс) < хдоб < (х% - хс).
Реакторный пуск. Реакторные схемы пуска высоковольтных элек¬
тродвигателей, отличающиеся способом подключения пускового устрой¬
ства, приведены на рис. 47, б, в. В настоящее время в связи с отсут¬
ствием специальных пусковых реакторов в пусковых схемах электро¬
двигателей применяют серийные токоограннчивающие реакторы.
156

Напряжение на выводах электродвигателя в начальный момент
пуска
у _

ДВ'П *дв/5дв.н + хр/^н +
где л'р — индуктивное сопротивление реактора.
Понижение напряжения в электрической сети в начальный мо¬
мент пуска
с U
= (8і19)
хдв ^к.з
Остаточное напряжение на шинах источника питания
Сопротивление пускового реактора (группы реакторов), обеспечи¬
вающее требуемое начальное напряжение при заданных условиях
пуска,
х -RM-J		і-Ѵ
р~Кв.Л%.п / «kJ н'
' Номинальный ток реактора определяется из соотношения
/р-и ■> 1,3 ^-р	(8.20)
где Іп Ср — среднее значение пускового тока через реактор за время
одного пуска, А; а, tn — допустимое число пусков и длительность одного
пуска, с; С — постоянный коэффициент, зависящий от материала обмотки
реактора (для меди С = 122, для алюминия С = 82).
Среднее значение пускового тока через реактор определяется по
формуле
' 'п.ср~0,93іп{/дв.п/дв.н.	(8.21)
Номинальный ток реактора выбирают из условия обеспечения
трех пусков и нагрева реактора до 100 °C. Тогда для реактора с алю¬
миниевой обмоткой формула (8.20) с учетом выражения (8,21) прини¬
мает внд
/р.н^1,з^93^-п/дв-нГзГп.
Выбранный таким образом реактор должен удовлетворять усло¬
виям термической устойчивости. Прн проверке реактора на термиче¬
скую устойчивость определяют допустимость трех пусков подряд:
Лі.срУ&йс (У/Пкат-	(8.22)
В правую часть соотношения (8.22) подставляют данные по терми¬
ческой устойчивости, приведенные в каталогах на реакторы, кА • сѴа.
197

Пусковой реактор допускает трехкратный пуск, если его номи¬
нальный ток соответствует
^р.н "	• • • О ^дв.н’
По известным значениям хр и /р н определяют индуктивное сопро¬
тивление реактора (%), отнесенное к его номинальному току и напря¬
жению:
	 ^р.н ^ДВ.Н
По каталогу выбирают ближайшее значение хр кат,%, и приводят
это значение к базисным условиям, т. е, к номинальным параметрам
двигателя:
X	I	U
Лр.кат дв.н р.н
хр-б ~ юс 7	и
р.н дв.н
В соответствии с условием (8.18) следует проверить напряжение
на шинах источника питания при пуске двигателя от выбранного реак¬
тора.
Трансформаторный пуск. Трансформаторные схемы пуска высоко¬
вольтных электродвигателей, отличающиеся способом подключения
пускового устройства, приведены на рис. 47, г, д. Трансформаторная
схема на рис. 47, г аналогична схеме автотрансформаторного пуска.
Особенностью схемы, приведенной на рис. 47, д, является включение
силового трансформатора с закороченной вторичной обмоткой в нейт¬
раль электродвигателя. В настоящее время в связи с отсутствием спе¬
циальных устройств для пуска электродвигателя применяют силовые
трансформаторы общего назначения.
Напряжение на выводах электродвигателя в начальный момент
пуска:
для схемы на рис. 47, а
П	^Дв/^ДВ.ц) fenp	.	.<■,
дв.п	(J I V \2 I ’
(*ab/s«b-h)^p + s^jô()(1+w) + S~
для схемы на рис. 47, д
I/	^дв/^дв.н	 „9.
^ДВ.П-	и , у 12	.
X /$	1 к 1| отв) 1	1
дв/^дв.н -Г s	10р -Г 100 у -Г е
Понижение напряжения в электрической сети в начальный момент
пуска электродвигателя:
для схемы на рис. 47, г — аналогично реакторному пуску по вы¬
ражению (8.19);
для схемы на рис, 47, д
	 Дв.н ^дв. и Î
■’'дв.н ^К.З пр
(8.25)
Мощность
мое начальное
пускового трансформатора, обеспечивающая требуе-
напряжение при заданных условиях пуска:
198

для схемы на рис. 47, а
U I V \2
_JL 11 _і	Д?I
с	100 \	100 !
Тр“ /ç ь2 /	1		1
^дв'^дв.Лр I п ,	) S
\-дв.гигпр	1 к-з
(8.26)
для схемы на рис. 47, д
U / V \2
К I . ОТВ I
1CÔ V + 1СЙГ/
х ,s ( 1 -П- —
Дв/дВ-фдв.п ) SK.3
(8.27)
В формулах (8.23) — (8.27) введены следующие обозначения: /гпр —
коэффициент приведения [для схемы на рис. 47, г knp — feTp [ 1
V -,
ѵ отв 1
ÏÔCF1
для схемы на рис. 47, д — fenp=lj; /г тр — коэффициент трансформации
при установке переключателя на основном ответвлении
1
\ т₽ U
'	н.н
Ѵотв — отклонение напряжения ответвления регулируемой обмотки транс¬
форматора от номинального значения, %.
По каталогу принимают ближайшую стандартную мощность тран¬
сформатора STp н, мВ ■ А, и приводят его сопротивление к базисным
условиям, т. е. к номинальным параметрам двигателя:
	^Дв.н ^тр.н
хтр.б — 100 I и
тр.н дв.н
В соответствии с условием (8.18) следует проверить напряжение
на шинах источника питания при пуске двигателя от выбранного транс¬
форматора.
Как правило, длительность пуска на номинальном напряжении
составляет более 15 с. Поэтому в соответствии с ГОСТ 11677—75*
требуется проверка перегрузочной способности пускового трансфор¬
матора.
Температура обмотки трансформатора в конце пуска, °C,
Ѳкон = (235+ Ѳ0) (10^п_ 1) + Ѳ0,
где Ѳо — температура обмоток в начале пуска — при использовании
трансформатора в качестве пускового устройства принимают Ѳо = 35 °C;
р — показатель степени (р = 0,0855 /|.р н /грер ІО-4); / н — поминальная
плотность тока в обмотках трансформатора, А/мм2; fenep — кратность
перегрузки трансформатора пусковым током электродвигателя, опреде¬
ляемая следующим образом:
для схемы по рис. 47, г /ф1ер
'Sдв.н г'п^дв.п _
^тр.н^тр
Sдв.н І'п^дв.п
“ S.
для схемы по рис. 47, 5 fenep =
‘-’тр.н
Допустимая температура обмотки трансформатора в конце пуска
составляет 160 °C.
199

В соответствии с ГОСТ 11677—75* допустимое число пусков огра¬
ничено кратностью перегрузки трансформатора. Допустимое число
пусков через трансформатор определяют по кривым (рис. 50).
В табл. 56 приведены зависимости между параметрами пусковых
трансформаторов и характеристиками синхронных двигателей для
различных значений начального напряжения пуска. В схеме на рис.
47, а использованы трансформаторы напряжением 6/3,15 и 10/6,3 кВ
с UK = 5,5 % , а в схеме на рис. 47, д — также и трансформаторы
6(10)/0,4кВ. При этом отношение STpН/Рдв- н принимают с учетом
того, что шкала мощностей трансформаторов в МВ • А с шагом 1,6,
как правило, численно совпадает со шкалой мощности синхронных
электродвигателей в мегаваттах при коэффициенте мощности 0,9.
Данные табл. 56 показывают, что при начальном напряжении пуска
0,5 следует применять трансформаторную схему по рис. 47, г, а при
значениях 0,6—0,8 — схему по рис. 47, д. Устройства переключения
без возбуждения (ПБВ) с диапазоном регулирования ±2 X 2,5 %
позволяют изменять начальное напряжение пуска в схемах по рис.
47, а, д соответственно на ±5 и ± 10 %.
Автотрансформаторный пуск. Автотрансформаторная схема пуска
высоковольтного электродвигателя приведена на рис. 27, е. Коэффи¬
циент трансформации автотрансформатора выбирают из соотношений,
соответствующих условиям (8.17), (8.18) [32]:
0,9;
доп.макс
'с
О
	 	 дв “макс
■''дв «макс + ха
^Дв.п
^дв -п	2
*дв «мин
ДОП. МИН,
(8.28)
(8.29)
(8.30)
где « — коэффициент трансформации автотрансформатора (п = 17в н/1/ >
> 1); хаТ— сопротивление автотрансформатора, приведенное к напря¬
жению ÛB н.
Решив соотношение (8.28) относительно п, из условия обеспечения
напряжения на шинах источника питания 0,8—0,9 п’олучим
при редких пусках
/^хс *ат ,
4
при частых пусках
V Xd
Из выражений (8,29) и (8.30) для синхронных электродвигателей
получим
«НИ.=ГГ	+1/		Г—
^Доп.макс у \2 ^доп>макс/ Xd
,	1	/	1	\2 хс 4“ ^ат
«макс 53 9 и "Г I/ п~Гі I 7м •
х,ѵдоп.мин V \іѵдоп.мин/	<1
200

56. Параметры трансформаторных схем для пуска синхронных электродвигателей
Начальное напря¬
жение пуска
^ДВ. П’ °- е-
Номиналь¬
ное напря¬
жение ип
кВ
Сверхпереходное
сопротивление
о. е.
Схема пуска
Номинальное
напряжение
обмоток
трансфор¬
матора
УВ. и/*7н. и'
кВ
Регулиро¬
вочное ответ¬
вление иотв,
%
Отношение
мощности
трансформа¬
тора к мощ¬
ности элект¬
родвигателя
^тр. н/^дв. и
МВ • А/мВт
Кратность
перегрузки
трансфор¬
матора
^пер
0,48...0,5
6
0,11...0,23
рис. 47, г
6/3,15
—5; —2,5
1
2,7...1,2
0,18...0,25
—5
0,63
2,5... 1,9
0,5...0,55
10
0,09...0,19
10/6,3
0...+5
1
3,9...2,3
0,14...0,25 J
0...+5
0,63
4...2,5
0,6...0,65
0,08...0,12
6/0,4
+5
1,2
5...3.7
0,10...0,13
6/3,15
+5
1
5,5...4
0,13. ..0,19*
10/6,3
—5...Н-5
1
4...3
0,19...0,23
10/0,4
+5
0,63
5,5...5
0,7
>
6, 10
0,10...0,15
>
рис. 47, д
—5...Н-5
1.6
4,2...2,8
0,13...0,17
—5...-Н5
1
4,8...3,2
0,25... 0,27
+5
0,63
4,8...4
0,8	j
0,14...0,1 J
—5.„4-5
1,6
4...3.3
• Применяется трансформатор с повышенным значением IZK = 8 %•
Примечание. Нижние границы интервалов изменения величин УДВг п;х$;а0ІВ соответствуют друг другу, а также верхним гра«
о	лицам йпер.

Выбранный коэффициент трансформации автотрансформатора
/гмакс п /гмин- После того как коэффициент трансформации я авто¬
трансформатора выбран, следует проверить напряжение на шинах
при пуске двигателя в соответствии с неравенствами (8.17), (8.18).
Если отсутствуют данные по индуктивному сопротивлению авто¬
трансформатора, можно в расчетах по соотношениям (8.28) — (8.30)
принять хат = 0.
Пуск по схеме блок трансформатор — двигатель. Пуск высоко¬
вольтного электродвигателя по схеме блок трансформатор — двига¬
тель приведен на рис. 47, ж. При пуске двигателя от сети высшего на¬
пряжения (35, 110, 220 кВ) через трансформатор условия (8.17), (8.18)
обычно выполняются. Номинальная мощность трансформатора, как
правило, должна быть на 20—30 % больше кажущейся номинальной
мощности двигателя. Кроме того, трансформатор необходимо прове¬
рить на термическую устойчивость при условии двух пусков подряд.
Для крупных двигателей обычно большее число пусков подряд не до¬
пускается.
На термическую устойчивость мощность трансформатора при
пуске синхронного электродвигателя проверяют следующим обра¬
зом [32]:
при 2^п < 5с
//	\2	/ ял \2
2^п<900	~ ~ (І/К5ДВ.Н +	)2;
Ѵдв.п '°ДВ.Н
(8.31)
при 2tn > 5с
2fn<5
^к^дв.н ~Ь ^к.з и
■UKSK.3 и + STP.H 5дв.н .
(8.32)
где SK#3K — мощность КЗ, при которой производятся испытания транс¬
форматора по ГОСТ 3484—77*: при классе напряжения обмотки ВН
6кВ 5к зи= 1000 мВА; при классе 10—35 кВ SK3K = 1500 мВА; при
классе 110 кВ SK 3 и— 5000 мВА и при классе 220 кВ SK 3 и= 10000 мВА.
Если действительное время пуска превышает значения, получае¬
мые по выражениям (8.31), (8.32), следует выбрать более мощный транс¬
форматор.
Рекомендации по применению схем пуска высоковольтных элект¬
родвигателей. Основные соотношения токов и моментов для рассмот¬
ренных схем пуска в зависимости от величины напряжения на выводах
двигателей в начальный момент пуска Ддв_ п приведены в табл. 57.
Наиболее предпочтительной является схема прямого пуска вы¬
соковольтных электродвигателей, а для синхронных двигателей —
схема прямого асинхронного пуска. Однако для широкого ряда типо¬
размеров асинхронных и синхронных электродвигателей напряже¬
нием би 10 кВ такая схема неприемлема, потому что заводы-изгото¬
вители в определенных условиях требуют ограничить их пусковое
напряжение. Для высоковольтных двигателей, предназначенных для
механизмов с большими моментами инерции, это ограничение вы¬
звано, в основном, условиями термической и динамической устойчи¬
вости. Кроме того, пусковое напряжение крупных двигателей ограни¬
чивается допустимым значением снижения напряжения в питающей
сети в соответствии с СН 174—75. В этих условиях приходится при¬
менять реакторные (трансформаторные) схемы пуска как наиболее
апробированные,
202

57. Соотношения токов и моментов для основных схем пуска
Расчетная величина
Реакторный
пуск
Трансфор¬
маторный
пуск
Ав тотранс-
форматорный
пуск
Пуск через
блок транс¬
форматор-
двигатель
Ток в обмотке
двигателя
‘п =
= ^ДВ.пХ
Х*п
гп =
= "дв. п X
Хіп
“ ^ДВ. П
X гп
‘п =
= U№. п X
X і„
Ток, потребляемый
двигателем из сети
»с = £г
‘с = ‘п
£с =
~ ^дв. п X
Хіп
Zc='n
Начальный момент
двигателя
тп =
= ^дв.пХ
хтп
X
JL
s Vх-
II
Іі
XftTo-p.
J3’ II
x
X
И с sc
е Vх
				II
Примечание, if'; кратность пускового тока и начального момента дви¬
гателя при сниженном напряжении, о. е.
В современных промышленных сетях напряжением 6—10 кВ реак¬
торный (трансформаторный) пуск, как правило, может быть осуществ¬
лен. Пуск через реактор (трансформатор), включенный в нейтраль
двигателя, происходит плавно без толчков тока, так как по мере раз¬
ворачивания двигателя и снижения пускового тока напряжение на
двигателе плавно возрастает и в конце пуска незначительно отлича¬
ется от номинального. Если при выборе реактора возникают затруд¬
нения, следует проверить возможность снижения допустимого напря¬
жения на выводах двигателя. Такая возможность имеется при пуске
двигателя без нагрузки.
Если сеть недостаточно мощна и одновременное удовлетворение
условий (8.17), (8.18) невозможно, следует рассматривать вопрос о це¬
лесообразности'пуска двигателя от сети ВН (35, 110, 220 кВ) по схеме
блока трансформатор — двигатель. Этот способ может быть рекомен¬
дован при небольшом числе крупных двигателей. Увеличение количе¬
ства и общей установленной мощности трансформаторов в этом случае
компенсируется тем, что в значительной степени устраняется влияние
пусковых токов на потребителей, присоединенных к сети 6 (10 ) кВ,
и реактивности трансформатора, как правило, оказывается достаточ¬
но, чтобы при пуске снизить напряжение у двигателя до заданных пре¬
делов и без помощи реактора добиться приемлемого напряжения на
шинах источника питания.
Автотрансформаторный пуск значительно сложнее реакторного,
требует большего количества оборудования и аппаратуры. Схема
автотрансформаторного пуска менее надежна в эксплуатации, так
как имеют место случаи частого отказа в работе сложной автоматики
пуска. Кроме того, при размыкании контактов масляного выключа¬
теля в нуле автотрансформатора и при переключении от пускового
203

напряжения на полное напряжение сети происходит толчок тока.
Фактически при автотрансформаторном пуске напряжение возрастает
плавно только до напряжения, соответствующего пусковому ответвле¬
нию автотрансформатора. Поэтому автотрансформаторный пуск вы¬
соковольтных двигателей следует применять только тогда, когда дру¬
гие способы пуска не проходят или по каким-либо соображениям их
применение нецелесообразно. Таким образом, реакторная и трансфор¬
маторная схемы являются основными схемами пуска высоковольтных
двигателей на пониженном напряжении.
Технико-экономические расчеты позволили обосновать области
применения этих схем для пуска высоковольтных синхронных двига¬
телей (табл. 58, 59). Анализ полученных данных показал, что трансфор¬
маторные схемы на рис. 47, а, д с трансформаторами мощностью соот¬
ветственно до 1000 и 1600 кВ » А экономичнее реакторной схемы,
если при тех же условиях пуска в ней установлено более двух одинар¬
ных реакторов; при мощности трансформаторов 1600—2500 кВ • А —
более двух сдвоенных реакторов; при мощности 2500—4000 кВ •' А —
более трех сдвоенных реакторов.
58, Области применения трансформаторных схем пуска
синхронных электродвигателей
Начальное
напряже¬
ние пуска
^дв. п»
о. е.
Мощность
электродви¬
гателя
рдв. Н. кВт
Минимальное
сверхпере¬
ходное со¬
противление
*3« °-е-
Начальное
напряже¬
ние пуска
^дв. п»
о. е.
Мощность
электродви¬
гателя
^дв. н» к^т
Минимальное
сверхпере¬
ходное сопро¬
тивление
о. е.
Номинальное напряжение
Номинальное напряжение
ин = 6 кВ
UB = 10 кВ
0,5
630...2000
0,11
0,5
630...2500
0,09
2500...3200
0,18
3200
4000
0,11
0,15
0,6
630... 1250
0,08
5000
0,17
2000...3200
0.19
0,6
6300
630...800
0,21
0,08
0,7
630...800
0,1
1000...2500
0,11
1000... 1250
0,13
0,7
3200...4000
630...800
0,19
0,1
1600
0,15
1000...2500
0,13
0,8
630... 1000
0,14*
0,8
3200...4000
630... 1000
0,22
0,14*
* При ПдВ п = 0,8 максимальное значение хд «4 0,17.
Реакторную схему (рис. 47, б) целесообразно применять для элек¬
тродвигателей 6 (10) кВ мощностью до 3200—6300 кВт при значениях
сверхпереходного сопротивления меньше указанных в табл. 58 и для
электродвигателей большей мощности согласно табл. 59. При опрёде-
лении условий применения реакторного пуска учтено требование
СН 174—75 к допустимому значению снижения напряжения (20 %).
Исходя из этого, мощности КЗ в сети, приведенные в табл. 59, явля¬
ются минимально допустимыми при указанных интервалах значений
204

сверхпереходного сопротивления (нижняя граница интервала x'î со¬
ответствует верхней границе SK 3). При меньшем значении сверхпере¬
ходного сопротивления параметры существующих токоограничиваю¬
щих реакторов не обеспечивают заданных условий пуска, а при боль¬
ших значениях начальное напряжение и допустимое снижение напря-
59. Области применения реакторных схем пуска синхронных
электродвигателей мощностью 5000—25 000 кВт
ое на-
е пуска
о. е.
ъ эле кт-
геля
кВт
ф
о
м- Ф
«5
и g
•
X Д к
я £ я
а °и
•с S’ га
2
я
я о
« м
О Ф о
гь элект-
геля
кВт
реходное
зление
Мощность мини¬
мальная корот¬
кого замыкания
SK, 3, MBA
Начальиі
пр я жени
^дв. п, 1
Мощное!
род вига'
рдв. н>
g
д
ОиН
SS® й
=Г;Э Р ”
5 га о «
S и со
Начальи
пряжени
УДВ. П’
Мощное'
р одвигаі
рдв. и>
Сперхпе
сопротиі
x'fr, о. е
Номинальное напряжение
Номинальное напряжение
^н
= 6 кВ
L
н= 10 кВ
0,5
6300
0,08
200
0,5
6300
0,08...0,21**
1 200
8000
0,08...0,1
250...200
8000
0,08...0,11
250...200
10000
0,08... 0,14
350...200
10000
0,08...0,13
350...200
15 000
0,08...0,18
500...200
15000
0,08...0,18
500. ..200
20000
0,13...0,27
450...200
20 000
0,09...0,27
600...200
22000
0,13...0,27
500...250
22 000
0,11—0,27
500...250
24 500
0,15...0,27
500... 250
24 500
0,11...0,27
600...250
0,6
6300
0,08... 0,1
250...200
0,6
6300
0,08...0,1
250...200
8000
0,08...0,11
300...200
8000
0,08...0,11
300...200
10 000
0 08...0,16
400...200
10000
0,08...0,16
400...200
15000
0 13...0,25
400...200
15 000
0,08... 0,25
600...200
20000
0’17... 0,27
500...250
20 000
0,13...0,27
550... 250
22000
0’19...0,27
600...300
22 000
0,13...0,27
600...300
24 500
О’,21...0,27
600...300
0,7
24 500
0,13...0,27
600...300
0,7
5000
0,08...0,1
250...200
5000
0,08...0,1
250...200
6300
0,11...0,13
250...200
6300
0,08...0,13
300...200
8000
0,11...0,16
300...200
8000
0,08...0,16
400...200
10 000
0,15...0,22
300...200
10 000
0,11...0,22
300...200
•15000
0,15...0,27
500...300
15 000
0,11...0,27
500... 300
20 000
0,27...0,3
600...300
20 000
0,15...0,27
600...400
22000*
—
—
22 000
0,17...0,27
600...400
24 500*
•—
—
24 500
0,17... 0,27
600...400
0,8
5000
0,13...0,15
300... 200
0,8
5000
0,08...0,12
300...200
6300
0,15...0,19
300... 200
6300
0,11...0.15
350...200
8000
0,25...0,27
400... 200
йоо
8000
0,11...0,15
400...200
10000
0,27
10 000
0,15... 0,27
450...300
15000*
—
—
15000
0,19...0,27
500...400
20000*
—
——
20 000
0,25...0,27
550...400
22000*
—
22000
0,27
500
* При существующих типах реакторов пуск электродвигателей 6 кВ мощностью
свыше 15000 кВт при хд — 0,08...0,3 не обеспечивается при С/дв п = 0,7...0,8.
** Значение = 0,21 обусловлено применением более экономичной трансформа¬
торной схемы согласно табл. 58.
205

жени я обеспечиваются при мощности КЗ, меньше нижней границы,
указанной в табл. 59.	/
Отметим также и технические особенности рассматриваемых реак¬
торных и трансформаторных схем. Преимуществом реакторного пуска
по сравнению с трансформаторным по схеме рис. 47, а,является боль¬
шая скорость нарастания напряжения на электродвигателе при пуске,
обусловливающая увеличение его входного момента и уменьшение
времени пуска. Этим же преимуществом обладает и^схема на рис. 47, д.
9.	ПУСК НИЗКОВОЛЬТНЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
При расчетах пуска низковольтных электродвигателей, так же
как и высоковольтных, активные сопротивления электродвигателя
и предварительную нагрузку можно не учитывать, так как проверка
возможности пуска, как правило, возникает в том случае, когда мощ¬
ность электродвигателя соизмерима с мощностью трансформатора. Для
ограничения пускового тока последовательно с электродвигателем низ¬
кого напряжения обычно включают активное сопротивление.
Реактивным сопротивлением питающей кабельной линии, которое
по сравнению с активным сопротивлением мало, можно пренебречь
и считать, что реактивное сопротивление является частью дополни¬
тельного активного сопротивления, которое требуется включить при
пуске низковольтного электродвигателя для ограничения его пусковой
0Рис. 51. Расчетная схема пус-
хс	ка электродвигателей на по¬
ниженном напряжении
	ис
мощности. Если мощность питающего трансформатора мала, то реак¬
тивность системы, отнесенная к мощности трансформатора, также мала
и ее можно не учитывать. В этом случае при первичном напряжении
0,66 и 0,4 кВ хс « хтр = 0,055. Схема замещения для случая пуска
низковольтного двигателя показана на рис. 51.
Полное сопротивление двигателя гдв пс последовательно включен¬
ным активным сопротивлением (с учетом активного сопротивления
линии)
г == У? л 4- х2
дв.п ’ доб т дв.п»
где хдв п— реактивное сопротивление электродвигателя при пуске,
о. е.; гдоб — добавочное активное сопротивление, включенное после-
206

довательн^ с двигателем, состоящее из постоянно включенных сопро¬
тивлений сети и из шунтируемого пускового сопротивления, о. е.
Реактйвные сопротивления электродвигателя при пуске и предва¬
рительной нагрузки, приведенные к мощности и напряжению транс¬
форматора (принимают за базисные) в относительных единицах, можно
определить так:
где t/тр — напряжение х. х. понизительного трансформатора со сторо¬
ны, к которой приводятся все сопротивления, кВ.
Эквивалентное сопротивление параллельно включенных электро¬
двигателя с добавочным сопротивлением ?доб и нагрузки хнаг
1 1	•	(8.33)
1	гдв.п Хнаг
При отсутствии добавочного активного сопротивления гдоб = О
г э » хэ. Введем обозначение хп у = —- Величину хпус назовем ус-
*дв.п
ловной пусковой реактивностью электродвигателя, при которой допустим
прямой пуск, о. е.
При отсутствии предварительной нагрузки (хнаг = 0) zs = 2ДВ п .
Учитывая, что хсЕ < г , геометрическое сложение можно заменить
алгебраическим:
?а = гэ + хса,	(8.34)
а если сопротивление хс + хл < хтр, то
гв = г9 + *Тр.	(8-35)
Остаточное напряжение на шинах вторичной стороны трансфор¬
матора .
z
U' = UÇ/,	(8.36)
где Uс принимают для трансформаторов 6 (10) / 0,4 (0,66) кВ равным
1,04 при использовании выражения (8.34) и 1,03 — выражения (8.35).
Напряжение на выводах электродвигателя в начальный момент
пуска
Кратность перегрузки трансформатора
kt = Uc/z^.	(8 37)
Выбор способа пуска низковольтного электродвигателя .опреде¬
ляется условиями, выраженными соотношениями (8,36) и (8,37),
2)7

В соответствии с условиями (8.36), (8.37) эквивалентное сопротив¬
ление электродвигателя равно	/
U'	/
гэ) = і/с — u,xcS>	/■	(8-38)
2<2>=-^-xcï.	/	(8.39)
При этом перегрузка трансформатора должна бить не выше допус¬
тимой величины, т. е. /г/ с доп_.	./
Прямой пуск. Подставив значение га из формул (8.38) и (8.39)
в формулу (8.33), получим соответственно значения условного пуско¬
вого сопротивления электродвигателя, при котором допустим прямой
пуск:	*
(I) Uc~ U1 1	1
xn.yc - V' ’ xcS хнаг:
(2)	»	1
W	*наг’
ki CL
При отсутствии предварительной нагрузки составляющая хІИГ =
= 0.
При Хп.ус<хп.ус способ пуска следует выбирать по соотношению
(8.36), а при х«>ус > х^2)у0 — условию (8.37). Если 1/хп < х^>ус или
1/хп< *п2ус, т0 пРямой пуск допустим.
Пуск через активное сопротивление. Если пусковая мощность
электродвигателя 1 /хп > х^ус или 1/хп>х^)ус, то для ограничения
пускового тока включают добавочное активное сопротивление, выбира¬
емое с таким расчетом, чтобы сопротивление двигателя с последова¬
тельно включенным сопротивлением было
Zn = і^Доб + ХДЕ.П *ІГ	(8.40)
С учетом неравенства (8.40) расчетное выражение для определения
добавочного активного сопротивления можно записать
гдоб г хп *дв.п •
Если электродвигатель присоединен к шинам через линию с актив¬
ным сопротивлением гл, то добавочное активное сопротивление
^доб ^доб ~ гл'
10.	ПУСК ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
ОТ ИСТОЧНИКА СОИЗМЕРИМОЙ МОЩНОСТИ
Пуск асинхронного с короткозамкнутым ротором и синхронного
электродвигателей, питающихся от источника соизмеримой мощности,
значительно отличается от пуска электродвигателей, питающихся от
мощного источника электроснабжения. При пуске от изолированных
синхронных генераторов (не работающих параллельно с энергосисте-
208

мой), мощность которых соизмерима с мощностью запускаемого элек¬
тродвигателя, пусковой ток электродвигателя, протекая по обмотке
синхронного генератора, вызывает резкое изменение реакции якоря
и возникновение переходных процессов в цепи возбуждения генерато¬
ра, резко изменяющих ток возбуждения. В связи с этим напряжение
на зажимах генератора и пускаемого электродвигателя резко падает.
Генераторы, как правило, оборудованы устройством для автома¬
тического регулирования напряжения, обеспечивающим форсировку
возбуждения не менее 1,5—2, благодаря чему после кратковременного
снижения напряжения при включении электродвигателя возбуждение
автоматически увеличится и напряжение на генераторе возрастет.
Ток электродвигателя при пуске от генераторов соизмеримой мощ¬
ности [32]
^.г.в
х", /14-х ^наг \ , v Sr.H.S
xdr г хдв „ I + х

\	^дв.н/ А г>дВ.н
(8.41)
где Sr Hji суммарная номинальная мощность генераторов, кВ ■ А;
хдв—индуктивное сопротивление цепи электродвигателя До шин источ¬
ника питания, приведенное к номинальной мощности электродвигателя,
для синхронных электродвигателей
" іг
ХДВ = Xd с— :
ДВ.Н
QHar—реактивная мощность нагрузки, квар;
Е г н «s 1 -j- 9н£Г.. x“â г ~ 1,05—1,1 — ЭДС генераторов;
^г.нД
<?
	 F.HÏ
Sar.H.i
xd.r.i
І=1
результирующее сопротивление всех параллельно работающих гене¬
раторов, приведенное к суммарной мощности генераторов, о. е.
Формула (8.41) получена в предположении, что нагрузка, подключен¬
ная к шинам, замещается постоянным индуктивным сопротивлением
хнаг = и ЭДС нагрузки £наг = 0.
’«наг
При пуске от генераторов соизмеримой мощности напряжение на
шинах на основании формулы (8,41)
ш / О \ S'
х" 14-х нач I 4- у r-IlL
xrfr I ' І *дв ? I Т Хдв с

\	ДВ.Н/	°ДВ.Н
Для обеспечения устойчивой работы генераторов снижение напря¬
жения на шинах при пуске электродвигателя не должно превышать
10—20 %. При заданной мощности генераторов и электродвигателя
209

повышение напряжения на шинах при пуске электродвигателя может
быть достигнуто за счет уменьшения ÇHar или за счет увеличения со¬
противления электродвигателя пуском его через пусковые/стройства.
Допустимую номинальную мощность синхронного электродвига¬
теля при пуске от изолированных генераторов можно определить из
неравенства	/
(	<?наг \ $
S„B.H<0,316SrH.B	(8.42)
Соотношение (8.42) определяется при условиях, что напряжение
на шинах источника питания при пуске не станет ниже 0,8, а номи¬
нальное напряжение генератора составит 1,05 номинального напряже¬
ния электродвигателя.
Следует иметь в виду, что соотношение (8.42) является необходи¬
мым, но не достаточным условием допустимости пуска электродвига¬
теля от генераторов соизмеримой мощности, так как это условие учи¬
тывает приближенно только располагаемую реактивную мощность ге¬
нератора. При пуске электродвигатель потребляет от сети активную
мощность, значение которой может превосходить двукратную номи¬
нальную мощность этого электродвигателя. Поэтому необходимо, что¬
бы располагаемая активная мощность генераторов была достаточной
для покрытия такого наброса нагрузки и чтобы регуляторы турбин
могли справляться с таким набросом.
Допустимая мощность синхронного электродвигателя, при пуске
которого напряжение на шинах источника питания останется неиз¬
менным,
«Дв. н < Sr. н. В (™с. М. Л - W.	(8.43)
где — кратность форсировки возбуждения генераторов, принимаемая
в расчетах 1,5; тс ы х—кратность максимального электромагнитного
момента генераторов при номинальном возбуждены.
Допустимая мощность асинхронного электродвигателя с коротко¬
замкнутым ротором при пуске от изолированных генераторов
5дв. н < °-736Sr. н. s Vos'Рдв. н’	<844)
где k)t — коэффициент, равный 0,35 для приводов с постоянным момен¬
том и 0,9 — с вентиляторным моментом.
Соотношения (8.42) — (8.44) справедливы для условий прямого
пуска двигателей. Стремление увеличить соизмеримость мощностей
источника питания и пускаемого электродвигателя приводит к приме¬
нению различных пусковых устройств.
11.	САМОЗАПУСК ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
Расчетная схема самозапуска электродвигателей приведена на
рнс. 52. Все расчетные соотношения приведены без учета активных
сопротивлений высоковольтных двигателей и низковольтных мощно¬
стью свыше 30 кВт. В расчетах использованы значения токов КЗ на
шинах источника питания в минимальных режимах.
Определение частоты вращения (скольжения), до которой затор¬
мозился агрегат за время перерыва питания, выполняется по данным
двигателя и механизма в соответствии с гл, 8,4,
210

Определение остаточного напряжения на шинах Источника пита¬
ния выполняется на основании следующего соотношения (рис. 52):
t/cxL
ОСТ	V I V ’
(8.45)
где /с, xs—суммарные ток и сопротивление самозапускающихся двига¬
телей и предварительно подключенной нагрузки, о. е.; хсЕ — сопротив¬
ление питающей сети до шин, к которым подключены самозапускаю-
щиеся двигатели, о. е.
Величину хх определяют из соотношения
^э^наг
Ху ——	'■'*
*э+*наг
где хэ — эквивалентное сопротивление всех самозапускающихся дви¬
гателей, подключенных к рассматриваемой секции шин высокого на¬
пряжения, о. е.; хнаг — сопротивление предварительно подключенной
нагрузки, о. е.
Напряжение Uc должно быть выше напряжения U'. Считая, что
U' равно номинальному напряжению приемников энергии при полной
нагрузке, в расчетах принимают (/с =
- 1,04...1,05.
Проверка перегрузки трансформа¬
тора токами самозапуска производит¬
ся на основании условий, изложенных
в гл. 8.7. Перегрузку трансформатора
при самозапуске определяют по вы¬
ражению
Рис. 52, Расчетная
схема самозапуска
электродвигателей
4
. и*
kr =	:

~Ь XcS
Если принять, что напряжение при
самозапуске должно быть не ниже
0,7 номинального, то для обеспече¬
ния самозапуска двигателей отношение
у, рдв. н с/5тр. И должно быть ориенти¬
ровочно не выше следующих значений:
1,2 при Uv трансформатора 0,08; 1,0 при
CJK=0,10; 0,7 при t/K=0,15.
Если загрузка самозапускаемых двигателей ниже номинальной
и допустимое напряжение самозапуска можно снизить, то приведен¬
ные соотношения могут быть увеличены путем умножения на коэффи¬
циент
IV
\Т.Р
U'
U'
в %С+ХЛ +%ТР
у	Пу - J
|Хда	U £X,tX„
*3
0,7
с =	— ,
^доп. с Vh
где 17д0П. с — допустимое напряжение самозапуска, о. е.
Определение асинхронного вращающегося момента при остаточной
напряжении, который для успешного самозапуска должен быть на
.10 % выше момента сопротивления механизма:
для механизмов с постоянным моментом сопротивления
(8.46)
211

для механизмов с вентиляторным моментом сопротивления
(8-47)
Для асинхронных электродвигателей выполнение условий (8.46)
или (8.47) достаточно для заключения о возможности успешного само¬
запуска. Для синхронных электродвигателей указанные условия яв¬
ляются необходимыми, но не достаточными. Для определения достаточ¬
ного условия самозапуска синхронного электродвигателя проверяют
возможность вхождения его в синхронизм при подсинхронном сколь¬
жении s = 0,02 — 0,08 (принимают® = 0,05). С этой целью выполняют
дальнейшие этапы вычисления.
Определение реактивного сопротивления двигателя по характери¬
стике xs = f (s) и остаточного напряжения на шинах источника пита¬
ния при подсинхронном скольжении. Для определения реактивного
сопротивления синхронного электродвигателя могут быть использо¬
ваны кривые, приведенные на рис. 43.
Определение вращающего момента при остаточном напряжении
и сравнение его с моментом сопротивления при подсинхронном сколь¬
жении:
І^ост cmBX^	—~ •	(8.48)
®к. с
Здесь з0 — минимальная величина скольжения, до которой двигатель
разгоняется под действием входного момента:
sK с — критическое значение скольжения, при котором обеспечи-,
вается быстрое вхождение двигателя в синхронизм после подачи воз¬
буждения (под действием синхронизирующего момента):
для двигателя, работающего вхолостую,
для двигателя, работающего под нагрузкой,
0ДЧ/Мс.м.к-0ДЧ
К. С	у	Т_
или
где ZB — кратность тока возбуждения при ресинхронизации (при отсут-
ствин форсировки возбуждения ZB = 1).
При соотношении sK 0>s0 синхронные электродвигатели не выпа¬
дут из синхронизма. Для увеличения значения sK с во время самозапуска
синхронного электродвигателя необходимо максимально использовать
форсировку возбуждения.
212

Отношение s0/sK. с показывает, при каком снижении напряжения
на выводах синхронный электродвигатель может втянуться в синхронизм;
l'oct
Время перерыва питания, в течение которого синхронный электро¬
двигатель не выйдет из синхронизма, составляет, с,
^.с.Доп<®к.с^-<?гКГ/(«1с.к.К-0.6/Пс).	(8.49)
с с
При выполнении этого соотношения, т. е., если вращающий мо¬
мент превышает момент сопротивления на 10 %, то этого достаточно для
создания ускорения, способного довести ротор синхронного электро¬
двигателя до синхронной частоты вращения. Если соотношение (8.49)
не выполняется, то следует предусматривать специальные меры, спо¬
собствующие вхождению электродвигателя в синхронизм — форси¬
ровка возбуждения, ресинхронизация, разгрузка двигателя по мощно¬
сти.
После сравнений вращающего момента электродвигателя с момен¬
том сопротивления механизма решается вопрос о возможности само¬
запуска электродвигателя с возбуждением, т. е. определяются условия,
возникающие при несинхронном включении электродвигателя в сеть.
Определение неотключаемой мощности самозапускающихся влек-
тродеигателей. Если при самозапуске всех подключенных электро¬
двигателей напряжение снижается до такого значения, что вхожде¬
ние в синхронизм не обеспечивается, то следует определить мощность
электродвигателей, вхождение в синхронизм которых будет обеспечено.
Для этого по известному значению остаточного напряжения опреде¬
ляют эквивалентное сопротивление самозапускающихся электродвига¬
телей и предварительно подключенной нагрузки
^СЕ^ОСТ
~ и —U
17 ост
(8.50)
Эквивалентное сопротивление самозапускающихся двигателей,
приведенное к базисным условиям, определяют из соотношений (8.50)
и (8.45)
Л. 	 уЕунаг		1
ХЕ *наг 5дв. с
(8.51)
Соотношение (8.51) определяет пусковую мощность двигателей
в относительных единицах, самозапуск которых обеспечен при допусти¬
мом снижении напряжения. Затем выполняют перевод в именованные
единицы (киловольт-амперы):
„	_ ^б/^ДВ.н\2
дв- с иб ) •
Число двигателей с одинаковыми параметрами, самозапуск кото¬
рых обеспечен по условию допустимого снижения напряжения.
^ДВ. СХЭ
213

где ^дв с — пусковая кажущаяся дность двигателя, при номинальном
напряжении, кВ * А:
Р і
s ' = дв’н п-s t
ДВ-С~СО5<рдв. н11дв н ’
—пусковой ток электродвигателя при скольжении s.
Определение допустимости несинхронного включения синхронных
двигателей. У синхронных электродвигателей большой мощности,
постоянная времени которых достигает нескольких секунд, и у элек¬
тродвигателей, работающих с большими недогрузками, при отключе¬
нии источника питания возбуждение затухает очень медленно. По¬
этому при работе устройств противоаварийной автоматики АПВ или
АВР и при отключении КЗ на смежных элементах сети происходит не¬
синхронное включение возбужденных синхронных электродвигателей.
Такое включение вызывает ток в обмотках синхронных электродвига¬
телей и электромагнитные моменты вращения, передающиеся по валам
этих двигателей, значения которых значительно превышают номиналь¬
ные и в ряде случаев представляют опасность для целости двигателей.
Максимальное значение периодической составляющей тока син¬
хронного электродвигателя при несинхронном включении в противо¬
фазе при Eq = Uc = 1,05 [32]:
для одного электродвигателя
,	+	2,1
/н.с = ет7£-И+7-;	(8-52)
х d к ЛсХ ЛгіГ ЛсЕ
для группы электродвигателей (предполагая выбег синхронным
и ЭДС за сверхпереходным индуктивным сопротивлением, равным
у всех двигателей) -
(8.53)
для группы п однотипных электродвигателей
2,1
xd + xcSn ’
(8.54)
для і-го электродвигателя
гелей
из группы однотипных электродвига-
(8.55)
(8.56)
Лі. с. і
для î-ro электродвигателя из группы, в которую входят синхрон¬
ные и асинхронные электродвигатели,
		2,1
• *эсд+ *э.л. д'
СЬ хэСДхэ. Л. Д ,
Эквивалентные проводимости 1/хэ, входящие в формулы (8,52) —
(8.56), определяют следующим образом:
214

для гр уппы п синхронных электродвигателей
п
хэ
y" ’
xdi
для группы n асинхронных электродвигателей
n
_L=y_L_.
x3 Li хдв. i ’
для группы п синхронных электродвигателей, подключенных
к шинам через общее дополнительное индуктивное сопротивление хдоб
(трансформатор, реактор и т. п.),
п
1 . »
х" ’ xd. доб
xd доб
Xd_
Э
т
где 1/Xjy = J] (I/*#) — результирующая проводимость параллельно
/=1 *
включенных двигателей, питающихся от одного трансформатора, реак¬
тора и т. п.; если дополнительное индуктивное сопротивление включено
в цепь только одного двигателя, то х'^ — x"j.
Максимальное значение электромагнитного момента вращения при
несинхронном включении в противофазе
для одного электродвигателя
2,72	/ _L3\
"/. ХСБ\ \	^С/
d
\ э /
для группы электродвигателей, подключенных к общим
через общий реактор или трансформатор,
-	2.72 Л
1 у" I
ЛЭ доб/
где Гс — результирующая постоянная времени
гр 		 rp*l гр lrT>fr I 'Т'
1 с~ 1 de 1 ас !1 de 1" 1 ас •
В выражениях (8.57) обозначено:
Тас =	+ хсг/гдв+ rcS — постоянная времени обмотки статора,
xd xd "Ь хсЕ „
* de ~~ 7" у J- у T". à
xd xd г acj 1 de
— сверхпереходная постоянная времени по продольной оси при замк¬
нутой через сопротивление системы обмотки статора, с;
mH.c
шинам
тн. с
у
*d доб|
(в радианах):
(8.57)
с;
т, _xd-Txc^T,
* de у I y 1 do
xd T xcS
215

— переходная постоянная времени по продольной 'оси при замкнутой
обмотке статора через сопротивление системы, с.
Допустимость несинхронного включения синхронных электро.
двигателей определяют по двум критериям [32]:
по электромагнитному моменту
Е"г
н. с о	G 'пн.с
по току
Е
н. сх<1 ~ZVr kj — 1,
U	xi. Ci
где femH. 0 — допустимая кратность превышения электромагнитного мо¬
мента по отношению к моменту вращения, возникающему при трехфаз-
ном КЗ, когда ЭДС электродвигателя равна 1, о. е.; Ul —допустимая
H. G
Рис. 53. Кривые допусти¬
мой кратности несинхрон¬
ного включения синхрон¬
ного электродвигателя:
1 — для двигателей мощ¬
ностью до 2000 кВт, допуска¬
ющих прямой пуск; 2 — для
двигателей большей мощности
и не допускающих пуск от
полного напряжения
кратность тока несинхронного включения
по отношению к току, возникающему в дви-
гателе при трехфазном КЗ, о. е.
В расчетах принимают для электро¬
двигателей, допускающих прямой пуск
1,1&тн с = 1,32; l,05feyH с = 1,7; не допус¬
кающих прямого пуска /гтн. с = с = 1-
Условие допустимости несинхронного
включения по току является определяю¬
щим. Время, в течение которого угол
сдвига фаз между ЭДС электродвигателя
и сети достигает противофазы (180°), с:
/,.ф-0.142 j/L'.
Обычно это время составляет 0,3—
0,6 с, поэтому проверка возможности не¬
синхронного включения ведется из расчета,
что ЭДС электродвигателя может нахо¬
диться в противофазе напряжению сети.
Поскольку каждому значению /н. сх'г'
при заданной величине Tj соответствует впол¬
не определенное значение тн. oxj, то по¬
строены кривые (рис. 53) зависимости
в которых учитывается допус¬
тимость несинхронного включения как по току, так и по моменту враще¬
ния [32]. Величина [Ін cxj] представляет собой кратность тока несин¬
хронного включения по отношению к пусковому току, при которой как
ток, так и момент вращения не превышают допустимого для данного
электродвигателя значения.
Из анализа рис. 53 видно, что для электродвигателей менее
2000 кВт допустимость несинхронного включения определяется
по току при Tj С 2,5 и моменту вращения при Tj > 2,5. Для электро¬
двигателей, не допускающих прямой пуск, и мощностью свыше 2000 кВт
допустимость несинхронного включения определяется по току при
£16

Tj C 6, при больших значениях Tj — величиной момента вращения.
При использовании данных рис. 53 допустимость несинхронного
включения двигателей определяют из соотношения
Sd = -	< ІА,. f (ті)-
1 _L cS X d доб
1 I vn
Лэ. доб
(8.58)
Когда условие (8.58) не выполняется, следует предусмотреть га¬
шение поля до включения двигателя. Как правило, можно ограничить¬
ся гашением поля до величины, при которой напряжение на выводах
двигателей снизится до (0,5...0,6) 17н.
Глава 9
КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
1.	ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
1 ОСТ 13109 — 67* нормируются следующие показатели качества
электроэнергии (ПКЭ) у ЭП:
при питании от электрических сетей трехфазного тока — откло¬
нение частоты, отклонение
размах колебаний напря¬
жения, коэффициент неси-
нусоидальностц напряже¬
ний и коэффициенты несим-
метрии и неуравновешен¬
ности напряжений;
при питании от элек¬
трических сетей однофазно¬
го тока — отклонение час¬
тоты, отклонение напряже¬
ния, размах колебаний час¬
тоты, размах колебаний на¬
пряжения и коэффициент
несинусоидальности напря¬
жения;
при питании от элек¬
трических сетей постоянно¬
го тока — отклонение на¬
пряжения, размах колеба¬
ний напряжения и коэффи¬
циент пульсации напряже¬
ния.
Значения ПКЭ должны находиться в допустимых пределах, с ин¬
тегральной вероятностью 0,95 за установленный стандартом период
времени измерений ( это означает, что можно не считаться с отдельными
превышениями нормируемых значений, если ожидаемая общая их
продолжительность составит менее 5 % за установленный период вре¬
мени). Нормируемые величины ПКЭ приведены в табл. 60, а установ¬
ленные периоды времени измерений — в табл. 61. Оценка всех ПКЭ,
относящихся к напряжению, производится по действующим его зна¬
чениям.
217

60. Допустимые значения ПКЭ по ГОСТ 13109—67*
№
п/п
пкэ
Допустимые значения
Примечания
1
Отклонение
пряжения V
на-
Для приборов рабо¬
чего освещения —2,5
ДО +5 %
Для электродвигате¬
лей и их пусковых
аппаратов —5 до
+ 10 %
Для остальных ЭП
—5 до +5 %
В послеаварийном ре¬
жиме допускается до¬
полнительное пониже¬
ние напряжения на
5%
2
Размахи колеба¬
ния напряжения
ÔV
Для ламп накалива¬
ния определяют по
кривой (рис. 54) в за¬
висимости от частоты
повторен ия или ин¬
тервала между сле¬
дующими друг за дру¬
гом изменениями на¬
пряжения
Если интервал между
соседними колебания¬
ми составляет 40 мсек
и менее, то колебание
рассматривается как
одно
3
Коэффициент
симметрии
пряжений е2
йе¬
на-
Для любого трехфаз¬
ного симметричного
ЭП < 2%
Соответствует	по
ГОСТ 23875—79 коэф¬
фициенту обратной
последовательности
напряжения
4
Коэффициент не-
у р а вновешеннос-
ти напряжения
Не должен превышать
значений, при кото¬
рых (с учетом других
влияющих факторов —
отклонения напряже¬
ния прямой последо¬
вательности, напря¬
жения обратной по¬
следовательности и
гармоник напряже¬
ния)	действующие
значения напряжений
не выходят за до¬
пустимые пределы в
п. 1
Определяется отноше¬
нием напряжения ну¬
левой последователь¬
ности основной часто¬
ты UG к номинально¬
му фазному напряже¬
нию
Соответствует	по
ГОСТ 23875—79 ко¬
эффициенту нулевой
последовательности
напряжения
5
Коэффициент не¬
синусоидальности
напряжения Кн с
Для любого ЭП <
<5%
Соответствует	по
ГОСТ 23875—79 ко¬
эффициенту искаже¬
ния синусоидальности
кривой напряжения
(тока)
218

Продолжение табл. 60
№
п/п
ПКЭ
Допустимые значения
Примечания
6
Отклонение час¬
тоты А/'
+ 0,1 Гц (усредненное
значение за 10 мин).
Допускается времен¬
ная работа энергети¬
ческой системы с
Д/ = ±0,2 Гц
Величина, равная раз¬
ности между действи¬
тельным f и номи¬
нальным значением
основной частоты
7
Размах колеба¬
ний частоты б/
<0,2 Гц
Колеба ни я частоты —
это ее изменение со
скоростью не менее
0,2 Гц в секунду.
Определяется как раз¬
ность между следую¬
щими друг за другом
наибольшим и наи¬
меньшим значениями
основной частоты
61. Установленные периоды времени измерения при
контроле ПКЭ
Контролируемый ПКЭ
Режим работы предприятия
или характер нагрузок
Время измерений
Отклонение напряже¬
ния
Пятидневная рабочая не¬
деля
непрерывное производство
во всех остальных слу¬
чаях
-,
1	рабочие и 1 нерабо¬
чие сутки
2	рабочих и 1 нерабо¬
чие сутки
Коэффициент несииу-
сопдальности напря¬
жения, колебания на¬
пряжения, размахи
колебаний частоты
В сетях с электродуго¬
выми сталеплавильными
печами
в сетях с установками
электро дуговой и кон¬
тактной сварки
в сетях с обжимными
прокатными станами
во всех остальных слу¬
чаях
30 мин в период наи¬
больших	нагрузок
(расплава)
30 мин
10—12 циклов про¬
катки
1 сут
Коэффициент несим-
метрии напряжений
В сетях с однофазными
электропечами, работаю¬
щими в «спокойном» ре¬
жиме (печи сопротивле¬
ния, электрошлакового
переплава и др.)
1 ч в период наи¬
больших нагрузок
219

Продолжение табл. 61
Контролируемы й
пкэ
Режим работы предприятия
или кар актер нагрузок
Время измерений
Коэффициент несим-
метрии напряжений
Коэффициент неурав¬
новешенности напря¬
жений
Отклонения частоты
в сетях с однофазными
нагрузками, работающи¬
ми в резкопеременном
режиме (ДСП, тяговые
нагрузки, электродуго¬
вая и контактная элект¬
росварки и т. д.)
во всех
чаях
Во всех
1 ч в период наиболь¬
ших нагрузок
Во всех
остальных
случ аях
случаях
слу-
1 сут
1 сут
Постоянно
Коэффициент пульсации напряжения, по которому оценивают ка¬
чество выпрямленного напряжения, определяют по выражению
*п =
где Uv — переменная составляющая пульсирующего напряжения, В,
кВ; UB — номинальное значение пульсирующего напряжения, В, кВ.
8. РАСЧЕТ ОТКЛОНЕНИЙ НАПРЯЖЕНИЯ
Отклонения напряжения от номинальных значений происходят
из-за суточных, сезонных и технологических изменений электриче¬
ской нагрузки потребителей; изменения мощности источников реак¬
тивной энергии; регулирования напряжения генераторами электро¬
станций и в узлах сети; изменения схемы и параметров электрических
сетей.
Их оценивают как разность между действительным U и номиналь¬
ным 4/н значениями напряжения в кВ (В) или % :
ѵ = и-ин,
и—и
или V = ———- 100.
И
Отклонения напряжения следует определять в следующих харак¬
терных точках электрической сети промышленных предприятий: сек¬
ции шин 6; 10 и 35 кВ подстанций глубокого ввода (ПГВ) и центральных
распределительных устройств напряжением 6—10 кВ при питании
их по токопроводам или протяженным воздушным линиям; шины
0,4—0,66 кВ цеховых трансформаторов, а также распределительные
пункты этого напряжения, наиболее удаленные от цеховых трансфор¬
маторов, и присоединенные к ним сети освещения. Отклонения напря¬
жения следует рассчитывать для наибольших нагрузок при нормаль-
220

ной схеме электроснабжения в период максимума питающей энерго¬
системы, а также для минимального режима нагрузок.
Электрические сети промышленных предприятий в основном ра¬
диальные с несколькими ступенями трансформации. Отклонение на¬
пряжения в любой точке X сети в момент времени t определяется сум¬
мой всех «добавок» и потерь напряжения, выраженных в процентах
номинального значения:
і=т	1=п
S Е{~ S д^>
І=1	1=1
где "ZEi — алгебраическая сумма «добавок» напряжения, создаваемых
регулирующими устройствами; ХДД^— сумма потерь напряжения
на всех участках рассматриваемой цепи.
«Добавки» могут быть положительными и отрицательными. «До¬
бавка» напряжения трансформаторов, выраженная в процентах, т. е.
отклонение вторичного напряжения от номинального при первичном
номинальном составляет
ддт = 2н юо—100,
где 2)—номинальное напряжение сетей, к которым подключены
первичная и вторичная обмотки трансформатора, кВ или В; —номи¬
нальное вторичное напряжение трансформатора, кВ или В; U0T—напря¬
жение ответвления, кВ или В.
Для понижающих трансформаторов, не оборудованных устройст¬
вами для переключения ответвлений под нагрузкой (трансформаторов
с переключением ответвлений без возбуждения (ПБВ), «добавки»
напряжения ДДТ д для различных регулировочных ответвлений пер¬
вичной обмотки ДДОТ составляют:
W0T, %' + 5: + 2.5; 0; “ 2,Б; 5
ДУт.д, %: 0; 2,Б; Б; 7,5; 10
Отклонение напряжения на стороне НН понижающего трансфор¬
матора, %,
ѵт = дѴі Ч-дд^_ д — ддт,
где Д — отклонение напряжения на первичной стороне, %.
«Добавка» за счет батареи конденсаторов (БК) поперечного вклю¬
чения в месте ее присоединения составляет, %,
Еб. к =	к/(ЮД2),
где хс — сопротивление питающей сети, Ом; U—напряжение в месте
установки БК, кВ; Q6 к— мощность БК, квар.
Потери напряжения в трансформаторе могут быть определены
по упрощенной формуле, %:
àUT = (ий cos <р + ир sin ф) S/SH,
где иа~(АРкз/8ц) 100 и ир —активная и индуктивная составляющие
напряжения КЗ, %; costp — коэффициент мощности нагрузки; SH и S—
мощность трансформатора номинальная и фактическая.
221

Потери напряжения на отдельных участках сети, %,
A^ = (P/? + QX)/10^,	(9.1)
где Р и Q — активная и реактивная мощности, кВт и квар; R и X —
активное и реактивное сопротивления участка, Ом; U — номиналь¬
ное напряжение сети, кВ,
или Д/Д = —Ь- (г0 + х0 tg ф) РІ,
10t/2
где tg ф = Q/P; I — длина линий, км; г0 и х0 —активное и реактивное
сопротивления на единицу длины, Ом.
При определении потери напряжения в сети с разными напряже¬
ниями участков необходимо все сопротивления привести к одному ба¬
зисному напряжению, соответствующему расчетной ступени сети:
/?б=/?(Пб/Пн)2; хб = х(Пб/4/нр.
Потери напряжения на участках электрической сети не должны
превышать значений, при которых с учетом «добавок», создаваемых
регулирующими устройствами, отклонения напряжения на зажимах
наиболее удаленных ЭП выйдут за пределы, нормируемые ГОСТ
13109—67*. При выборе сечений проводов и кабелей для сетей напря¬
жением выше 1000 В предельную потерю напряжения принимают рав¬
ной 6—8 %, а для сетей до 1000 В — 5—6 %.
3.	РАСЧЕТ КОЛЕБАНИЙ НАПРЯЖЕНИЯ
Колебания напряжения вызываются ЭП с резкопеременным режи¬
мом работы, сопровождающимся толчками активной и реактивной мощ¬
ности (например, привод реверсивных прокатных станов, ДСП, сва-
Рис. 55. Кривая колебания напря¬
жения
рочные аппараты и т. п.).
Согласно скорректированно¬
му варианту ГОСТ 13109—67*,
колебания напряжения оцени¬
вают (рис. 55):
размахом — разностью меж¬
ду следующими друг за другом
экстремальными (наибольшими и
наименьшими) значениями на¬
пряжения ÔV = Uh6 — Um-, В, кВ;
|00, о/е;
средней частотой повторения
F = тІТ\ 1/с; 1/мин; 1/ч, где
т — количество изменений напряжения со скоростью изменения
1 %/с за время Т;
интервалом между следующими друг за другом изменениями на¬
пряжения Xtkj (рис. 55).
При оценке колебаний напряжения можно не учитывать изменения
напряжения с амплитудой 0,2 % и менее. Возможна приближенная
оценка допустимости колебаний напряжения, которую можно выпол¬
нить в условиях эксплуатации по осцилограммам и регистрограммам
[11]. Она основывается на сопоставлении интервала между следующими
друг за другом колебаниями Д//гу с допустимым значением интервала
222

(&ik]}ROn, определяемым по кривой (см. рис. 54) по размаху Коле¬
бания считаются допустимыми, если >-
На участке реализации длительностью Т выбирают по регистро-
грамме первое колебание напряжения и определяют его длительность
Д/j, размах ôVj и продолжительность интервала Д£12. С помощью кри¬
вой (см. рис. 54) определяют соответствующее допустимое значение
интервала между изменениями напряжения Д/12 доп. Значения ftVj, Д^,
Д<12 доп заносят в таблицу (табл. 62). Если > А/12 доп> единичное
колебание считается допустимым; в строке 5 табл. 62 ставят знак (-J-).
Если Д<12 < Д^12 доп, колебание недопустимо; ставят знак (—). Затем
определяют параметры следующего колебания напряжения А/2, ÔV2,
Д4з, Л^23доп и выполняют оценку; результаты заносят в табл. 62 и так
до конца реализации.
62. Приближенная оценка колебаний напряжения
1 № п/п Î
Параметр
1
2
3
і
tn
1
ÔV*. %
evj
6Ѵ2
...
ÔVi
ÔVm
2
Mj, с
А<!
д/2
...
&tl
3
с
^mk
4
^kj, ДОП’ с
А^12 доп
^23 доп
Kf..
И доп
^mk доп
5
Оценка
+
+
...
—
+
Отношение ?. суммарной длительности недопустимых колебаний
m
(со знаком —)	А/- (_; « длительности контрольного времени Т
/=1
Если окажется X > 0,05, колебания напряжения в целом за кон¬
трольное время считаются недопустимыми; при X < 0,05 колебания
допустимы.
Поскольку в большинстве практически важных случаев частота
колебаний напряжения не превышает 10 Гц, то обработку регистро-
грамм и результатов расчета колебаний напряжения при оценке до¬
пустимости их можно упростить. При одинаковом размахе, если до¬
пустимы колебания с наименьшей длительностью между соседними ко¬
лебаниями, то допустимы и остальные. При одинаковой длительности
между колебаниями, если допустимы колебания с наибольшим разма-
223

Рис. 56. Кривые колебаний
напряжения в сетях прокат¬
ных станов с вентильными
электроприводами
хом, то допустимы и остальные. Если оказываются допустимыми коле¬
бания с наибольшим размахом и наименьшей длительностью между
колебаниями, то допустимы все колебания в целом для данной реали¬
зации.
В проектной практике расчет колебаний в соответствии со скорре¬
ктированным вариантом ГОСТ 13109—67* также должен производиться
с помощью кривой допустимых значений (см. рис. 54), однако по уточ¬
ненным методикам [11].
Непосредственное использование кривой 6Ѵ возможно, если про¬
цесс колебаний является периодическим или близким к нему. Такой
характер процесса имеет место в случае циклического управления дви¬
гателями некоторых технологических механизмов и поточных линий,
прокатных станов, световых реклам и т. п. Размах колебаний опреде¬
ляют по вертикальной части кривой колебаний, соответствующей рез¬
кому изменению нагрузки или ком¬
мутации в сети (рис. 56). Учет толь¬
ко вертикальных участков кривых
колебаний объясняется тем, что
с этими изменениями напряжения
связано более 97 % энергии коле¬
баний.
Частоту колебаний определяют по
выражению /=1/Д<ср, где Д/ср —
среднее значение интервала между
соседними колебаниями.
Допустимость колебаний оцени¬
вают по условию бѴср. кв < ôѴдоп,
где бГ^. кв — среднеквадратичное
значение размахов колебаний; 6ѴДОП—
допустимое значение, определяемое
по кривой (см. рис. 54) при частоте
f. Этет способ оценки применим, если размахи отдельных колебаний
и интервалы между ними отличаются от соответствующих средних зна¬
чений не более, чем на ±10 %.
В большинстве случаев низкочастотные колебания не могут рас¬
сматриваться как периодические. Оценка допустимости их, однако,
также возможна на основе кривой бѴ (t). Для этого необходимо найти
значения размаха б Ѵэ и частоты f3 периодического процесса, энергия
или мощность которого будут равны энергии (или средней мощности)
исходного непериодического процесса в пределах рассматриваемого
интервала времени, например цикла прокатки длительностью Тц.
Это положение можно использовать для оценки колебаний в сетях
прокатных станов, эффективная полоса частот амплитудного спектра
которых составляет 0,5—8 Гц.
Можно определить 6ѴЭ по формуле %,
где m — число импульсов напряжения за время T; èVi — значение і-го
размаха изменения напряжения,
или
1	/ m
ô^ = sLl/ S WM
к-3 Г
224

где fQ(—значение і-го размаха реактивной мощности, Мвар; SK 3—
мощность КЗ, МВ • А.
Допустимость колебаний оценивают в процентах по кривой ÔV (/)
ПрИ fs = / = т/Т (Т — время цикла работы нагрузки).
Пример 1. Рассчитать колебания напряжения в сетях прокат¬
ных станов блюминг «1150» и слябинг «1250». Мощность КЗ в сетях
напряжением 10 кВ указанных станов составляет 300 и 272 МВ • А.
п
Для блюминга 7Ц — 34 с; (ôQp)2 ~ 1620 (Мвар)2. Число набросов
р=1
п
реактивной мощности m *= 28. Для слябинга 7’ц = 120 с; J] (ôQp)2 =
р=1
= 2064 (Мвар)2; m = 93.
Решение:
1.	Эквивалентные размахи колебаний
100=2,54%;
«4.с = 272 j/^ ЮО = М8о/о.
2.	Средние частоты колебаний
f =	= 0,825 с-1 = 49,5 — •
СР-6 34	мин ’
F =	= 0,775 с"» = 46,5 — .
'СР-С 120	мин
3.	По кривой допустимых значений размахов колебаний в функ¬
ции частоты находим допустимые значения размахов бѴб д = 1,5 %•
6ѴС = 1,45 %. Таким образом колебания напряжения в обоих слу¬
чаях недопустимы.
В электрических сетях предприятия с ДСП допускается не выпол¬
нять специальных расчетов определения размаха эквивалентного ко¬
лебания напряжения, если обеспечивается в узле присоединения печ¬
ных трансформаторов следующее условие:
«V =	< °’01’	(9,2)
где 5П т—номинальная мощность печного трансформатора, МВ ■ А.
При несоблюдении условия (9.2) рекомендуется определять раз¬
мах эквивалентного колебания напряжения (в процентах) по следую¬
щим формулам:
для группы печей с одинаковыми мощностями
^э=^гР(«п.Лк.з) 100,
4

где /<;ѵгр=-|/ Nrp — коэффициент, учитывающий влияние группы печей
с одинаковой мощностью печных трансформаторов;
для группы печей с различными мощностями
^э=^Ѵгр5пТП1ах100/5к.3,
>/, 8 4’412
225

где л^гр =
S
. пт 1	—коэффициент, учитывающий влияние
*^пт шах
группы печей, с разными мощностями печных трансформаторов; £пт,—
номинальная мощность і-го печного трансформатора; SnTtnax— номи¬
нальная мощность наибольшего печного трансформатора из группы
одновременно работающих печей.
При пользовании кривой допускаемых значений частота / берется
в области максимума частотной характеристики: f = 1...2 Гц.
Аналогично оценивают колебания напряжения в сетях с установ¬
ками дуговой и контактной сварок.
4.	РАСЧЕТ НЕСИНУСОИДАЛЬНОСТИ НАПРЯЖЕНИЯ
Источниками высших гармонических тока и напряжения являются
электроприемники с нелинейными нагрузками: вентильные преобра¬
зователи; ДСП; установки электродуговой сварки; газоразрядные
лампы и др.
Несинусоидальность формы кривой напряжения характеризуется
коэффициентом несинусоидальности, %:
£ ^ЖІЮО^ 1/ J U*/U„ 100,
V=2	/	\ Г V=2	/
Где Д и l/j — напряжения ѵ-й и 1-й гармоник (фазное или линейное),
В, кВ; п — номер последней из учитываемых гармоник.
Для расчета необходимо предварительно определить ток соот¬
ветствующей гармоники, который зависит не только от характеристи¬
ки электрической сети, но и от вида нелинейной нагрузки.
Расчет гармоник тока. В табл. 63 приведены порядок гармоник
тока, подлежащих учету в расчетах, и формулы для их определения
применительно к разным типам источников. Порядок гармоник, со¬
держащихся в кривой первичного тока вентильного преобразователя,
определяют по формуле
V = Кт ± 1,
где т ■— число фаз выпрямителя; К = 1, 2, 3,...— натуральный ряд
чисел.
При неизменной нагрузке нескольких источников гармоник экви¬
валентные величины их рассчитывают по выражению
Kvï/(/3 Uv),
где Sj— расчетное значение полной мощности преобразователей, МВ • А;
КѵЕ — коэффициент, учитывающий наличие сдвига фаз между гармони¬
ками тока отдельных преобразователей.
Для ѵ = 5; 7 принимают = 0,9 и для ѵ = 11; 13 — Kvï= 0,75.
" Среднеквадратичное значение тока ѵ-й гармоники группы ревер¬
сивных преобразователей находят по формуле
226

63. Формулы расчета гармоник тока
Источник
Порядок
генерируе¬
мых гармо¬
ник V
Формулы
Л = 7н/ѵ>
Вентильные преобразова¬
тели (нерегулируемые)
6-фазная схема вы¬
прямления
12-фазная схема вы¬
прямления
Тиристорные преобразо¬
ватели ТПЧ-800 с 3-фаз¬
ной мостовой схемой
Дуговые сталеплавиль¬
ные печи (в режиме рас¬
плава)
Силовые магнитные уси¬
лители У СО-80
Установки дуговой элект¬
росварки, получающие
питание от выпрямите¬
лей, собранных по 3-
фазной мостовой схеме
Газоразрядные лампы
5; 7; 11; 13
11; 13
5; 7; 11; 13
2; 3; 4; 5; 7
3; 5; 7
5; 7; 11; 13
3; 5
где V — порядок гармоники;
7Н — номинальный ток преобра¬
зователя (или группы) со сто¬
роны питания, А
Л=/н['>Н(ѵ± 1)],
где для V = 5; 13 принимают
«+», для V = 7; 11 — «—»
/, = 1,257н/ѵ2,
где 7Н — номинальный ток пе¬
чи, А
/3 = 10 % Іи
Л. = 25 % 7Н
7,	= 30 % /н
7„ = Л/ѵ2,
где — первая гармоника ли¬
нейного тока выпрямителя со
стороны питания, А
/3 = 0,17і • 100
78 = 0,037! • 100,
где 7і — ток первой гармони¬
ки, А
где Spcp кв — среднеквадратичное значзние полной мощности р-го пре¬
образователя.
Если к секции (системе шин) подключены шести- и двенадцатифаз¬
ные преобразователи, расчетные (среднеквадратичные) значения пол¬
ных мощностей которых соответственно равны 56ф и ХІ2ф. Для опре¬
деления эквивалентных токов гармоник, обусловленных реверсивными
и нереверсивными преобразователями, применяют выражение
7vï = if + 512ф (ѵ==5; 7; п; 13	).
J з и ѵ
Гармоники тока ѵ-го порядка установок дуговой и контактной
электросварки рассчитывают по выражению
»/„ 8*
227

Эквивалентные величины гармоник тока дуговых и люминесцент»
пых ламп находят арифметическим суммированием гармоник отдель¬
ных источников:
п
I ѵя ~	ѵр-
Р=1
Расчет гармоник напряжения. Напряжение гармоник рассчиты¬
вают на основе линейных схем замещения сети для каждой гармоники;
нелинейные нагрузки представляют в виде индивидуальных или экви¬
валентных источников тока. Сопротивления элементов схем электро¬
снабжения рассчитывают по формулам, приведенным в табл. 64. Рас¬
чет гармоник напряжения в сетях с вентильными преобразователями
возможен также на основе анализа кривых коммутационных искаже¬
ний напряжения питающих сетей.
Напряжение ѵ-й гармоники на шинах ç-й секции (системы шин)
определяют по формуле
^Vq = xvq	(9-3)
где 7vç2 — ток ѵ-й гармоники в ç-й ветви, обусловленный всеми источ¬
никами гармоник; xVQ — сопротивление ç-й ветви для ѵ-й гармоники.
Ток ѵ-й гармоники в нагрузке ç-й секции (системы шин), обуслов¬
ленный р-м источником гармоник тока I (индивидуальным или экви-
валентированным в пределах секций, системы шин или подстанции),
находят по выражению
I = i{Pq 1
ѴР /хѵ ѵр’
где Kpvq — коэффициент распределения токов ѵ-й гармоники в ç-й ветви
схемы замещения.
Взаимное влияние преобразователей различных подстанций или
секций (системы шин), работающих раздельно, можно не учитывать
при мощности КЗ питающей энергоси¬
стемы на стороне высшего напряжения
1500 МВ • А и более.
Пример 2. Определить напряжения
гармоник на шинах подстанции 6 кВ,
к которым подключен вентильный
преобразователь, при включенной ба-
тарее конденсаторов (схема замещения
Рис. 57. Схема замещения показана на рис. 57). Исходные дан¬
ные для расчета: /6= 108 А; /7= 75 А;
Іп = 42 А; Ils = 24 А; хс = 0,28 Ом; хсв = 13,3 Ом; хи — 0,7 Ом.
1. Батарея конденсаторов отключена. Эквивалентное сопротив¬
ление сети, Ом,
хс	0,28 0,7
Х ХС + Х„Ѵ	0,28 4-0,7Ѵ	0,2ѵ-
Напряжение гармоник по формуле (9.5) Us = 0,2 •
= 108 В; U7 = 105 В; (7и = 92,5 В; 7713 = 62,5 В.
2.	Батарея конденсаторов включена. Эквивалентное
ление сети
• *св
X = 	г V.
ѵ *св~*аѵѵ2
5 • 108 =
сопротив-
228

64. Формулы расчета сопротивления, Ом, ѵ-й гармоники
Формула
Элемент схемы
10 кВ
6 кВ
Питающая энергосистема
Двухобмоточный транс¬
форматор* связи с энер¬
госистемой мощностью
STP, МВ. А(ЯК З =
= Ю,5 о/о)
Реактор
Нагруженный трансфор¬
матор цеховой подстан¬
ции с номинальной мощ¬
ностью STp, МВ • А
Синхронный (асинхрон¬
ный) электродвигатель,
турбогенератор с номи¬
нальной мощностью £дв,
МВ • А
Косинусные конденсато¬
ры высокого и низкого
напряжения
Эквивалентное сопротив¬
лений нагрузки нереакти¬
рованной сети с суммарной
установленной мощностью
двигателей Хдв г и транс¬
форматоров (цеховых)
5Tpï, МВ - А
11
хтр V с ѵ
Отр
34
Хн. тр. ѵ 5 ѵ
тр, ц
17
хдв. V — 5 ѵ
Дв
*тр V s ѵ
Тр
12
Хн. тр V <? ѵ
тр. ц
_6_
*ДВ V 5
Дв
Хсв(Хсн) Qb(h)V
34
ИЭ Ç 1 ОС
°тр2 ь
*	— 		V
'НЭ Ç I ОС ’
4
* Сопротивления трехобмоточных трансформаторов на частотах гармоник пропор¬
циональны сопротивлениям отдельных обмоток при промышленной частоте.
Примечания: I. QB —» мощность батареи соответственно высокого н низ¬
кого напряжения, тыс. квар; &н номинальное напряжение, кВ. 2. Ненагружен¬
ные трансформаторы,- электрические печи сопротивления, дугогасящие аппараты,
силовые кабели в схеме замещения не учитывались.
Напряжение гармоник найдем в соответствии со схемой замещения:
t/7 = 399 В; t/n = —103 В; Uls = —40,5 В.
Расчет коэффициента несинусоидальности напряжения. Расчет
коэффициента несинусоидальности производят по формулам, приве¬
денным в табл. 65. При неучете взаимного влияния на коэффициент
несинусоидальности напряжения гармоник тока преобразователей раз¬
личных секций (систем шии) подстанций этот коэффициент можно опре-
229

м 65. Формулы расчета коэффициента несииусоидальяости
№
фор¬
мул
Источник гармоник
Формулы для определения коэффициента
несинусоидальности
Погрешность,
%
Примечание
1
2
3
Одиночный или группа
согласованно работающих
6-фазных вентильных пре¬
образователей (без учета
емкости сети)
То же
То же, 12-фазных преоб¬
разователей
0,96 At/* sin + yj У у	(1)
2 УЗІ1Хс
U
H
/67^
ÜH	<з>
±5
±10
±10
При	выводе принято:
sin	у = у; At/* =
хс
=	;— , где X. и хт —
Хс + хт	с т
сопротивление сети и
трансформатора преобра¬
зователя, Ом; /j — сете¬
вой ток промышленной
частоты преобразователя,
кА
4
Одиночный или группа
согласованно работающих
6- и 12-фазных преобра¬
зователей при наличии
батарей конденсаторов
£
IM3
b—
09
w
$
±10
Ô = хс/хб,
где хб — сопротивление
батареи при промышлен-
"h
иой частоте, Ом; п —
принимается равной ве¬
личине, при которой 1 —
— ѵ2б > 0

5
Группа нереверсивных
вентильных преобразова¬
телен
/41/
	г Р=5

±15 для
6-фазных
схем пре¬
образова¬
телей
хч — сопротивление вет¬
ви нагрузки <7-н секции
шин, Ом; — ток ѵ-й
гармоники в нагрузке
q-й секции, обусловлен¬
ный р-м источником гар¬
моник, кА
6
Группа реверсивных пре¬
образователей, коммути¬
руемых по 6- или 12-
фазным схемам
±25 для
12-фазных
схем
р (12ф) +
Sp (бф) и т- д- сРедне'
квадратичные значения
полной мощности 6-, 12-
и 24-фазных преобразова¬
телей, МВ • А
"*+/25;^)
(6)
Сварочный выпрямитель,
коммутируемый по мосто¬
вой схеме
0,357 іхкз
Ui
хкз — сопротивление КЗ
на шниах подключения
выпрямителя, Ом

делить по формулам, основаньи на анализе коммутационных искаже¬
ний кривых напряжения сети, которые также приведены в табл. 65. _
Пример 3. Определить коэффициент несинусоидальности на ши¬
нах 10 кВ подстанции, к которым подключен 6-фазный вентильный
преобразователь, работающий с анодным трансформатором типа ТМРУ
1000 X 10, ек = 8,2 %. Мощность трансформатора преобразователя
8Т п — 6,675 МВ • А, мощность КЗ на шинах преобразователя SK 3 =
= 370 МВ • А. Нагрузка преобразователя Sn = 6,48 МВ ■ А при
cos <р = 0,81; sin (р = 0,58. Угол управления а — 30°, угол коммута¬
ции у = 18°.
Для расчета коэффициента несинусоидальности воспользуемся
табл. 65 (формула 2):
S.
Д75 = 380 А; хс = -Д- = ^ = 0,27Ом;
3	UK /З • 10	5к.з 370
^н.с =
10000
= 3,6 %.
6.	РАСЧЕТ НЕСИММЕТРИИ НАПРЯЖЕНИЙ
Наиболее распространенными источниками несимметрии в трех¬
фазных системах электроснабжения промышленных предприятий яв¬
ляются мощные однофазные потребители, например индукционные пла¬
вильные и нагревательные печи, сварочные агрегаты, установки элек-
трошлакового переплава (ЭШП), а также трехфазные ЭП с неравно¬
мерной нагрузкой фаз (ДСП) и др.
Коэффициент несимметрии напряжений оценивают как отношение
напряжения обратной последовательности основной частоты, опреде¬
ляемого разложением на симметричные составляющие системы линей¬
ных напряжений к номинальному линейному напряжению, %:
U2	+ +fif,L4Âi) 100
62-(4-	3t/H
где a — фазовый оператор (а = е/2/3л).
Для расчетов несимметричных режимов, а также правильного
выбора технических средств, предназначенных для снижения несим¬
метрии, необходимо знание сопротивлений обратной последовательно¬
сти всех элементов электрических сетей и электрооборудования. Фор¬
мулы для определения сопротивлений обратной последовательности
элементов промышленных электрических сетей приведены в табл. 66.
Напряжение обратной последовательности в распределительных
сетях, подключенных к основным сетям энергетических систем, можно
определить по вырагкению, В,
= 7ахкз,
где хкз — сопротивление КЗ, Ом; /2— значение тока обратной после¬
довательности в сети, обусловленное подключением несимметричных
нагрузок, А.
В распределительных сетях, получающих питание от автономных
или маломощных энергетических систем (SK 3 < 200 МВ ■ А), при
определении напряжения обратной последовательности рекомендует¬
ся пользоваться выражением Д2 = /2х2Б, где х2г — эквивалентное
сопротивление обратной последовательности сети, Ом.
232

66. Формулы расчета сопротивлений обратной
последовательности
Электроприемники
(элементы сети)
Синхронные элект¬
родвигатели
Асинхронные элек¬
тродвигатели
Двух обмоточные
трансформаторы и
реакторы
Трех обмоточные
трансформаторы с
расщепленными об¬
мотками, сдвоен¬
ные реакторы для
каждой обмотки
Батарея конденса¬
торов
Вентильные преоб¬
разователи
Электрод уговые
сталеплавильные
печи
П итающая энерго¬
система
Осветительные на¬
грузки:
3-фазная груп¬
па ламп нака¬
ливания
люминесцент¬
ные и ртутные
лампы
Формулы для расчета
сопротивлений обратной
последовательности, Ом
х2с =	х2*
х2а ~ (W) хк*
х2т ~ (Ца/^н) ек*
х2р = (^н^н) х*
*2б=^М.к
z2b = 2,W2h/Q
X2C-^SK.3
z2h = 4Ub/P
z2j1 = 0,71(/>
Примечание
При отсутствии ката¬
ложных данных прини¬
мают х2% = 0,24; Uw кВ;
$н, МВ ■ А
1
хк* = Г ’ ГДе kn -
кп
кратность пускового
тока
— относительное зна¬
чение ЭДС КЗ. Для ре¬
акторов вместо при¬
нимают Хр*
X* — относительная реак¬
тивность обмотки
Q6. к> Мвар
Q — реактивная нагруз¬
ка преобразователя,
Мвар; г = г cos <р + /г X
X sin <р, где cos <р — ко¬
эффициент мощности
преобразователя с на¬
грузкой S
SK 3 — мощность КЗ
сети
Р — активная мощность
нагрузки, МВт
S — полная мощность
нагрузки, МВ • А
9 4-412
£33

Ток обратной последовательности Z2, обусловленный подключением
однофазных нагрузок и ILSLS на линейные напряжения t/L
и UL L , начальную фазу этого тока ф,-2 рассчитывают по формулам
[Н] ‘
V^ILL
Фі2 = arctg 		_ 2‘7 ‘	— <рн>	(9.4)
где <рн — фазный угол нагрузок.
Если известны полные мощности нагрузок SL L и S L L , то ток
/2 находят по выражениям
У3SïtL, + («/., l2 - ^L2l, )2 е'Ч
/3S£ L
= arctg	-фн.
(9.5)
(9-6)
Для однофазной нагрузки
У31 :
-bhe
6кВ
Sn‘K4M
Збтап,МА
Cfiimp cosy =0,8 cos 0,8
Рис. 58. Схема подстанции с од¬
нофазными нагрузками
Z2ï —	,—2
V4S2 + (Sk.3 + 2(67Sh-Q6.k:
1+2,67Ан-/<6к
fe = arctg

~ 3 Ua
В случае включения однофазных
нагрузок на другие линейные на¬
пряжения UL L или UL>L к значе¬
нию ф8, определенному по выраже¬
ниям (9.4) или (9.6), прибавляют со¬
ответственно 2/(Зл) или 4/(3л).
Для ДСП наибольшее значение
тока обратной последовательности
в режиме расплава можно оценить зна¬
чением Д — 0,67н п (7Н п — номи¬
нальный ток печи) [11].
Комплекс полного сопротивле¬
ния обратной последовательности
узла сети предприятия представляют
выражением [11]
I/2
g/42S.
(9-7)
2ДН
Л
з
где SH, SK а, Q6 к — соответственно мощность обобщенной нагрузки,
КЗ И БК: '
5«	Ох
^=5^-;	/<6.К = ^-К.	(9-8)
°к. 3	°К. 3
234

Обычно для узлов нагрузки предприятий сопротивление обратной
последовательности является реактивным.
Пример 4. Определить коэффициент несимметрии линейных на¬
пряжений на шинах 6 кВ подстанции (рис. 58). Данные, необходимые
для расчета, показаны на схеме.
По выражению (9.5) определим ток обратной последовательности:
/3
/2 =	2.2500 = 240 А.
6-6,3
Согласно формулам (9.8) Кп = 12/144 = 0,083; К6 к = 3 • 6/144 =
= 0,025.
Модуль сопротивления обратной последовательности по выражению
(9.7) с учетом значений /(н и к
Z95! =	 6,32		- -		= 0,207 Ом.
2	144/4 - 0.0832 + (1 Д-2 - 67 - 0,083 — 0.025)2
Напряжение обратной последовательности
U2 = /З - 240 - 0,207 = 82,5 В.
Коэффициент несимметрии,
Я9 R
62 = ёзбо 100=1,3
6. РАСЧЕТ КОРРЕКТИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ
ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Эти устройства в основном выполняют из реактивных (индуктив¬
ность, емкость) элементов. Помимо улучшения ПКЭ, они могут являть¬
ся источниками реактивной мощности (ИРМ).
Выбор параметров силовых резонансных фильтров (СРФ). Часто¬
ты настройки фильтров. Узкополосные резонансные фильтры явля¬
ются устройствами многоцелевого назначения и применяются для ком¬
пенсации реактивной мощности и снижения уровней гармоник, СРФ
настраивают на частоты одной или нескольких гармоник, преобла¬
дающих в амплитудных спектрах напряжения сети, либо на промежу¬
точную частоту в зависимости от вида линейных нагрузок и величины
Кр, определяемой по формуле [11] Кр = Qp/SK. 3, где Qp — установ¬
ленная мощность БК-фильтра ѵр-й гармоники; SK 3 — мощность КЗ
на шинах, к которым подключен фильтр.
При /<р > 1,5 • 10“2 отпадает необходимость устанавливать боль¬
шое число фильтров, в этих случаях возможно применение ненастроен¬
ных фильтров, выбор которых приведен ниже.
В сетях с 6-фазными вентильными преобразователями при Кр <
< 2	10“2 устанавливают СРФ 7-й гармоники. Если при этом не обес¬
печивается снижение несииусоидальности напряжения до 5 % или ме¬
нее, рекомендуется дополнительно предусмотреть фильтр 11-й гармони¬
ки. При Кр> 2,5- 10“2 достаточно установить только СРФ 5-й гармоники.
В сетях с 12-фазными вентильными преобразователями устанавли¬
вают СРФ 11-й гармоники. В этом случае можно использовать также
СРФ, настроенный на частоту 7—9-й гармоники (в том числе и на дроб¬
ную частоту), если будет обеспечено требуемое снижение несинусои-
9*	235
дальности напряжения. Такое решение позволяет облегчить условия
работы конденсаторов и увеличить срок службы их.
Допускается установка СРФ и отдельных БК в случае, если БК
используют для регулирования напряжения. При установке фильтра
5-й гармоники должно соблюдаться условие Kg/Kp > 2, фильтра 11-й
гармоники — К6/Л'р > 1,5. Здесь K6=Q6 K/SK 3, где Q6 k —установ¬
ленная мощность отдельной БК.
В сетях с ДСП, сварочными установками, газоразрядными лам¬
пами устанавливают СРФ 3, 5 и 7-й гармоники.
Расчет параметров СРФ. Мощность БК-фильтра (на фазу) опре¬
деляют по выражению
Qp>l,2Æc£7H.6/vS,	(9.9)
где Un б—номинальное напряжение БК; 7vS— действующее значение
гармоник тока, протекающих через СРФ ѵр-й гармоники; Кс = V 3 —
при соединении конденсаторов в треугольник; при соединении в звезду
ке=з.
Ток /ѵ5і определяют по формуле
(ѴѵРв	(9Л°)
где /ѵв — ток Vç-й гармоники; gvç — доля тока ѵ?-й гармоники, про¬
текающего через СРФ ѵр-й гармоники.
Коэффициенты оѵ? находят по следующим формулам:
при установке одного СРФ
1	ѴР.
—			, где = - ,
* (1-ѵ^)+1
Ѵр
СРФ
(9.11)
avq
при установке
а(1ф)
ѵч
двух
С(2Ф)
1	2
1 - Vç2*
1—vçi*
	1

1	,, _ 2 ч _J__£р2 VP2 1 ~ Vgl*
.,	2 '	' zz 2	.	2
КріѴрі	ЛР1	Vpi
	1

	n _v2	)	1	^p1	vpi	:
„	2 l1	vrt*>	I	r<	2	.
Яр2Ѵр2	ЛР2	Vp2	1
VP1	VP2 .
гдеѴ* = ~: ѵ?2*=“’
Q	Q
при установке одного СРФ и отдельной БК
»8 - ~і	; ‘ та
'рѵр	P
О6 		1
ѵѵ
I—:,
(9.12)
(9.13)
(9.14)
(9.15)
236

Отсутствие перегрузки по мощности и превышения напряжения
сверх номинального конденсаторов проверяют с помощью неравенства
U V2
р
1,
(9.16)
где иш— наибольшее, возможное в условиях эксплуатации, значение
напряжения на шииах.
При значениях Кр С 2 ■ 10“2 в случаях СРФ-5 (В-й и 7-й) гармо¬
ник и Кр < 0,75 • ІО-2 для СРФ-11 (11-й и 13-й) гармоник величины
Кр должны быть не менее следующих:
Ѵр	Нерегулируемые
ѵ фильтры
В	0,45 - 10-*
7	0,45 -	10-«
11; 13	0,25 -	10-«
Регулируемые
фильтры
0,35 • 10-«
0,25 . 10-«
0,1 • 10-«
При /Ср > 2 • ІО"2 допускается расстройка фильтров 5-й и 7-й
гармоник в пределах ±5 %; при Кр > 1 - Ю~2 расстройка фильтра
11-й гармоники допустима в пределах+ 10 %. Если требуемая мощность
конденсаторов СРФ превосходит величину дефицита реактивной мощ¬
ности в месте их установки Qp > <?д, то фильтр следует настроить иа
частоту гармоники порядка
0д
ѵр Г) 'нм>
Ор(ѵнм)
где ѵнм — наименьший порядок гармоники из имеющихся в амплитуд¬
ном спектре тока нелинейных нагрузок; QP(Vhmj — мощность БК, опре¬
деленная по формуле (9.9),
Относительная величина остаточного напряжения ѵ^-й гармоники
после установки СРФ:1,
При возможности параллельной работы СРФ, подключенных к раз¬
ным секциям (системы шин) подстанции и настроенных на частоту од¬
ной и той же гармоники, каждый из СРФ следует выбрать по мощно¬
сти КЗ при параллельной работе их с учетом суммарного тока гармо¬
ник источников.
Пример 5. Рассчитать фильтры для подстанции цеха электролиза.
Исходные данные: £к3 = 330 МВ • А; Sn = 26000 кВ • А, число фаз 12;
/7Ш = 10,6 кВ; дефицит реактивной мощности QR = 4500 квар; =
= 5,4 %; t/18* = 4,1 %-, с = 7 о/о.
1. Определим токи гармоник преобразователей
7 =	26000
11 ~ /З • 10,5 • 11
130 А;
/13= НО А.
2. Примем к установке один СРФ, настроенный на частоту 11-й
гармоники. Мощность БК примем равной дефициту реактивной мощ¬
ности иа шииах:
45
Qp = <?д = 4500 квар ; Кр =	= 1,38 • 10'«.
337

Выберем конденсаторы типа КС-75-6,3; схема соединения — звезда.
3. Найдем долю тока 13-й гармоники, протекающего через СРФ,
по формуле (9.11)
°ѵіз 		j	F	Tj-jÿq	= °>86-
1,38	• ю2 • 11* L1 ~ \із/ J +1
Ток гармоник в цепи БК по формуле (9.10)
/ѵЕ = У 1302 4- (110 • 0,86)2 = 161 А.
Мощность БК-фильтра на 3 фазы по формуле (9.9)
Qp — 3 • 1,2 • 161 6,3 = 3650 квар < 4500 квар,
что подтверждает допустимость установленной мощности БК-составляю-
щей Qp = 4500 квар.
4.	Проверим БК на отсутствие перегрузки по мощности и превы¬
шения напряжения по формуле (9.16)
10,6
/З • 6,3
ip _ J	< 1'
что подтверждает правильность выбора по указанным параметрам.
5.	Сопротивление фазы реакторов
2
P ѵ О -	112 • 4500
p'tH. б
6.	После установки выбранного фильтра остаточное напряжение
гармоник определяют по формуле (9.17)
= 0;	= 4,1 (1 — 0,86) = 0,57 %..
При установке СРФ 11-й и 13-й гармоник мощность БК-фильтра
Qp = 3 (1,2 • 6,3 • 130 4- 1,2 • 6,3 • ПО) = 5450 квар > 4500 квар,
т. е. значительно больше, чем требуется для покрытия дефицита реак¬
тивной мощности.
СРФ 12-й гармоники при /<р=1,38 10-2 будет загружен токами
11-й и 13-й гармоник:
1,38	• ІО2 • 122 [’ UV ] + 1
°13 =	і	Г	Лгўі— = °’93-
1,38	- 10~2 • 122[' “ \Ï3/ J + 1
Ток гармоник через фильтр по формуле (9.10)
/ѵЕ = Ѵ(130 - 1,1)2 4-(ПО . 0>93)2 = 176 д.
Мощность батарей фильтра
Qp = 3 ■ 1,2 • 176 - 6,3 = 4000 квар < 4500 квар.
238

Таким образом, возможна также установка СРФ, настроенного на
частоту 12-й гармоники. Остаточные напряжения гармоник и коэффи¬
циент несинусоидальности
Д1/т = 5,4 (1 — 1,1) = 0,54 %; ДП13* = 4,1 (1 — 0,93) = 0,29 %■,
Кнс = К 0,542 + 0,292 = 0,61 %.
т. е. практически то же, что и при установке СРФ 11-й гармоники. Ва¬
риант установки фильтра 11-й гармоники является предпочтительным,
так как конденсаторы загружены по току на (176/161 — 1) 100 =
= 9,2 % меньше, что благоприятно сказывается на их температурном
режиме и сроке службы.
Схемы фильтров. Конденсаторы в схемах СРФ можно соединять
в треугольник или в звезду. Выбор способа включения определяется
сочетанием номинальных напряжений сети и конденсаторов. Так, для
сетей напряжением 6 кВ целесообразна схема соединения конденса¬
торов в треугольник, причем конденсаторы должны иметь номиналь¬
ное напряжение 6,6 кВ.
При включении конденсаторов в звезду реакторы можно подклю¬
чать либо после конденсаторов к нулевой точке, либо до них. Зазем¬
лять нулевую точку батарей фильтров напряжением 6—10 кВ не допу¬
стимо.
67. Технические данные фильтров для сетей 10 кВ
1 Номер гармоники
Номинальная мощность,
квар
Ко пенсирующая спо¬
собность, квар
Добротность на резо¬
нансной частоте (при¬
близительно)
Ток, А
Габаритные размеры,
мм, (не более) (длина)*
J Масса, кг, (не более)
Номинальный
Длительно
допустимый
полный	1
резонансной
ча стоты
полный
резонансной
частоты
1200
1000
60
30
79
55
5850
3650
5
1600
1350
40
80
40
105
75
6600
4250
2400
2000
120
60
155
ПО
8000
6000
1200
965
60
30
79
55
5850
3650
7
1600
1290
35
80
40
105
75
6600
4250
2400
1930
120
60
155
ПО
8000
6000
800
625
40
20
52
38
5600
3000
И
1600
1250
25
80
40
105
75
6600
4250
2400
1890
120
60
155
ПО
8000
6000
13
800
625
40
20
52
38
5600
3000
1600
1220
20
80
40
105
75
6600
4250
2400
1845
120
60
155
ПО
8000
6000
• Глубина и высота для всех фильтров составляют 1080 и 2600 мм соответственно.
239

Батареи целесообразно выбирать из высоковольтных конденса¬
торов большой единичной мощности (50—100 квар). Во избежание ре¬
зонансных явлений в сети фильтры должны включаться в работу от
меньшего порядка гармоник к большему, а отключаться в обратном
порядке.
Промышленностью осваивается выпуск СРФ напряжением 10 кВ
и фильтро-компенсирующих устройств (ФКУ) 0,4 кВ (технические
данные приведены соответственно в табл. 67 и 68). Принципиальная
схема ФКУ напряжением 0,4 кВ показана на рис. 59.
68. Технические данные ФКУ типа ТКФ для сетей 380/220 В
Параметры
ТКФ-170-380
ТКФ-340-380
ТКФ-510-380
Номинальная мощность, квар
170
340
. 510
Диапазон регулирования мощ¬
ности, квар
Быстродействие, квар/с, не ме¬
нее
20—170
30—340
40—510


500
500
Допустимое значение тока, А:
полного
300
600
900
1-й гармоники
260
520
780
5-й гармоники
ПО
220
330
7-й гармоники
90
160
240
остальных высших гармо-
70
140
210
ник
Габаритные размеры, мм, (не
более) (длина)*
3060
6060
9070
Масса, кг, не более
1840
3640
5430
Глубина н высота всех приведенных ФКУ составляют 900 и 2015 мм соответст¬
венно.
Расчет симметрирующих устройств. Суммарную мощность батарей
конденсаторов двухфазного симметрирующего устройства (рис. 60)
в кварах определяют по выражению [12]
QE = 2 / 3 К/2ПН. б sin (ф2 + g) = 2 /З К/2ПН. 6f (ф2: g), (9.18)
где UH б— номинальное напряжение БК, кВ; К — относительная ве¬
личина снижения несимметрии. Значение угла g берут равным —л/3 при
90° < ф2 < 210°; 0 —при 210° < ф2 < 330°; 4-л/З — при — 30° < <р2<
<90° (1, 11 и 111 области на рис. 61). Значение функции / (ф2; g)
находят также на рис. 61. Линейные напряжения, на которые вклю¬
чают конденсаторы, и распределение мощности их
и Q<L,£,)/QS или	и Q(£’£,)/Qs, или Q<z'1Z'£,/<2e и Q(L3tl,/Qs
выбирают по кривым (рис. 61) в зависимости от аргумента ф2 тока /2.
Пример 6. Однофазная печь мощностью L = 5 MB A, cos <р=1,
подключена к сети 6 кВ электросталеплавильного цеха, питающейся
от районной энергетической системы. Мощность КЗ в точке подключе¬
ния SK 3 = 144 МВ- А. Значение реактивной мощности, которую тре¬
240

буется компенсировать, составляет Ç/; — 5400 квар. Выбрать батареи
конденсаторов СУ.
1.	Определим ток обратной последовательности однофазной на¬
грузки по выражению (9.5)
{^9^^^483А
J Л777
0,33 мВ
■ГЗН
СОКУ	Нагрузка
Рис. 59. Схема фильтро-компенсирующего устройства ФКУ-0,4 кВ:
Ф — фильтр высших гармонических; КУ—тиристорный регулятор реактивной
мощности (компенсирующее устройство); БК— батарея конденсаторов
и его аргумент по выражению (9.6) ф2 = л/3.
2.	Сопротивление КЗ хк_ 3 = 0,25 Ом.
3.	Коэффициент несимметрии линейных напряжений
УЗ 483 ■ 0,25
6000
100 = 3,5 %.
4. Мощность батарей копден"
саторов, необходимую для полно'
го устранения несимметрии на¬
пряжений (К — 1), определим по
формуле (9.18) с учетом положе¬
ния вектора /2 в III области
(g = 60°)
Рис. 60. Схема симметрирования
напряжений
qs = 2 /3 ■ 1 • 483 ■ 6,3 sin (60° + 60°) = 9100 квар.
5. При мощности батарей 5400 квар несимметрии напряжений сни¬
зится до е^овт = 3,5(1 —5400/9100) = 1,3 %, что допустимо.
?4J

6. Распределение батарей по фазам согласно рис. 61 при ф2 — л/3
Q(LaLt) = 5400 0 66 = 3600 квар; q(L,Ls) = 5400 0>34 = )800 квір
Расчет параметров (|илі>тро-спмметрпруюіцего устройства (ФСУ).
Устройство представляет собой несимметричный фильтр, который под¬
ключается иа два линейных напряжения сети (рис. 62). Выбор линей¬
Рис. 62. Фильтро-симметрирующее
устройство
ных напряжении, на кото¬
рые включаются фильтрирую-
щие цепи ФСУ, и соотноше¬
ние мощностей конденсаторов,
включаемых в фазы фильтра,
определяются условиями сим¬
метрирования напряжения со¬
гласно методике, приведенной
на с. 240.
Мощность БК, включае
мой на линейное напряжение
£,)• должна удовле¬
творять условию, квар,
qZ.1l2(â.8z.3) l,2U
Ч-6. К	н- б* ѵѣ
Рис. 61. Номограмма для расчета параметров симметриру¬
ющих устройств
где /ѵЕ — действующее значение тока высших гармоник, протекающих
через фильтрующую цепь, настроенную на частоту vP-ïi гармоники, А.
Ток	определяют по выражению
242

где Ivq — ток v^-fi гармоники, А;	— доля тока / , проте¬
кающая через плечо фильтра, подключенного на напряжение UL L (L Ls)
Коэффициенты при подключении фильтра на напряжение
ULtL, и іа определяют по формулам
аѵі*2 = +Pz.,Ls	+ Pl,ls + PLj£?;
(-vq*' = У 1 + Pl,ls + pLljM + Pl2ls + P^z-Л
где Рд1д2(д2д!1) — коэффициенты, которые рассчитывают по выражению
= V1 + [3^pL1Ls(Z.sLs)Vp/(1 —	(9‘ |9)
Здесь KpLt L2(L2La) — относительная мощность батареи ФСУ; ѵр — но¬
мер гармоники, на частоту которой настроено ФСУ; KpL L (l2ls) ~
= Об.1	з- ^к. з — мощность КЗ на шинах ФСУ; — отно¬
сительная частота ѵр-й гармоники, протекающей через ФСУ; =
= W
Суммарная мощность БК ФСУ, определяемая условиями фильтра¬
ции гармоник, не должна превосходить оптимальной реактивной мощ¬
ности для данного узла сети. Если мощность БК ФСУ окажется недо¬
статочной по условиям перегрузки их токами высших гармоник, сле¬
дует снизить частоту настройки фильтра.
При значении Кр<1,5- 10~2 отклонение частоты настройки от
резонансной допускается в пределах ±5 %. Рекомендуется в этом
случае принимать ѵр = 5 при наличии в сети шестифазных вентильных
преобразователей и ѵр=11—при наличии двенадцатифазных преобра¬
зователей. Относительные значения гармоник напряжения в составе
линейных напряжений сети после установки ФСУ, настроенного на
частоту ѵр-й гармоники и включенного на линейные напряжения UL L
и l La (по отношению к значению их до установки ФСУ), определяют
по выражениям
Pl,l2 ^3 С1 + Pl,l2 + РІгг8) .
1 + PLtL„ + Pl2l3
Plsl„ l/<3 U + Pl,l„ + Pl,l2) .
1 + PL.L, + Pf.2Ls
I3 (P^Le + p!5L3 + Pl1L2Pl2L,)'
1 + Pl,l2 +Pl2ls
(9.20)
Прн /<_ > 1,5 • IO"2 МОЖНО считать К, 7 7 (Г ; ,= 1 —ff^lLz(LgL>)
Пример 7. Выбрать ФСУ для сети, рассмотренной в примере 6, при
коэффициенте несинусоидальности Ки.с = 7,1 %. Источник гармоник —
двенадцатифазный вентильный преобразователь. Токи гармоник, гене¬
рируемые преобразователем /и = 130 А; /18 = 110 А. Относительные
уровни гармоник напряжения в сети: {/11И, = 5,4%; і/1зи, = 4,6 %.
1. Мощности БК по условиям симметрирования выбирают так же,
как в примере 6:	3600 квар:	= 1800 квар.
243

2.	Батареи конденсаторов, включенные иа линейные напряжения
^L3L и Ul l ’ соединяют последовательно с реакторами; частота на¬
стройки фильтрирующей цепи 550 Гц, т. е. ѵр = 11.
Для расчета остаточного напряжения гармоник рассчитаем коэффи¬
циенты pL L и Рдз£ по формуле (9.19):
P^L, = 1
PLaLt == 1
3 • 1,25 ІО"2 • 121
3.	Остаточные значения напряжения 13-й гармоники напряжения
сети по формулам (9.20)
__ 0,06 /3(1 + 0,03+0,ОЗ2)
ul3t,L1Lt~ 1 +0,03 + 0,06	~
_ 0,03 /3(1+ 0,06 + 0,Об2)
и13»Ь^3	1 + 0,03 + 0,06	’
Глава 10
КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
1.	ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ
РАСЧЕТОВ
В нормативных документах [12, 13], введенных в действие в 1980—
1982 гг., изложены задачи компенсации реактивной мощности (КРМ)
в электрических сетях для режима прямой последовательности основ¬
ной частоты переменного тока. Их требования распространяются на
всех потребителей электроэнергии, за исключением жилых и обществен¬
ных зданий при расчетной активной мощности на каждом вводе менее
250 кВт, тяговых подстанций городского электротранспорта, и явля¬
ются обязательными для электроснабжающих организаций и органи¬
заций, проектирующих электроустановки, независимо от их ведом¬
ственной принадлежности. В работе [12] приведены директивные тре¬
бования к технико-экономическим расчетам (ТЭР) по КРМ при проек¬
тировании и эксплуатации электрических сетей потребителей электро¬
энергии и контролю за ее потреблением, а также рекомендации по ре¬
жимам работы средств компенсации.
При проектировании компенсирующие устройства (КУ) выбирают
одновременно со всеми элементами электрической сети с учетом сниже¬
ния токовых нагрузок средствами компенсации. Выбор типа, мощно¬
сти, места установки и режима работы КУ должен обеспечивать при
соблюдении всех технических требований наибольшую экономичность,
критерием которой является минимум приведенных затрат. При опре¬
делении величины приведенных затрат подлежат учету: затраты на
установку КУ и дополнительного оборудования — коммутационных
аппаратов, устройств автоматики и т. п.; снижение стоимости оборудо¬
вания трансформаторных подстанций и стоимости сооружения питаю¬
щей и распределительной сети, обусловленное уменьшением токовых
нагрузок; снижение потерь электроэнергии в питающей и распреде¬
лительной сети; уменьшение потерь активной мощности при максимуме
244

нагрузки энергосистемы; снижение потерь реактивной мощности
в питающей и распределительной сетях вследствие уменьшения токо¬
вых нагрузок средствами компенсации.
Устанавливаемые в электрических сетях КУ должны обеспечи¬
вать: допустимый режим напряжения в электрической сети; допусти¬
мые токовые нагрузки всех ее элементов; режим работы источников
реактивной мощности (ИРМ) в допустимых пределах; статическую
и динамическую устойчивость работы электроприемников. В качестве
ИРМ должны учитываться: воздушные и кабельные линии электриче¬
ских сетей напряжением выше 20 кВ, а для кабельных сетей значи¬
тельной протяженности — также и 6—20 кВ; генераторы электростан¬
ций и синхронные электродвигатели; дополнительно устанавливаемые
средства компенсации — синхронные компенсаторы (СК), конденса¬
торные установки поперечного включения, вентильные установки со
специальным регулированием и др.
Расчетным при выборе средств компенсации является режим наи¬
большей активной нагрузки энергосистемы. Для наиболее экономич¬
ного использования в эксплуатации средства компенсации должны
оборудоваться автоматическими устройствами регулирования генери¬
руемой мощности (см. гл. V—3—12, V—3—13, V—6—14 ПУЭ). В ка¬
честве параметров регулирования выбирают: напряжение, реактив¬
ную мощность, время и т. д.
Проектирование КУ рекомендуется вести с учетом динамики роста
нагрузки и поэтапного развития систем электроснабжения. Для каж¬
дого этапа определяют мощность и место установки КУ, способ регу¬
лирования и т. д. При выборе средств компенсации, устанавливаемых
в электрических сетях потребителей электроэнергии, исходными явля¬
ются следующие получаемые от энергосистемы данные: экономически
или технически обоснованное значение реактивной мощности, которая
может быть передана из энергосистемы в режиме ее наибольшей актив¬
ной нагрузки (Q3 max) в сеть электроустановки; значение реактивной
мощности, которая может быть передана в сеть электроустановки из
энергосистемы в режимах ее наименьшей активной нагрузки (Q3 min)
и в послеаварийных (Q3_a) [13].
Распределение конденсаторных установок между сетями 6—20 кВ
и сетями напряжением до 1000 В осуществляется на основании ТЭР.
При этом необходимо учитывать, что наибольший экономический
эффект достигается при размещении средств компенсации в непосред¬
ственной близости от потребляющих реактивную мощность ЭП. Пере¬
дача реактивной мощности из сети 6—35 кВ в сеть напряжением до
1000 В экономически невыгодна, если это приводит к увеличению
числа цеховых трансформаторов. Индивидуальная компенсация может
быть целесообразной лишь у крупных ЭП с относительно низким коэф¬
фициентом мощности и большим числом часов работы в году.
Ежеквартально осуществляют контроль реактивной мощности,
потребляемой или выдаваемой в сеть энергосистемы потребителями
электроэнергии в периоды наибольшей и наименьшей активной на¬
грузки энергосистемы. Периоды наибольших и наименьших нагрузок,
а также режимы работы КУ устанавливает энергоснабжающая орга¬
низация, их фиксируют в договоре на пользование электроэнергией.
В соответствии с Прейскурантом № 09-01, утвержденным поста¬
новлением Государственного Комитета СССР по ценам 155-а от
26 февраля 1980 г., значения Q3max и СЭП1ІГ1 задают потребителю для
каждого квартала года. Эти значения определяют, исходя из фактиче¬
ских нагрузок и Q^2 (*— номер квартала) и предварительно опре¬
245

деленного значения Сэп1ах для квартала максимальной годовой активной
нагрузки системы (как правило, для четвертого квартала Qs4max)-
Потребитель должен установить дополнительно КУ мощностью
(Ю-1)
Эти КУ могут использоваться в любое время года. Проектным органи¬
зациям для вновь присоединяемых потребителей задают значения Qsmax
и Qsmin только для IV квартала. Значения QiXmax задает энергоснаб¬
жающая организация потребителям на каждый год предстоящего пяти¬
летнего периода [13]. Изменить заданное значение Q,max может энерго¬
снабжающая организация в одностороннем порядке не позднее чем за
два года до начала расчетов за электроэнергию на основе измененного
значения и не более чем на 20% Значения Q'g тах для остальных квар¬
талов года и Q' min для всех кварталов должны задаваться не позднее
чем за три месяца до начала расчетов за электроэнергию на их основе.
До внедрения в энергосистеме программ расчета на ЭВМ эти вели¬
чины рассчитываются по приведенной ниже упрощенной методике руч¬
ного счета [13].
Значение Q^ax на шинах напряжением 6—20 кВ понизительной
подстанции 220—35/6—20 кВ или 6—20/0,4—0,69 кВ определяют как
меньшее из значений, полученных по формулам:
Q'smax = Qiï-o.7C:	(10-2)
£тах = ^фѴ	<10-3)
где и — фактические значения реактивной и активной нагрузки
потребителя; Q™M — располагаемая реактивная мощность синхронных
электродвигателей; а — коэффициент, зависящий от района объединен¬
ной энергосистемы и высшего напряжения подстанции (табл. 69); при
питании от шин генераторного напряжения а — 0,6.
69. Значения коэффициента а
Объединенные энергосистемы
Коэффициент а прн высшем напряжении
подстанции, кВ
35
110—15Û
220 и выше
Северо-запада, Центра, Средней
Волги, Юга, Северного Казах¬
стана
0.3
0,28
0,23
Средней Азии
0,3
0,35
0,47
Сибири
0,24
0,29
0,4
Урала
0,27
0,31
0,42
Северного Кавказа, Закавказья
0,22
0,26
0,34
Дальнего Востока
0,2
0,25
0,32
246

Если данные о располагаемой мощности синхронных электродви¬
гателей отсутствуют, используют только формулу (10.3). В случае,
когда, несмотря на полное использование регулировочного диапазона
трансформатора 35—220/6—20 кВ, напряжение на шинах 6—20 кВ
оказывается выше номинального более чем на 7 % из-за повышенного
напряжения в сети 35—220 кВ энергосистемы в режиме наибольшей
нагрузки, принимают <2^ах = Q$- Для остальных кварталов года
<2эпшх = <2фі-<?к.д>	(Ю-4)
где —фактическая реактивная нагрузка потребителя в часы макси¬
мальной активной нагрузки энергосистемы в і-м квартале; QK д—зна¬
чение, определяемое по выражению (10.1).
Значение Qfmin для квартала і в зависимости от режима напряже¬
ния в данном узле системы может быть задано любым в диапазоне от
реактивной мощности потребителя в ночные часы <?ф2, соответствующей
полному отключению КУ в эти часы, до значения, соответствующего
полному их включению
QL,n = <42-<2K.A-	(10.5)
Рекомендуется принимать: в узлах с повышенными напряжениями
в часы минимума нагрузок » <?ф2! в узлах с допустимыми на¬
пряжениями в часы минимума нагрузок Qanljn = 0 (полная компенсация
минимальной нагрузки). Для потребителей, присоединенная мощность
которых меньше 750 кВ • А, энергосистемой задается непосредственно
мощность КУ, которая должна быть установлена у потребителя, QK э.
Расчетное значение QK э определяет проектная организация по од¬
ной из следующих формул:
<2к.э.р = (0.2 + o,5da. св) Snp;	(10.6)
Qk.s.p= (tg<PH-°«2) Рн’
где ds св — доля установленной мощности асинхронных электродвигате¬
лей и сварочных трансформаторов в составе ЭП; S —присоединенная
мощность потребителя (суммарная мощность трансформаторов и электро¬
двигателей высокого напряжения); tg <рн — естественный коэффициент
реактивной мощности нагрузки; Рн — величина активной мощности на¬
грузки.
Значения QK-S, задаваемого потребителю, зависят от расчетного зна¬
чения QK э р в соответствии со шкалой стандартных мощностей КУ:
<?к. э. р. кв?р
<50
50—120
120-190
190—260
260—380
>380
<?к. э , квар
0
75
150
225
300
450
Пример 8. Потребитель, находящийся в районе ОЭС Центра, по¬
лучает питание от понизительной подстанции 110/10 кВ. Максималь-
247

иая нагрузка в IV квартале Р™ — 60 МВт. Максимальные и мини¬
мальные реактивные нагрузки составляют по кварталам, Мвар:
I	II	III	IV
28	20	25	30
16	12	14	18
В сети потребителя имеются синхронные электродвигатели 10 кВ
с неиспользуемой реактивной мощностью Qc д = 10 Мвар и БК общей
мощностью Q6 к = 7 Мвар, постоянно работающие во время всех изме¬
нений нагрузки. Определить экономические значения Q3rnax и QsmIn
для всех кварталов года.
По формулам (10.2) и (10.3) определим:
Сэтах = 30 — 0.7 • 10 = 23 Мвар; Q"m&x = 0,28 ■ 60= 16,8 Мвар,
следовательно, Qg^ax = 16,8 Мвар.
Для выполнения этого задания потребитель должен установить КУ
мощностью, определяемой по формуле (10.1),
QK д = 30 — 16,8 = 13,2 Мвар.
По фюрмуле (10.4) определим значение Q9rnax для остальных кварталов
года:
<2* тах = 28 — 13,2 = 14,8 Мвар; Q”maX = 20 — 13,2 = 6,8 Мвар;
<2^ах = 25 — 13,2 =11,8 Мвар.
По выражению (10.5) определим верхние и нижние границы значе¬
ния Qsmln для всех кварталов года, Мвар:
I	II	III	IV
16	12	14	18
16—13,2=2,8 12 — 13,2=1,2 14—12,2=1,8 18—13,2 = 4,8
В качестве Qamin для і-го квартала можно задать любое значение, на¬
ходящееся в диапазоне от QatninB До Q‘raInH. Если в часы минимума
нагрузки энергосистемы в данном узле наблюдаются недопустимо высо¬
кие уровни напряжений, то Q9min устанавливают близкими к значениям
в противном случае —к значениям QaminH.
Пример 9. Присоединенная мощность потребителя составляет 630 кВ ■ А.
Доля нагрузки асинхронных электродвигателей и сварочных трансфор¬
маторов составляет 0,4 (40%). Определить значение QK э.
По фюрмуле (10.6) QK э р = (0,2 -ф- 0,5 • 0,4) • 630 = 250 квар; QK э=
= 225 квар.
Скидки и надбавки к тарифам за компенсацию реактивной мощ- !
ности. Прейскурантом № 09-01 установлена новая система скидок
и надбавок к тарифам за КРМ в электроустановках потребителей
електроэнергии. Для потребителей, присоединенная мощность кото- і
рых 750 кВ • А и выше, суммарную скидку или надбавку Hs можно
представить двумя слагаемыми, определяемыми по формулам, %:	,
^і = 30«?ф1-29тах)/Рф;	J
= [20 (<?ф2 - <?этіп)/Рф] - 2,	(10.7) J
248

где ^ф[, рф2—фактические значения реактивной мощности потребителя
в часы максимальных и минимальных активных нагрузок энергосистемы;
Рф — фактическое значение активной мощности потребителя в часы наи¬
большей активной нагрузки энергосистемы.
Если <?фГ < <?эгпах, то принимают равным нулю. Разность <?ф2—
— QSmin в числителе формулы (10.7) всегда принимают положительной
независимо от ее знака. Положительное значение Н2 означает надбавку,
отрицательное — скидку. Значение НА всегда положительно (в крайнем
случае равно нулю). Максимальной скидки с тарифа, равной 2%, дости¬
гают при выполнении двух условий: наличия в сети потребителя ком¬
пенсирующих устройств мощностью QK.y = <2фі — <?эп1ах и регулирова¬
ния их таким образом, чтобы соблюдалось равенство (?ф2 = <?э тіп- Зна¬
чения Çsmax и 05min задают для каждого квартала года. За каждый
квартал определяют значения фф2, Рф.
Для потребителей, присоединенная мощность которых меньше
750 кВ • А, скидку или надбавку определяют в зависимости от соотно¬
шения фактической мощности КУ, установленного у потребителя,QK_ ф
и экономической мощности QK_ 9, задаваемой энергоснабжающей орга.
низацией, %:
/< = (Ск.ф/<2к.э)іоо.
Скидки и надбавки к тарифам за компенсацию реактивной мощности
в сетях потребителей, присоединенная мощность которых меньше
750 кВ ■ А , следующие:
А', %
<30
н, %
+50
30—50
+30
50—70
+10
70—90
0
90—110
—5
110—130
+ю
>130
+50
Положительное значение Н означает надбавку, отрицательное —
скидку.
При несоблюдении потребителями заданного режима работы КУ
применяют максимальную надбавку к тарифу (50 %) за квартал, в ко¬
тором отмечено нарушение.
2.	ВЫБОР И РАСЧЕТ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ*
При определении расчетной реактивной нагрузки предприятия в часы
максимума Çh1 и минимума Çh2 активной нагрузки энергосистемы сле¬
дует учитывать: QH max — реактивные максимальные (получасовой мак¬
симум) нагрузки электроприемников, принимаемые в соответствии с вы¬
полненным проектом; QH гаіп — расчетные минимальные (среднегодовое
* В излагаемой методике используются материалы ВНИПИ «Тяжпромэлектро¬
проект», Красноярского отделения ГПИ «Электропроекг», Киевского отделения
УГПИ «Тяжпромэлектропроект», ВНИИЭ Минэнерго СССР, РИИЖТ МПС СССР,
институтов Ждановского металлургического Минвуза УССР и электродинамики
АН УССР.
Ю 4-412
249

вначение) нагрузки за период третьей (наименьшей) смены потребления
реактивной мощности предприятием.
Суммарная реактивная нагрузка предприятия в часы максимума
активной нагрузки энергосистемы может не совпадать с максимальной
расчетной реактивной нагрузкой и определяется по формуле
Фні ЗД max’
где /<н1 — коэффициент несовпадения; его значение зависит от отрасли
промышленности:
Отрасль промышленности	КН2
Черная металлургия • *•••*«<•«	0,88	0,74
Цветная металлургия * »*«*«**•	0,94	0,73
Торфопереработка* • «••*•«••••	0,74	0,66
Нефтепереработка •••«•.*••••	0,93	0,84
Машиностроение и металлообработка *	0,79	0,44
Химическая «>«.«*•		 •	0,92	0,78
Легкая	0,91	0,41
Пищевая	• • «	0,91	0,66
Бумажная	0,83	0,75
Деревообрабатывающая «.•««..«	0,75	0,34
Строительных материалов «•••■*•	0,9	0,77
Текстильная .			 «	0,93	0,79
Прочие 		*	* .	0,65	0,4
Реактивную нагрузку предприятия в часы минимума активной
нагрузки энергосистемы определяют по формуле
Фн2 ~ ^н2^итах’
где Мн2 — коэффициент минимума: его значение — это отношение ми¬
нимальной нагрузки предприятия к наибольшей, зависит от отрасли
промышленности (см. выше).
Полученные реактивные нагрузки предприятия (цеха или элек¬
троустановки) вместе с суммарной расчетной активной нагрузкой пере¬
даются в энергосистему, которая определяет и выдает значения Qsrnax
и Qstnin. При сообщении расчетных нагрузок энергосистеме реактив¬
ные нагрузки предприятия определяют без учета реактивной мощности
синхронных электродвигателей, а суммарная реактивная мощность
всех синхронных электродвигателей сообщается отдельной величиной
Qc д для расчетной схемы электроснабжения предприятия.
Необходимую суммарную мощность компенсирующих устройств
в сети проектируемого промышленного предприятия определяют по
формуле
Фктах = Фн! Фэтах'
При снижении потерь реактивной мощности в результате компенса¬
ции QKmax можно уменьшить на величину этого снижения. Мощность
нерегулируемых компенсирующих устройств определяют по формуле
Фктіп = Фи2	Фэтіп'
Для выполнения ТЭР в табл. 70 приведены расчетные значения
удельной стоимости потерь активной мощности т и коэффициента
средней реактивной экономической нагрузки Lp в зависимости от реги¬
она объединенной энергосистемы (ОЭС).
Экономическую расчетную реактивную нагрузку (среднюю) опре¬
деляют по формуле Q3 с = LpQH max. В расчетах реактивную мощность
конденсаторных установок следует принимать равной номинальной их
250

70. Значения удельной стоимости потерь активной
мощности т и коэффициента £р
Регионы ОЭС
Сменность
работы пред¬
приятия
/п, р./кВт
Северо-запад, Центр
1
82
0,96
Средняя Волга, Юг,
2
109
0,88
Северный Казахстан
3
114
0,84
Средняя Азия
1
72
1
2
78
0,96
3
84
0,94
1
87
1
Сибирь
2
93
0,97
3
99
0,95
1
71
0,95
Урал
2
100
0,87
3
125
0,82
Северный Кавказ и Закавказье
1
112
0,98
2
132
0,93
3
150
0,9
Дальний Восток
1
131
1
2
142
0,97
3
152
0,94
Примечание. Расчетные значения т н £р определены с учетом стоимос-’
ти строительства станции и потерь электроэнергии (по замыкающим затратам), а
также суммарного графика нагрузки по реактивной мощности н принимаются в за¬
висимости от сменности работы и региона энергосистемы, от которой получит пита¬
ние проектируемое промышленное предприятие.
мощности независимо от фактического значения напряжения на уста¬
новке. Экономическая целесообразность использования реактивной
мощности синхронных электродвигателей зависит от мощности и час¬
тоты вращения электродвигателя.
Номинальные мощности синхронных электродвигателей, которые
определяют области экономически целесообразного использования их
реактивной мощности, приведены в табл. 71. Синхронные электродви¬
гатели экономически целесообразно использовать как источники реак¬
тивной мощности при условии, если номинальная мощность синхрон¬
ных электродвигателей больше мощности, приведенной в табл. 71.
Степень использования реактивной мощности синхронных электродви¬
гателей при номинальной мощности, менее приведенной в табл. 71,
рекомендуется определять с помощью ТЭР. Для указанных синхрон¬
ных электродвигателей допускается принимать их загрузку по реак¬
тивной мощности, равной (0,8.,.0,85) QH с без ТЭР.
10*
251

71, Номинальные мощности синхронных электродвигателей,
определяющие области экономически целесообразного
использования реактивной мощности
Регионы
ОЭС
Сменность ра¬
боты пред¬
приятия
Номинальная активная мощность синхронных электродвига¬
телей, кВт, при частоте вращения, с-1
3000
1000
750
600
500
375
300
250
Северо-за-
пад, Центр,
1
2000
2000
2000
2000
2000
4000
3200
—•
Средняя
2
2000
4000
5000
4000
6300
—
■—-
—
Волга, Юг,
Северный
Казахстан
3
2500
5000
6300
5000
8000
—
—
—
1
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2500
3200
Средняя
2
2000
2000
2000
2000
2000
3200
3200
4000
Азия
3
2000
2000
2500
2500
2500
4000
3200
—
1
2000
2000
2500
2500
2500
4000
4000


Сибирь
2
2000
2000
3200
3200
3200
—,
4000
—
3
2000
2000
3200
4000
3200
—
4000
—
1
2000
2000
2000
2000
2000
2000
2500
3200
Урал
2
2000
2000
4000
4000
5000
—
—
—
3
2000
5000
5000
5000
6300
—
—
—
Северный
1
2000
4000
5000
4000
6300
	-
—
Кавказ и
2
2500
5000
6300
5000
8000
—-
.—-
—.
Закавказье
3
6300
6300
8000
10000
8000
—
—
—
Дальний
1
2500
5000
6300
5000
8000
—




Восток
2
5000
5000
8000
10000
8000
—
—
—
3
6300
6300
10000
10000
8000
—■
—
Если реактивная мощность, получаемая от всех синхронных элек¬
тродвигателей промышленного предприятия, обеспечивает большую
степень компенсации, чем согласованная с энергосистемой, то реко¬
мендуется снижать реактивную мощность СД. Если указанное сни¬
жение все же не обеспечивает согласованной с энергосистемой величи¬
ны <?этах, следует соответственно снизить мощность, или даже полно¬
стью отказаться от использования конденсаторных установок напря¬
жением до 1000 В, при этом число цеховых трансформаторов может
увеличиться.
Определение суммарной мощности конденсаторных установок в се¬
тях напряжением до 1000 В. Суммарную мощность конденсаторных
установок напряжением до 1000 В (НБК) следует определять по двум
критериям: по минимуму суммарных приведенных затрат на НБК
252

И цеховые трансформаторные подстанции и по минимуму суммарных при¬
веденных затрат на НБК и потери электроэнергии в сети предприятия
напряжением 6—10 кВ. Основную мощность конденсаторных устано¬
вок напряжением До 1000 В, как правило, определяют первым крите¬
рием, а по условию минимума потерь электроэнергии в сети предприя¬
тия напряжением 6—10 кВ (второй критерий) находят дополнительную
мощность конденсаторных установок. Суммарная (основная и допол¬
нительная) расчетная мощность конденсаторных установок напряже¬
нием до 1000 В
^к.н = ^к.и.і ^к.п.П’
По первому критерию мощность НБК (QK НІ) следует определять,
исходя из целесообразности уменьшения числа цеховых трансформато¬
ров или снижения их номинальной мощности в случаях, когда по усло¬
виям электроснабжения нельзя уменьшить число принятых трансфор¬
маторов, по второму — дополнительная мощность НБК (QK ИІІ) с целью
оптимального снижения потерь электроэнергии в сети напряжением
6—10 кВ.
При определении мощности КУ напряжением до 1000 В цеховые
трансформаторы должны объединяться в однотипные группы по сле¬
дующим признакам: одинаковой поминальной мощности и одинаковому
коэффициенту загрузки трансформаторов в нормальном режиме; при¬
надлежности к одному технологическому участку или к одной маги¬
страли, включая двухтрансформаторные подстанции, получающие питание
от различных секций распределительных подстанций (РП); одному виду
компенсирующих устройств, которые предполагается использовать для
компенсации реактивной загрузки.
Определение мощности батарей конденсаторов по условию выбора
оптимального числа цеховых трансформаторов. Для каждой объединен¬
ной однотипной группы трансформаторов следует определять их мини¬
мальное количество, необходимое для питания заданной активной на¬
грузки:
Рн
(Ю-8)
м3 Ф
где Рн — расчетная суммарная активная нагрузка, кВт; ST — номиналь¬
ная мощность одного трансформатора, кВ - А; К3 — коэффициент за¬
грузки трансформатора.
Оптимальное число трансформаторов в группе определяют по фор¬
муле
^.o = «min.	(10-9)
где Ко — коэффициент увеличения числа трансформаторов по сравнению
с минимальным их числом.
Значение оптимального коэффициента Ко зависит от значения удель¬
ных затрат на передачу реактивной мощности, которые определяют по
формуле
®К.Н ®К.В
а =

з
к.т.п
гДе Зк.н» ѳк.в» бк.т.п — соответственно удельные приведенные затраты
на КУ напряжением до и выше 1000 В и комплектные трансформатор¬
ные подстанции (КТП) (принимают согласно табл. 72 , 73 , 74, 75 , 76).
Зависимость коэффициента К от а
253
(10.10)

а, р./квар
»0
а, р./квар
Ко
а, р./квар
Л-о
0,1
1,005
0,35
1,07
0,6
1,25
0,15
1,01
0.4
1,09
0,65
1,32
0,2
1,02
0,45
1,12
0,7
і,<
0,25
1,03
0.5
1,15
0,75
1 м
0,3
1,05
0,55
1,19
І«Э1
72.	Удельные приведенные затраты на комплектные
конденсаторные установки (ККУ) напряжением до 1000 В
Мощность
установки,
квар
«к. и- р./(квар • Г°Д)
Мощность
установки,
квар
®к. н, Р-/(квар . год)
Питание
от автомата
Питание
без авто¬
мата
Питание от
автомата
Питание
без авто¬
мата
А3700
«Элек¬
трон»
Л3700
«Элек¬
трон»
< 75*
2


1,3
200—216
2,4
3
2,2
100*
1,6
2,7
1,1
300
2,1
2,5
1,6
100
3,1
4,2
2,6
450
2,1
2,6
1,8
135—150
2,3
3,1
2
600
1,7
2,1
1,4
• Без регулирования мощности ККУ.
73.	Удельные приведенные затраты на ККУ выше 1000 В
Мощность
установ¬
ки, квар
ЭК. В’ Р./(кваР • год)
без
учета
шкафа
Питание но радиальной
схеме
Питание по магистральной
схеме (две установки от
одного шкафа)
КСО, КРУ
(20 кА)
КРУ
(31,5 кА)
кэ
КСО, КСУ
(20 кА)
КРУ
(31,5 кА)
КЭ
<450
0,9
1,7
2,5
3,6
1,3
1,7
2,2
900
0,8
1,2
1,5
2,1
0,9
1,1
1,4
1125
0,6
0,8
1,1
1,5
0,7
0,8
1
Примечание. КРУ, КСО н КЭ — типы шкафов комплектного распреде¬
лительного устройства напряжением 6—10 кВ.
74.	Удельные приведенные затраты на КТП
Мощность
трансфор¬
матора,
кВ • А
8к. г. п- Р-/(кВ • А • год)
один трансформатор
два трансформатора
три и более транс¬
форматоров
КСО
КРУ
кэ
КСО
КРУ
кэ
КСО
КРУ
кэ
630
2,6
2,6
3,3
2,4
2,4
2,7
2,3
2,3
2,5
1000
2,6
2,6
3,3
2,4
2,4
2,7
2,3
2,3
2,5
1600
3,4
3,4
3,6
3,2
3,2
3,4
3,2
3,2
3,3
2500
3,4
3,4
3,6
3,2
3,2
3,4
—
254

75. Комплектные конденсаторные установки напряжением 380В
Тип установки
Мощность,
кв ар
Удельная
стоимость,
р./квар
Приведенные
затраты,
р./(квар. X
X год)
УК2-0,38-50 УЗ
50
5,1
1,2
УКЗ-0,38-75 УЗ
75
—
—
УК-0,38-75 УЗ
75
6,4
1,4
УК2-0.38-100 УЗ
100
4,7
1,1
УКБН-0,38-100-50 УЗ
100
9,5
2,1
УКБН-0,38-135 ТЗ
135
11,7
2,6
УКБ-0,38-150 УЗ
150
—
УКТ-0,38-150 УЗ
150
7
1,6
УКБТ-0,38-150 УЗ
150
8
1,8
УКЛН-0,38-150-50 УЗ
150
—
УКБН-0,38-200-50 УЗ
200
8,5
1,9
УКЛН-0,38-300-150 УЗ
300
8,7
1,9
УКЛН-0,38-450-150 УЗ
450
8
1,8
УКЛН-0,38-600-150 УЗ
600
6,3
1,4
76. Комплектные конденсаторные установки напряжением
6-10 кВ
Тип установив
Мощность^
квар
Удельная
стоимость,
p./KÊap
Приведенные
затраты,
р/(квар X
X год)
УКМ-6,3-400 VI
400
4,3
1
УК-6,3-450 ЛУЗ
450
3,9
0,9
УК-6,3-900 ЛУЗ
900
3,4
0,8
УК-6,3-1125 ЛУЗ
1125
2,7
0,6
УКМ-10,5-400 VI
400
4,3
1
УК-10,5-450 ЛУЗ
450
3,9
0,9
УК-10,5-900 ЛУЗ
900
3,3
0,8
УК-10,5-1125 ЛУЗ
1125
2,7
0,6
Число трансформаторов принимают при N 0 < Л\ех равным Л\ех
(необходимое количество трансформаторов по активной нагрузке); если
NT. о > Л'тех — выбирается ближайшее целое число.
255

Во всех случаях количество трансформаторов должно быть принято:
Nr > min; Nr > NT_ 0; N.e > *тех. По выбранному числу трансфор¬
маторов определяют реактивную мощность, которую возможно передать
через трансформаторы в сеть предприятия напряжением до 1000 В:
(10.11)
/ОкВ
WOOD
КТЛ-1 КТП-2 КТП-3
Рис. 63. Схема электроснабжения
цеха с группой однотипных КТП
По полученному значению QT определяют суммарную мощность конден¬
саторных установок напряжением до 1000 В, которые необходимо уста¬
новить в сети предприятия
<2k.h = Qh.h-(2t-	(10-12)
где <?н н—реактивная мощность нагрузки в максимальном режиме.
Пример 10. Определить мощность конденсаторных установок для
однотипной группы цеховых трансформаторов. Нагрузка однотипной
группы SH н = 5100 кВ - А; Ри н =
— 4100 кВт; Qn н = 3100 квар.
Предполагается установка транс¬
форматоров с единичной мощ¬
ностью ST = 1000 кВ ■ А и с ко¬
эффициентом загрузки К3 — 0,7.
На РП предполагается установка
КРУ2-10-20. Установить конден¬
саторные установки на напряжении
выше 1000 В предполагается мощ¬
ностью 900 квар. Конденсаторные
установки напряжением до 1000 В
проектируют регулируемыми мощ¬
ностью по 150 квар с питанием от
специальных питающих автомати¬
ческих выключателей. Схема электроснабжения приведена на рис. 63.
Предприятие расположено в Центре, 3-смеиная работа. Определим мощ¬
ность конденсаторных установок по критерию минимума суммарных
приведенных затрат на конденсаторные установки и цеховые транс¬
форматорные подстанции.
1.	По формуле (10.8) минимальное число трансформаторов группы
л/ _	4>1 	 г ак
Лтт1п-Лз5т-017. j -5,86.
й без
2.	Определим вспомогательную величину а по формуле (10.10) со¬
гласно табл. 72, 73, 74 (зк_ н = 2; зк_ в = 1,5; зк. т. п = 2,4):
а =	7<3 =	о,7 = 0,145.
Зк. т. п 3	2’4
3.	По значению величины а определим Ко — 1,01 (см. с. 379).
4.	По формуле (10.9) определим оптимальное число трансформа¬
торов:
Nr. о = *Тпйп *0 = 5.86- 1,01 = 5,92.
5.	Примем ближайшее целое число трансформаторов NT = 6.
256

6.	Определим реактивную мощность, которую можно передать через
трансформаторы при заданном коэффициенте загрузки ио формуле
(10.11):
QT = У (6- 0,7- l)à —4,Н = 0,95 Мвар.
7.	По формуле (10.12) определим мощность конденсаторных уста¬
новок:
О —Q —0=3,1 —0,95 = 2,15 Мвар.
-К. ні хн. н ѵт >	*	>	h
Величины зк н и зк в существенно влияют на результаты расче¬
тов. Если в сети напряжением до 1000 В применить конденсаторы мощ¬
ностью 100 квар (зк н = 3,1),
4	1	is
2’1	!£ 0,7 = 0,47; Æ0=l,13; Мо = 5,86 • 1,13= 6,62,
ближайшее целое число трансформаторов Л'т=7.
Реактивная мощность, которую можно передать через Трансформа-
торы,
QT = 1/(W/-рн =	■ 1)2—4,12 = 2,68 Мвар;
Qk. h = ÇH. н - <?т = 3>! - 2’68 =°>42 МваР-
В этом случае оказывается более выгодным установить лишний
трансформатор и сократить количество конденсаторов напряжением до
1000 В.
Определение мощности бата¬
рей конденсаторов по критерию
снижения мощности цеховых транс¬
форматоров. В одиночных транс¬
форматорных подстанциях, как
правило, число трансформаторов
нельзя уменьшить, поэтому необ¬
ходимая мощность трансформатора
для питания заданной максималь¬
ной активной нагрузки должна
соответствовать условию
Исходя из принятой мощности трансформатора, по выражению
(10.11) определим реактивную мощность, которую можно передать через
трансформатор. Полученному значению QT соответствует мощность кон¬
денсаторных установок напряжением до 1000 В, которую определяют по
({юрмуле (10.12).
Пример 11. Определить мощность конденсаторных установок напря¬
жением до 1000 В при условии, что число трансформаторов нельзя изме¬
нить. К шинам РП-10кВ промышленного предприятия присоединена
двухтрансформаторная КТП (рис. 64). Нагрузка 5И в = 1071 МВ • А;
Ра н = 750 кВт; QH н = 765 квар; К3 = 0,75. Предприятие (цех),
2-сменное, расположено в Центре. Необходимо определить оптимальную
мощность трансформаторов и суммарную мощность батарей конденса¬
торов.
257

I.	Согласно формуле (10.8) определим мощность трансформаторов
ктп
^н- н > 750  поп кВ • А
К3АТ > 0,75 • 2 &üü К А’
примем ST = 630 кВ • А.
2.	Согласно формуле (10.11) определим реактивную мощность, ко¬
торую можно передать через трансформаторы при принятом К = 0,75:
QT = ■|/(Л'Л35т)2-Ри. н = Ѵ(2 • 0,75 • 0,63)2 — 0,752 = 574 квар.
3.	По формуле (8.12) определим мощность ККУ
Ок. КІ = °Н. в - <?т = 765 - 574 = 191 квар.
Определение дополнительной мощности батарей конденсаторов по
условию снижения потерь электроэнергии в сетях напряжением до
1000 В. Для группы однотипных трансформаторов, получающих питание
по радиальным линиям, эквивалентное активное сопротивление между
шинами напряжением до 1000 В и точкой подсоединения конденсатор¬
ных установок напряжением выше 1000 В определяют по формуле
/I п I \
.	(10.13)
\«= 1 I /
где п = гк л4~гт — активное сопротивление радиальных участков;
гкл = г0/— активное сопротивление кабеля; гт — активное сопротивле¬
ние трансформатора (табл. 77).
77. Активное сопротивление трансформаторов
Мощность
трансфор¬
матора
кВ . А’
Активное сопротивленце трансформатора гт> Ом
ТСЗ-6
ТМЗ-6,
ТНЗ-6
ТМ-6
ТСЗ-10
ТМЗ-10,
ТНЗ-10
ТМ-10
630
0,662
0,689
0,770
1,838
1,914
2,141
1000
0,403
0,396
0,439
1,12
1,4
1,22
1600
0,224
0,231
0,252
0,624
0,643
0,702
2500
—
0,138
0,144
—
0,384
0,401
Для группы однотипных трансформаторов, получающих питание
от РП по кабелям одинакового сечения с разбросом длин не более 50 %,
при установке конденсаторных установок напряжением выше 1000 В
на РП эквивалентное активное сопротивление определяют по формулам
эк
или
гк. л + гт
^эк гпит
(10.14)
(10.15)
где гтт — активное сопротивление кабелей между РП и КТП.
258

Мощность конденсаторных установок напряжением до 1000 В для
каждой однотипной группы трансформаторов определяют по формуле
_	Л	(Ѳк. в Зк. в) ^вом
Ок. нН = Ос. в. и	’	(1ол6)
где Qc. н н — расчетная реактивная (усредненная) мощность нагрузки
напряжением до 1000 В.
Если в результате расчета по формуле (10.16) окажется, что
0к. віі < °> т0 Для данной группы трансформаторов принимают QKi НІІ =
= Ô. Если в какой-нибудь группе однотипных трансформаторов преду¬
смотрены конденсаторные устаноики мощностью QK_ НІ (определенной
по первому критерию), то в формуле (10.16) величина Qo н> н должна
быть уменьшена на это значение:
Ос, B.B=LpOB. н—Ок.нР	(10.17)
При определении дополнительной мощности конденсаторных уста¬
новок по второму критерию для упрощения расчетов рекомендуется
пользоваться кривыми: для радиальных схем питания трансформаторов —
рис. 65 (а, б); для магистральных схем питания с одинаковыми транс¬
форматорами (если при этом длина кабеля от точки питания до первого
трансформатора не менее, Чем в три раза превышает длину кабеля меж¬
ду трансформаторами) — рис. 65 (в, г). На этих рисунках айв соот¬
ветствуют напряженшо 6 кВ, а б и г — напряжению 10 кВ.
Расчетные коэффициенты и определяют по формулам
= Зк- н~—■ ? 103;	(10.18)
K2=~ST,	(10.19)
где I — длина кабеля от точки питания до первого трансформатора;
F — площадь сечения кабеля.
Мощность дополнительных конденсаторных установок напряжением
до 1000 В для однотипной группы трансформаторов определяют по фор¬
муле
Ок. ни = Ос. в. в- Л'тОт = 0о. в. н~ W (10.20)
где у — вспомогательная расчетная величина, которая определяется со¬
гласно кривым (рис. 65).
Пример 12. Исходные данные те же, что и в примере 10. Опреде¬
лить мощность конденсаторных установок по второму критерию.
1.	Определим среднюю реактивную нагрузку группы трансформато¬
ров с учетом уже принятых по первому критерию. По табл. 70 опреде¬
лим иг =114; Lp = 0,84. По формуле (10.17)
«о. в. в = ш в- Ок. НІ = °-84 ■ 3,1 - 2,15 = 0,45 Мвар.
2. Определим эквивалентное активное сопротивление схемы по фор¬
муле (10.13)
R	1	-°’69 - 0 23
1 ,	1 ,	1	3 -°’23'
	1	I
Гэ1 гз2 гэЗ
где гЭІ = г§2 = Гзз = гк< л + ~ = г01 + ~ = 0,27 • 0,5 +	= 0,69.
259

Сопротивление трансформаторов определим по табл. 77.
3.	Определим второй член формулы (10.16):
(3К. н—3К. в) ^НОМ (2-1,5)40*
2mFLK	2,114-0,23	’ ’
ЭК	'
Рис. 65. Кривые для определения величины у при радиальной (а, б)
и магистральной (в, г) схемах питания цеховых трансформаторов
4.	Определим дополнительную мощность конденсаторов по формуле
(10.16):
/q 	 q \ Ï /2
<?к. в = <?с. н. н -	■ 2т^ ном = °>45 - °>88 = -°-43 МваР-
Отрицательное значение QK н показывает, что дополнительных кон¬
денсаторов по второму критерию устанавливать не требуется.
При пользований рекомендованными кривыми (рис. 65) расчет
упрощается:
260

1.	Величину Qc н н = 0,46 Мвар определим так же (см. п. 1).
2.	По формулам (10.18) и (10.19) определим
/С = ЭЛ- н ~	103 = ~’’5 юз = 44.
т	ІИ
/ П 5
^=ySr = fj-0 ЮОО =4,2.
3.	Для магистральной линии с двумя трансформаторами но кривым
определим у = 0,16.
4.	По формуле (10.20) определим дополнительную мощность кон¬
денсаторов
QK. нН = «с. и. Н - *тА = °’45 - 6 0,16 • 1 = -0,51 Мвар,
что с достаточной точностью соответствует результатам, полученным
расчетом.
Пример 13. По данным примера 9 определим мощность ККУ по
второму критерию.
1.	Определим расчетную среднюю реактивную нагрузку цеха
с учетом уже принятых ККУ по первому критерию).
По табл. 70 найдем: т = 109 и £р = 0,88;
<?с. н. в = ір<?н. н- <?к. HI = 0.89 ■ 765 - ’91 = 490 квар.
2.	По формуле (10.14) определим эквивалентное сопротивление
схемы:
D 'эк 'к. л+'т 0,85+1,91
л/;--=	2	ь38’
где гк л — го1 = 0,34 • 2,5 = 0,85 Ом.
3.	Определим второй член формулы (10.16) по данным табл 72
и 73:
(ЭК. н — ЭК. в) <4м	(2,3 — 1,2) • 102
2R3Km ~ 2 • 1,38 109 ~
4.	Определим дополнительную мощность конденсаторных установок
п	п	^к-н Зк- ^ном .„	,,
Ск. нН = <?с. н. Ч~	2Ï,+Ç	 = °>49 - °>374 = 126 квар.
5.	Определим суммарную мощность конденсаторных установок:
QK н = Çk.hi + Qk.hII = 191 + 126 = 317 квар.
6.	Предварительно определим типы и число комплектных конденса¬
торных установок 2x150 = 300 квар.
Можно определить дополнительную мощность конденсаторных уста¬
новок с помощью кривых (Qc н н = 0,49 Мвар — см. п. 1).
1.	Определим коэффициенты:
I 2 5
Д'2 = = S„ = ^ - 630 = 16,6.
г 1 * *	95
261

2.	По кривым рис, 65 найдем у = 0,3.
3.	По формуле (10,20) определим
Qk.„ii = Qc.h.h - NtV* St = °>49 — 2 • 0,3 • 0,63 = 120 квар.
Пример 14. Определить мощность конденсаторной установки и опти¬
мальную мощность трансформатора для однотрансформаторной подстан¬
ции.
Работа цеха трехсменная, предприятие расположено на Дальнем
Востоке. Нагрузка: SH и = 943 кВ • А; Рв н = 800 кВт; QHH = 500 квар;
К3— 1. Схема электроснабжения приведена на рис. 66. В сети напря¬
жением до 1000 В предполагается использовать комплектные конденса¬
торные установки мощностью по 150 квар, подключаемые через авто¬
матический выключатель. Определить мощность конденсаторной уста¬
Рис. 66. Схема элек¬
троснабжения цеха
с одним КТП
новки по первому критерию.
1.	Определим мощность трансформатора
т х3
Примем трансформатор мощностью ST =
= 1000 кВ ■ А.
2.	Найдем реактивную мощность, которую
можно передать через выбранный трансформатор:
= Ѵ (NrK3ST)t-Pl~
= /1 • 1 • I2 — 0,82 = 600 квар.
3.	По формуле (10.12) определим мощность
конденсаторной установки
Фк.ві = Qh.h — QT = 50° — 600 = —100 квар.
Отрицательное значение мощности означает,
что по первому критерию установка конденсато¬
ров не требуется и следует принять QK НІ =0,
Определить дополнительную мощность конденсаторной установки
по второму критерию.
1.	По табл. 70 найдем: т — 152; Lp = 0,94.
2.	По формуле (10.17) определим расчетную среднюю мощность
нагрузки
0с.я.„ = Мн.и - QK.HI = °-94 ■ 500 - 0 = 470 квар-
3.	Определим эквивалентное активное сопротивление:
КрІІЪ	19.9 . 102
RSK = гк.л + 'т = rol + ~sj- = 2 + ~0002' 103 = 1>9 Ом.
4.	Найдем второй член формулы (10.16) по табл. 72 и 73:
(Зк.н 6К,в) 7'ном
2тЯэк
в —
(2,3— 1,2) ІО2
2 ■ 152 • 1,9
= 190 квар.
5.	Определим мощность конденсаторной установки:
Фк.ні — ^с.н.н — 8 = 470 — 190 = 280 квар.
Определить мощность конденсаторной установи: по кривым.
262

1. Определим коэффициенты!
„ (эк.иі-ак.в) (2,3 - 1,2) . 10 3
~	 	152		 = 7>2,
К -Is 2 ' 1000 - 21
^2 — р —	95	2 •
2.	По кривым найдем у = 0,18.
3.	По формуле (10.17) определим QK нц = 470 — 180 = 290 квар*
Полученные результаты практически не отличаются. Окончатель¬
но выберем мощность комплектной конденсаторной установки:
2 X 150 = 300 квар.
3.	РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СУММАРНОЙ МОЩНОСТИ
КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ МЕЖДУ СЕТЯМИ
ПРЕДПРИЯТИЯ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО И ВЫШЕ 1000 В
После определения мощности конденсаторных установок необхо¬
димо определять целесообразную степень использования располагае¬
мой реактивной мощности синхронных электродвигателей с целью
повышения экономичности работы всей сети предприятия. Номиналь¬
ную реактивную мощность синхронных электродвигателей номиналь¬
ной активной мощностью, равной или больше приведенной в табл. 71,
следует использовать полностью.
Для синхронных электродвигателей номинальной активной мощ¬
ностью меньше приведенной в табл. 71, а также для синхронных элект¬
родвигателей с частотой вращения меньше 250 мин-1, необходимое
экономически целесообразное значение используемой реактивной
мощности должно, как правило, определяться на основе технико-эконо¬
мического расчета. Без технико-экономического расчета загрузку
указанных двигателей допускается принимать равной 0,8—0,85 номи¬
нальной реактивной мощности. Полная оптимальная загрузка син¬
хронных электродвигателей по реактивной мощности определяется
по формуле
Сс.д = С4А.с.д’	(10.21)
^диф^к. В^Н. С. Д
где ссс = ——	(20 т)	относительный коэффициент ре¬
активной мощности синхронного электродвигателя; Qu с — номи¬
нальная реактивная мощность синхронного электродвигателя; —
коэффициент дефицитности (до установления директивного значения
в расчетах принимается Адсф = 1); т — определяется по табл. 70;
Dlt D2 — постоянные величины, характеризующие потери активной
мощности на выработку реактивной мощности синхронного электро¬
двигателя, кВт. В табл. 78—82 приведены значения /Д и О2 для основ¬
ных типов синхронных электродвигателей и турбогенераторов при
cos <р — 0,9. Для двигателей, не указанных в таблицах, с достаточ¬
ной точностью для расчетов можно принимать значения Dx и D2, бли¬
жайшие по техническим характеристикам (£)] зависит от реактивной
нагрузки синхронного электродвигателя, a D2 — от квадрата реак¬
тивной нагрузки).
263

ў 8. Синхронные электродвигатели серии СДН
Частота враще¬
ния, мин-»
Номинальная
мощность
Коэффициенты,
кВт
Частота враще¬
ния, мин-*
Номинальная
мощность
Коэффициенты,
кВт
активная,
кВт
реактив-
1 ная, квар
Рі
ог
активная,
кВт
реактив¬
ная, квар
D,
Напряжение
6 кВ
1600
2000
618
1020
8,63
9,22
7.61
8,29
1000
1000
511
5,62
3,91
2500
1265
11,5
9,36
1250
633
4,74
4,42
3200
1615
10,2
11,7
1600
812
7,53
6,04
4000
2010
11,3
13,2
2000
1010
8,06
7,53
5000
2520
20
14,9
2500
1260
8,13
7,74
6300
3160
24
16,4
3200
1610
10,3
8,91
8000
3990
18,1
18,5
4000
2000
14,2
13,8
П,4
11,5
10000
5000
25,6
16,4
5000
2500
6300
3150
16,7
12,8
375
320
400
500
170
211
263
4,46
5,31
5,52
4,1
4,27
4,23
750
800
407
4,9
4,57
1000
511
4,37
4,96
630
327
6,4
4,91
1250
637
7,73
7,29
800
415
7,07
5,25
1600
812
7,22
7,33
1000
515
8,3
6,55
2000
1010
8,08
6,98
1250
642
8,43
7,07
2500
1265
П,2
10,2
1600
812
12,3
7,56
3200
1615
10,1
10,5
2000
1020
12,9
10,4
4000
2010
11
11,4
2500
1270
12,5
11,8
5000
2510
17,2
15,2
3200
1615
17,5
12,2
6300
3150
18,1
20,3
14,8
18,1
4000
2020
17,6
13,4
8000
3980
10000
5000
25,9
20,3
300
320
400
500
172
211
264
4,64
5,13
5,81
4,6
5,08
5.39
600
630
325
6,6
4,06
800
410
5,75
4,63
630
330
6,68
5,46
1000
511
7,66
5,36
800
416
7,76
6
1250
637
7,54
6,59
1000
519
9,6
7,7
1600
812
7,79
6,99
1250
646
9,87
8,25
2000
1010
10,7
8,68
1600
821
10,8
9,15
2500
1265
10,9
8,46
2000
1020
13,4
9,85
3200
1615
11,6
10,5
2500
1270
15,3
10,7
4000
2010
12,9
12,7
3200
1638
16,9
11,8
5000
2510
14,6
17,1
11.7
14,4
4000
2020
18,2
13
6300
3 і 50
8000
4000
22,3
20,1
250
320
172
5,78
4,22
10000
5000
22,7
22,1
400
500
214
264
5,83
6,14
4,34
4,58
500
400
209
3,88
2,97
630
331
6,68
5,45
500
257
5,05
3,63
800
418
8,5
6,3
630
327
5,16
4,72
1000
520
10
7,19
800
412
6,48
5,54
1250
646
10,3
8,21
1000
511
6,61
5,88
1600
825
14,6
10,4
1250
637
8,44
6
2000
1025
16
10,4
264

Продолжение табл. 78
Частота враще-
НИЯ, МИН”1
Номинальная
мощность
Коэффициенты,
кВт
Частота враще¬
ния, МИН”1
Номинальная
мощность
Ко эффициевты,
кВт
активная,
кВт
реактив¬
ная, квар
активная,.
кВт
1
реактив¬
ная, квар
О,
2500
1270
15,9
11,7
3200
1615
12,2
12,3
3200
1630
16,7
15,4
4000
2010
14,2
13
4000
2030
22,6
19,8
5000
2510
15
12,8
•

—,—
6300
3160
16,5
15,3
187
320
174
5,19
4,72
1250
7,79
5,23
400
216
5,97
5,38
600
637
500
266
6,57
5,29
1600
820
8,99
7,43
630
334
6,27
6,91
2000
1015
9,64
7,5
800
423
И,1
7.29
2500
1265
10,1
10,2
1000
524
11,5 •
8,31
3200
1620
10,3
13,6
1250
650
12,1
8,4
4000
2012
11,3
13,6
5000
2510
14,1
13,7
—
—
6300
3170
17,6
18,7
167
320
175
6,65
4,18


—
400
500
216
268
7,64
8,07
4,25
4,7
500
1250
1600
642
820
9,08
9,51
8,53
11
630
336
9,78
7,14
2000
1020
10
9,36
800
426
1U,5
8,3
2500
1275
8,49
10,2
— —

—
3200
1620
9,72
11,2
150
320
181
6,84
5,82
4000
2039
16,49
15,4
400
220
6,22
6,12
5000
2520
16,5
16,4
500
268
7,61
6,1
6300
3160
14,2
19,4
100
800
480
13,5
10
375
8000
4000
16,9
22,1
1000
532
15,3
10,6
1250
642
10
7,79
1250
660
21
1« 2
1600
825
10,3
10,4
1600
2000
838
1040
г 1,9
20,7
12,4
13,9
zvuU
2500
1020
1280
10,4
13,2
12
13,1
2500
1290
19,6
19,2
3200
1625
14,7
14,/
жение
645
4000
2020
18,5
13,8
1000
Напря
1250
10 кВ
6,77
6,98
300
1600
817
7,58
7,56
1250
645
9,71
8,07
2000
1010
8,39
7,2
1600
826
10,5
11,9
2500
1256
9,2
8,93
2000
1025
13
12,3
3200
1620
11,3
11
2500
1275
12,3
12,3
4000
2010
Ю',6
11,8
3200
1620
14
15,1
5000
2510
13,1
11
	--
—
—
250
1250
650
9,83
8,83
750
1250
640
7,2
6,48
1600
825
11,1
12,5
9,51
1600
815
8,3
8,12
2000
1025
8,53
2000
1020
9,48
9,83
2500
1280
13,7
13,3
2500
1265
8,81
8,23
3200
1635
18,2
14,4
265

79. Синхронные электродвигатели серий СТД и СТМ
Номинальная
мощность
Коэффициенты, кВт,
при напряжении
Номинальная
мощность
Коэффициенты, кВт,
прн напряжении
активная,
кВт
реактив- '
ная, квар .
6 кв
10 кВ
активная,
кВт
реактив-
1 ная, квар
6 кВ
10 кВ
О2
о.
D.
Dt
Dt
Серия СТД
4000
2000
7,9
11,4
8,34
12,6
5000
2500
9,07
13,6
8,95
15
630
320
2,02
3,25
2,07
3,44
6300
3150
9,04
13
8,98
16,3
800
408
2,59
3,95
2,47
4,46
8000
4000
10,4
17
10,4
19,4
1000
505
3
4,49
3,21
3,03
10000
5000
14,2
19,5
11,9
21,4
1250
630
3,67
4,07
3,6
4,92
12500
6200
17
24,4
16,7
27,4
1600
705
4,56
4,85
4,25
6,27
2000
1000
4,89
6,72
4,8
7,56
серия
СТМ
2500
1250
6,49
6,39
5,8
7,96
1500
763
5,85
7,26
—
—
3200
1600
7,23
8,12
7,16
10,1
3500
1765
8,88
12,6
—
--
12000
5972
29,6
43,2
—
—
Примечание. Частота вращения приведенных двигателей со¬
ставляет 3000 мин-1.
80 Синхронные электродвигатели серии ВДС, СДК, СДС, МС
напряжением 6 и 10 кВ
Тип
Номинальная
мощность
Коэффици¬
енты, кВт
Тип
Номинальная
мощность
Коэффици-
енты,
кВт
и частота
вращения,
мин-1
активная,
кВт
реактив¬
ная, квар
£>і
d2
и частота
вращения,
МИН-1
активная,
кВт
		і
! реактив-
! ная, квар
Di
d2
ВДС-600
1300
663
7,62
6,93
СДС-125
4650


22,27
17,71
СДК-167
400
216
5,78
5
СДС-125
18500
5200
35,5
19,7
СДС-300
800
416
7,2
5,95
СДС-375
19500
7500
57,3
29,3
СДС-1000
1230
960
5,9
8,3
МС-300
5000
3900
23,6
23,6
СДС-375
4200
2136
18,9
14,7
МС-500
9000
3500
78,7
37
После определения реактивной мощности всех синхронных элек¬
тродвигателей предприятия следует окончательно подсчитать нагрузки;
при этом должны учитываться реактивная нагрузка синхронного элек¬
тродвигателя и потери реактивной мощности всех цеховых трансфор¬
маторов. По уточненному расчету нагрузок окончательно определяют
суммарную мощность компенсирующих устройств в расчетной сети
предприятия по формуле
QK = ÇH + AQT-Q3max>	(10-22)
где QH — полная реактивная нагрузка предприятия с учетом мощно¬
сти синхронных электродвигателей; AQT — суммарные потери реак¬
тивной мощности трансформаторов.
266

81. Располагаемая реактивная мощность и коэффициенты Di и D3
синхронных двигателей напряжением 380 В, cos ç = 0,9
Частота враще¬
ния, МИН—4
Номинальная
мощность
Коэффициенты,
кВт
1 Частота враще¬
ния, мии-х
Номинальная
мощность
Коэффи цне нты,
кВт
активная,
кВт
реактив¬
ная, кв ар




В,
De
активная,
КВТ	1
реактив¬
ная, квар
£>і
D,
1000
250
130
1,74
2,18
600
160
84
1,33
1,53
320
166
2,04
2,54
200
105
2,35
2,39
400
206
2,2
2,88
250
131
2,01
2,67
500
256
2,45
3,21
320
166
2,08
2,42
750
200
105
0,98
1,95
375
125
68
1,63
2,33
250
131
1,55
2,28
160
87
1,88
2,57
320
166
1,88
2,51
200
107
1,98
2,93
400
206
2,1
2,72
82. Номинальные мощности и коэффициенты Dt и D2
для турбогенераторов напряжением 6—10 кВ
Тип турбогенера¬
тора
Номинальная
мощность
Номинальный
коэффициент
мощности
Коэффициенты, кВт
активная,
МВт
реактив¬
ная,
Мвар
Di
Ds
Т-2-6-2
6
4,5
0,8
9,5
11,9
Т-2-12-2
12
9
0,8
18,5
30,6
Т-2-25-2
25
18
0,8
38,7
57,2
Т-2-50-2
50
31
0,85
36,7
62,1
ТВ-2-30-2
30
22,5
0,8
41
63,4
ТВ-50-2
50
37,5
0,8
51
75,1
ТВ-60-2
60
45
0,8
64
107
ТВ-2-100-2
.100
62
0,85
76
116
ТВ-2-150-2
150
72,5
0,9
98
86,5
Если суммарная мощность компенсирующих устройств QK>SQK< н,
мощность конденсаторных установок напряжением выше 1000 В опре¬
деляется по формуле
<3k.b = Qk-S<2k.h.	(10.23}
При QK в <0 следует уменьшить суммарную мощность конденса¬
торных установок напряжением до 1000 В. Для отдельных групп
трансформаторов соответствующее уменьшение следует производить
пропорционально мощности этих групп. Если применение конденса¬
торных установок напряжением выше 1000 В нежелательно (например,
при незначительной мощности QK в, при наличия в сети напряжением
26Ï

6—10 кВ составляющих высших гармонических) и в расчетной схеме
электроснабжения предприятия имеются синхронные электродвига¬
тели, рекомендуется вместо конденсаторных установок напряжением
выше 1000 В использовать располагаемую реактивную мощность син¬
хронного электродвигателя полностью. Располагаемую реактивную
мощность синхронных электродвигателей определяют по формуле
Qc-д = «max Qjj с д,	(10.24)
где атах — относительное значение максимально возможной реактив¬
ной мощности синхронного электродвигателя.
Величина остах для различных синхронных электродвигателей
в функции коэффициента загрузки по активной мощности [і и в зави¬
Рис. 67. Кривые для определе¬
ния коэффициента «тах
симости от значения отношения
короткого замыкания (ОКЗ) при¬
ведена на рис. 67. При опреде¬
лении QK в [формула (10.23)] в
расчет должна входить только
разница между располагаемой
Три СТД2№0кЁт
Рис. 68. Схема электроснабже¬
ния с синхронными электродви¬
гателями
мощностью синхронных электродвигателей и их номинальной мощ¬
ностью, так как номинальная реактивная мощность крупных син¬
хронных электродвигателей уже учтена при расчете реактивных на¬
грузок предприятия и вошла в величину Qn [формула (10.22)].
Пример 15. Определить экономически целесообразное значение
используемой реактивной мощности синхронных электродвигателей.
Схема электроснабжения показана на рис. 68. Номинальная мощность
электродвигателей 2000 кВт; частота вращения 3000 мин"1; ОКЗ= 1;
/Q = 0,69. Из трех двигателей два рабочих. Предприятие расположе¬
но в Закавказье. Работа 2-сменная. Предполагается установка на РП
конденсаторных установок мощностью 900 квар.
По табл. 71 для V района при 2-сменной работе для электродвига¬
телей п = 3000 мин-1 мощностью менее 2500 кВт экономически целе¬
сообразное значение использования реактивной мощности должно оп¬
ределяться расчетом. По табл. 79 для электродвигателя СТД 2000 кВт
с частотой вращения 3000 мин-1 (7Н0М = 6 кВ; QH с. д = 1000 квар;
— 4,89 кВт; О2 = 6,72 кВт. По табл. 70 tn = 132. По табл. 73 при
радиальной схеме и КРУ-2-10-31.5 Зк_ в = 1,5.
По формуле (10.21) определим экономически целесообразное отно¬
сительное значение реактивной мощности:
*даф3к.в	1,1-5 - 1000-4,89- 132 _ n
“	2 O2m ~ '	2 • 6,72 - 132	’ 5 ’
268

Определим полное значение экономически целесообразной реак¬
тивной мощности для двух рабочих двигателей:
<ЭС.Д = “с^.с.дЛ’с.д = °>656 ' 1000 ’ 2 = 1310 квар.
По рис. 67 при А3 = 0,69 и ОКЗ = 1 найдем «тах = 1,32.
Следовательно, при заданных условиях синхронные электродви¬
гатели могут выдать
<?с.д max = a Q с л М: д = *'32 ' 1000'2 = 2640 кваР-
Несмотря на это, экономически целесообразно использовать всего
1310 квар, т. е. приблизительно половину возможной реактивной мощ¬
ности. Если воспользоваться приведенным выше допущением и не
производить расчеты, а принимать (0,8...0,85) QH C д, получится:
Qc д = 0,8 ■ 1000 • 2 = 1600 квар, т. е. несколько больше, чем опре¬
делено расчетом.
4.	РАСПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ КОНДЕНСАТОРНЫХ
УСТАНОВОК НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В В СЕТИ
ПРЕДПРИЯТИЯ
Для группы однотипных трансформаторов суммарную мощность
конденсаторных установок напряжением до 1000 В следует распреде-
Рис. 69. Схема подключения кон¬
денсаторных установок на магис¬
тральном шинопроводе (ШМА):
АВ — автоматический выключатель
Qtf.Ht §НН2
b
форматоров. Для каждого цехового трансформатора выбранная мощ¬
ность ККУ должна распределяться в сети данного трансформатора по
минимуму потерь электроэнергии с учетом технических возможностей
присоединения конденсаторных устройств (условия среды, наличие
свободного места и т. д.). Для всех схем, кроме радиально-магистраль¬
ной, рекомендуется присоединять ККУ без специального автоматиче¬
ского выключателя (АВ).
Распределение мощности конденсаторных установок в схеме ма¬
гистрального шинопровода с ответвлениями. В схеме магистрального
шинопровода с ответвлениями (рис. 69, а) суммарная мощность ККУ
должна распределяться между ответвлениями (начиная с конца ма¬
гистрального шинопровода) таким образом, чтобы обеспечивалась пол¬
ная компенсация реактивной нагрузки, но без перекомпенсации на
дальних от трансформатора распределительных шинопроводах. При
269

этом может оказаться, что па ближайших к трансформатору распре¬
делительных шинопроводах не требуется предусматривать конденса¬
торные установки. Если на магистральном шинопроводе с равномерно
распределенной нагрузкой без распределительных шинопроводов пред¬
усмотрена только одна конденсаторная установка (рис. 69, б) мощ¬
ностью QK н, точка ее присоединения в схеме определяется условием
ÇKH
Qh.hï > 2 > Фн.н(е'4-1)’	(10.25)
где Qu.nl— расчетная реактивная нагрузка пролета шинопровода перед
узлом і;	— расчетная реактивная нагрузка пролета шинопровода
после узла і.
Рекомендуется на шинопроводе предусматривать не более двух
конденсаторных установок суммарной мощностью QK (рис. 69, в).
Их мощность и точку присоединения определяют следующим образом.
Предварительно принимают
(?k.hI = QK.h2 = ^-R-	(’0.26)
Находят точку присоединения второй (дальней) конденсаторной
установки Qk h2 = QK н/:
Qh.hî > Qk.h/4 > Qh.h(/+1)’	(10.27)
где QH н4; QH ну+1) = 0 — соответственно расчетная реактивная
нагрузка пролета шинопровода перед узлом / и после него.
Определяют точку присоединения первой (ближней) конденсатор¬
ной установки:
п Qk.h Qk.k п	Qk.h	Ипояч
Qh.hî	~ > ^н.н(«+1)	2~ ‘	U0.28)
при этом расчетные реактивные нагрузки магистрального шинопровода
должны быть уменьшены на 1/2 QK н, т. е. на значение уже установлен¬
ной мощности конденсаторной установки. Уточняют мощность второй
(дальней — QK н2) конденсаторной установки:
/	/
Qk.h2 =	Си.нц/шг/5j Гш2’
1=1	1=1
где 0и.н.шгш2 = Wh.h.3 + Сн.нЛ^гз ~ <?н.н4гз4 — реактивная нагрузка
участков шинопровода между і-м и /-м узлами присоединения конденса¬
торных установок; гш2 — сопротивление участков шинопровода между¬
узлами. Допускается сопротивления участков шинопровода заменить
соответствующими длинами этих участков.
Уточняют расчетную мощность первой (ближней QK н1) конден¬
саторной установки:
^к.ві = Qk.h ^к.н2’
Распределение суммарной мощности конденсаторных установок
для радиально-магистральной схемы. При питании от одной секции
КТП с трансформаторами мощностью 1600 и 2500 кВ ■ А двух магист¬
ральных шинопроводов следует на каждом из них устанавливать
270

только по одной конденсаторной установке (рис. 70, й).’При распре¬
делении суммарной мощности конденсаторных установок между двумя
магистральными шинопроводами нужно определить (рис. 70, а):
1)	эквивалентное активное сопротивление каждого шинопровода
ГЭК1 = 1 Г01 + 1 Г12 4* 1 Г23 + 1 ^34і
ГЭК2 =	01 + 2 гіг + 2 Л23 + 2 г54Î
2)	эквивалентную реактивную нагрузку каждого шинопровода
^=(У>;)/'ЭК1-;	(Ю-29)
допускается в расчетах сопротивления отдельных участков шино¬
провода заменять их длинами;
3	4
1ШМД 1
Г”
КТП
гга
2ггз
5
2r}t,
м
,-2Qkh
Qh.hu
б
О
гшт ' г
Ьз,
2
2Gh.hz ^юа
a
1	2 і /*/
А 	 41	Л 41
^</4/ бнн2 бнні. QnHfifl)
Рис. 70. Схема подключения кон¬
денсаторных установок в схемах
с магистральными шинопровода¬
ми (а, б) и с радиальными ка¬
бельными линиями (в):
АВ — автоматический выключатель
3)	эквивалентное сопротивление для расчетной схемы
R	1 * 3 4 5 6
9К 1/<Эк1 + 1Лэк2’
4)	суммарную реактивную нагрузку, передаваемую через транс¬
форматор,
Qc ~ X *5эк Qk.H’
где QK н— суммарная мощность конденсаторных установок для дан¬
ного трансформатора;
5)	мощность конденсаторной установки для каждого магистраль¬
ного шинопровода
<3k.h./ = Q3k/-Qt^ ;
' ЭК I
6)	точку подключения конденсаторной установки к каждому ши¬
нопроводу определяют по формуле (10.25).
Определение точки присоединения конденсаторной установки к
магистральному шинопроводу с равномерно распределенной нагрузкой.
Для магистрального шинопровода с равномерно распределенной
нагрузкой рекомендуется предусматривать только одну конденсатор¬
ную установку. Точку присоединения конденсаторной установки к ши-
271

нопроводу следует определять, исходя из условии минимума потерь
активности мощности в шинопроводе. Оптимальное расстояние (рис.
70, б) от шин напряжением 1000 В КТП до точки присоединения кон¬
денсаторной установки определяют по формуле
L — L I (1 —^к-н	г
і-0 Ч| Т Of) I 'р.ІІІ’
' ^н.н.ш
где LM — длина магистральной части шинопровода; £р ш — длина
распределительной части шинопровода; QH ш — суммарная расчет¬
ная реактивная нагрузка шинопровода.
Распределение суммарной мощности конденсаторных установок для
схемы с радиальными линиями. Мощность конденсаторной уста¬
новки в конце каждой радиальной кабельной линии (рис. 70 , в) опре¬
деляют по формуле
R
<2К.Н і = Qb.H і - «2н.н - Ок.н в) >	(10.30)
ÿ к. лг
где QH н е — расчетная реактивная нагрузка радиальной линии; QH н —
суммарная реактивная нагрузка трансформатора; QK н в — суммарная
мощность компенсирующих устройств на напряжение выше 1000 В;
гк Л(. —активное сопротивление радиальной линии;
о =	!

Ж 1/'К.Л1 + 1/'К.Л2+1/'К.Л1
— эквивалентное сопротивление расчетной схемы.
Допускается, что распределение мощности ККУ между кабель¬
ными линиями пропорционально их реактивным нагрузкам, если длина
радиальной линии менее 100 м или если разница между их сопротив¬
лениями не превышает 200 % (при любых длинах радиальных линий).
Если в радиальных схемах присоединение ККУ необходимо осущест¬
вить через специальный автоматический выключатель и длина кабель¬
ной линии не превышает 100 м, рекомендуется предусмотреть центра¬
лизованную установку конденсаторной установки непосредственно
на трансформаторной подстанции.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Авербух А. М. Релейная защита в задачах с решениями и при¬
мерами.— Л.: Энергия. Ленингр. отд-ние, 1975.— 416 с.
2.	Асинхронные двигатели общего назначения/Под. ред. В. М. Пет¬
рова, А. Э. Кравчика, Е. П. Бойко и др.— М.: Энергия, 1980.— 488 с.
3.	Бундас В. В. Расчеты при проектировании электроснабжения.—
М.; Л.: Госэнергоиздат, 1961.— 155 с.
4.	Вавин В. Н. Трансформаторы напряжения и их вторичные
цепи — М.: Энергия, 1977.— 104 с.
5.	Вавин В. Н. Трансформаторы тока.— М.: Энергия, 1966.—
431 с.
6.	Грейсух М. В., Лазарев С. С. Расчеты по электроснабжению
промышленных предприятий.— М.: Энергия, 1977.— З12'с.
7.	Гук Ю. Б., Лосев Э. А., Мясников А. В. Оценка надежности
электроустановок.— М.: Энергия, 1974.— 199 с.
8.	Двоскин Л. И. Сдвоенные токоограничивающие реакторы.—
М.; Л.: Госэнергоиздат, 1957.— 47 с.
j 9. Дистанционная защита линий 35—330 кВ. Руководящие ука¬
зания по релейной защите.— М.: Энергия, 1966.— Вып. 7. 172 с.
10.	Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий
НО—330 кВ: Руководящие указания по релейной защите.— М.Энер¬
гия, 1972.— Вып. 9. 114 с.
11.	Жежеленко И. В., Рабинович М. Л., Божко В. М. Качество
электроэнергии на промышленных предприятиях.— Киев: Техніка,
1981.— 160 с.
12.	Инструкция по компенсации реактивной мощности в электри¬
ческих сетях потребителей электроэнергии.— Пром. энергетика,
1980, № 11, с. 62-64.
13.	Инструкция по системному расчету компенсации реактивной
мощности в электрических сетях.— М.: Союзтехэнерго, 1981.— 26 с.
14.	Королев Е. П., Либерзон Э. М. Расчеты допустимых нагрузок
в токовых цепях релейной защиты.— М.: Энергия, 1980.— 207 с.
15.	Крючков И. П., Кувшинский И. И., Неклепаев Б. И. Электри¬
ческая часть электростанций и подстанций.— М.: Энергия, 1978.—
455 с.
16.	Лященко'А. И. Синхронные двигатели с автоматическим регу¬
лированием возбуждения.— Киев: Техніка, 1969.— 192 с.
17.	Математическая модель резкопеременных нагрузок как ис¬
точников колебаний напряжений / И. В. Жежеленко, А. М. Липский,
Д. А. Чубарь и др.— Пром, энергетика, 1978, № 5, с. 33—36.
18.	Милях А. Н-, Шидловский А. К-, Кузнецов В. Г. Схемы сим¬
метрирования однофазных нагрузок в трехфазных цепях.— Киев:
Наук, думка, 1973.— 219 с.
19.	Михайлов В. В. Надежность электроснабжения промышлен¬
ных предприятий.— М.: Энергия, 1973.— 168 с.
20.	Найфельд М. Р. Заземление, защитные меры электробезопас¬
ности.— М.: Энергия, 1971.— 312 с.
21.	Неклепаев Б. Н. Координация и оптимизация уровней токов
короткого замыкания в электрических системах.— М.: Энергия,
1978.— 152 с.
22.	Овчаренко А. С., Полещук С. И. Токопроводы в электроснаб¬
жении промышленных предприятий.— Киев: Техніка, 1982.— 160 с.
273

, 23. Овчаренко А. С., Рабинович М. Л. Технико-экономическая
эффективность систем электроснабжения промышленных предприя¬
тий — Киев: Техніка, 1977.— 172 с.
.24. Овчаренко А. С., Розинский Д. И. Влияние самозапуска элек¬
тродвигателей на качество напряжения в сетях с токопроводами.—
Инструкт. указания по проектированию электротехн. пром, установок,
1976, № 6, с. 11—17.
25.	Овчаренко А. С., Цейтлин М. С. Проектирование и строитель¬
ство кабельных линий.— Киев: Будівельник, 1984.— 172 с.
26.	Овчаренко А. С., Азволинский В. И., Розинский Д. И. Анализ
реакторных и трансформаторных схем пуска синхронных двигателей
на напряжение свыше 1000 В.— Инструкт. указания про проектиро¬
ванию электротехн. пром, установок, 1977, № 12, с. 7—15.
27.	Праховник А. В. Методы и средства управления электропот¬
реблением.— Киев: О-во «Знание» УССР, 1981.— 26 с.
28.	Расчеты токов короткого замыкания для релейной защиты
и системной автоматики в сетях ПО—750 кВ: Руководящие указания
по релейной защите.— М.: Энергия, 1979.— Вып. 11.— 152 с.
29.	Регулируемые асинхронные электродвигатели в сельскохо¬
зяйственном производстве / Андрианов В. Н., Быстрицкий Д. Н.,
Павлов А. В. и др.— М.: Энергия, 1975.— 399 с.
30.	Семчинов А. И. Токопроводы промышленных предприятий.—
Л.: Энергия. Ленингр. отд-ние, 1982.— 208 с.
31.	Славин Г. А. Восстанавливающееся напряжение на контактах
выключателя при отключении коротких замыканий.— М.: Энергия,
1974.— 80 с.
32.	Слодарж М. И. Режимы работы, релейная защита и автоматика
синхронных двигателей.— М.: Энергия, 1977.— 216 с.
33.	Справочник по проектированию подстанций 35—500 кВ/ Под
ред. С. С. Рокотяна, Я- С. Самойлова.— М.: Энергоиздат, 1982.—
352 с.
34.	Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред.
В. И. Круповича, Ю. Г. Барыбина, М. Л. Самовера.— М.: Энергия,
1980.- 456 с.
35.	Справочник по электропотреблению в промышленности / Под
ред. Г. П. Минина, Ю. В. Копытова.— М.: Энергия, 1978.— 498 с.
36.	Справочник по электроснабжению промышленных предприя¬
тий: Пром, электр. сети / Под общ. ред. А. А. Федорова, Г. В. Серби-
иовского.— М.: Энергия, 1980.— 576 с.
37.	Сыромятников И. А. Режимы работы асинхронных и син¬
хронных электродвигателей.— М.;	Л.: Госэнергоиздат, 1963.—
528 с.
38.	Типовая методика определения экономической эффективности
капитальных вложений.— М.: Экономика, 1969.— 15 с.
39.	Токовая защита нулевой последовательности от замыканий
на землю линий ПО—500 кВ. Расчеты: Руководящие указания по ре¬
лейной защите.— М.: Энергия, 1980.— Вып. 12. 86 с.
40.	Указания по определению электрических нагрузок в промыш¬
ленных установках.— Инструкт. указания по проектированию элект¬
ротехн. пром, установок, 1968, № 6, с. 3—17.
41.	Указания по технико-экономическому расчету электроснаб¬
жения промышленных предприятий.— Инструкт. указания по проек¬
тированию электротехн. пром, установок, 1969, № 8, с. 3—19.
42.	Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в элек¬
трических сетях,— М.: Энергия, 1970.— 520 с.
43.	Шабад М. А. Защита трансформаторов распределительных
сетей.— Л.: Энергоиздат. Ленингр. отд-ние, 1981.— 136 с.
274

44.	Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распре¬
делительных сетей.— Л.: Энергия. Ленингр. отд-ние, 1976.— 285 с.
45.	Шидловский А. К., Борисов Б. П. Симметрирование однофаз¬
ных и двухплечевых электротехнологических установок.— Киев:
Наук, думка, 1977.— 160 с.
46.	Электротехнический справочник / Под общ. ред. В. Г. Гераси¬
мова, П. Г. Грудинского Л. А. Жукова и др.—М.: Энергоиздат,
1982.—Т. 3. Кн. 1. 656 с.

ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Аппараты электрические, выбор и
проверка 97
Базовая мощность 70
—	напряжение 70
Включение повторное автоматиче¬
ское 38
Выключатели, выбор и проверка
100
—	нагрузки 103
Затраты приведенные 26, 33
Изоляторы, выбор и проверка 120
Капитальные вложения 26, 33
Комплексные схемы замещения 87
Короткозамыкатели, выбор и про¬
верка 103
Коэффициент амортизационных от¬
числений 32
—	включения 9
—	возврата 131
—	загрузки 9
—	использования 9
—	максимума 10, 14, 15
—	мощности 12
—	надежности 131
—	отстройки 137
—	приведения затрат, норматив¬
ный 35
—	отчислений на эксплуатацию
32
—	самозапуска 131
—	совмещения максимумов 10
—	спроса 10
—	средней реактивной экономи¬
ческой нагрузки 250
—	схемы 133
—	чувствительности 133
—	эффективности капиталовло¬
жений нормативный 26
Метод типовых кривых 79
Мощность номинальная 9
—	максимальная 14
—	реактивная 10
—	установленная 9
Нагрузка максимальная 14
— однофазная 19
—	пиковая 11, 16
—	средняя 11
Подстанция районная 54
—	главная понизительная 55
Потребители-регуляторы 24
Предохранители, выбор и проверка
103
Проводники, выбор и проверка 121
Проект 5
—	организации строительства 5
—	рабочий 4
Рабочая документация 5
Разъединители, выбор и проверка
103
Распределительное устройство 38
Расчет технико-экономический 25
Реакторы, выбор и проверка 103
Система проектной документации 5
—	электроснабжения 4
Скидки и надбавки к тарифам 249
Смена, наиболее загруженная 9
Стоимость потерь электроэнергии
27
Схема нулевой последовательности
82
—	обратной последовательности
82
—	прямой последовательности
82
Тепловой импульс 100
Токопровод, выбор 124
Тормозная обмотка 158
Трансформаторы напряжения, вы¬
бор и проверка 111
—	тока, выбор и проверка 106
Условие селективности 134
Условная стоимость территории 27
Устройства компенсирующие 244
—	фильтро-компенспрующие 240
—	фильтро-симметрирующие 242
Ущерб от нарушения электроснаб¬
жения 26
Фактор времени 34
Фильтры силовые резонансные 235
Шины, выбор и проверка 115

ОГЛАВЛЕНИЕ
Стр.
Предисловие	 3
Глава 1. Организация проектирования электроснабжения промыш¬
ленных предприятий 	 4
1.	Разработка проектной документации	4
2.	Выбор площадки для строительства и выдача задания на
проектирование 	 ...	6
3.	Согласование и утверждение проектно-сметной докумен¬
тации 	  7
Глава 2. Электрические нагрузки	  8
1.	Основные определения и обозначения	8
2.	Средние нагрузки и расход электроэнергии . , ■ • .	]!
3.	Максимальные нагрузки 	  14
4.	Пиковые нагрузки	16
5.	Расчет нагрузок от однофазных электроприемников . .	19
6.	Расчет электрических нагрузок в сетях напряжением вы-
__ ше 1000 В. Способы ориентировочной оценки нагрузок	21
7.	* Графики электропотребления и их регулирование	23
Глава 3. Технико-экономические расчеты в электроснабжении	25
1.	Методика расчетов	25
2.	Определение расчетных величин	26
3.	Технико-экономические расчеты при реконструкции	33
4.	Учет фактора времени в технико-экономических расчетах	34
Глава 4. Выбор схем и напряжения подстанций промышленных
предприятий	  38
1.	Схемы подстанций на напря?кение 35—330 кВ . . .	38
2.	Схемы подключения трансформаторов понизительных
подстанций промышленных предприятий	41
3.	Выбор напряжения внешнего электроснабжения промыш¬
ленных предприятий	52
4.	Технико-экономическое сравнение напряжений 6 и 10 кВ
распределительных сетей промышленных предприятий 61
Глава 5. Расчет токов короткого замыкания	67
1.	Общие данные	67
2.	Расчетная схема и схема замещения для расчета токов
КЗ в электроустановках напряжением выше 1000 В . . 68
3.	Расчет токов КЗ в сетях и установках напряжением выше
1000 В	73
Расчет действующего значения периодической состав¬
ляющей тока КЗ в начальный момент времени ... 73
Определение апериодической составляющей тока КЗ 73
Расчет ударного тока КЗ	78
4.	Методы расчета периодической составляющей трехфаз¬
ного тока КЗ в произвольный момент времени .... 79
5.	Несимметричные короткие замыкания	81
Схемы различных последовательностей	82
Расчет токов при несимметричных КЗ 	87
6.	Замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью 90
7.	Расчет токов КЗ с учетом регулирования напряжения
трансформаторов 110 и 220 кВ с РПН ...... 93
8.	Короткие замыкания в сетях напряжением до 1000 В . .95
277

Глава 6. Выбор аппаратов и токоведущих устройств в электриче¬
ских установках	 97
1.	Общие данные	97
2.	Вывод аппаратов и токоведущих устройств по условиям
длительной работы	 98
Выбор по номинальному напряжению	98
Выбор по номинальному току	98
3.	Проверка аппаратов и токоведущих устройств по режи¬
му КЗ 	99
Проверка на электродинамическую стойкость .... 100
Проверка на термическую стойкость	100
4.	Выбор выключателей напряжением выше 1000 В . . . юо
5.	Выбор выключателей нагрузки, отделителей, короткоза-
мыкателей, разъединителей и предохранителей . . . ЮЗ
6.	Выбор	токоограничивающих	реакторов	103
7.	Выбор	трансформаторов тока	......... юб
8.	Выбор	трансформаторов напряжения	щ
9.	Выбор	шинных конструкций	U5
Однополосные шины 	U7
Двухполосные шины	ц8
Шинные изоляторы	120
10.	Выбор площади сечения проводников воздушных и ка¬
бельных линий	121
И. Выбор площади сечения токопроводов	124
12.	Выбор аппаратов напряжением	до	1000 В . . ’ . . . 128
Глава 7. Расчет релейвой защиты элементов электроснабжения
промышленных предприятий	130
1.	Защита линий напряжением 6—10 кВ с односторонним
питанием	130
Максимальная токовая защита	131
Токовая отсечка	.	135
Продольная дифференциальная защита типа ДЗЛ-2 . . 136
Защита от однофазных замыканий на землю	136
2.	Защита токопроводов напряжением 6—10 кВ ... . 139
3.	Защита тупиковых ВЛ напряжением ПО—220 кВ . . 139
Токовая защита нулевой последовательности , . . 142
Токовая защита от междуфазных КЗ	148
Дистанционная защита	151
4.	Защита силовых трансформаторов с обмоткой высшего
напряжения 3—220 кВ	153
5.	Релейная защита отдельных установок систем электро¬
снабжения 	170
Защита синхронных и асинхронных электродвигателей
напряжением выше 1000 В	170
Защита блоков трансформатор (автотрансформатор) —
электродвигатель	177
Защита конденсаторных установок напряжением 6—
Защита электропечных установок	178
Глава 8.	Пуск и самозапуск электродвигателей	179
1.	Определение параметров электродвигателей по каталож¬
ным данным	179
2.	Механические характеристики электродвигателей при
различных уровнях напряжения	164
3.	Реактивное сопротивление и пусковой ток электродви¬
гателей при изменении скольжения	186
4.	Длительность пуска и самозапуска электродвигателей 187
27g

5.	Нагрев двигателей "	'	190
6.	Способы и схемы пуска	192
7.	Прямой пуск высоковольтных электродвигателей . . 194
8.	Пуск высоковольтных электродвигателей при понижен¬
ном напряжении и выбор параметров пусков-ых уст¬
ройств 	195
9.	Пуск низковольтных электродвигателей	206
10.	Пуск электродвигателей от источника соизмеримой
мощности	208
11.	Самозапуск электродвигателей	210
Глава 9. Качество электроэнергии	217
1.	Показатели качества электроэнергии	217
2.	Расчет	отклонений напряжения	220
3.	Расчет	колебаний напряжения	222
4.	Расчет	несинусоидальности напряжения	226
5.	Расчет	несимметрии напряжений	232
6.	Расчет	корректирующих устройств	для улучшения ка¬
чества электроэнергии 	 235
Глава 10. Компенсация реактивной мощности	244
1.	Основные положения и методические основы расчетов 244
2.	Выбор и расчет компенсирующих устройств в элект¬
рических сетях	249
3.	Распределение суммарной мощности компенсирующих
устройств между сетями предприятий напряжением до
и выше 1000	В	263
4.	Распределение мощности конденсаторных установок на¬
пряжением до	1000 В в сети предприятия	269
Список	литературы 	273
Предметный указатель	   276