Author: Сибикин Ю.Д. Сибикин М.Ю. Яшков В.А.
Tags: электротехника электроэнергетика электрооборудование электроснабжение издательство высшая школа учебник для учащихся системы электроснабжения
ISBN: 5-06-004141-7
Year: 2001
Text
Ю.Д.Сибикин М.Ю.Сибикин В.А. Яшков
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ И УСТАНОВОК
Рекомендовано Экспертным советом по профессиональному образованию Министерства образования Российской Федерации в качестве учебника для учащихся начального профессионального образования
Москва “Высшая школа” 2001
УДК 621.31
ББК 31.29-5
С34
Рецензент: О. Д. Вельк (преподаватель политехнического колледжа г. Атырау)
Сибикин, Ю. Д.
С 34 Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учеб, для проф. учеб, заведений./ Ю. Д. Сибикин, М. Ю. Сибикин, В. А. Яшков — М.: Высш, шк., 2001. — 336 с.: ил.
ISBN 5-06-004141-7
Рассмотрено электроснабжение промышленных предприятий и установок. Даны методические рекомендации по выбору параметров систем электроснабжения. Приведены сведения о системах электроснабжения, электрических станциях и структурных схемах электропередачи. Описаны основное электрооборудование, подстанции, распределительные устройства, элементы техники высоких напряжений, заземляющие устройства и релейная защита.
Для студентов профессиональных учебных заведений, техникумов и колледжей.
УДК 621.31
ББК 31.29-5
Учебное издание
Свбжхжя Юрий Дмитриевич
Скбакм Михаил Юрьевич
Яшков Владимир Александрович
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ И УСТАНОВОК
Редактор Н Е. Овчеренко Художественный редактор Ю. Э. Иванова.
Технический редактор Л. А. Овчинникова. Корректор В. А. Жилкина Компьютерная верстка II. С Михайлова. Оператор В Н. Новоселова
ЛР № 010146 от 25 12.96. Изд. № ВТИ-85. Сдано в набор 18 12 2000
Подл, в печать 30.08.2001. Формат 60х88716- Бум. офсетная. Гарнитура «Таймс» Печать офсетная. Объем 20,58 усл. нем л„ 21,08 усл кр.-отт, 20,49 уч-изд. л
Тираж 8000 экз. Заказ 2327
ФГУП «Издательство «Высшая школа», 127994, Москва, ГСП-4, Неглинная ул., д. 29/14.
Факс: 200-03-01, 2004)6-87
E-maul:V-Shkola@g23 relcom ru http // www.vshkola.ru
Набрано на персональных компьютерах издательства
Отпечатано в ФГУП ИПК «Ульяновский Дом печати». 432980, г. Ульяновск, ул. Гончарова, 14
ISBN 5-06-004141-7 © ФГУП «Издательство «Высшая школа», 2001
Оригинал-макет данного издания является собственностью издательства <Высшая школа», и его репродуцирование (воспроизведение) любым способом без согласия издательства запрещено
ПРЕДИСЛОВИЕ
Производство электроэнергии всеми электростанциями России в 2001 г. достигнет 924 млрд кВт ч, а к 2005 г.— 990 млрд кВтч.
Основными потребителями электрической энергии являются промышленные предприятия Они расходуют более половины всей энергии, вырабатываемой в нашей стране.
Ввод в действие новых предприятий, расширение существующих, рост энерговооруженности, широкое внедрение различных видов электротехнологии во всех отраслях производств выдвигают проблему их рационального электроснабжения.
Система распределения столь большого количества электроэнергии на промышленных предприятиях должна обладать высокими техническими и экономическими показателями и базироваться на новейших достижениях современной техники. Поэтому электроснабжение промышленных предприятий должно основываться на использовании современного конкурентоспособного электротехнического оборудования, надежных экономичных аппаратах, прогрессивных конструкциях схем питания, широком применении автоматизации.
Книга содержит основные сведения, позволяющие учащимся разобраться в сложном комплексе вопросов производства, распределения и потребления электрической энергии, начиная с источников электроснабжения до потребления электрической энергии в цехах и установках промышленных предприятий
В результате изучения предмета учащиеся смогут самостоятельно выполнять расчеты цеховых электрических сетей до 1000 В распределительных воздушных и кабельных сетей высокого напряжения, производить расчеты токов короткого замыкания и проверять выбираемое электрооборудование и аппараты на устойчивость действию токов короткого замыкания составлять схемы распределения электрической энергии высокого напряжения; подсчитывать электрические нагрузки и выбирать силовые трансформаторы; производить расчет и выбор аппаратуры релейной защиты и автоматики подстанций и других электроустановок промышленных предприятий.
Особое внимание уделено вопросам расчета электрических нагрузок, работе электроприемников, резервированию электроснабжения, повышению коэффициента мощности, рациональной и эффективной системе питания электроустановок, экономике, требованиям охраны труда и технике безопасности.
При изложении материала авторы учитывали специфику важнейших отраслей промышленности, для которых готовятся специалисты. Это касается режимов работы и конструктивных особенностей электрических сетей и подстанций, резервирования электроснабжения, оптимизации коэффициента мощности и др.
В книге, предлагаемой читателю, изложен обобщенный опыт последних лет проектирования электроснабжения промышленных предприятий; приведены новые технические решения в этой области.
Авторы
ВВЕДЕНИЕ
Важную роль в развития отечественной электротехнической промышленности и электроснабжения предприятий сыграли труды выдающихся русских ученых и изобретателей Б. С. Якоби, А. Н. Лодыгина, П. Н. Яблочкова, Ф. А. Пироцкого, Д. А. Лачинова, М. О. Доливо-Добровольского и др.
В 1834 г. член Петербургской Академии наук Б. С. Якоби первым в мире изобрел электродвигатель постоянного тока. Большое влияние на развитие электрических станций оказала изобретенная в 1873 г. А. Н. Лодыгиным электрическая лампа накаливания, которая в скором времени стала основным потребителем электроэнергии. Американский ученый и изобретатель Эдисон произвел свои первые опыты по электрическому освещению только в 1879 г., т. е. на шесть лет позднее русского изобретателя А. Н. Лодыгина. Талантливый русский инженер-изобретатель П. Н. Яблочков в 1876 г. получил патент на электрическую свечу, которая также способствовала быстрому развитию электрического освещения. Яблочков изобрел трансформатор и решил задачу питания группы дуговых ламп от одного генератора.
В 1874 г. Ф. А. Пироцкий произвел опыт по передаче электроэнергии на расстояние до 1 км. В 1880 г. он осуществил передачу электроэнергии по рельсам конной железной дороги в Петербурге.
Большое значение для развития электротехники имела научная работа Д. А. Лачинова (1880 г.) — «Электромеханическая работа», опубликованная в журнале «Электричество», где он изложил положения (тезисы), являющиеся основой современной теории передачи электроэнергии.
Гениальный русский ученый и инженер М. О. Доливо-До-бровольский заложил научные и инженерные основы современных электрических систем, осуществив установку трехфазного переменного тока и показав все его преимущества по сравнению с постоянным током. Первый генератор и приводимый им в движение электродвигатель переменного тока был построен М. О. Доливо-Добровольским в 1888 г. В 1891 г. он, используя водяную
турбину мощностью в 300 л. с. и приводимый ею в движение генератор трехфазного тока мощностью в 200 кВт, передал по воздушной линии электроэнергию на расстояние 175 км. С помощью трехфазного трансформатора напряжение, создаваемое генератором в начале ЛЭП, повышалось до 8500 В, а на конце линии понижалось до 100 В и использовалось для освещения и приведения в движение электродвигателей на выставке во Франкфурте-на-Майне.
Огромной заслугой М. О. Доливо-Добровольского является создание не только генераторов трехфазного тока и трансформаторов, но и асинхронных трехфазных двигателей, являющихся и в настоящее время основными электродвигателями, применяемыми в промышленности. Они надежны в работе, просты по конструкции, дешевы в эксплуатации.
Электрификация играет важнейшую роль в развитии всех отраслей промышленности, является стержнем строительства экономики страны. Отсюда следует необходимость опережающих темпов роста производства электроэнергии.
В условиях разрухи, голода, гражданской войны в 1920 г. Всероссийский съезд Советов утвердил Государственный план электрификации России (ГОЭЛРО), который предусматривал в течение 10... 15 лет строительство тридцати новых районных электростанций общей мощностью 1750 МВт, с доведением выработки электроэнергии до 8,8 млрд кВт ч в год. Этот план был выполнен за 10 лет. С 1930 г. крупные городские районные тепловые электростанции (ГРЭС) стали постепенно объединять в энергетические системы и энергообъединения, которые и в настоящее время остаются главными производителями электроэнергии для подавляющего большинства промышленных предприятий страны.
Принципом развития энергосистемы России является производство электроэнергии на крупных электростанциях, объединяемых в Единую энергосистему общей высоковольтной сетью 500... 1150 кВ.
До 1960 г. самые крупные генераторы тепловых электростанций (ТЭС) имели мощность 100 МВт. На одной электростанции устанавливали 6...8 генераторов. Поэтому мощность крупных ТЭС составляла 600...800 МВт. После освоения блоков 150...200 МВт мощность крупнейших электростанций повысилась до 1200 МВт. Переход на блоки 300 МВт позволил увеличить мощность некоторых ТЭС до 2400 МВт.
В настоящее время вводят в эксплуатацию тепловые и атомные электростанции мощностью до 6000 МВт с блоками по 500...800 МВт. Эффективность объединения энергосистем обусловлена экономией суммарной установленной мощности генераторов за счет:
— совмещения максимумов нагрузки энергосистем, сдвинутых во времени в разных географических поясах;
— уменьшения необходимой мощности аварийного и ремонтного резерва в энергообъединении по сравнению с разрозненными системами;
— укрупнения электростанций и улучшения режимов их работы благодаря взаимопомощи объединенных общей сетью энергосистем при отклонениях от плановых балансов выработки и потребления электроэнергии.
Получаемый от объединения энергосистем эффект превышает все затраты на строительство и эксплуатацию межсистемных линий электропередачи.
В настоящее время электроэнергетика России является важнейшей жизнеобеспечивающей отраслью страны. В ее состав входит более 700 электростанций общей мощностью 215,6 млн кВт.
В современных условиях главными задачами специалистов, осуществляющих проектирование и эксплуатацию современных систем электроснабжения промышленных предприятий, являются правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и распределение электроэнергии, обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения, качества электроэнергии на зажимах электроприемников, электромагнитной совместимости приемников электрической энергии с питающей сетью, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.
Глава 1
ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
§ 1.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИИ
Электрическую часть всех вновь сооружаемых, реконструируемых, технически перевооружаемых промышленных предприятий выполняют в соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ).
К промышленным предприятиям относят заводы (в том числе опытные заводы научно-исследовательских институтов), комбинаты, фабрики, шахты, карьеры, производственные и ремонтные базы, типографии, предприятия железнодорожного, водного, воздушного, трубопроводного и городского транспорта, ремонтно-механические заводы «Сельхозтехника» и др.
Действующими считают электроустановки, которые имеют источники электроэнергии (в том числе химические, гальванические и др.), находящиеся под напряжением полностью или частично, или такие, на которые в любой момент времени может быть подано напряжение включением коммутационной аппаратуры.
Электроснабжение предприятий разделяют на внешнее и внутреннее. При этом под внешним электроснабжением понимают комплекс сооружений, обеспечивающих передачу электроэнергии от выбранной точки присоединения к энергосистеме до приемных подстанций предприятия (рис. 1.1).
Внутреннее электроснабжение — это комплекс сетей и подстанций, расположенных, как правило, на территории предприятия и в его цехах.
Проектированию внешнего электроснабжения отдельного предприятия предшествует разработка перспективного плана развития производительных сил данного промышленного района на ближайшие 10... 15 лет. На основе этого плана разрабатывается проект развития энергетической системы, включая развитие сетевых устройств. В проекте развития энергосистемы намечаются источники электроэнергии для данного района, их мощность и очередность строительства, определяются места расположения и схемы основных подстанций энергосистемы, от которых намечается осуществлять питание промышленных предприятий, городов и поселков.
Внешнее электроснабжение
'ГПП '
Граница разделения ответственности за обслуживание электроустановок I I !*" Ч , ч—т*- г- I Г — Г ! I
Вл 110КВ ----W
Зона, обслуживаемая электромонтерами энергоснабжающей организации
Внутриплощадочное электроснабжение
Рис. 1.1. План разводки электрических сетей и размещения ТП на машиностроительном предприятии и границы зон обслуживания электромонтерами
Разработка проекта электроснабжения промышленного предприятия начинается с изучения технологического процесса и его особенностей. На первой стадии производится изучение взаимной связи отдельных технологических процессов и агрегатов, возможных последствий перерывов в электроснабжении всего предприятия, а также отдельных агрегатов или цехов. Рассчитываются ожидаемые электрические нагрузки цехов и отдельных крупных технологических агрегатов, определяется ожидаемая расчетная нагрузка предприятия в целом. Для крупных предприятий, строящихся очередями, определяется рост нагрузок по годам.
Электроэнергия на пути от источника питания до электроприемника на современных промышленных предприятиях (независимо от их энергоемкости и характера производства), как правило, трансформируется один или несколько раз: по напряжению и току, а потоки ее, по мере приближения к потребителям, дробятся на более мелкие и разветвленные каналы.
Преобразования энергии по напряжению производят на трансформаторных подстанциях, которые (в зависимости от места расположения в схеме электроснабжения) называют глав-
ними понизительными подстанциями (ГПП) и цеховыми трансформаторными подстанциями (ТП).
Коммутационные устройства, в которых разделяют потоки энергии без их трансформации по напряжению или другим электрическим параметрам, называют распределительными пунктами (РП). Последние могут являться элементом как сети высокого напряжения (6...10 кВ), так и сети низкого напряжения (380/220 В).
Для внутризаводского питания промышленных предприятий электроэнергией применяются радиальные, магистральные и смешанные схемы. Радиальные схемы получили наибольшее распространение. Магистральные схемы применяют реже, в основном в тех случаях, когда электроприемники имеют большую мощность и расположены вблизи трасс, удобных для прокладки магистралей. Чаще их применяют в сочетании с радиальными.
Принятый способ передачи в значительной мере определяет схему электроснабжения предприятия. На выбор схемы также оказывают влияние взаимное расположение потребителей, требование к бесперебойности питания, число, мощность, напряжение и расположение источников питания, принятое напряжение сетей, величина токов короткого замыкания, условия генерального плана предприятия, конструктивные особенности и технико-экономические характеристики электротехнического оборудования. Напряжение сети, число, мощность и расположение распределительных и трансформаторных подстанций выбирают на основе технико-экономических расчетов.
Внутризаводские питающие сети напряжением 6... 10 кВ от ГПП (или ТЭЦ) до РП 6... 10 кВ выполняют радиальными кабельными линиями или мощными магистральными токопроводами различных конструкций. Внутриплощадочные РП 6...10 кВ в соответствии с СН 174 — 75 конструируют двухсекционными с одной системой сборных тин. К РП подключается распределительная кабельная сеть 6...10 кВ цеховых ТП 6...10/0,4...0,66 кВ и высоковольтных электродвигателей.
§ 1.2. ТИПЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА МИРА
Электрическая станция (ЭС) — это промышленное предприятие, вырабатывающее электроэнергию и обеспечивающее ее передачу потребителям по электрической сети. На электростанции происходит преобразование энергии какого-либо природного источника в механическую энергию вращения турбины и далее с помощью электрических генераторов — в электроэнергию. В зависимости от того, какой природный источник энергии используется, выбирается тип электростанции.
Электростанции делятся на гидроэлектрические, тепловые и атомные. На гидроэлектростанции в электрическую энергию преобразуется механическая энергия водного потока реки — гидравлическая энергия. На тепловых электростанциях в электроэнергию преобразуется теплота, выделяющаяся при сжигании топлива. На атомных электростанциях в электрическую преобразуется тепловая энергия, выделяющаяся при делении ядер атомов урана, тория и других тяжелых элементов. В настоящее время исследуются возможности более широкого использования тепловой энергии вулканов и гейзеров на геотермальных станциях, солнечной энергии — на гелиоэлектростанциях, энергии ветра — на ветроэлектростанциях, энергии приливов и отливов — на приливных электростанциях. Имеются опытные промышленные установки, использующие энергию этих видов.
Гидроэлектрическая станция (ГЭС) представляет собой совокупность сооружений, создающих напор воды, подводящих воду к турбинам и отводящих отработавшую воду из здания станции. Различные схемы преобразования энергии воды на ГЭС руслового, приплотинного и деривационного типов приведены в других курсах и здесь не рассматриваются. Технологическая схема работы ГЭС (рис. 1.2) выгодно отличается от схем работы всех других электростанций простотой процессов и надежностью шементов.
На тепловых электростанциях (ТЭС) энергия, выделяемая при сгорании каменного угля, торфа, сланцев, газа, нефти и топлив других видов, преобразуется в электроэнергию по принципиальной технологической схеме (рис. 1.3). Добыча, доставка и подготовка топлива к сжиганию в котлоагрегатах — сложные и дорогие процессы. Тепловая энергия, получаемая при сгорании юплива, передается воде для получения в котлоагрегате перегре-юго пара высоких давлений (до 30 МПа) и температуры (до 650 °C).
Получение, передача к турбине и использование в турбине пара с такими параметрами — сложные процессы. Но все технические вопросы рабо-iiii ТЭС решены, и тепловые электростанции являются основой современной энергетики. Не устранен главный недо-с гаток ТЭС — низкий коэффициент полезного действия (КПД). Лишь И)...40% теплоты, полученной при сгорании топлива, используется полезно. А остальная часть
Рис 1.2. Принципиальная технологическая схема ГЭС:
1 — верхним бьеф; 2 — нижний бьеф; 3 — турбина; ЛЭП — линия электропередачи; Т — трансформатор; Г — генератор; СИ — собственные нужды
вода
Рис. 1.3. Принципиальная технологическая схема ТЭС:
1 — ксгпл; 2 — турбина, 3 — источник холодной воды; 4 — конденсатор; 5 — конденсатный насос; б — деаэратор; 7 — насос (остальные обозначения см. на рас. 12)
теплоты (70...60%) отдается охлаждающей воде при конденсации пара и дымовым газам. Эта энергия безвозвратно теряется.
Атомные электростанции (АЭС) — это тоже тепловые паротурбинные станции, но использующие в качестве природного источника энергии топливо особого вида — ядерное горючее. В технологической схеме АЭС (рис. 1.4) роль котла выполняет адерный реактор. Теплота, выделяющаяся в реакторе при делении ядер урана и плутония, передается теплоносителю — тяжелой воде, гелию и др. От теплоносителя тепловая энергия передается парогенератору. Далее — та же схема преобразования энергии пара в механическую энергию паровой турбины и в электрическую энергию, что и на ТЭС.
В настоящее время основную часть всей вырабатываемой в стране электроэнергии обеспечивают ТЭС на органическом топливе. Тем не менее их доля в суммарном производстве электроэнергии имела в последние годы устойчивую тенденцию к снижению, тогда как доля атомных и гидравлических электростанций, не требующих закупки быстро дорожающего топлива, увеличивалась. В условиях общего спада производства энергия АЭС и ГЭС практически сохранили свою выработку электроэнергии на уровне имевшихся мощностных и системных возможностей. Таким образом, все сокращение производства электроэнергии в период с 1991 по 1999 г. произошло за счет тепловых электростанций.
Тип вновь сооружаемых электростанций выбирается на основании технико-экономических расчетов с учетом наличия природных ресурсов и типа существующих электростанций в данном районе, потребности в тепловой и электрической энергии и др. Обеспечивается наиболее эффективное сочетание электростанций разного типа с учетом изменений выработки и потребления энергии в различные сезоны года.
Часто при освоении новых регионов в начальный период эксплуатации для временного электроснабжения применяются дизельные, газотурбинные электростанции и энергопоезда.
Основной элемент дизельных электростанций (ДЭС) — дизель-генератор. В качестве первичных двигателей в основном применяют бескомпрессорные че
Рис. 1.4. Принципиальная технологическая схема ФЭС:
1 — адерный реактор; 2 — парогенератор; 3 — турбина; 4 — источник холодной воды; 5 — конденсатный насос; б — насос (остальные обозначения см. на рис. 12)
тырех- и двухтактные дизели мощностью 5... 1000 кВт, имеющие частоту вращения 375...1500 об/мин. Ди
зели комплектуются
синхронными генераторами переменного тока. По назначению ДЭС делят на основные, резервные и аварийные.
Установленная мощность электростанций в мире ежегодно увеличивается на 1,5% и составила уже в 1990 г. 2746,1 ГВт: ТЭС—1771,6; ГЭС — 626,4; АЭС — 336,7%; геотермальные электростанции (ГеоТЭС) — 9,4 ГВт.
Среднее число часов использования установленной мощности электростанций было 4273 ч/год: ТЭС — 4262, ГЭС — 3440, АЭС — 5884, ГеоТЭС — 4270 ч/год.
Производство электроэнергии в 1990 г. увеличилось на 2,6% и составило 11733,9 ТВтч: ТЭС — 7550,8; ГЭС — 2161,5; АЭС — 1981,6; ГеоТЭС — 40,0 ТВт - ч.
Доля атомных электростанций по данным 1991 г. в общем производстве электроэнергии в мире составляет 17%.
Нетрадиционные возобновляемые источники энергии занимают в электроснабжении незначительную часть. Так, в мировом производстве электроэнергии она составляет около 2%.
Электроснабжение потребителей осуществляется в большей части от сетей энергосистем — через сетевые районы или сети распределительных компаний. Суммарная мощность электростанций самоснабжающихся предприятий составляет 7,0% общей мощности электростанций в мире, производство электроэнергии — 7,1%.
Мировое производство электроэнергии в 1998 г. составило 14,5 трлн кВт • ч. Более 2/3 всего мирового производства электроэнергии приходится на группу из 29 стран, входящих в состав организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР). К числу крупнейших в мире производителей и потребителей электроэнергии относятся США, Китай, Япония, Россия, Канада, Германия и Франция. Около 2/3 всей электроэнергии в мире вырабатывается на органическом топливе, немного менее 1/6 —
на ядерном, почти 1/5 — на гидроэнергии. Валовое производство электроэнергии в странах членах ОЭСР в 1997 г. составило 8882 ТВт ч.
§ 13. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ
Структура производства электроэнергии более семистами электростанциями России приведена в табл. 1.1.
Таблица 1.1. Структура производства электроэнергии в России, млрд. кВт ч/%
Производство электроэнергии 1995 г. 1996 г. 1997 г. 1998 г.
Всего 860 847,2 834 826
100 100 100 100
В том числе: ТЭС 583,7 582,9 567,1 564
67,8 68,8 68,0 68,3
ГЭС 177,3 . 155,3 158,4 158,5
20,6 18,3 19,0 19,2
АЭС 99,5 109 108,5 103,5
11,6 12,9 13,0 12,5
Минтопэнерго России — всего 711,0 691,7 678,6 676,1
В том числе: ТЭС 534,6 537,4 521,1 518,6
ГЭС 176,4 154,3 157,5 157,5
Минатом России 99,5 108,8 108,3 103,5
Блок-станции 32,8 30,1 31,1 30,4
Прочие 16,7 16,6 16,0 16,0
Единая энергосистема России — одна из крупнейших в мире высокоавтоматизированных электроэнергетических комплексов, обеспечивающих производство, передачу и распределение электроэнергии и централизованное оперативно-диспетчерское управление этими процессами. В составе ЕЭС России параллельно работают около 450 крупных электростанций различной ведомственной принадлежности суммарной мощностью более 200 млн. кВт, а также имеется свыше 2,5 млн км линий электропередачи различных напряжений, в том числе 30 тыс. км системообразующих ЛЭП напряжением 500, 750, 1150 кВ.
Анализ баланса распределения электроэнергии России (табл. 1.2) показывает, что при практически неизменном за последние годы объеме поставок электроэнергии за границу, суммарное ее потребление внутри страны в связи с глубоким экономическим кризисом продолжало сокращаться в среднем примерно по 1,5% в год, а в 1998 г. снизилось на 1%. В то же время за истекшие 3 года при снижении объема производства промышленной про-14
дукции в России на 9,1%, потребление электрической энергии в стране в целом уменьшилось лишь на 4%, а в промышленности — на 4,3%. Такие соотношения указывают на повышение удельной электроемкости промышленного производства.
Таблица 1.2. Баланс распределения электроэнергии России
Показатель 1995 г. 1996 г. 1997 г. 1998 г.
Распределение электроэнергии — всего, млрд кВт ч 860 847,2 834 826
В том числе:
экспорт, млрд кВт ч 5,2 5,4 5,1 5,0
передача в страны СНГ, Балтии и Закавказья (сальдо), млрд кВт-ч 14,3 14,1 14,5 14,5
потребление на территории 840,5 827,7 814,4 806,5
России — всего, млрд кВт • ч/% 100 100 100 100
то же к предыдущему году, % Из него, млрд кВт ч/%: 98,2 98,5 98,4 99,0
промышленность 378,9 364,2 362,0 355
45,1 44 44,4 44
строительство 13,0 lU 10,3 9,9
1,6 1,4 1,3 1Д
сельское хозяйство 96,2 85,9 78,1 77
11,4 10,4 9,6 9,5
транспорт 64,9 64,9 63,5 62,5
7,7 7,8 7,8 7,7
коммунальное хозяйство 153,1 156,2 155,3 157,5
18,2 18,9 19,1 19,5
собственные нужды электро- 134,3 145,3 145,2 145
станций и расход энергии на ее транспорт 16,0 17,5 17,8 18
В связи с наметившейся в 1999 г. стабилизацией экономики в стране, основной тенденцией потребления электроэнергии на перспективу до 2015 г. прогнозируется его повышение опережающими темпами по сравнению с объемами производства и услуг в промышленности, сельском хозяйстве, на транспорте и в быту.
§ 1.4. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
Электрической схемой или схемой электрических соединений называют чертеж, на котором нанесены элементы электрической установки, а также показаны соединения между ними в той последовательности, в которой они выполняются в действительности. Существует два основных вида схем:
— электрические схемы основных цепей;
— электрические схемы вторичных цепей.
На первых изображают главные цепи электрической установки, по которым электроэнергия проходит от генераторов станции к потребителям. На этих схемах показывают все основные машины и аппараты установки.
Электрические схемы вторичных цепей изображают соединения и включения приборов и аппаратов вспомогательных цепей, к которым относятся цепи измерительных трансформаторов и приборов, аппаратов релейной защиты, управления элементами установки и т. п. На схемах вторичных цепей обязательно наносят элементы схем основных цепей, без которых понимание их будет затруднено.
Для лучшего представления о работе установки на схемах основных цепей наносят элементы вторичных цепей (измерительные приборы, приборы релейной защиты).
По способу изображения электрические схемы разделяют на три группы.
Трехлинейные электрические схемы, на которых показывают все три фазы установки. Если установка имеет нулевой провод, то на схеме наносят все соединения и для этого провода. На рис. 1.5 изображена трехлинейная схема соединений кабельной линии низкого напряжения. После ответвления от шин Ш включен рубильник Рб, плавкие предохранители П и трансформаторы тока 7Т; затем провода (шины) переходят в трехжильный кабель К, идущий к потребителю. Все эти элементы относятся к электрической схеме основных цепей. Ток в линии измеряют амперметрами Л; подключенными к вторичным обмоткам трансформаторов тока. Эти цепи относятся к вторичным цепям.
Трехлинейные электрические схемы имеют ограниченное распространение, их применяют для изображения отдельных частей установки.
Монтажные электрические схемы выполняют трехлинейными, отражая одновременно территориальное расположение элементов установки. Например, элементы оборудования, размещаемые на щите управления (измерительные приборы, реле, сигнальные лампы и т. п.) группируют вместе и показывают в точном соответствии с конструкцией щита управления. Элементы оборудования распределительного устройства (выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы и т. п.) выделяют на чертеже особо. Провода вторичных цепей показывают со всеми промежуточными зажимами и маркируют. На чертеже указывают марки проводов и кабелей, число и сечение жил кабелей, типы применяемых аппаратов и приборов и т. п.
ш
Рис. 1.5 Трехлинейная электрическая схема трехфазного переменного
Монтажные схемы выполняют для отдельных элементов установки: цепи генератора, трансформатора, отходящей линии и т. п. ’Ути схемы с внесенными в них изменениями, произведенными при монтаже, необходимы при эксплуатации установки; по ним эксплуатационный персонал детально разбирает схему электрических соединений данного элемента и находит благодаря маркировке нужные зажимы, соединительные провода и т. д.
Однолинейные электрические схемы — на них показывают соединения только для одной фазы установки. Возможность такого изображения схем определяется тем, что в уставов
юка все три фазы имеют одинаковые соединения и в них включаются одни и те же аппараты. При наличии нулевого провода он показывается на схеме отдельно (пунктирной линией), поскольку соединения на нем отличаются от таковых на фазных проводах.
Однолинейную электрическую схему составляют обычно для всей установки. Для облегчения чтения схем на них наносят । олько основные элементы установки — генераторы, трансформаторы, выключатели, разъединители и т. п. и соединения между КИМИ.
В схемах и чертежах электротехнической части проектов промышленных предприятий трансформаторы, электрические машины, аппараты, светильники, выключатели, штепсельные розетки, щитки, электрические проводки обозначают условными знаками, часть которых приведена в табл. 1.3.
Рядом с условным графическим обозначением силового оборудования на чертежах планов дробью указывают номер оборудования по плану (в числителе) и его мощность (в знаменателе), а у светильников — мощность (в числителе) и высоту установки в метрах (в знаменателе). Другие данные и характеристики оборудования указывают в экспликациях к плану или в расчетных схемах. Марку и сечение кабелей или проводов и способ их прокладки указывают рядом с проложенной линией: например, Г — в металлической трубе, Тс — на тросе, Мр — в металлическом рукаве, К — на клицах, Л — на лотке.
Таблица 1.3. Условные графические обозначения в электрических схемах
Наименование
Электромашины, а — трехфазный генератор, б — трехфазный двигатель с обмотками статора, соединенными в звезду, в — асинхронная двухфазная машина с короткозамкнутым ротором
Машины постоянного тока: г — независимого, д — последовательного, е — параллельного, ж — смешанного возбуждения з — реверсивный двигатель с двумя обмотками последовательного возбуждения
Трансформаторы: а — трансформатор однофазный, б — автотрансформатор в однолинейном изображении, в — реактор, г, д — трехфазный трансформатор, соединение обмоток звезда-звезда с выведенной нейтральной (средней) точкой, е, ж — трехфазный трансформатор, соединение обмоток — звезда с выведенной нейтралью (средней) точкой — треугольник, з — однофазный трансформатор с управляющей обмоткой, и — трансформатор тока с одной вторичной обмоткой, к — шинный трансформатор тока нулевой последовательности с катушкой подмагничивания, л — магнитный усилитель
Выключатели: а — однополюсный выключатель, б — однополюсный разъединитель, в — трехполюсный выключатель, г, д — трехполюсный разъединитель с автоматическим возвратом, е — путевой однополюсный выключатель, ж — нажимной замыкающий выключатель, з — нажимной размыкающий выключатель, и — вытяжной замыкающий, к — вытяжной размыкающий, л — поворотный замыкающий, м — поворотный размыкающий, н — с возвратом посредством вытягивания кнопки, о — с возвратом при повторном нажатии кнопки
Обозначение
Наименование
Контакты контактных соединений: а, 6 — штырь и гнездо разъемного соединения, л — разъемное соединение, г, д — разборные и неразборные соединения, е — перемычки (к^зазборная, разборная с одного конца), ж: — скользящий контакт, з — однополюсный многопозиционный переключатель
Воспринимающая часть электромеханических устройств: а — катушка электромеханического устройства (общее обозначение), U - катушка с одной обмоткой
Конденсаторы: а — постоянный, б — переменный, в — подстроечный, г — электроли-жческий, д— деполяризованный, е— Прониной, ж — опорный, з — вариконд
Полупроводниковые приборы: а — диод (общее обозначение), б — туннельный диод, « стабилитрон, г — варикап, д — динистор,
Обозначение
Наименование
е — триодный тиристор, запираемый управлением по катоду, ж — триодный тиристор, запираемый с управлением по аноду
Полупроводниковые приборы, выпрямители* а — однофазный мостовой выпрямитель (упрощенное изображение), б — фотодиод, в — светодиод г — фоторезистор, д — солнечный фотоэлемент, е — транзистор PNP-типа, ж — транзистор NPN-тапа, з — полевой транзистор с каналом N-типа
Контакты: а — замыкающий, б — размыкающий, в — переключающий, г — с двойным замыканием, д — с двойным размыканием, е — замыкающий с механической связью, ж — с замедлением при срабатывания, з — с замедлением при возврате, и — с замедлением при срабатывании и возврате, к — без самовозврата
Обозначение
а) б) е) г)
Условное обозначение элементов, входящих в электрическую схему, рекомендуется выполнять латинскими буквами в связи с расширяющимися международными связями в области проектирования, монтажа и эксплуатации электроустановок.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
1. Что подразумевают под внешним и внутренним электроснабжением предприятия?
2. Какие типы электрических станций Вы знаете7
3. Охарактеризуйте современное состояние электроэнергетики России.
4. Какие схемы электрических соединений применяют в проектной и монтажной практике?
5. Как обозначают электрооборудование и аппаратуру в схемах электроснабжения промышленных предприятий?
Глава 2
ПОТРЕБИТЕЛИ И ПРИЕМНИКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
§ 2.1. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОПРИВОДА
Приемником электроэнергии — электроприемником, токоприемником— называют электрическую часть производственной установки, получающую электроэнергию от источника и преобразующую ее в механическую, тепловую, химическую, световую энергию, а также в энергию электростатического или электромагнитного поля.
По технологическому назначению приемники электроэнергии классифицируют в зависимости от вида энергии, в который данный приемник преобразует электрическую энергию: электродвигатели приводов машин и механизмов; электротермические установки; электрохимические установки; установки электроосвещения; установки электростатического и электромагнитного поля, электрофильтры; устройства искровой обработки, устройства контроля и испытания изделий (рентгеновские аппараты, установки ультразвука и т. д.).
Электропотребителем называют совокупность электроприемников производственных установок цеха, корпуса, предприятия, присоединенных с помощью электрических сетей к общему пункту электропитания.
Электромеханическое устройство, предназначенное для электрификации и автоматизации производственных процессов называют электрическим приводом. Электропривод (рис. 2.1) состоит из: преобразователя 7, электродвигателя или группы электродвигателей 2, передаточного 3, управляющего 4 и рабочего 5 ор-iohob.
Электрическую энергию электропривод преобразует в механическую и обеспечивает управление преобразованной энергией в соответствии с технологическими требованиями к режимам работы механизма. В простейшем случае электропривод представляет собой двигатель, питаемый от сети и приводящий в движение с постоянной скоростью какой-либо механизм. Для включения двигателя в сеть применяют обычный магнитный пуска-1сль, контактор, рубильник или пакетный выключатель.
Электрическая сеть
Рис. 2.1. Структурная схема электропривода
В зависимости от способа пере* дачи энергии от двигателя к рабочим органам механизмов электроприводы бы* вают групповые, индивидуальные или многодвигательные.
Групповым называют привод, в котором один двигатель приводит в движение с помощью трансмиссий или передач группу рабочих машин или рабочих органов одной машины.
Индивидуальным называют привод, в котором двигатель приводит в движение только один рабочий орган машины. Электропривод центробежного насоса — индивидуальный. По сравнению с групповым индивидуальный привод позволяет упростить кинематическую схему рабо
чей машины. Иногда двигатель встраивают в механизм так, что он образует с рабочим органом единое
целое.
В многодвигательном приводе отдельные рабочие органы
машины приводятся в движение самостоятельным двигателем
через систему передачи.
Совокупность связанных между собой электромагнитных, электромеханических, полупроводниковых и подобных им элементов называют системой управления приводом.
Движение электропривода, как и всякого механизма, подчиняется законам динамики и определяется силами (моментами), действующими в этой системе. Вращающий момент Л/д,, развиваемый электродвигателем, в любой момент времени уравновешивается суммой момента статического сопротивления Мс и динамического (инерционного) момента
ГТ» Л/q Л/цут^.
(2.1)
Это уравнение называют уравнением движения электропривода. Вращающий момент электродвигателя считают положительным, если он направлен в сторону движения механизма, и отрицательным, если он препятствует его движению. Последний называют тормозным моментом.
Статический момент, приложенный к валу двигателя, проявляется в полезной работе, совершаемой механизмом, и работе сил трения. Динамический момент проявляется только во время переходных процессов, т. е. таких процессов, когда изменяются частота вращения электропривода и запас энергии движения в нем. Если вращающий момент электродвигателя и момент статического сопротивления системы находятся в состоянии ди-22
плмического равновесия — частота вращения электропривода не изменяется. При нарушении равновесия между вращающим моментом электродвигателя и моментом статического сопротивления частота вращения электродвигателя начинает изменяться. 1'сли Мт>Мс, привод ускоряет свое движение, т. е. частота его вращения увеличивается; если М^<М„ то привод замедляет свое движение, т. е. частота его вращения снижается. Величина динамического момента определяется разностью между вращающим моментом электродвигателя и моментом статического сопротив-исния.
Одним из главных электрифицированных потребителей является электропривод металлообрабатывающих станков.
Электрооборудование и автоматику металлообрабатывающих станков оснащают современными типами электроприводов и средствами автоматического управления. Это обеспечивает высокую производительность и точность обработки, безопасность и удобство управления и их обслуживания.
В соответствии с действующими каталогами металлообраба-• ывающие (металлорежущие) станки подразделяют на следующие Девять групп: 1) токарные; 2) сверлильные и расточные; 3) шлифовальные и полировальные; 4) комбинированные; 5) зубо-II резьбообрабатывающие; 6) фрезерные; 7) строгальные, долбежные и протяжные; 8) разрезные; 9) разные.
Каждую из указанных групп подразделяют на типы (с 1 по 9).
В соответствии с указанной классификацией условное обозначение (шифр) модели станка имеет три — четыре цифры: первая — группа станка; вторая — тип; третья и четвертая — наибольший размер обрабатываемой детали или условный размер станка. Например, товарно-револьверный станок с наибольшим диаметром обрабатываемого прутка 26 мм имеет обозначение 1326; продольно-строгальный двухстоечный станок для обработки изделий размером 4000x1500 мм имеет обозначение /242.
Металлообрабатывающие станки изготовляются универсальными или общего назначения — для различной обработки разных деталей; специализированными — для обработки деталей, ♦ходных по форме, но разных размеров; специальными — для обработки одной детали.
Значительное место в механизме станков занимают вспомо-। ательные движения и устройства: установка; зажим и перемещение инструмента; контрольные операции при обработке; । мазка; охлаждение и др.
Современные станки различных типов выпускаются станкостроительной промышленностью в комплекте с электроприводами дня главных, вспомогательных движений и движений подачи и соответствии с требованиями технологического режима их
работы (характер нагрузки, диапазон регулирования, частота включений и др.), механическими характеристиками и энергетическими показателями электропривода (коэффициент мощности, КПД), а также требованиями надежности, простоты обслуживания и наладки.
К силовым установкам общепромышленного назначения относят подъемно-транспортные устройства, компрессоры, вентиляторы и насосы. На промышленных предприятиях часто применяют различные краны, предназначенные для вертикального и горизонтального перемещения грузов. По способу передвижения их делят на перемещающиеся по рельсовым путям и самоходные.
Электрооборудование кранов, перемещающихся по рельсовым путям, подключают к стационарным источникам электроэнергии напряжением 380/220 В.
Многие из современных кранов — это машины с многодвигательным приводом. Применяются электродвигатели кранового типа, преимущественно переменного тока промышленной частоты 50 Гц асинхронные с фазным ротором. Краны имеют значительную мощность (30...250 кВт и более), поэтому энергетические показатели зависят от их режима работы.
Подъемно-транспортные устройства работают в повторнократковременном режиме. В связи с резкими изменениями нагрузки коэффициент мощности также изменяется в значительных пределах, в среднем 0,3...0,8.
Двигатели компрессоров, вентиляторов и насосов работают в продолжительном режиме и в зависимости от их мощности снабжаются электрической энергией напряжением 0,4... 10 кВ. * Мощность этих установок изменяется в широком диапазоне (от долей киловатта до сотен и даже тысяч киловатт). Питание двигателей производят током промышленной частоты 50 Гц.
Для электропривода мелких и средних насосов, компрессоров и вентиляторов чаще всего применяют асинхронные двигатели с короткозамкнутой обмоткой ротора.
§ 2.2. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОТЕХНОЛОГИЙ
Электротермия, электросварка, электролиз, электроосвещение и прочие потребители составляют около 1/3 суммарной промышленной нагрузки.
Электротермические приемники промышленных предприятий в соответствии с методами нагрева (рис. 2.2) делят на следующие группы: дуговые электропечи для плавки черных и цветных металлов, установки индукционного нагрева для плавки и термообработки металлов и сплавов, электрические печи сопротивления и электросварочные установки.
Рис. 2.2. Методы элегтрического нагрева
Электроснабжение электротермических установок имеет ряд особенностей, связанных с различием характера их нагрузок.
Дуговые электрические печи используют как сталеплавильные, рудно-термические и печи косвенного действия для плавки цветных металлов. Это мощные электроприемники низкого нестандартного напряжения (110...750 В), подключаемые через специальные печные трансформаторы к источникам переменного тока 6...35 кВ, а также к шинам 110, 154 кВ. Номинальная мощность печных агрегатов от 0,4 (печи 0,5 т) до 125 MB A (220 т) с перспективой до 250 МВ • А (360 т). Большая мощность дуговых электропечей и резкопеременный характер их нагрузки оказывают большое влияние на работу всей системы электроснабжения.
Печи сопротивления прямого и косвенного действия потребляют мощности меньше, чем дуговые сталеплавильные печи. Большая их часть имеет мощность до 2000 кВт и подключается к сети 380 В, коэффициент мощности близок к 1,0. Печи сопротивления выполняют трехфазными и однофазными. В случае однофазного исполнения, если не приняты соответствующие меры, эти печи могут быть причиной недопустимой несимметрии в системе электроснабжения.
Электронные плавильные печи, вакуумные печи и печи шлакового переплава применяют для выплавки металлов самой высокой чистоты и с наилучшими свойствами. Мощность их того же порядка, что и печей сопротивления. По надежности электроснабжения эти печи относят к электроприемникам повышенной категории, так как очень дорогим является выплавляемый ими металл. Электропечи других типов требуют резервированного электроснабжения, так как при перерыве питания на время более 30 мин могут возникнуть их повреждения с длительным выходом в ремонт.
Индукционные плавильные печи промышленной частоты 50 Гц, повышенной частоты 500...10000 Гц и высокой частоты 105... 18® Гц представляют собой трехфазную электрическую на-25
грузку «спокойного» режима работы, т. е. мало изменяющуюся в процессе плавки. Печи повышенной частоты питаются от вентильных преобразователей частоты, а печи высокой частоты — от ламповых генераторов, к которым подводится переменный ток 0,4...0,69 кВ, 50 Гц. Индукционные печи имеют низкий коэффициент мощности: от 0,1 до 0,5.
Электросварочные установки. Технологически сварку делят на дуговую и контактную, по способу производства работ — на ручную и автоматическую.
Для питания сварочных агрегатов постоянного тока преимущественное распространение получают выпрямительные установки, преобразующие переменный ток трехфазной системы с напряжением 380/220 В в постоянный с напряжением 30...32 В.
Электросварочные установки переменного тока работают на частоте 50 Гц и напряжении 380/220 В; они представляют собой однофазную нагрузку в виде сварочных трансформаторов для дуговой сварки и сварочных аппаратов для контактной сварки. Сварка на переменном токе создает однофазную нагрузку с повторно-кратковременным режимом работы, неравномерной нагрузкой фаз и низким коэффициентом мощности (0,3...0,45 для дуговой и 0,4...0,7 для контактной сварки).
Электрохимические и электролизные установки (электролитические ванны для электролиза воды, растворов, расплавов цветных металлов; установки электрохимических процессов в газе; ванны для гальванических покрытий: омеднения, никелирования, хромирования, оцинкования и т. п.) работают на постоянном токе, который получают от преобразовательных подстанций, выпрямляющих трехфазный переменный ток. Электролитический процесс требует постоянства выпрямленного тока, для чего необходимо регулирование напряжения. Коэффициент мощности таких установок 0,8...0,9.
По условиям работы электролизеров допускается перерыв электроснабжения на несколько часов. Но из-за обратного перемещения металла в раствор ванны, обусловленного обратной ЭДС в электролизерах, получается недовыпуск продукции и перерасход электроэнергии. Поэтому электроснабжение электролизных установок осуществляется обязательно от двух источников. Электрохимические установки металлопокрытий и лужения относят к I категории нагрузок по надежности электроснабжения. Мощность одной электролизной установки достигает 100...130 МВт.
Установки электростатического поля применяют для создания направленного движения капель при выполнении, например, электроокраски, для улавливания твердых взвешенных частиц в газе с помощью электрофильтров (очистка дымовых газов), для разделения смесей жидкости и газа, различающихся по размерам 26
и электропроводности. Питание установок электрополя производится от сети 0,4 кВ, но внутри установки напряжение повышается. Мощность установки составляет сотни киловатт.
Преобразовательные установки. Преобразовательные установки служат для преобразования переменного тока промышленной частоты 50 Гц трехфазной системы в постоянный или переменный ток иной частоты.
На строительных площадках и промышленных предприятиях применяются преобразовательные установки, которые в зависимости от типа преобразователей, делятся на полупроводниковые, с двигатель-генераторами и машинными преобразователями.
Такие установки служат для питания двигателей машин, работающих на постоянном токе; станций для зарядки аккумуляторов; сварочных установок постоянного тока; ручного электроинструмента, работающего на повышенной частоте и др.
Преобразовательные установки, применяемые на промышленных предприятиях, по мощности относительно велики. Коэффициент мощности этих установок колеблется в пределах 0,7 — 0,8. Нагрузка на стороне переменного тока симметричная по фазам и, как правило, равномерная.
Ручной электроинструмент. К этой группе приемников электроэнергии относят различные ручные механизированные электроинструменты: электродрели, электрогайковерты, электротруборезы, электросверлилки, электрорубанки, ручные электропилы, электромолотки, глубинные вибраторы и др. Электроинструмент отличается высоким КПД, несложен по устройству, надежен в работе и прост в эксплуатации.
Номинальная мощность большинства ручных электроинструментов составляет от 0,27 до 1,5...1,6 кВт.
§ 23. ИСТОЧНИКИ СВЕТА КАК ПРИЕМНИКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Электрические светильники представляют собой однофазную электрическую нагрузку, но при правильной группировке осветительных приборов можно получить равномерную нагрузку по фазам (с несимметрией до 10%). Характер нагрузки от освещения изменяется в зависимости от времени суток, года и географического положения объекта. Частота тока общепромышленная — 50 Гц. Коэффициент мощности для ламп накаливания равен 1, для газоразрядных ламп — 0,6. Для осветительных установок применяют напряжение от 12 до 220 В. В тех производствах, где отключение освещения угрожает безопасности людей, применяют специальные системы аварийного освещения.
Источники света характеризуются номинальным напряжением (В), на которое рассчитывается лампа; номинальной мощностью (Вт); световым потоком (лм), световой отдачей (лм/Вт), т. е. отношением излучаемого лампой светового потока к мощности потребления; средним сроком службы лампы (ч) цветопередачей.
Лампы накаливания широко используют в осветительных установках производственных помещений. Наибольшее распространение имеют лампы накаливания на 127 и 220 В мощностью 15... 1500 Вт, со световой отдачей в пределах от 7 (15 Вт) до 19,7 лм/Вт (1500 Вт), продолжительностью горения 1 тыс. ч. Эта лампы обеспечивают непрерывный спектр, отличающийся от спектра дневного света преобладанием желтых и красных лучей. Они просты и надежны в эксплуатации; световой КПД ламп не превышает 3...3,5%.
В сетях напряжением 40 и 12 В используют лампы типа МО мощностью 15...100 Вт и лампы-светильники с диффузным (типа МОД) и зеркальным (типа МОЗ) отражающим слоем той же мощности. Продолжительность горения ламп всех указанных типов 1 тыс. ч, световая отдача в пределах 10... 15,5 лм/Вт.
В цехах ряда предприятий нашли распространение также зеркальные лампы на напряжение 127 и 220 В при мощности потребления 40... 1000 Вт, имеющие широкое, среднее и концентрированное светораспределение. Продолжительность горения разных типов зеркальных ламп составляет 750... 1500 ч. Их световой поток на 15...20% ниже, чем у ламп накаливания общего назначения того же напряжения и мощности.
Зеркальные лампы создают определенное распределение света, которое почти не изменяется в процессе эксплуатации из-за слабого запыления и загрязнения отверстия лампы.
В осветительных установках производственных зданий часто применяют галогенные лампы типов КГ220-1000, КГ220-1500 и КГ220-2000 для напряжения 220 В мощностью 1000, 1500, 2000 Вт. Их световая отдача 22 лм/Вт, продолжительность горения 2 тыс. ч. Они представляют собой трубку из кварцевого стекла диаметром около 11 мм, длиной 189...335 мм с цоколями для подводки питания на концах. Их применяют в специальных светильниках и прожекторах. При горении лампа должна находиться в горизонтальном положении с допустимым отклонением не более 4°.
Лампы накаливания малоэкономичны, так как значительная часть энергии идет на нагрев окружающей среды, а также на излучение, приходящееся на участки спектра, лежащие за пределами видимости.
Газоразрядные лампы (люминесцентные и ртутные типа ДР Л) весьма чувствительны к падению напряжения питающей сети. 28
При снижении напряжения на 10% и более номинального лампы начинают гореть неустойчиво и при дальнейшем понижении мо-। ут погаснуть, а не горевшие лампы не зажечься.
Световой поток газоразрядных ламп пульсирует с частотой вдвое большей частоты питающего лампу переменного тока. Устранение пульсаций достигается применением для светильников пускорегулирующих аппаратов (ПРА) с отстающим и опережающим токами, а также присоединением поочередно к нескольким фазам сети (это приводит к тому, что максимумы излучения (оседних ламп не совпадают по времени, в результате чего уменьшается глубина пульсации суммарного светового потока, н следовательно, и освещенности).
Люминесцентные лампы низкого давления изготовляют на напряжение 220 В мощностью 40, 65, 80 и 150 Вт. По цветности излучения различают люминесцентные лампы: ЛБ — белого цве-»а, ЛХБ — холодно-белого цвета, ЛД — дневного цвета, ЛТЦ — тепло-белого цвета, ЛТБ — с розовато-пурпурным от-ichkom, ЛДЦ — с цветопередачей, близкой к дневному свету. Находят также применение лампы с внутренним отражающим диффузным слоем типа ЛРБ (рефлекторные), используемые в све-гильниках без отражателей.
Световая отдача люминесцентной лампы мощностью 40... 150 Вт составляет 80...65 лм/Вт, а средняя продолжительность горения — 10 тыс. ч (для 150 Вт — 5 тыс. ч). Наибольший световой поток ламп, установленных в светильниках, соответствует температуре воздуха в зоне светильников 4-20...25 °C; при повышении и понижении температуры поток снижается.
Недостатком люминесцентных ламп является их относительно сложная пускорегулирующая аппаратура.
Расчеты показывают, что применение высокоэкономичных люминесцентных ламп, световой КПД которых в 3...4 раза выше КПД ламп накаливания, позволяет сократить расход электроэнергии в 2...3 раза.
Дуговые ртутные лампы типа ДРЛ являются лампами высокого давления с исправленной цветопередачей. Исправление цве-юпередачи ртутного разряда в них достигается люминофором, нанесенным на внутреннюю поверхность колбы лампы. Однако н осветительных установках с лампами ДРЛ цветопередача сильно искажена.
Применяются четырехэлектродные лампы ДРЛ на напряжение 220 В мощностью 250, 400, 700, 1000 и 2000 Вт. Их световая отдача 44 лм/Вт (250 Вт)...6О лм/Вт (2000 Вт), продолжительностью горения 10 тыс. ч у лампы мощностью 2000 Вт. Температура окружающего воздуха мало влияет на световой поток, но при температуре — 30 °C и ниже зажигание лапы становится ттруднительным.
§ 2.4. ХАРАКТЕРИСТИКИ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРООСВЕЩЕНИЯ
ПУЭ предусматривают три системы освещения (общее, местное и комбинированное) и два вида освещения (рабочее и местное).
При общем освещении освещенность рабочих поверхностей и всего помещения обеспечивается светильниками, размещенными равномерно по всей площади помещения или локализованно путем группировки их в местах, требующих повышенной освещенности.
Систему общего освещения применяют в производственных помещениях, в которых отсутствуют фиксированные рабочие места, не производятся работы, требующие различения мелких деталей, и где необходимо лишь общее наблюдение за работой машин. Общее равномерное освещение устраивают везде, где находится персонал, а также в местах движения транспорта.
Общее локализованное освещение применяют на площадках, где производятся работы и требуется повышенная освещенность рабочих мест.
При прожекторном освещении равномерность освещенности достигается соответствующим расположением прожекторов или групп прожекторов.
Прожекторы используют для освещения складов или передвижных установок, территорий, на которых не могут быть целесообразно размещены другие электроосветительные установки, а также в качестве охранного освещения.
Как правило, прожекторы устанавливают сосредоточенными группами на мачтах (повсеместно применяют типовые конструкции мачт), реже — поодиночке или небольшими группами на высоких зданиях.
Размещение мачт выбирают в процессе расчета, причем расстояние между мачтами лежит обычно в пределах от 6 до 15-кратной их высоты. При выборе расположения мачт учитывают наличие затеняющих предметов и, по возможности, преобладающее направление осей зрения.
Расположение прожекторов на мачтах задают наклоном их осей к горизонту в и углами 0 между проекциями их осей и условным направлением начала отсчетов углов. При освещении веером прожекторов указываются углы ft для крайних прожекторов и углы г между проекциями осей соседних прожекторов веера.
К основанию мачты примыкает «мертвое пространство», ограниченное для большинства прожекторов радиусом примерно Atg(45 —0). Если оно попадает в пределы площади, требующей освещения, то устанавливаются дополнительные светильники или сильно наклоненные прожекторы.
Для предварительного приближенного определения необходимой мощности прожекторной установки можно пользоваться формулой
w=mEk, (2.2)
где w — удельная мощность, Вт/м2; Е — нормированная освещенность, лк; k — коэффициент запаса; т — коэффициент, который для прожекторов с лампами накаливания можно принимать в пределах 0,2...0,25, а с лампами ДР Л и галогенными лампами накаливания — 0,12...0,16.
Расчет прожекторного освещения производят на горизонтальную освещенность, кроме случаев, когда требуется освещение голько вертикальных поверхностей, и осуществляется чаще всего путем компоновки изолюкс или по методу веера прожекторов. Рекомендуется пользоваться альбомами с заранее построенными изолюксами, и лишь при отсутствии таковых производить новые построения.
Преимущественно в условиях промышленных предприятий используют прожекторы заливающего света ПЗС-45 с лампами 1000 Вт; для небольших площадей применяются также ПЗС-35 с лампами 500 Вт. Установка ламп иных мощностей не рекомендуется. В специальных случаях применяются фасадные прожекторы серии ПФС.
При местном освещении требуемую освещенность создают юлько на рабочих поверхностях. Светильники местного освещения чаще устанавливают в непосредственной близости к рабочему месту. Местное освещение рассчитывается, как правило, на напряжение 12 и 40 В.
При комбинированном освещении необходимую освещенность рабочих поверхностей обеспечивают светильники общего и местного освещения. Их применяют для особо точных, высокой точности и точных работ.
Применение общего и комбинированного освещения ПУЭ разрешают, а только одного местного освещения запрещают.
Различают два вида освещения — рабочее и аварийное.
Рабочее освещение создает требуемую по нормам освещенность, обеспечивая этим необходимые условия работы при нормальной эксплуатации. При отключении рабочего освещения аварийное должно давать возможность в одних помещениях продолжить работу при сниженной освещенности (аварийное освещение пня продолжения работы), в других — безопасно выйти людям и» помещения (эвакуационное аварийное освещение).
Аварийное освещение для продолжения работы предусматривают для помещений и на открытых площадках, где отсутствие света может быть причиной взрыва, пожара, или привести
к длительному нарушению технологического процесса или вызвать опасность травматизма в местах большого скопления людей. Наименьшая допустимая освещенность рабочих поверхностей, требующих обслуживания при аварийном освещении должна составлять не менее 5% освещенности, нормируемой для рабочего освещения при системе общего освещения, но не менее 2 лк.
Эвакуационное аварийное освещение применяют в значительно большем количестве помещений, чем аварийное освещение для продолжения работ.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
1. Какие производственные установки называют электроприемниками?
2. Какие электромеханические устройства называют электроприводом?
3. Что подразумевают под силовыми установками общепромышленного назначения?
4. Какие установки электротехнологии наиболее часто применяют в цехах промышленных предприятий?
5. Какие источники света широко используют для освещения производственных помещений и рабочих мест?
6. Назовите системы и виды освещения, применяемые на предприятиях?
Глава 3
РОД ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
§
3.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ПРИЕМНИКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
НИЮ И ЧАСТОТЕ
ПО РОДУ ТОКА, НАГ
Г«*!><3
Приемники электрической энергии промышленных предприятий классифицируют на следующие группы:
1. Приемники трехфазного тока напряжением до 1000 В и частотой 50 Гц.
2. Приемники однофазного тока напряжением свыше 1000 В и частотой 50 Гц.
3. Приемники трехфазного тока напряжением выше 1000 В и частотой 50 Гц.
4. Приемники постоянного тока, питаемые от преобразовательных подстанций.
5. Приемники нестандартной промышленной частоты, питаемые от преобразовательных подстанций.
Таблица 3.1. Номинальные напряло ия электрических сетей общего назначения до 1000 В, всточииков и приемников электрической энергии, В (ГОСТ 721 — 77)
Постоянный ток Переменный ток 50 Гц
сета и приемники источники однофачный трехфазный
сети и приемники источники сети и приемники источники
12 12 12 12 -— —
24 24 24 24 — —
36 36 36 36 36 36
48 48 42 42 42 42
60 60 (127)* (133) (220/127) (230/133)
НО 115 220 230 380/220 400/230
220 230 380 — 660 380 690/400
440 460 — — — —
* Напряжение, указанное в скобках, для вновь проектируемых сетей не рекомендуется.
Согласно ПУЭ, приемники подразделяют на высоковольтные и низковольтные электроприемники переменного тока, электроприемники постоянного тока и переменного тока специальной 33
)'1ектроа<абже«ис промышленных предприятий и установок
Таблица 3.2. Номинальные междуфаэные напряжения трехфазного тока выше 1000 В электрических сетей, исто и прнемшков электрической энергии, кВ (ГОСТ 721 — 77)
частоты. Электроснабжение всех промышленных предприятий и настоящее время ведется на переменном трехфазном токе. Специальные преобразовательные агрегаты (постоянного тока или нестандартной частоты) питаются от сети трехфазного тока и являются поэтому приемниками трехфазного тока.
В табл. 3.1 приведены сведения о номинальных стандартных напряжениях электрических сетей общего назначения до 1000 В, и в табл. 3.2 номинальные междуфазные напряжения трехфазного юка выше 1000 В.
§ 3.2. ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ, ПИТАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ
Основными источниками электроснабжения промышленных предприятий являются энергосистемы. Для повышения эффек-। явности системы электроснабжения и экономии электроэнергии при ее проектировании следует стремиться к сокращению числа « гупеней трансформации, повышению напряжения питающей се-|и, внедрению подстанций без выключателей с минимальным количеством оборудования, применению магистральных линий и токопроводов. Если при взаимном расположении производств и потребляемой ими мощности оптимальное число понизительных подстанций 35...220/6...10 кВ оказывается больше единицы, ю по территории предприятия следует проложить воздушную пинию (ВЛ) или кабельную вставку с ответвлениями к подстанциям глубокого ввода (ПГВ), которые располагают в центрах нагрузок групп цехов, территориально обособленных на данном предприятии. При этом распределительные устройства напряжением 6... 10 кВ ПГВ используют в качестве распределительных пунктов (РП) цехов.
Напряжение каждого звена системы электроснабжения нужно ||ыбирать с учетом напряжений смежных звеньев.
Выбор напряжения питающей сети проводят на основании (схнико-экономических сравнений вариантов в случаях, когда:
имеется возможность получения энергии от источника питания при двух и более напряжениях;
предприятие с большой потребляемой мощностью нуждается и сооружении или значительном расширении существующих районных подстанций, электростанций или сооружения собственной । тектростанции;
имеется связь электростанций предприятий с районными се-1ЯМИ.
Предпочтение отдают варианту с более высоким напряжением, даже при экономических преимуществах варианта с низшим и » сравниваемых напряжений в пределах до 5... 10% по приведен-ным затратам.
На первых ступенях распределения энергии для питания больших предприятий применяют напряжения 110, 220 и 330 кВ.
Напряжение 35 кВ применяют для частичного внутризаводского распределения электроэнергии при:
наличии крупных электроприемников на напряжении 35 кВ;
наличии удаленных нагрузок и других условий, требующих для питания потребителей повышенного напряжения;
схеме глубокого ввода для питания группы подстанций 35/0,4...0,66 кВ малой и средней мощности.
§ 33. ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ ВНУТРИЗАВОДСКОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Напряжение 10 кВ применяют для внутризаводского распределения энергии:
на крупных предприятиях с наличием двигателей, допускающих непосредственное присоединение к сети 10 кВ;
на предприятиях небольшой и средней мощности при отсутствии или незначительном числе двигателей, которые могут быть присоединены непосредственно к сети 6 кВ;
при наличии заводской электростанции с напряжением генераторов 10 кВ.
Напряжение 6 кВ применяют:
при наличии на предприятии значительного количества электроприемников на это напряжение;
при наличии заводской электростанции на напряжение 6 кВ;
если применение напряжения 6 кВ предопределяется условиями поставки электрооборудования, технико-экономическими расчетами или другими особыми соображениями;
на реконструируемых предприятиях, имеющих напряжение 6 кВ в качестве основного для внутризаводского распределения электроэнергии.
При напряжении распределительной сети 10 кВ и небольшом числе двигателей средней мощности (350...800 кВт) следует применять напряжение 6 кВ с использованием схемы блока трансформатор — двигатель.
Напряжение 3 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети на новых предприятиях не применяют. Оно не рекомендуется также и в качестве подсобного для питания электродвигателей средней мощности при основном напряжении распределительной сети 10 кВ.
Напряжение 380 В применяют для питания силовых общепромышленных электроприемников
Напряжение 660 В рекомендуется для применения в следующих случаях:
если по условиям генплана, технологии и окружающей среды не могут быть осуществлены в должной мере глубокие вводы, дробление цеховых подстанций и приближение их к центрам питаемых ими групп электроприемников и в связи с этим имеют место протяженные и разветвленные сети напряжением до 1000 В, и также при крупных концентрированных нагрузках; такое положение может быть в некоторых отраслях химической промыш-пенности, на лесопромышленных комплексах и в аналогичных производствах;
при первичном напряжении распределительной сети 10 кВ и при отсутствии на данном предприятии двигателей таких мощностей, которые не изготовляются на напряжение 660 В (за исключением мелких), т. е. в тех случаях, когда не потребуется введение промежуточного напряжения между 10 и 0,66 кВ;
при больших плотностях нагрузок и мощных цеховых трансформаторах (более 1000 кВА), при которых токи короткого замыкания на стороне вторичного напряжения возрастают до недопустимых для аппаратов величин при напряжении 0,4 кВ.
Целесообразность применения напряжения 660 В должна обосновываться технико-экономическими сравнениями с напряжением 380/220 В с учетом перспективного развития предприятия, удешевления электродвигателей 660 В и лучшего их КПД по сравнению с электродвигателями 6 кВ, а также с учетом уменьшения потерь электроэнергии в сети 660 В по сравнению с сетью 180 В. С другой стороны, должна быть учтена также необходимость частичного сохранения сети 380 В, наряду с сетью 660 В, и объеме, необходимом для питания мелких силовых и освети-(сльных электроприемников, катушек пускателей и вторичных цепей, что приводит к удорожанию электроустановки и усложнению эксплуатации.
У^эГ
§ 3.4. ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
Для осветительных установок преимущественно применяют осветительные сети переменного тока с заземленной нейтралью напряжением 380/220 В.
Сети с изолированной нейтралью напряжением 220 В и ниже используют в основном, в специальных электроустановках при повышенных требованиях к электробезопасности.
Постоянный ток применяется для резервного питания особо >нветственных осветительных приемников и в специальных элек-•роустановках.
Напряжение 660 В, внедряемое в настоящее время для пи-ы ния силовых электроприемников на предприятиях некоторых 37
отраслей промышленности, для освещения по ряду причин пока не используется; для светильников местного освещения, в частности, поставляемого комплектно со станками, начинает внедряться напряжение 24 В (при люминесцентных лампах —• НОВ).
, Напряжение выпускаемых отечественной промышленностью ламп в основном не превышает 220 В, но уже широко применяются ксеноновые лампы ДКсТ мощностью 20 кВт и более, а также осваивается ряд типов ламп (например, лампы ДРИ-2000), рассчитанных на напряжение 380 В. Такое же напряжение вводится в некоторых люминесцентных светильниках, что связано или со схемами их зажигания (светильники ЛОУ, УВЛН-Зх80, ВЛО и др.), или с использованием корпусов светильников (ЛДОР, ПВЛМ, ЛПО01, ЛСО02 и др.) для прокладки двух- и трехфазных магистралей.
Снижение напряжения по отношению к номинальному у наиболее удаленных ламп не должно превышать следующих значений:
2,5% — у ламп рабочего освещения промышленных и обще1 ственных зданий, а также прожекторного освещения наружных установок;
5% — у ламп рабочего освещения жилых зданий, наружного освещения, выполненного светильниками, и аварийного освещения;
10% — у ламп 12...40 В, считая от выводов низшего напряжен ния понизительных трансформаторов.
Для зданий и сооружений вспомогательного характера, удаленных от источника питания или питаемых от силовой сети, а также для осветительных установок с малым годовым числом часов использования можно допустить и большее снижение напряжения при наличии соответствующих технико-экономических обоснований.
Для обеспечения надежной работы газоразрядных ламп напряжение на них не должно быть ниже 90% номинального. Наибольшее напряжение у ламп должно быть не более 105% номинального.
При напряжении силовых приемников 380 В питание освещения, как правило, осуществляют от трансформаторов 380/220 В, общих для силовой и осветительной нагрузок.
При любой системе питания (как от общих, так и осветительных трансформаторов), если имеются или ожидаются значителы ные отклонения напряжения, рекомендуется применение стабилизаторов или ограничителей напряжения, особенно в установках с лампами накаливания
В тех случаях, когда силовая нагрузка вызывает недопустимые колебания напряжения, на осветительных линиях должны устанавливаться безынерционные стабилизаторы (например, тиристорные) или питание освещения должно предусматриваться иг отдельных трансформаторов.
Выделение самостоятельных осветительных трансформаторов необходимо и в тех случаях, когда напряжение 380 В не может быть допущено по условиям электробезопасности (специ-ииьные электроустановки). При наличии технико-экономических пбоснований не исключается выделение для освещения отдельных трансформаторов и при большой плотности осветительных нагрузок.
При напряжении силовых приемников 660 В должен производиться обоснованный выбор между самостоятельными освети-н'льными трансформаторами 380/220 В, питаемыми от сети вы-• окого напряжения, и промежуточными осветительными трансформаторами, питаемыми через силовые трансформаторы. При напряжении светильников 380 В могут быть непосредственно кгпользованы сети 660/380 В.
§ 33. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Обеспечение качества электроэнергии на зажимах приемников •чсктроэнергии — одна из наиболее сложных задач, решаемых и процессе проектирования и эксплуатации систем электроснаб-*‘*ния. Появление в системах электроснабжения мощных электродвигателей, вентильных преобразователей и других приемни-►«»п с резкопеременной нагрузкой создало проблему их электро-‘нц тштной совместимости с системой электроснабжения, успешное решение которой обеспечивает рациональную работу как них приемников, так и приемников со спокойной нагрузкой, присоединенных к той же системе (освещение, электродвигатели «'ш гсльного режима работы и др.).
Показатели качества электроэнергии регламентируются «|Н*6ованиями ГОСТ 13109—97.
К показателям качества электроэнергии для трехфазных сетей ременного тока относятся следующие:
отклонение напряжения;
колебание напряжения;
коэффициенты несимметрии и неуравновешенности напря-ний;
коэффициент несинусоидальности напряжения;
о!клонение частоты;
колебания частоты.
Соответствие перечисленных параметров ГОСТу способствует увеличению выпуска продукции и общей рентабельности производства.
Отклонение напряжения V — это разность действительного! значения напряжения 17 и его номинального значения С7Ж для cernj возникающая при сравнительно медленном изменении режима! работы, когда скорость изменения напряжения меньше 1% в се кунду:
у=и-ил.
(3.1)
При понижении напряжения возрастает скольжение и уменье шается частота вращения асинхронных двигателей, являющихся основными приемниками электроэнергии. При этом возрастав^ сила потребляемого тока, двигатели перегреваются и быстрее изнашивается изоляция. Вращающий момент асинхронного двигателя пропорционален квадрату напряжения, поэтому при егс понижении затрудняются пуск и самозапуск двигателей под нагрузкой. В связи с этим установлены пределы отклонения напряжения на зажимах электродвигателей, станций управления от — до +10%.
Весьма чувствительны к изменению напряжения косинусные* конденсаторы. Их реактивная мощность пропорциональна квад! рату подводимого напряжения. Таким образом, при понижения напряжения на 10% мощность конденсатора снизится до 81 %1 Повышение напряжения на 10% увеличивает реактивную мощ! ность конденсатора до 121% и приводит к его перегрузке, поэтов му для конденсаторов допускается увеличение напряжения н^ более чем на 10%.
Значительное влияние отклонение напряжения оказывает нм работу электросварочных установок, ухудшая качество сварки! Для рационального ведения этого процесса отклонение напряжения на сварочных установках должно составлять ± 5%.
Высокие требования к качеству напряжения предъявляют оом ветительные установки. При отклонениях напряжения изменяют*] ся сила света ламп накаливания и срок их службы. Сила светя изменяется при этом пропорционально изменению напряжения в третьей — четвертой степени. Повышение напряжения на 10%| сокращает срок службы ламп накаливания примерно в 3 раза.
ГОСТ 13109—97 допускает отклонения напряжения на зажимах электроосветительных приборов от —2,5 до 4-5%.
Под колебанием напряжения Vt подразумевается изменение напряжения в сети со скоростью более 1 %/с:
(3.2)
। де t/яб и Uw — соответственно наибольшее и наименьшее дей-» । вующие напряжения в кратковременном процессе его изменения, %.
Колебания напряжения ограничиваются частотой их возникновения. Для зрительного восприятия наиболее опасными считаются колебания с частотами в пределах 1...10 Гц. Их значение при ном ограничивается величиной порядка 1%. Если число колебаний в час не превышает 10, то это значение возрастает до 1,5%, при числе колебаний не более 1 раза в час — до 4%.
Допустимые значения колебаний напряжения в сетях, от которых питаются электроосветительные установки и радиоприборы, определяют по формуле
К=1+-=!+-«!%, (3.3)
т 10
UIC т — частота колебаний в час, 1/ч; Д? — средний интервал между последовательными колебаниями, мин.
Для обеспечения нормируемого ГОСТ 13109—97 режима напряжения применяются различные способы и средства регулиро-ннпия напряжения.
Способы регулирования:
регулирование напряжения на шинах центра питания;
изменение сопротивления элементов сети;
изменение силы реактивного тока, протекающего в сети;
изменение коэффициента трансформации трансформаторов п автотрансформаторов (линейных регуляторов).
Средства регулирования:
трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН):
линейные регуляторы;
управляемые батареи конденсаторов;
синхронные двигатели с автоматическими регуляторами возбуждения.
Кроме того, можно использовать трансформаторы с пере-• точением без возбуждения (ПБВ), неуправляемые батареи кон-ннсаторов, синхронные двигатели без автоматического регулирования возбуждения.
Несимметрия напряжений и токов трехфазной системы — •мин из важнейших показателей качества электрической энергии. • 1ричина появления несимметрии, напряжений и токов — различные несимметричные режимы системы электроснабжения. Широкое применение однофазных установок значительной мощности различного рода привело к значительному увеличению
доли несимметричных нагрузок. Подключение таких мощный несимметричных однофазных нагрузок к трехфазным сетям вызывает в системах электроснабжения длительный несиммем тричныи режим, характеризующийся несимметрией напряжений и токов.
В системах электроснабжения различают кратковременты (аварийные) и длительные (эксплуатационные) несимметрич ные режимы. Кратковременные несимметричные режимы обыч но связаны с различными аварийными процессами, наприме несимметричными короткими замыканиями, обрывами одно го или двух проводов воздушной линии с замыканием на земли и т. п. Длительные несимметричные режимы обычно обус ловлены несимметрией элементов электрической сети или пол ключением к системе электроснабжения несимметричных наг рузок.
Несимметрия напряжений и токов, обоусловленная несиммет рией элементов электрической сети, называется продольной Примером продольной несимметрии могут служить неполнофаэ ные режимы воздушных линий. Несимметрия характерна такж для специальных систем электропередачи: два провода — земл: (ДПЗ); два провода — рельсы (ДПР), два провода — труб (ДПТ) и т. д.
Несимметрия напряжений и токов, вызванная подключением к сети много- и однофазных несимметричных нагрузок, называет! ся поперечной.
Несимметрия характеризуется коэффициентом несимметри! напряжения Кв — отношение напряжения обратной последов J тельности основной частоты к номинальному линейному на] пряжению Ui‘.
и2 Кя=- 100%
L/1
(3-4J
и коэффициентом неуравновешенности напряжения — отношешм ем напряжений нулевой последовательности основной частоту Uo к номинальному фазному напряжению С7Ж:
^=^°100%. (3.5]
Коэффициент несимметрии напряжений служит нормировав ным показателем качества электрической энергии. В соответст вии с ГОСТ 13109—97 ЛГН^2% длительно допустим на зажима любого трехфазного симметричного приемника электрическо!
•пергии. В случаях, когда коэффициент несимметрии оказывается Польше, должны быть приняты меры к его снижению.
Несимметрия напряжений в системах электроснабжения окапывает значительное влияние на работу отдельных элементов гсги и приемников электрической энергии. При несимметрии напряжений, обусловленных несимметричной нагрузкой, в статорах синхронных машин проходят токи прямой, обратной и нулевой последовательности, что вызывает нагрев ротора и увеличение вибрации, в некоторых случаях опасной для конструкции машин.
Особенно неблагоприятно несимметрия напряжений сказыва-» гея на работе и сроке службы асинхронных машин. При нссим-мегрии напряжений конденсаторные установки неравномерно за-। ружаются реактивной мощностью по фазам, мощность многофазных выпрямителей снижается.
При несимметричном режиме токи нулевой последовательности постоянно проходят через заземлители и отрицательно t называются на их работе, вызывая высушивание грунта и увеличение сопротивления растеканию. Они оказывают значительное ниияние на низкочастотные каналы проводной связи, сигнализации и автоблокировки.
Несинусоидальносгь формы кривом напряжения н тока. Широкое внедрение приемников электрической энергии с нелинейными iiiuibT-амперными характеристиками, определяемое потребностями увеличения экономической эффективности производства, пришлю к отрицательному влиянию этих приемников на электрические параметры режима сети.
К элементам систем электроснабжения (СЭС) с нелинейными вольт-амперными характеристиками относятся вентильные преобразователи (ртутные и полупроводниковые), установки ‘нектросварки, газоразрядные источники света, а также трансформаторы и электродвигатели. Характерная особенность этих <ri I ройств — потребление ими из сети несинусоидальных то-при подведении к их зажимам несинусоидального напря-+ »’НИЯ.
Высшие гармонические токи и напряжения обусловлива-MI дополнительные потери электроэнергии, приводят к нагребу электрооборудования и увеличивают интенсивность старения н» изоляции и изоляции кабелей. Особенно неблагоприятное влияние эти гармоники оказывают на работу конденсаторных ‘оиарей, вызывая дополнительные потери и даже выход их из 1|»ОЯ.
Гоки высших гармоник, проходя по элементам сети, вызыва-t н падения напряжения в сопротивлениях этих элементов, кото-
рые, накладываясь на основную синусоиду напряжения, приводят к искажению формы кривой напряжения.
Степень несинусоидальности напряжения сети принято характеризовать коэффициентом несинусоидальности напряжения Кж< который представляет собой отношение действующего значения гармонической составляющей несинусоидального напряжения к напряжению основной частоты, %:
(3.6)
где Uy, Ui — действующие значения соответственно v-й и 1-М гармоник напряжения.
ГОСТ 13109—97 нормирует форму кривой напряжения у приемников электроэнергии, допуская отклонение действующего напряжения всех высших гармоник от действующего напряжения основной частоты не более 5%.
Для снижения уровня влияния высших гармоник на напряжение устанавливают силовые фильтры, уменьшают число фаз выпрямления.
Отклонение частоты А/— разность действительного f и номинального/s значений основной частоты:
в Гц
или в %
А/=/-Л
ДГ=—100. А
(3.7)
(3-8)
В нормальном режиме работы энергетической системы допускаются отклонения частоты, усредненные за 10 мин, ±0,1 Гщ Допускается временная работа энергетической системы с отклонением частоты, усредненным за 10 мин, ±0,2 Гц.
Колебания частоты — это изменения частоты, происходящий со скоростью 0,2 Гц/с. Колебания частоты bf—разность наибольшего и наименьшего fw значений основной частоты 31 определенный промежуток времени:
в Гц
(3-9)
или в %
44
5/=-^-^100. (3.10)
/нб
В установившемся режиме частота во всей энергетической системе (связанной сетями переменного тока) одинакова и определяется частотой вращения генераторов. Однако частота вращения генераторов определяется частотой вращения первичных дви-। ателей — турбин, которые имеют специальный регулятор часто-। ы вращения (первичное регулирование), обладающий сравните-иьно большой инерцией (до 5%). Это значит, что частота вращения турбин зависит от механической нагрузки на ее валу и определяется расходом энергоносителя (пар, вода). Электрическая нагрузка турбин непрерывно изменяется, поэтому должна изменяться и частота вращения генераторов (турбогенераторов); при росте нагрузки частота вращения (и частота сети) снижается, н при уменьшении возрастает.
В настоящее время поддержание допустимого размаха колебаний частоты в энергетических системах во время аварийного исключения источников питания обеспечивается устройствами нпарийной автоматической разгрузки по частоте (ААРЧ), которые отключают часть менее ответственных потребителей.
Нормализация параметров качества электроэнергии в каждом । и дельном случае решается по-разному.
Значения показателей качества электроэнергии должны нахо-ЯИться в допустимых пределах с вероятностью 0,95 за установленный период времени. Показатели качества, выходящие за допустимые пределы с верояностью не более 0,05, должны в случив необходимости ограничиваться по величине и длительности но согласованию с энергоснабжающей организацией.
Согласно ГОСТу, проектные и эксплуатирующие организации книжны предусматривать применение экономически обоснованных устройств и мероприятий, обеспечивающих нормированное честно электроэнергии у ее приемников. Решения отдельных ^цианизаций по размещению регулирующих и компенсирующих vi 1ройств в питающих и распределительных сетях, а также по > пижению колебаний, несимметрии и несинусоидальности напряжения должны быть взаимно согласованы на основе техни-►»| жономических обоснований.
Для обеспечения показателей качества электроэнергии у при-> «киков по согласованию между электроснабжающей организацией и потребителем должны быть установлены значения показа-о чей качества электроэнергии на границе раздела балансовой принадлежности электрических сетей. Контроль качества элект-гшнергии на границе раздела балансовой принадлежности дол- 1 к осуществляться энергоснабжающей организацией и потреби-нжм.
Следует отметить, что практически все показатели качества электроэнергии по напряжению зависят от потребляемой промышленными электроприемниками реактивной мощности. Поэтому вопросы качества электроэнергии необходимо рассматривать в непосредственной связи с вопросами компенсации реактивной мощности.
§ 3.6. НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Термины надежности. Согласно действующей терминологии, характеристики надежности электроустановок разделены на три группы: 1) общие понятия — 5; 2) свойства — 5; 3) показатели — 14 терминов.
К общим понятиям относятся работоспособность, отказ, неисправность, наработка и резервирование.
Под работоспособностью электроустановки подразумевается такое ее состояние, при котором она способна выполнять заданные функции, а ее параметры (напряжение, частота, мощность и т. д.) находятся в заданных пределах в рассматриваемый момент времени.
Отказ — событие, заключающееся в полном или частичном нарушении работоспособности электроустановки.
Неисправность — несоответствие одного или нескольких показателей качества электроустановки технической документации, если эти несоответствия не влияют на выполнение электроустановкой заданных функций.
Наработка — продолжительность работы электроустановки в часах.
Резервирование — включение в структурную схему электроснабжения избыточных элементов, которые в случае отказа основного элемента автоматически начинают выполнять его функции. С позиции понятия отказа электроустановки делятся на ремонтируемые (восстанавливаемые) и перемонтируемые, а с позиции понятия резерва — на резервированные и нерезервированные.
К свойствам, характеризующим надежность электроустановок, относятся надежность, безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость.
Под надежностью электроустановок и систем электроснабжения понимают свойство снабжать электроэнергией потребителей, сохраняя качество электроэнергии в пределах, обусловленных действующими нормативами. Надежность электроустановок в основном обеспечивается безотказностью, ремонтопригодностью, сохранностью и долговечностью.
К терминам показателей надежности относятся девять показателей, которые относительно легко рассчитываются по фор
мулам: наработка на отказ гамма-процентный ресурс Rf, среднее время восстановления Тв; средняя наработка на отказ Г, коэффициент готовности X/, коэффициент технического использования Кт; вероятность безотказной работы Р(0; интенсивность отказов Л (г); параметр потока отказов со (/) и пять показателей, которые затруднительно рассчитывать по формулам: ресурс, назначенный ресурс, срок службы, срок гарантии и гарантийная наработка. Показатели ресурс и срок службы имеют много общего, однако они существенно отличаются друг от друга. Срок службы — это качественная продолжительность эксплуатации до предельного состояния, а ресурс — количественное выражение наработки до предельного состояния.
Законы распределения случайных величин. Надежность системы электроснабжения и отдельных ее элементов существенно зависит от многообразия факторов, определяемых как внутренними особенностями схемы, так и воздействием внешних условий.
Отказы и другие характеристики надежности по своей физической природе носят случайный характер, поэтому при количественной оценке уровней надежности электроустановок или схем электроснабжения в современных условиях широко используют математический аппарат теории вероятностей и математической статистики.
Отклонения от закономерности, порождаемые множеством неучтенных связей, называют случайными событиями.
Величину, которую можно оценить количественно и которая и зависимости от случая принимает различные значения, называют случайной. Точное значение случайной величины предсказать невозможно. В зависимости от множества значений, принимаемых случайными величинами, их делят на дискретные и непрерывные. Случайная величина дискретного типа принимает только изолированные значения, которые можно пронумеровать с помощью натурального ряда чисел. Случайная величина непрерывного типа может принимать все значения из некоторого интервала числовой оси.
Случайные величины обозначают заглавными буквами латинского алфавита, а их возможные значения — соответствующими строчными буквами. Например, случайная величина X может принимать значения х0, хь х2, ..., хп. Каждое из этих шачений возможно, но недостоверно, поэтому X может принять I о или иное значение с некоторой вероятностью:
Р(Х=х0)=Р0;
Р(А=х|)=Р1;
Р(У=х2)=Р2;
(З.П)
Р(Х=х„)=Р„.
Сумма вероятностей всех возможных значений X равна единице, т. е.
i-l
(3.12)
Эта суммарная вероятность каким-то образом распределена между отдельными возможными значениями. Если указать, какой вероятностью обладает каждое из событий У=Хо, Х=хи Х=х2, Х=х„, то тем самым будет установлен закон соответствия, который называется законом распределения вероятностей случайной величины.
Показатели надежности элементов систем электроснабжения промышленных предприятий. Большинство элементов систем электроснабжения (трансформаторы, линии электропередачи, коммутационная аппаратура и т. д.) можно ремонтировать. К основным показателям надежности таких изделий относятся параметр потока отказов и среднее время восстановления.
Параметр потока отказов, характеризующей частоту отказов, есть среднее число отказов изделия в единицу времени
т ю(0=£>М0М i-i
(3-13)
где Wj(f) — число отказов элемента схемы электроснабжения к моменту Г; и — число элементов (единиц оборудования данного типа), по которым обрабатывается информация; t — время наблюдения.
Время восстановления есть время вынужденного простоя, необходимое для отыскания и устранения одного отказа
г=£т</щ, (3.14)
i-l
где т( — продолжительность i-ro перерыва работы; т — число отказов за период t.
В табл. 3.3 приведены количественные показатели надежности основных элементов систем электроснабжения.
Зная параметр потока отказов и время восстановления основных элементов систем электроснабжения, можно определить вероятность аварийного простоя. Если электроснабжение осуществляется по одноцепной линии, то аварийные перерывы электроснабжения будут происходить при аварийном выходе из работы любого из последовательно выключенных элементов. Вероятность перерыва электроснабжения в рассматриваемом случае 48
by дет равна сумме вероятностей аварийных простоев всех элеме-и гов схемы электропередачи.
Для двухцепных линий электропередачи, выполненных на од-поцепных опорах, вероятность перерыва электроснабжения по-цюбителей равна произведению вероятностей повреждений каж-цой линии.
Таблица 3.3. Показатели надежности элементов системы электроснабжения
Название элемента Напряжение, кВ Параметр потока отказов, 1/год Время восстановления.
выключатель баковый с реле защиты и ав- 220 0,05 25
юматики (РЗиА) ПО...154 0,03 20
20...35 0,01 20
Иыключатель воздушный с РЗиА 220 0,15 35
110...154 0,15 30
20...35 0,1 25
6... 10 0,03 20
Иыключатель мя помясттяный с РЗиА 100. 0,1 20
20.. 35 0,095 20
6...10 0,035 10
выключатель масляный с РЗиА 220 0,03 23
ПО 0,03 20
20...35 0,01 20
6... 10 0,01 10
»•* жлючатель баковый без РЗиА 220 0,05 25
110...154 0,03 20
20...35 0,01 20
'•ывлючатель воздушный без РЗиА 220 0,15 35
П0...154 0,15 30
20.. 35 0,1 25
6...10 0,03 20
нык цючатель маломасляный без РЗиА ПО 0,1 20
20.. 35 0,095 20
6...10 0,035 10
"ымючатель масляный без РЗиА 220 0,03 23
ПО 0,03 20
20...35 0,01 20
6... 10 0,01 10
<• ►соченный выключатель баковый без 220 0,05 25
1’ (нА ПО...154 0,03 20
20...35 0,01 20
• ► моченный выключатель воздушный 220 0,15 35
1*ЗиА ПО...154 0,15 30
20...35 0,10 25
6...10 0,13 20
► поченный выключатель маломасля- ПО 0,1 20
м» ill (юз РЗиА 20 ..35 0,095 20
6...10 0,035 10
н инчснный выключатель масляный без 220 0,03 23
1 luA ПО 0,03 20
20...35 0,01 20
6...10 0,01 10
В связи с этим в практику проектирования введена еще одши группа электроприемников, так называемая «особая группа I категории».
К этой группе электроприемников относят приемники, обес-ч! печивающие безаварийную остановку производства, перерым в электроснабжении которых угрожает жизни и здоровью людей J взрывом, пожаром, порчей основного технологического оборудс вания.
Для этой цели кроме двух основных источников пит электроприемников должен предусматриваться третий нез симый источник, достаточный для безаварийной остановки изводства. В качестве таких источников могут быть испо зованы небольшие дизельные электростанции, аккумулятор батареи и др.
Схема электроснабжения электроприемников особой rpyj 1-й категории должна обеспечивать:
постоянную готовность третьего независимого источника и автоматическое его включение при исчезновении напряжения ня обоих основных источниках питания;
перевод независимого источника в режим горячего резерв^ при выходе из работы одного из двух основных источников питания.
Мощность третьего независимого источника должна б минимальной, обеспечивающей питание только электроприем ников особой группы, необходимых для безаварийной останов производства. К этим источникам не должны подключаться др гие электроприемники.
Большинство промышленных предприятий имеет потреби лей 1-й и 2-й категорий надежности, поэтому их электроснабж ние осуществляется не менее чем по двум линиям электропере чи. Наиболее целесообразны две схемы: 1) линии питания зак лены на отдельных опорах и идут по разным трассам; 2) кажд подстанция питается от двух цепей линий, подвешенных на ных опорах.
Как исключение питание потребителей 1-й категории наде ности по одной двухцепной ЛЭП допускается только при о ствии потребителей, бесперебойная работа которых необходи для безаварийного останова предприятия. Пропускную спосо ность линий выбирают так, чтобы при выходе из строя одной них оставшиеся обеспечивали питание потребителей 1-й и категорий, необходимых для работы основных цехов предпр ятия. При отсутствии точных данных о мощности потребите 1-й и 2-й категорий, пропускную способность линий, остаюгци в работе при аварийном режиме, рекомендуется выбирать с печением 60...80% всей расчетной нагрузки.
пн
Таблица 3.4. Рекомендуемые категории иядежвостн электроснабжения потребителе! в зивсжмостн от характера производства и вида оборудования
Цех или отделение Категория надежа ости Оборудование
Механические и сборочные цехи для производства: серийного мелкосерийного* Инструментальные цехи для производства: 2 3 Станки холодной обработки металлов н вентиляция Станки холодной обработки металлов, вентиляции, печи для тер-
серийного мелкосерийного* Деревообрабатывающие цехи для производства: серийного мелкосерийного* 2 3 2 3 мической обработки Станки, пилы, вентиляторы
Термические цехи Кузнечные, прессовые и штамповочные цехи для производству: серийного мелкосерийного* 2 2 3 Печи для термической обработки и вентиляции Ковочные молоты, прессы, вентиляторы, печи для нагрева в термической обработки
Питейные участки: 1 Приводы вентиляторов для ду-
с механизированной подачей смеси 2 тья вагранок, разливочные краны. Транспортеры смесеприготовительных отделений, бегуны, заливочные конвейеры
без механизированной подачи смеси 1 Приводы для дутья вагранок вентиляторов
Сталеплавильные цехи 1 2 Механизмы дуговых сталеплавильных печей, краны разливочные Вентиляторы, транспортеры смесеприготовительного отделения нт. д.
t 'нарочные цехи серийного и мелкосерийного производи-- •4^ 3 Сварочные аппараты, умформеры
Масляные цехи** 2 Механизмы** окрасочных камер, вентиляции
I ^схи металлопокрытий lh помогательные цехи и об- 2 Двигатели-генераторы, полупроводниковые преобразователи
шоодские установки 1 3 Пожарные насосы Зарядные станки, электрооборудование электроремонтных и ремонтно-механических цехов
* Цехи и отделения относят к категории надежности 2, если их остановка вызывает tiifl других цехов, относимых к категории надежности 2.
машины для окраски и сушильные аппараты относят к категории надежности 1, если кшишо образование в них взрывоопасных смесей
§ 3.7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ В ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИИ
Варианты схем электроснабжения, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть приведены к сопоставимому виду, т. е. схема каждого варианта должна обеспечивать передачу и распределение всей необходимой мощности при соблюдении требований ПУЭ, а также требований к качеству электроэнергии у электроприемников.
До накопления необходимых статистических данных по аварийности электрооборудования и сетей предприятий промышленности и практического освоения количественной (стоимостной) оценки надежности электроснабжения следует стремиться к тому, чтобы экономически сравниваемые варианты обладал! одинаковой степенью надежности. Во многих случаях этого не удается достичь полностью. Поэтому помимо экономического" сравнения рассматриваемых вариантов необходимо проводить тщательный качественный анализ надежности и других технических показателей каждого из сравниваемых вариантов на основе опыта проектирования и эксплуатации.
Критерием экономичности данного варианта схемы (напряжения, конструктивного выполнения сетей и т. п.) электроснабжения служат приведенные затраты
3=ЕЯК+С, (3.15)
где Ед— нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; К — единовременные капитальные вложения; С — ежегодные текущие затраты при нормальной эксплуатации.
Капитальные вложения К определяются по справочным данным по всем элементам электроснабжения, входящим в изменяющуюся часть сравниваемых вариантов, в действующих ценал с учетом стоимости монтажа и строительной части.
Капитальные вложения включают в себя стоимость выключателей, разъединителей (или ячеек с ними), короткозамыкателей^ воздушных и кабельных линий, трансформаторов и т. д.
Площадь сечения проводов линии предварительно определяется по экономической плотности тока
Гэж=4//Я, (3.16)
где /р — расчетная сила тока проводов линии, определяемая по мощности трансформатора, A; j„— экономическая плотность тока, А/мм2.
Сечение линии FJX проверяется на нагрев по расчетной сил* тока, допустимой потере напряжения и возможности появлений
короны. При этом выбирается сечение провода, удовлетворяющее всем перечисленным требованиям.
Трансформаторы выбирают по расчетной мощности.
Ежегодные текущие затраты С складываются из стоимости потерь С,, и амортизационных отчислении Са:
C=Cn+Q.
Стоимость потерь электроэнергии Q, (руб/год) можно определить (при оплате по двухсгавочному тарифу) по формуле
Сп=Со ЛДРП+СдлАЭг,
(3.17)
|де СОл=а — основная плата за 1 кВт максимальной мощности, руб; Сд.п=£ — дополнительная плата за 1 кВт ч, руб.; ДЭГ — расчетные годовые потери электроэнергии, кВт-ч; ДРМ — мак-»имальные потери активной мощности, кВт.
Стоимость амортизационных отчислений
С=—К.+—К.+—К„ (3.18)
100 100 100
• де К» IQ, Кл — стоимости соответственно оборудования, трансформаторов, линии; Ро, Рт, Рл — амортизационные отчисления (в %) соответственно на оборудование, трансформаторы, линии принимаются по данным, приведенным ниже:
Воздушные линии на железобетонных опорах ............ 3,5
Воздушные линии на деревянных опорах ................... 6
Кабельные линии ....................................... 4,5
Подстанции и распределительные пункты .................. 9
Конденсаторные установки .............................. 10
Двухставочный тариф состоит из годовой платы за 1 кВт «ливленной (абонированной) потребителем максимальной мощ-пмсти, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы, и пла-। i.i за 1 кВт • ч, отпущенной потребителю активной электрической -пгргии.
Под заявленной мощностью подразумевается абонированная ••mi ребителем наибольшая получасовая электрическая мощность, • мп падающая с периодом максимальной нагрузки энергосисте-11.1,
Часы максимума нагрузки энергосистемы устанавливаются •«и pi оснабжающей организацией по кварталам в соответствии режимом нагрузки энергосистемы и фиксируются договоре на милование электрической энергией.
Плата за 1 кВт-ч установлена за отпущенную потребителю активную электрическую энергию, учтенную расчетным счетчиком на стороне первичного напряжения головного абонентского трансформатора. Если счетчик установлен на стороне вторичного напряжения, т. е. после головного абонентского трансформатора, то указанная в прейскуранте плата за 1 кВт • ч отпущенной потребителю электрической энергии при расчетах с потребителем умножается на коэффициент 1,025.
По двухставочным тарифам осуществляется расчет с предприятиями с присоединенной мощностью 750 кВ А и выше.
Расчеты за электричекую энергию, расходуемую на освещение и прочие нужды зданий и помещений, не связанных с производством (жилые поселки, клубы, дома культуры, больницы, детские сады и т. п.) осуществляются по одноставочным тарифам, установленным прейскурантом для потребителей соответствующих групп.
Если отдельный цех или отдельные объекты расположены обособленно от предприятия и не имеют с ним общей распределительной сети, расчеты с этими потребителями осуществляются по тарифам, установленным для потребителей соответствующей группы, независимо от тарифа, применяемого в расчетах с основным предприятием.
Одноставочный тариф состоит только из платы за 1 кВт-ч отпущенной потребителю активной электрической энергии, учтенной расчетным счетчиком. По одноставочным тарифам электрическую энергию оплачивают предприятия с присоединенной мощностью до 750 кВ А.
Если сравниваемые варианты различаются также по надежности, то в этих случаях формула (3.11) будет иметь следующий вид:
3=ЕВК+С+УП, (3.19)
где Уп — убыток (ущерб) от перерывов электроснабжения потребителей (руб/год),
Уп=рсрТср гуо, (3.20)
где Рср — среднегодовая нагрузка, МВт; T^j. — среднегодовое время перерыва, ч; уо — средний ущерб от недоотпуска 1 кВт • ч электроэнергии.
Если сравниваемые варианты отличаются кроме всего прочего значением естественного (без компенсации) коэффициента мощности на шинах источника питания, то в формулу приведенных затрат следует добавить еще одну составляющую, а именно, приведенные затраты на компенсацию реактивной
мощности до ее значения, определяемого по действующим нормативам, 3,.
Тогда приведенные затраты по вариантам (тыс.руб/год) следует определять по формуле
3=ЕВК+С+УП+3Ж, (3.21)
где Зх — приведенные затраты на компенсацию реактивной мощности, тыс. руб/год
Зс=ЗуЛ<2бл>
где ЗуГ — удельные затраты на компенсаию 1 квар, руб/(квар • год); ()6л — суммарная мощность батарей конденсаторов, необходимая для доведения cos<p до нормативного значения, Мвар.
Чаще всего при проектировании еще неизвестны места установки конденсаторных батарей. В этом случае с достаточной для поставленной цели точностью можно принимать средние удельные затраты на компенсацию 1 квар, составляющие в ценах 1991 г. 50 руб/(квар • год).
Из сравниваемых вариантов схем электроснабжения экономически наиболее целесообразен вариант, имеющий наименьшие приведенные затраты. Если приведенные затраты сравниваемых вариантов равны или немного отличаются (до 10%), то решающее значение для выбора варианта имеют технические (качественные) показатели, в первую очередь такие, как:
более высокая надежность элементов системы электроснабжения;
большая приспособленность к восприятию растущих нагрузок без существенной реконструкции действующей части СЭС;
лучшие условия для монтажа и эксплуатации;
независимость основных пиний и узлов СЭС от изменения «ехнологии и очередности строительства;
более высокое номинальное напряжение сети;
более высокое качество напряжения (в пределах, допускаемых ГОСТ 13109—97);
меньшее количество оборудования и большая наглядность схемы.
Экономичность одного варианта по отношению к другому характеризуется степенью экономичности
<5=ДЗ/ЕЯДК, (3.22)
1 де ДЗ и ДК — разности годовых эксплуатационных затрат и капитальных вложений, тыс. руб.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
1. Как классифицируют приемники электроэнергий?
2. Какие требования предъявляют к выбору напряжения электрической сети питающей предприятие?
3. Как выбирают напряжение для внутризаводского распределения электроэнергии?
4. Какие требования должны учитываться при выборе напряжения электрических осветительных сетей?
5. Какими показателями характеризуется качество электроэнергии?
6. Какими вероятностными показателями характеризуется надежность электроснабжения?
7. Как оценивают оптимальность варианта электроснабжения?
Глава 4
ОСНОВНОЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
§ 4.1. СИНХРОННЫЕ ГЕНЕРАТОРЫ
Синхронные генераторы — основное электрооборудование электростанций. Выбранный тип генератора определяет конструкцию всей электростанции и особенности ее эксплуатации. Тип устанавливаемых генераторов зависит главным образом от частоты вращения турбины.
Частота вращения роторов генераторов паротурбинных электростанций (ТЭС, АЭС) при частоте электрического тока 50 Гц принята равной 3000 об/мин. Сравнительно редко частота вращения принимается равной 1500 об/мин. Частота вращения гидротурбин обычно находится в пределах от 60 до 500 об/мин. Частота вращения ротора генератора п, частота переменного тока / (в Гц) и число пар полюсов ротора р связаны известным соотношением
п=Ы/1р. (4.1)
Следовательно, число пар полюсов ротора генератора паротурбинной электростанции (турбогенератора) при частоте /=50 Гц и частоте вращения ротора и = 3000 об/мин должно быть равно 1. На роторах гидрогенераторов при л=60 и 500 об/мин число пар полюсов должно быть соответственно равным р=50 и 6. Конструкция ротора генератора зависит от числа пар полюсов.
Ротор турбогенератора неявнополюсной конструкции выполняется в виде стального цилиндра с продольными пазами, в которые укладывается обмотка возбуждения из полосовой меди, изолированной миканитом. Обмотка возбуждения закрепляется в пазах клиньями, а вне пазов (на лобовых частях) стальными бандажами или каппами. Из-за воздействия на ротор, вращающийся с такой большой частотой, центробежных сил ограничены размеры ротора: диаметр — не более 1250 мм, длина бочки ротора — не свыше 6,5 м.
Ротор гидрогенератора имеет несколько пар выступающих полюсов, т. е. явнополюсную конструкцию. Синхронные дви
гатели и компенсаторы с частотой вращения ниже 1500 об/мин тоже имеют явнополюсный ротор. Обмотка возбуждения явнополюсных синхронных машин выполняется в виде катушек, располагаемых на каждом полюсе и соединяемых последовательно.
На паротурбинных электростанциях принята конструкция турбоагрегатов с горизонтальным валом. А на гидроэлектростанциях принято вертикальное расположение вала турбины и гидрогенератора, так как при большом диаметре явнополюсного ротора вертикальная конструкция обеспечивает лучшие условия работы подшипников и уменьшенные размеры машинного здания. На рис. 4.1, 4.2 показаны схемы устройства соответственно турбогенератора и гидрогенератора, а также пути прохождения охлаждающего их воздуха. Система охлаждения электрических машин необходима для отвода теплоты, создаваемой потерями мощности в стали и меди ротора и статора.
Рис. 4.1. Турбогенератор в его вентиляция:
1 — статор, 2 — ротор; 3 — вал; 4 — кожух; 5 — фильтр; 6 — воздухоохладители; 7 — уплотнения; А — область разрежения в системе вентиляции; Б — область движения, В — камера горячего воздуха; Г — камера холодного воздуха; Д — подвод воздуха к уплотнениям
Рис 4.2 Гидрогенератор и его вентиляция;
1 — статор; 2 — ротор; 3 — подпятник, 4 — спицы ротора; 5 — направляющий подшипник; 6 — нижняя опорная крестовина, D — диаметр ротора генератора
Для генераторов небольшой мощности (до 25 МВт на ТЭС) достаточно создать вентиляцию воздухом (см. рис. 4.1). Воздух под действием центробежных сил вращающегося ротора проходит через каналы в стали статора и охлаждает обмотки и магнитопроводы ротора и статора. Нагревшийся воздух поступает через окна в корпусе статора в трубчатые воздухоохладители. По трубкам воздухоохладителей протекает холодная вода. Охлажденный воздух снова засасывается ротором. Получается замкнутый цикл.
В турбогенераторах мощностью 25... 100 МВт система вентиляции вместо воздуха заполняется водородом, имеющим большую теплоемкость. Переход на водородное охлаждение позволяет от того же турбогенератора получать мощность в 1,3 раза большую, чем при воздушном охлаждении (при соответствующем усилении турбины). Для современных сверхмощных генераторов применяется непосредственное охлаждение, при котором обмотки ротора и статора охлаждаются маслом или дистиллированной водой. Охлаждающая жидкость поступает в полые стержни, составляющие обмотку, и охлаждает их изнутри.
Благодаря такому интенсивному охлаждению обмоток удается получить генератор заданной мощности при уменьшенных размерах или при тех же размерах в 3 — 4 раза большую номинальную мощность генератора. Системы непосредственного охлаждения при различных комбинациях охлаждающего вещества (водород, масло, вода) и разных конструкциях системы охлаждения стали и меди генератора позволили создать генераторы мощностью 300...800 МВт при тех ограничениях их размеров, которые обусловлены центробежными силами в роторе.
Системы возбуждения синхронных машин обеспечивают пи-1ание обмотки возбуждения постоянным током. Широкое приме
нение нашли системы возбуждения с генераторами постоянного тока (возбудителями) и с преобразователями переменного тока в постоянный (вентильное возбуждение). И та, и другая система имеет несколько видов.
§ 4.2. ШИННЫЕ КОНСТРУКЦИИ И ИЗОЛЯТОРЫ
Электрический ток от источника передается по шинной конструкции (называемой также шиной) в распределительное устройство (РУ). Проходя через электрические аппараты соответствующей ячейки РУ, ток поступает на сборные шины и далее передается в линии электрической сети. Во всех электроустановках с большими силами тока электрическое соединение аппаратов выполняется шинами.
Шины укрепляют на изоляторах спинодержателями. На рис. 4.3 показана конструкция спинодержателя, укрепляющего на изоляторе пакет из трех шин прямоугольного сечения. Шины 2 болтами 3 и накладками 1 и 4 жестко закрепляются в держателе и присоединяются винтами к головке изолятора 5. Одна из накладок (например, 4) или болт делаются из немагнитного материала во избежание создания большого магнитного потока по контуру держателя и его сильного нагрева.
Способ расположения пакетов шин в трехфазной шинной конструкции выбирается с учетом следующих соображений:
наилучшие условия охлаждения шин получаются при расположении их «на ребро» (рис. 4.4, а);
наибольшая прочность псин на изгиб под действием электромагнитных сил взаимного притяжения и отталкивания, достигающих очень больших значений при коротких замыканиях, получается при расположении шин «плашмя» (рис. 4.4, б);
фарфор опорных изоляторов лучше работает на сжатие, чем на изгиб, т. е. при расположении по схеме «на ребро».
Исходя из этого, лучше всего располагать шины «на ребро» (см. рис. 4.4, а). Расстояние между шинами а зависит от номи-
а — на ребро; б — плашмя
вального напряжения шинной конструкции и должно соответствовать действующим нормам.
Соединение отрезков шин в единую полосу выполняется или сваркой, или болтами с упругими шайбами. Для контроля за нагревом мест соединения рекомендуется окрашивать их термокраской, изменяющей свой цвет при повышении температуры выше установленной.
Изоляторы служат для крепления проводов и шинных конструкций и для изоляции их от заземленных частей. Изоляторы изготавливаются из фарфора или стекла. На рис. 4.5, а показано устройство фарфорового опорного изолятора на 3...10 кВ типа ОФ, предназначенного для установки внутри помещений. Роль изоляции выполняет фарфор 2, сверху фарфора укреплен чугунный колпачок 7, а снизу — фланец 4. Ввиду того, что коэффициенты температурного расширения фарфора и чугуна сильно различаются, в изоляторе чугун и фарфор разделены мастикой 3, склеивающей их. На рис. 4.5, б представлен опорный штыревой изолятор напряжением 35 кВ для наружной установки типа ОНСМ. Опорные изоляторы наружной установки отличаются тем, что поверхность фарфора 2 делается ребристой (т. е. большей) для предотвращения перекрытия изолятора скользящими разрядами по поверхности в сырую погоду.
На рис. 4.6 изображен проходной изолятор, предназначенный для перехода шинной конструкции из одного помещения в другое. Проходные изоляторы применяются для наружных (типов ПН, ПНМ-10, 20, 35 кВ) и внутренних (типа П-6, 10 кВ) установок. Шины, рассчитанные на напряжение 35 кВ и более, а также провода линии укрепляются на подвесных изоляторах. Фарфор, чугунный колпачок и пестик склеиваются мастикой. Провод специальным соединителем прикрепляется к пестику. Из таких изоляторов собирается гирлянда из 3...15 элементов и более — в
1 г з *
I ।[mil
5
Рис. 4.6 Изолятор проходной (3.. 10 кВт):
1 — шина 2 — изолятор, 3 — проходная часть; 4. 5 — колпачки
зависимости от номинального напряжения линии. Для соединения изоляторов пестик вставляется в отверстие колпачка следующего элемента гирлянды.
§ 4.3. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ
Трансформаторы — это основное оборудование подстанций. В связи с тем, что производство электроэнергии происходит на генераторном напряжении 6...20 кВ, передача от электростанций на крупные районные подстанции осуществляется на напряжении 110...750 кВ, питание предприятий промышленности — на напряжение 35...220 кВ, а потребление электроэнергии осуществляется на напряжении 6...10 кВ и 380...220 В, на всем пути электропередачи происходит три-четыре трансформации. Поэтому мощность трансформаторов в электрической системе в несколько раз больше, чем генераторов или приемников электроэнергии.
При выборе мощности трансформаторов необходимо руководствоваться шкалой стандартных номинальных мощностей (кВ А) трансформаторов и автотрансформаторов. Классификация трансформаторов по габаритам приведена в табл. 4.1.
Как следует из табл. 4.2, отношение (шаг) рядом стоящих в таблице номинальных мощностей принято равным 1,6 для трансформаторов и автотрансформаторов до 63 000 кВ А и 1,3 для более мощных аппаратов. Типы выпускаемых промышленностью Российской Федерации трансформаторов и автотрансформаторов даны в справочниках.
Таблица 4.1. Распределение силовых трансформаторов по габаритам
Габарит трансформатора Мощность, кВА Напряжение, кВ
I 1 — 1 ДО 20 до 10
II — 2 25 — 100 до 10
II II —1 160 — 250 до 10
II —2 400 — 1000 до 10
Ш III —1 до 1000 > 10 до 35
Ш — 2 1600 — 2500 до 35
III — 3 4000 — 6300 до 35
IV IV —1 10000 — 32000 до 35
IV —2 >32000 до 35
V V —1 до 16000 НО
V —2 25000 — 32000 НО
VI VI — 1 40000 — 63000 НО
VI —2 до 63 000 150
VI —3 до 63 000 220 — 330
VII VII — 1 80000 — 200000 НО
vn —2 80000 — 200000 150
VIII VIII — 1 >200000 220 — 330
VIII —2 Независимо от мощности >330
VIII—3 Для линий постоянного тока
Т аблица 4.2. Шкала мощностей силовых трансформаторов, кВ А
10 16 25 40 63
100 160 250 400 630
1000 1600 2500 4000 6300
10000 16000 25000 40000 63000
80000 100000 125000 160000 200000
250 000 800000 370000 1000000 400000 500000 630000
Принцип действия трансформаторов и автотрансформаторов изучался студентами ранее, поэтому ограничимся кратким рассмотрением устройства, маркировки и системы охлаждения трансформаторов и автотрансформаторов.
Силовые трансформаторы подразделяются на сухие (рис. 4.7) для установок в помещениях при пожаро- и взрывоопасных условиях, масляные для наружной и внутренней установки с неопасной по пожару и взрыву средой и трансформаторы с заполнением негорючим жидким диэлектриком (совтолом) для установки в закрытых помещениях повышенной опасности по пожару.
Масляный трансформатор (рис. 4.8) состоит из магнитопровода 13 и обмоток 17, жестко закрепленных на нем. Для защиты от воздействий окружающей среды они помещены в стальной бак 1. Бак герметически закрыт крышкой 6. Сквозь крышку с помощью проходных изоляторов (вводов) 7...9 электрические цепи обмоток ВН выведены наружу. Над крышкой расположен расширитель 12, сообщающийся трубопроводом с баком. В разрез соединительного трубопровода установлено газовое реле 11. Непосредственно из бака наружу через крышку выведена выхлопная труба 10, нормально закрытая мембраной. Сруба предназначена для аварийных выбросов газов и масла наружу. На крышке смонтирована рукоятка 4 переключателя напряжения. Переключатель напряжения 16 расположен под крышкой и соединен с рукояткой валом, проходящим сквозь крышку в сальниковом уплотнении. Контакты переключателя можно электрически соединить с теми или иными регулировочными отводами 18 обмоток высшего напряжения 17. Крышка сквозными подъемными шпильками соединена с магнитопроводом, установленным на дно бака. Наружная резьбовая часть подъемных шпилек предназначена для навертывания съемных । рузовых колец (рымов).
При работе трансформатор нагревается, так как в проводниках обмоток и в стали магнитопровода происходят потери »иергии. Для интенсивного удаления избытка теплоты внутренний объем бака заполнен специальным минеральным маслом. При этом часть масла находится в расширителе, что исключает 65 ► ПК гросмабженме промышленных и|н «приятия и установок
Рис. 4.7 Силовой трансформатор ТС:
I — активная часть; 2 — ввод ВН, 3 — крышка люка, 4 — кожух, 5 — кольцо для подъема трансформатора, б — шины НН, 7 — тележка, 8 — хаток, 9 — планка для подъема активной части
наличие воздушных пузырей под крышкой. Этому способствует небольшой уклон крышки в сторону, противоположную расширителю.
Тип трансформатора и система охлаждения указывается при его маркировке буквами. Первая буква указывает число фаз: Т — трехфазный, О — однофазный, вторая буква — Р указывает на расщепление вторичной обмотки, а при отсутствии расщепления буква Р опускается. На третьем месте стоят одна или две буквы, указывающие способ охлаждения трансформатора: М — естественное масляное (или Н — негорючее диэлектрическое, или С — воздушное в сухом трансформаторе); Д — с дутьем. На четвертом месте стоит буква, указывающая число обмоток трансформатора: Т — трехобмоточный, а для двухобмоточных эта буква опускается. Затем ставится буква Н, если трансформатор имеет устройство регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
Рис. 4 8. Трансформатор типа ТДТГ-16000/110:
I — бак, 2 — трубчатый радиатор; 3 — электровентилятор, 4 — привод переключателя на* пряжения; 5 — ребро жесткости; 6 — крышка, 7 — 9 — проходные изоляторы, 10 — выхлопная труба; II — газовое реле; 12 — расширитель, 13 — ярмо магнитопровода, 14 — осушитель воздуха; 15 — отвод обмотки ВН; 16 — переключатель напряжения; 17 — обмотка ВН, 18 — регулировочные отводы, 19 - термосифонный фильтр, 20 — сливной кран
После буквы ставятся цифры: в числителе указывается мощность (в кВ-А), в знаменателе — номинальное напряжение обмотки высшего напряжения (в кВ). Через черточку двумя цифрами указывается год начала выпуска трансформаторов данной конструкции. Например, ТРМН-40000/110—91: трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой, с естественным масляным охлаждением, имеет РПН, мощность трансформатора 40 МВ А, напряжение (высшее) 110 кВ, конструкция 1991 г. Маркировка автотрансформатора та же, но на самом первом месте добавляется буква А.
Исполнения трансформаторов, предназначенных для работы в определенных климатических районах, обозначают буква-67
ми У, ХЛ, Т (с умеренным, холодным, тропическим климатом).
По категории размещения при эксплуатации различают следующие исполнения трансформаторов: 1 и 2 (установка на открытом воздухе и в помещениях, где колебания температуры и влажности несущественно отличаются от окружающей среды), 3 и 4 (закрытые помещения с естественной вентиляцией, где колебания температуры и влажности значительно меньше, чем на открытом воздухе, и с искусственно регулируемыми климатическими условиями), 5 (помещения с повышенной влажностью).
Условные обозначения некоторых трансформаторов приведены ниже (табл. 4.3):
ТМ — 100 — 10 — 97У1 — трехфазный двухобмоточный трансформатор с естественным масляным охлаждением, номинальная мощность 100 кВ-А, класс напряжения 10 кВ, конструкция 1997 г., для районов с умеренным климатом, установка на открытом воздухе;
ТСЗ — 100/10 — 95УЗ — трехфазный сухой трансформатор защищенного исполнения, номинальная мощность 100 кВ*А, класс напряжения 10 кВ, конструкция 1995 г., для районов с умеренным климатом, установка в закрытых помещениях с естественной вентиляцией;
ТРДНС — 40000/35 — 84Т1 — трехфазный двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой НН, с принудительной циркуляцией воздуха в системе охлаждения, с РПН, для собственных нужд электростанций, номинальная мощность 40 МВ*А, класс напряжения 35 кВ, конструкция 1984 г., тропического исполнения, для установки на открытом воздухе;
АТДЦНТ —-125000/220/110 — 98У1 — трехфазный трехобмоточный автотрансформатор с принудительной циркуляцией масла и воздуха в системе охлаждения, с РПН, номинальная мощность 125 МВ А, с обмотками ВН 220 кВ и СН 110 кВ, конструкция 1998 г., для районов с умеренным климатом, для установки на открытом воздухе;
ТЦ250000/500 — 96ХЛ1 — трехфазный двухобмоточный трансформатор с принудительной циркуляцией масла и воды в системе охлаждения, номинальная мощность 250 МВ А, класс напряжения 500 кВ, конструкция 1996 г., для районов с холодным климатом, для установки на открытом воздухе.
Обмотки трансформаторов обычно соединяют по схемам: звезда Y, звезда с выведенной нейтралью и треугольник А. Сдвиг фаз между ЭДС первичной Е} и вторичной обмоток принято выражать условно группой соединений. Схемы и группы соединений обмоток трансформаторов высшего (ВН), среднего (СН) и низкого (НН) напряжений показаны на рис. 4 9.
Схемы соединения ob Диаграммы 'моток векторов напряжений холостого хода Условные овозна-
ВН нн ВН НН чения
ДВС с b а 0 В ь
I У/Ун-0
X Y Z Z • • Л С а г- У ~
АВС с В а в ь
X Г Z 111А А ,иуид| Л С а У/Д-11
О А в С с В а в ь
' х y г * Ш А А ? уих| * С а Ун/А-11
АВС С В ~ а В 1Л
jy X Y z 1 y/zH-n
АВС с В а 0
И1 9 9 9 ° В Ш А ух С а А/Ун-11
АВС с В а ШАЛ А/Д-0
у х\ А С а с 1
а
и» 4 9 Схемы и группы соединения обмоток трансформаторов и автотрансформаторов:
а — трехфазных двухобмоточных трансформаторов;
б
Диаграмма векторов напряжений холостого хода
В И и СН
НН
Условное обозначение
в
Схема соединение обмоток Диаграмма Векторов напряжений холостого хода Условное обозначение
вн НН ВН НН
А i > с 2 А X а X 1/1-0
Продолжение рис. 4.9.
6— трехфазных трехобмоточных трансформаторов; в — трехфазных трехобмоточных автотрансформаторов; г — однофазных двухобмоточных трансформаторов
Таблица 43. Технические данные трехфазных силовых масляных трансформаторов общего назначения мощностью 25...630 кВ А в до 35 кВ включительно (но ГОСТ 12022)
Теш Ц,.хв Группа (нений обмо-ток Потери, Вт Ик, % Твои 4), % 4юм Масса, кг Пере- КЛЕО-чаю-щее устройство
вн НН XX КЗ
А Б
ТМ-25 6; 10 0,4 У/Уя-о 130 135 600 4,5 3,2 380 ПБВ
У/Zh-II 690 4,7
ТМ-40 6; 10 0,4 У/Zb-H 175 190 880 4,5 3,0 485 ПБВ
1000 4,7
ТМ-63 6; 10 0,4 y/Za-ll 240 265 1280 4,5 2,8 600 ПБВ
1470 620
ТМ-100 6; 10 0,4 У/Zh-II 330 365 1970 4,5 2,6 720 ПБВ
2270 740
ТМ-100 35 0,4 У/Zb-H 420 465 1970 6,5 2,6 1300 ПБВ
2270
ТМ-160 6; 10 0,4/0,69 У/Ув-0 510 565 2650 4,5 2,4 1100 ПБВ
ДУУж-И 3100 1150
ТМФ-160 6; 10 0,4 y/Za-ll 510 565 3100 4,7 2,4 1100 ПБВ
ТМ-160 35 0,4 У/Ув-0 620 700 2650 6,5 2,4 1700 ПБВ
ТМ-160 35 0,69 Д/Ув-11 620 700 3100 6,5 2,4 1700 ПБВ
ТМ-160 35 0,4 У/Zh-II 620 700 3100 6,8 2,4 1700 ПБВ
ТМ-250 6; 10 0,4 У/Zh-II 740 820 3700 4,5 2,3 1425 ПБВ
ТМФ-250 6; 10 0,69 У/Zb-II 740 820 4200 4,5 2,3 1425 ПБВ
6; 10 0,4 y/ZHl 740 820 4200 4,7 2,3 1475
ТМ-250 35 0,4 у/Ун-о 900 1000 3700 6,5 2,3 2000 ПБВ
ТМ-250 35 0,69 Д/Ув-11 900 1000 4200 6,5 2,3 2000 ПБВ
ТМ-250 35 0,4 У/2,-11 900 1000 4200 6,8 2,3 2000 ПБВ
ТМ-400 6; 10 0,4 У/Ув-0 950 1050 5500 4,5 2,1 1900 ПБВ
и
РПН
0,69 Д/Ув-11 950 1050 5900 4,5 2,1 —
ТМФ-400 6; 10 0,4 Д/Ум-11 950 1050 5900 4,5 2,1 1900 ПБВ
ТМН-400 6, 10 0,69 Д/Уж-11 950 1050 5900 4,5 2,1 1900 ПБВ
ТМ-400 35 0,4 У/Уи-0 1200 1350 5500 6,5 2,1 2700 ПБВ
ТМ-400 35 0,69 Д/Ув-11 1200 1350 5900 6,5 2,1 2700 ПБВ
ТМ-630 6; 10 0,4 У/Ув-0 1310 1560 7600 5,5 2 3000 ПБВ
ГМФ-630 6; 10 0,4 Д/У.-П 1310 1560 8500 5,5 2 3000 ПБВ
ТМН-630 6, 10 0,69 Д/Ув-11 1310 1560 8500 5,5 2 3000 ПБВ
ТМ-630 35 0,4 У/Ув-0 1600 1900 7600 6,5 2 3500 ПБВ
ТМ-630 35 0,69 Д/У.-П 1600 1900 8500 6,5 2 3500 ПБВ
ТМ-630 35 6,3 У/Д-П 1600 1900 7600 6,5 2 3500 ПБВ
ТМ-630 35 11 У/Д-11 1600 1900 7600 6,5 2 3500 ПБВ
Примечания: 1. Уровень потерь А относится к трансформаторам, магнитопроводы которых изготовлены из электротехнической стали с удельными потерями Л,5/50 вс более 0,9 Нт/кг, уровень Б —/*1,5/50 ве более 1,1 Вт/кг.
2. Массы относятся к трансформаторам ПБВ; для трансформаторов РПН, а такжа трансформаторов с усиленными вводами (категории Б), по ГОСТ 9920 допускается увеличение массы.
Условные обозначения У/Уо — 0, Уо/Ао — 11 означают схемы соединения обмоток трансформаторов и угловое смещение векторов обмоток трансформаторов и угловое смещение векторов линейных ЭДС обмоток СН и НН по отношению к векторам ЭДС обмоток ВН. Группу соединения (угловое смещение) обозначают числом, которое при умножении на 30° дает угол отставания в градусах (11 х 30°=330°).
С 1992 г. электротехническая промышленность России изготовляет масляные трансформаторы I и II габаритов (мощность до 630 кВ А, класс напряжения до 35 кВ) типов ТМГ и ТМВГ новой серии. Отличительной особенностью этих трансформаторов является разъемная герметизированная конструкция бака, позволяющая исключать контакт внутреннего объема трансформатора с окружающей средой. Эти трансформаторы полностью, до крышки, заполнены трансформаторным маслом, и температурные колебания его объема компенсируются за счет изменения объема бака с гофрированными стенками. Трансформаторы заполняют дегазированным маслом под глубоким вакуумом.
В зависимости от типа трансформатора бак изготовляют овальной или треугольной формы. Он состоит из верхней уголковой рамы, гофрированной стенки из тонкой листовой стали и нижней обечайки с приваренным дном. Из конструкции бака исключены маслорасширитель, термосифонный и воздушный фильтры и радиаторы охлаждения. Герметичное исполнение и применение гофрированных стенок бака позволяют существенно снижать массу и габариты. Срок службы трансформаторов составляет 25 лет при сокращенном объеме текущего ремонта и без проведения капитальных ремонтов. Однако трансформаторы типов ТМГ и ТМВГ требуют более высокого уровня монтажа и эксплуатации. Гофрированные стенки бака выполнены из тонколистовой стали и чувствительны к механическим воздействиям. Поэтому монтажный и эксплуатационный персонал должен соблюдать повышенную осторожность при транспортировке, монтаже и текущих ремонтах герметизированных трансформаторов. При транспортировке трансформаторов раскрепление их с применением пластин не допускается.
В настоящее время внедряют новую серию трансформаторов 35 кВ мощностью 1000...6300 кВ А. Масса трансформаторов новой серии и потери холостого хода снижены в среднем на 20%.
В энергосистемах, а также на предприятиях в большинстве случаев применяют трехфазные трансформаторы. Группа из трех однофазных трансформаторов стоит дороже и требует приблизительно на 20% больше меди и стали, чем один трехфазный трансформатор равной мощности. Поэтому однофазные трансформаторы устанавливаются лишь в тех случаях, когда по условиям транспортировки нельзя применять трехфазные, а также при отсутствии трехфазных трансформаторов достаточной мощности.
Нагрев трансформаторов ограничивается допустимым превышением температуры обмотки (65 °C), магнитопровода (75 °C) и верхних слоев масла (55 °C) над температурой охлаждающегося воздуха (20 °C). В процессе эксплуатации трансформаторов их нагрузка, а следовательно, и нагрев изменяются в значительных пределах. В период разгрузки трансформатор недоиспользуется. Поэтому, сохраняя расчетный срок службы 25 лет, разрешается перегружать трансформаторы, когда это требуется. На каждые 3% недогрузки разрешается на такое же время перегрузка трансформатора на 1%, кроме того, на 1% недогрузки трансформатора летом разрешается 1% перегрузки в зимнее время. Это нормальная систематическая перегрузка, которая в общей сложности не должна превышать 30% на масляных и совтоловых и 20% на сухих трансформаторах.
В аварийных условиях, когда отключился один из двух трансформаторов, разрешается перегрузка оставшегося в работе трансформатора на 40% свыше номинальной мощности продолжительностью до 6 ч ежедневно в течение 5 сут. Поэтому при выборе номинальной мощности трансформатора »5тлна 35...220/6...10 кВ руководствуются таким соотношением мощности 5ТЛ и расчетной нагрузки Sp:
STJ1>SP/1,4. (4.2)
Автотрансформаторы имеют две электрически связанные обмотки с общей заземленной нейтралью Уо и третью, включаемую в треугольник А и имеющую с двумя другими обмотками только электромагнитную связь.
Наличие обмотки, соединенной в треугольник, приводит к компенсации электродвижущей силы (ЭДС) третьей гармоники (и кратных трем) и к уменьшению сопротивления нулевой последовательности в сети с заземленной нейтралью. Это важно для повышения чувствительности релейной защиты и плавких предохранителей в сетях.
Область применения силовых автотрансформаторов в системах электроснабжения — связь двух электрических сетей
высокого напряжения. Для этого используются две электрически связанные обмотки Уо- К третьей обмотке подключаются генераторы, трансформаторы собственных нужд электростанций или синхронные компенсаторы и статические конденсаторы районных подстанций, или же она не имеет присоединений.
§ 4.4. ВЫКЛЮЧАТЕЛИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
При размыкании электрической цепи с током между расходящимися контактами возникает дуговой разряд.
Дуга образуется даже при отключении тока силой 0,5 А при напряжении 15 В. Продолжительность ее горения зависит от параметров цепи и от условий деионизации дугового промежутка.
В дуге одновременно происходят процесс ионизации — образования свободных ионов и электронов заряженных частиц газа и процесс деионизации — нейтрализации заряженных частиц. Дуга горит до тех пор, пока процесс деионизации не станет интенсивнее процесса ионизации. Следовательно, для быстрого гашения дуги необходима усиленная деионизация дугового разряда, так как в канале дуги температура достигает 4000 °C и интенсивно идет термическая ионизация газовой среды.
Для отключения электрических цепей с большими силами токов созданы отключающие аппараты, имеющие следующие дутогасящие устройства:
газового дутья, у которых в дуговой канал поступает воздух извне или же образуется газ (за счет энергии самой дуги под действием ее температуры) из минерального масла, из органического стекла, из фибры гасительной камеры и проходит через дугу, что и приводит к ее погашению;
с узкой щелью, в которых дуга с помощью магнитного дутья втягивается в узкую щель, стенки которой создаются из изолированного материала: на стенках щели происходят нейтрализация зарядов, охлаждение дуги и ее гашение;
с разделением дуги на короткие дуги, в которых возникает падение напряжения около электродов на каждом коротком участке дуги, из-за чего энергия, выделяющаяся в дуге, оказывается недостаточной для ее горения.
В наиболее мощных аппаратах включения-отключения цепей высокого напряжения (в масляных и воздушных выключателях) применяются дугогасящие устройства, действующие по принципу газового дутья. В их дугогасительных камерах газовое дутье создает перемешивание ненонизированного газа с ионизированными частицами. Это охлаждает дугу, снижает термоионизацию, 74
что приводит к гашению дуги в момент прохождения тока через нулевое значение.
Многообъемный (баковый) масляный выключатель без специального устройства для гашения дуги (рис. 4.10) выполняют в виде стального бака 17, залитого трансформаторным маслом 75. В нижней части бака, изолированного внутри специальной фанерой 14, имеется маслоспускной кран 16. Уровень масла контролируется указательной трубкой 13. Бак крепится к чугунной крышке 10 с помощью фланца 12 и болтов 11. Проходные изоляторы 9 с токоведущими стержнями, на концах которых укреплены неподвижные контакты 3, пропущены внутрь бака. Под крышкой бака размещается буферное воздушное пространство б, из которого воздух отводится в газоотводную трубу 5.
Включается и отключается масляный выключатель приводом, воздействующим на вал выключателя 8. При включении вал выключателя поворачивается по часовой стрелке и через систему, состоящую из кривошипно-шатунного механизма с тягами 7, 20, 19 и направляющей 21, поднимает контактную траверсу 23, на которой укреплены подвижные контакты 1 трех фаз выключателя. Подвижные контакты замыкаются с неподвижными, укрепленными на концах токоведущих частей проходных изоляторов. При этом отключающая пружина 18 сжимается, и во включенном положении выключатель удерживается механической защелкой привода.
При отключении привод смещает защелку. Под действием отключающих пружин и подвижных контактов металлической траверсы 23 и штанги 22 последняя перемещается вниз, и контакты выключателя 3 и 1 расходятся. Между ними возникает дуга, а вокруг нее газовый пузырь 2, состоящий из продуктов разложения масла (70% водорода, 20% этилена). Давление в газовом пузыре со- 5 ставляет 0,2...0,4 МПа. Водород обладает большой те- v пловодностью и высокой электрической прочностью, что используется для гашения дуги. Образующиеся газы проходят через слой масла и выходят в буферное пространство — верхнюю часть бака, не заполненную маслом.
Газы, проходя слой масла, должны охладиться, ина-
23 Z2
Рис. 4.10. Устройство многообъемного масляного выключателя
че возможны их быстрый прорыв (если объем масла будет малый) и образование в буферном пространстве гремучей смеси при соединении водорода и кислорода. При слишком большом объеме масла может произойти его выброс из бака через трубку 4. Поэтому необходимо постоянно контролировать уровень и качество масла, а также чистоту поверхности проходных изоляторов, на которых могут скапливаться раскаленные частицы угля и металла, образующиеся при выключении.
Дуга восстанавливается и гаснет несколько раз, поэтому время выключения многообъемных выключателей продолжительно (0,15...0,2 с). Это — один из основных недостатков выключателей, ограничивающих их применение в установках небольшой мощности при напряжении до 6 кВ. К недостаткам относится также пожароопасность из-за большого объема масла.
Многообъемные масляные выключатели со специальными устройствами для гашения дуги применяют для ускорения процесса гашения дуги, повышения предельно отключаемой мощности.
Выключатель С-35-630-10 (рис. 4.11) предназначен для наружных установок напряжением 35 кВ. Выполняется в трех исполнениях: для работы в районах с умеренным климатом, в тропическом с температурой воздуха до 55 °C (ВГ1) и для районов с холодным климатом и температурой воздуха —60 °C (ХЛ1).
Каждый полюс выключателя собран на отдельной крышке и помещен в отдельный бак. Все полюсы механически связаны между собой, смонтированы на общем сварном каркасе и управляются одним приводом 2. Крышки трех полюсов соединены между собой в один комплект муфтами, в которых устанавливаются предохранительные клапаны для защиты от повышения давления в баках при длительном горении дуги. К крышкам полюсов подвешиваются баки, внутренние стенки которых обшиты высокопрочным электрокартоном. Под дном бака установлено устройство подогрева масла при температуре воздуха ниже -15 °C.
В малообъемных масляных выключателях (горшковых) масло помещают в стальные и пластмассовые баки и используют его как дугогасящую среду. Достоинство таких выключателей — незначительный объем масла (около 10 кг) по сравнению с многообъемными выключателями (около 50 кг). Широкое распространение получили малообъемные масляные выключатели типов ВМП-10, ВМПП-10, ВМП-10К, ВМПЗ-10, ВМГ-10 (рис. 4.12). В выключателе типа ВМП-10К (рис. 4.13) три бака из стеклоэпок-сидной смолы закреплены на опорных изоляторах и установлены на стальной раме. По обе стороны рамы 3 выведен вал 5 для связи с приводом выключателя. Подвижные контактные стержни проходят через каждый бак в гасительную камеру, изготовлен-76
Рис. 4 11 Масляным выключатель типа С-35-630-10:
1 — изолятор; 2 — привод; 3 — корпус выключателя
3
12
1^13
Рис. 4.12. Общий вид (а) и схема (б) масляного выключателя горшкового типа ВМГ-10:
I — рама, 2 — изоляторы, 3 — цилиндры; 4 — контактные стержни; 5— фарфоровые тяги; б— контактная колодка, 7 — выходной зажим; 8 — прухи на, 9 — валик, связанный с приводом; 10 — неподвижный контакт, И — металлическая шина, 12 — поперечный канал, 13 — пространство цилиндра, заполненное маслом
ную из фибры или гетинакса и размещенную в нижней части бака, к которому приварен резервуар с маслом. Необходимую амортизацию при включении и отключении выключателя создают пружины и масляный буфер 6.
В буровых установках для частых пусков и остановок применяются вакуумные контакторы типа КВВ-6/320 (6 кВ, 320 А, сила
тока, потребляемого катушками включения (до 100 А). Повышение мощности и быстродействия выключателей потребовали создания электромагнитных приводов новых конструкций, например, типа ПЭ-11 (рис. 4.15) для выключателей типов ВМГ-10, ВМП-10К, ВМП-10Э, ВМП-35, типа ПЭ-21 для выключателей типа МГТ-10, ШПЭ-33 (в шкафу) для выключателей типа МКП-110.
В пружинных приводах энергия, необходимая для включения, запасается в спиральной (привод типа ППМ-10) или цилиндрических (привод типа ПП-61) пружинах, встроенных в маховик. Пружины после каждого включения автоматически заводятся через редуктор электродвигателем мощностью до 1 кВт. Пружинные приводы не требуют мощного источника постоянного тока (как электромагнитные) или сжатого воздуха (как пневматические). В последнее время широко применяют пружинный привод типа ПП-67 (рис. 4.16). Он предназначен для управления выключателями типа ВМГ-10 и ВМП-10 при внутренней установке и для управления выключателями типа ВМП-35П при наружной установке.
В приводе типа ПП-67 выключатель включается за счет предварительно натянутых двигателем пружин привода 4, отключается за счет энергии, запасенной пружинами выключателя при включении.
Рис. 4.15. Электромагнитный привод типа ПЭ-11
1,2 — блок-контакты сигнальные и управления; 3 — рычаг ручного выключения, 4 — электромагнит отключения, 5 — электромагнит включения
Рис 4.16. Привод типа ПП-67:
1 — кнопки включения и отключения двигателя завода пружинного привода; 2 — электродвигатель завода пружинного привода; 3 — механизм привода; 4 — пружина привода, 5 — кулиса привода
Таблица 4.4. Основные техннческне данные выключателей высокого напряжения
Тип выключателя Конструкция Номинальное напряжение Номинальный ток Тип провода
ВМП-10 Маломасляный подвесного исполнения 10 630—1500 ПЭ
ВМПП-10 То же 10 63—1600 пп
ВМПЗ-10 » 10 630— 3200 ПЭВ
ВМГ-10 Маломасляный 10 630—1000 ПП, ПЭ
МКП-35 Масляный баковый 35 1000 шпэ
С-35 То же 35 630—3200 шпэлп.шпв
ВМК-35 Маломасляный колонковый 35 630—1000 ПЭ, пв
ВВУ-35 Воздушный 35 2000, 3200 пв
ВВУ-110 Воздушный с усиленной изоляцией ПО 2000 пв
МКП-110 Масляный баковый 110 630—1000 шпэ
В табл. 4.4 приведены основные технические данные выключателей, наиболее часто применяемых в системах электроснабжения.
§ 4.5. РАЗЪЕДИНИТЕЛИ, ОТДЕЛИТЕЛИ, КОРОТКОЗАМЫКАТЕЛИ И ЗАЗЕМЛИТЕЛИ
Разъединителем называется электрический аппарат, предназначенный для отделения оборудования распределительного устройства (РУ) от напряжения на время ремонта, а также для изменения схемы РУ. По технике безопасности требуется, чтобы выключатель во время ремонта был заземлен с обеих сторон. Для этого предусмотрены заземляющие ножи разъединителей.
Разъединители не имеют дугогасительного устройства. Поэтому ими можно включать только очень маленькие токи: ток холостого хода трансформаторов (10 кВ — мощностью до 750 кВ А; 20 кВ — мощностью до 6300 кВ А; 35 кВ — мощностью до 20000 кВ А и 110 кВ — мощностью до 40000 кВ А), ток заземления нейтралей трансформаторов и дугогасящих катушек, уравнительный ток линий (при разности напряжений не больше 2%), ток замыкания на землю (не превышающий 5 А при напряжении 35 кВ и 10 А при напряжении 10 кВ), а также небольшие зарядные токи воздушных и кабельных пиний.
Отключение нагрузочных токов может вызвать короткое замыкание между полюсами разъединителя, поэтому во избежание ошибочного отключения под током нагрузки в разъединителях предусматриваются специальные блокировки.
Разъединители подразделяются на разъединители внутренней и наружной установок.
Разъединители внутренней установки выполняют одно- и трехполюсными. Общий вид разъединителей для внутренней установки приведен на рис. 4.17.
Разъединители наружной установки изготовляют повышенной механической прочности, с отдельными полюсами горизонтально-поворотного типа, которые управляются вращением одного или двух изоляторов, связанных тягами.
На рис. 4.18 показаны разъединители наружной установки.
Для управления трехполюсными разъединителями внутренней установки напряжением 6... 10 кВ при силе тока до 1000 А применяют ручные приводы типа ПР-2, от 1000 до 2000 А — ручные приводы типа ПР-3, от 3000 до 7000 А — червячные приводы типа ПЧ-50. Для дистанционного управления используют элект-родвигательные приводы типа МРВ или ПДВ. Для разъединителей наружной установки применяются ручные и червячные пр ИН ОЛЬТ.
Отделитель, рассчитанный на напряжение 35 и ПО кВ (рис. 4.19), представляет собой разъединитель с автоматическим отключающим приводом (ПШОМ). Отделитель на 220 кВ выполняется в виде аппарата с тремя отдельными полюсами с самостоятельными приводами. Включается отделитель вручную. Отделители могут отключать токи намагничивания трансформаторов мощностью до 16 МВ А при напряжении 35 кВ и до 63 МВ-А —при напряжении ПО кВ. Применяются отделители с ножами заземления (типа ОДЗ) и без ножей (типа ОД) (рис. 4.20).
Рис. 4.17 Высоковольтные разъединители для внутренней установки-
а — однополюсный типа РВО на 6 кВ; б — трехполюсный типа PB на 10 кВ; 1 — цоколь; 2 — опорный изолятор, 3 — неподвижный контакт; 4 — ось скобы упора; 5 — скоба; б — подвижный контактный нож, 7 — ушко для управления разъединителем, 8 — рама, 9 — вал, 10 — упор; 11 — нож разъединителя с контактными пружинами и электромагнитным замком; 12 — тяга
Рис 4 18 Разъединители*
о, б, в — разъединители для наружной установки соответственно на 10 кВ типа РЛН, ва 35 кВ •мда РЛНЗ и ва ПО кВ типа РЛНД-2, 1 — рама, 2 — опорный изолятор, 3 — контакты для присоединения вводят проводов, 4 — рога; 5 — нож; 6 — неподвижный контакт; 7 — подвижный изолятор, 8 — ось привода, 9 — юж заземления, 10 — вал ножа зачем ттения. 11—рама, 12 — поворотный изолятор, 13— главные ножи, 14— контакт заземлителя, 15 — inGue связи, 16 — контактный вывод; 17 — заземляющие ножи, 78 — вал привода, 19 — соединительная тяга привода
Короткозамыкатель (КЗ) — аппарат, предназначенный для создания искусственного короткого замыкания. Короткозамыка-тели на напряжение 35 кВ выполняются в виде двухполюсного аппарата, на напряжение ПО кВ и 220 кВ —в виде однополюсного (рис. 4.21). Управление короткозамыкателями осуществляется приводом типа ШПКМ, выполненным с двумя реле максимального тока и катушкой отключения. Включается корот-
Рве. 4.19. Отделитель типа ОДЗ-35 с ножами заземления:
1 — ттттяф управления, 2 — штанга; 3 — изолятор фарфоровый; 4 — -BXfKZ. отделителя
Рис. 4.20. Отделитель типа ОД-ИО:
I — изолятор; 2 — ножи отделителя; 3 — механизм поворота колонок
козамыкатель автоматически под действием пружинного механизма при срабатывании привода от релейной защиты.
Совместное применение отделителя и короткозамыкателя на подстанциях, рассчитанных на напряжение 35...220 кВ, позволяет отказаться от установки выключателей высокого напряжения, а также упростить и удешевить подстанции без уменьшения надежности.
На рис. 4.22 приведена схема, поясняющая совместную работу отделителя ОД и короткозамыкателя КЗ. Защита трансформатора ТР вызывает срабатывание короткозамыкателя КЗ, который создает ток короткого замыкания, на что реагирует защита питающей линии. Линия отключается. В течение бестоковой паузы отключается отделитель ОД. На этом операция вывода из работы поврежденного трансформатора окончена. Остается восстановить схему для питания потребителей П, подключенных к линии. Это выполняет автоматика повторного включения АПВ.
Заземлители — однополюсные аппараты, включаемые в нейтраль трансформаторов (в зависимости от режима работы нейтраль трансформаторов может быть заземлена и разземлена). Принцип работы заземлителей аналогичен работе короткозамыкателя, но они включаются и выключаются вручную рычажным приводом типа ПР НУ-10 (табл. 4.5).
1 — изолятор колонки; 2 — шина; 3 — тага механизма управления приводом, 4 — привод, 5 — заземлитель
Рве. 4.22. Схема, поясняющая работу отделителя и короткозамыкателя.
В — ъыклкяхплщ ЛЭП — линия электропередачи; Р — разъединитель; ОД — отделитель; КЗ — ксроткозамыкатель, ТР — трансформатор, П — тютрейгпль
Таблица 4.5. Некоторые параметры отделителей, короткозамыкятелей заземлителей
Тип прибора t/и, кВ 4, А Сила тока термической устойчивости, У, кА Амплитуда сквозного тока, кА Полное время, с
включение отключение
ОД-35/630 35 630 12(10 с) 80 — 0,5
ОД-ПОм/бЗО ПО 630 12(10 с) 80 — 0,5
ОДЗ-ИОм/бЗО ПО 630 12(10 с) 80 — 0,5
КЗ-35 35 — 12,5(4 с) 42 0,4 —
КЗ-1 Юм ПО — 13,3(3 с) 34 0,35 -—
ЗОН-Юм ПО 400 6,3(3 с) — —
§ 4.6. ВЫКЛЮЧАТЕЛИ НАГРУЗКИ, ПРЕДОХРАНИТЕЛИ, РАЗРЯДНИКИ, РЕАКТОРЫ
Выключатели нагрузки (ВН) по конструкции близки к разъединителям, но имеют дугогасящее устройство, благодаря чему они могут отключать ток силой до 400 А при напряжении
6 кВ и до 200 А при 10 кВ. Однако силы токов короткого замыкания значительно превышают эти значения. Поэтому совместно с выключателями нагрузки последовательно включаются высоковольтные предохранители. Сочетание выключателя нагрузки с плавкими предохранителями называется кратко ВНП (ВНП-16, ВНП-17). Отличие ВНП-16 от ВНП-17 состоит в том, что у последнего имеется устройство в виде катушки электромагнита, автоматически отключающее выключатель при перегорании предохранителя в любой фазе.
На рис. 4.23 показан комплект выключателя нагрузки ВНП-16 на напряжение 10 кВ с пристроенным предохраеителем типа ПК. При отключении ВН (см. рис. 4.23, пунктир) подвижный рабочий контакт выходит из дугогасительной камеры, собранной из двух половин и имеющей вкладыш из органического стекла. При возникновении дуги внутри дугогасительной камеры из органического стекла выделяются газы, создающие дутье через дугу. Это повышает отключающую способность аппарата.
Для управления выключателями нагрузки применяют приводы типов ПРБА и ПР-17. На выключателях ВНП-17 устанавливают привод типа ПРА-17 для автоматического отключения при перегорании предохранителя.
Плавкие предохранители — это коммутационные аппараты, предназначенные только для отключения токов короткого замыкания и перегрузки (сверхтоков). Цепь отключается в результате нагревания и расплавления плавкой вставки от возникновения электрической дуги с быстрым погашением ее. Таким образом, плавкий предохранитель любой конструкции должен иметь плавкую вставку, которая перегорает быстрее, чем повредится какой-либо другой элемент защищаемой ею цепи, и в нем должно быть устройство или должны создаваться условия для гашения дуги.
Предохранители изготовляют на напряжение до 220 кВ включительно, номинальные токи силой до 320 А, с наибольшей мощностью отключения до 1500 МВ А. Для защиты силовых цепей предназначены предохранители типов ПК, ПКУ, ПКЭ (внутренней установки) с кварцевым заполнением.
Патрон кварцевого предохранителя типа ПК на напряжение 10 кВ (рис. 4.24) вставляют латунными колпачками 1 в неподвижные пружинящие контакты 8, укрепленные на опорных фарфоровых изоляторах 7. Патрон представляет собой фарфоровую трубку 2, закрытую с обоих торцов латунными колпачками и заполненную сухим кварцевым песком. Внутри патрона помещена плавкая вставка, состоящая из нескольких параллельных медных спиралей 3 и 6 с напаянными на них шариками из олова. Помимо плавких вставок в патроне размещена еще стальная спиралька 4, соединенная с якорем указателя срабатывания 5. В момент сраба-86
Рис. 4.24. Общий вид (а) и разрез (б) кварцевого предохранителя типа ПК на напряжение 10 кВ
Рис. 4.23. Выключатель нагрузки ВНП-16 в комплекте с плавкими предохранителями типа ПК:
7 — рама, 2, 4 — рабочие контакты; 3 — стальные пластины; 5 — дугогаси-тельная камера, б — дугогасительный контакт; 7 — планкий предохранитель
тывания предохранителя стальная спираль также перегорает и освобождает указатель, выталкиваемый вниз специальной пружиной.
Для защиты трансформаторов напряжения от токов короткого замыкания применяются предохранители типов ПКТ и ПКТУ, в которых в качестве плавкой вставки применены медные посеребренные проволочки для ограничения возникаемо-го на предохранителе перенапряжения.
Для наружной установки применяются предохранители типов ПК-6Н, ПК-ЮН (на напряжение 6...10 кВ) и стреляющие предохранители (на напряжение 35...220 кВ), получившие название по звуковому эффекту, похожему на ружейный выстрел. При сгорании плавкой вставки в стреляющих предохранителях дуга создает высокую температуру, при которой винипластовая газогенерирующая трубка наполняется газом. При высоком давлении газа проводник выбрасывается и дуга гасится благодаря продольному газовому дутью и большой длине канала дуги.
К достоинствам плавких предохранителей относятся их простота, низкая стоимость, быстрое отключение, благодаря чему они широко применяются для защиты от сверхтоков различных электрических цепей.
К недостаткам плавких предохранителей относятся перенапряжение при отключении и возможное пофазное отключение.
Рис. 4.25. Пробой искрового промежутка
Разрядники — основное средство защиты оборудования распределительных устройств от электромагнитных волн перенапряжения, приходящих по линиям электропередачи.
Простейший разрядник — искровой промежуток (рис. 4.25). Искровой промежуток состоит из двух электродов, из которых один соединен с токоведущей частью, а второй — с заземлителем. В нормаль
ном рабочем режиме линии воздушный промежуток отделяет один электрод от другого. Если же по линии распространяется волна перенапряжения U(t), то при определенном напряжении и^р происходит пробой искрового промежутка. Часть волны перенапряжения, успевшая пройти до момента пробоя искрового промежутка и определяемая зависящим от расстояния между электродами временем разряда (г,^), проходит в распределительное устройство. Остальная часть волны уходит в землю через электрическую дугу, возникшую в искровом промежутке. Запаздывание разряда на — недостаток искрового промежутка. К недостаткам также относится плохое гашение электрической дуги в искровом промежутке из-за отсутствия гасителей. Для
лучшего гашения дуги приходится увеличивать расстояние между электродами, а это приводит к увеличению Гразр и части волны U (0, пропускаемой разрядником.
Если поместить искровой промежуток в трубку из органического стекла или фибры, то при возникновении дуги трубка выделит много газа под действием высокой температуры (рис. 4.26, а). Газ создает дутье через дуговой столб, улучшая условия гашения дуги. Такие разрядники, называемые трубчатыми, применяются на линиях электропередач, но запаздывание срабатывания на время Гразр имеется и у разрядников этого типа.
Вентильные разрядники (рис. 4.26, б) состоят из рабочего сопротивления и искрового промежутка, включаемых последовательно. Ис
Рис 4.26 Трубчатый (а) и вилитовый (б) разрядник:
1 — металлический стержень; 2 — труба из фибры; 3.4 — искровые промежутки; 5 — вилитовые диски; б — фарфоровый кожух
кровой промежуток выполняет ту же роль, что и в разрядниках других типов. Назначение рабочего сопротивления — снизить в разряднике силу тока, сопровождающего разряд, и улучшить условия гашения дуги.
Единичные искровые промежутки 4 и рабочее сопротивление, набираемое из вилитовых дисков 5, помещаются в фарфоровый кожух 6. Вилитовые диски состоят из зерен карборунда, скрепленных керамической массой. Вилит обладает нелинейным сопротивлением. Благодаря нелинейности сопротивление вилитовых дисков при перенапряжениях невелико, а после разряда сильно увеличивается. Поэтому сила сопровождающего тока, протека-
Рис. 4 27. Общий вид (а) и схема (б) бетонного реактора РБ-10 на напряжение 10 кВ:
1 — обмотка, 2 — колонка; 3 — опорный изолятор; 4 — анкерная шпилька; 5 — контактный зажим
ющего через разрядник после разряда под действием рабочего напряжения в данной установке, уменьшается в несколько раз. Искровой промежуток надежней гасит дугу, сила тока в которой, таким образом, снижена. Разделение искрового промежутка на несколько единичных промежутков улучшает условия гашения дуги в разряднике.
Число искровых промежутков и вилитовых дисков в вентильном разряднике должно быть тем больше, чем выше номинальное напряжение защищаемого распределительного устройства. Вентильные разрядники — наиболее усовершенствованные устройства для защиты электрооборудования электростанций и подстанций от возникающих перенапряжении.
Реакторы применяют как устройства, ограничивающие силу тока короткого замыкания и силу пусковых токов мощных электродвигателей. Если в электрическую цепь включить добавочное индуктивное сопротивление (т. е. реактор), то сила тока короткого замыкания в цепи за реактором будет уменьшена. В цепи со сниженным значением силы тока короткого замыкания можно устанавливать более дешевые выключатели с пониженной отключающей способностью. В этом и состоит назначение реактора в электрических сетях.
Конструктивно реактор представляет собой катушку индуктивности без стального сердечника. Несколько десятков витков изолированного провода или шин, закрепленных в бетонных распорках и устанавливаемых на изоляторах, составляют реактор (рис. 4.27).
§ 4.7. ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ
В ячейках распределительного устройства, через которые подключаются к сборным шинам линия, генератор, силовой трансформатор, устанавливаются трансформаторы тока (ГГ), а на каждой секции сборных шин и на выводах генераторов — трансформаторы напряжения (ГН). Подбирая коэффициенты трансформации этих измерительных трансформаторов, силу тока в любой цепи можно измерить обычным амперметром, рассчитанным на силу тока в 5 А, и любое напряжение — вольтметром, рассчитанным на напряжение в 100 В.
В электроустановках ТТ предназначены для питания токовых катушек измерительных приборов и реле, а TH — для катушек напряжения измерительных приборов и аппаратов защиты, измерения и контроля за напряжением.
При этом измерительные приборы надежно изолированы от высокого напряжения, так как в трансформаторах нет электрической связи между обмотками высокого и низкого напря-90
жения. Вторичные обмотки ТТ и TH заземляют, чтобы предотвратить появление высокого напряжения на измерительных приборах в случае аварийного пробоя изоляции между обмотками высокого и низкого напряжения измерительного трансформатора.
Трансформаторы тока. Первичная обмотка трансформатора тока (рис. 4.28) (стержень, шины или катушки) 1 проходит внутри фарфорового изолятора 2, на который надеты кольцевые сердечники 3,5 (один или два). Сердечники изготовляют из спиральной стальной ленты, свернутой в виде кольца. На каждом сердечнике намотана вторичная обмотка 4 из медного изолированного провода. ТТ изготовляются в однофазном исполнении. В РУ применяются ТТ классов точности 0,5; 1; 3.
Конструктивное исполнение ТТ весьма разнообразно.
Различают одно- и многовитковые трансформаторы тока. Применение получили одновитковые трансформаторы следующих характерных конструкций: стержневые, шинные и встро
енные.
Стержневые трансформаторы тока изготавляют для напряжений до 35 кВ и номинальных первичных токов силой от 400 до 1500 А. В качестве примера на рис. 4.29 показан трансформатор типа ТПОЛ-Ю (П — проходной, О — одновитковый, Л — с литой изоляцией) для номинального напряжения 10 кВ. Первичная обмотка 1 выполнена в виде прямолинейного стержня с зажимами на концах. На стержень поверх изоляции надеты два кольцевых магнитопровода 2 с вторичными обмотками. Магнитопроводы вместе с первичной и вторичной обмотками залиты эпоксидным компаундом и образуют монолитный блок 3 в виде
проходного изолятора. Блок снабжен фланцем 4 из силумина с отверстиями под болты для крепления трансформатора. Зажимы 5 вторичных обмоток расположены на боковом приливе изоляционного блока.
Шинные трансформаторы тока изготавляют для напряжений до 20 кВ и номинальных первичных токов силой до 18000 А классом точности 0,5. При таких больших токах целесообразно упростить конструкцию трансформатора, используя в качестве первичной обмотки проводник (шина, пакет шин) соответствующего
Рис. 4.28. Принципиальная схема (о) и устройство (б) трансформатора тока, предназначенного для внутренней установки:
I, II — соответственно первичная в вторичная обмотка; W — ваттметр; U — обмотка напряжения ваттметра, А — амперметр, Р — реле
Рис. 4.30. Шинный трансформатор типа ТШЛ-20
присоединения. При этом устраняются зажимы первичной обмотки с соответствующими контактными соединениями. В качестве примера на рис. 4.30 показан трансформатор тока типа ТШЛ-20 (Ш — тинный, Л — с литой изоляцией) для напряжения 20 кВ. Магнитопроводы 2 и 5 с вторичными обмотками залиты эпоксидным компаундом и образуют изоляционный блок 3. Блок соединен с основанием 1 и с приливами 6 для крепления трансформатора. Проходное отверстие (окно) трансформатора тока рассчитано на установку шин. Зажимы 4 вторичных обмоток расположены над блоком 3.
Многовитковые ТТ изготавливают для всей шкалы номинальных напряжений и для первичных номинальных токов силой 1000 —1600 А.
Для напряжений 6... 10 кВ изготавливают катушечные и петлевые ТТ с эпоксидной изоляцией. На рис. 4.31, а показан ТТ типа ТПЛ-10 (П — петлевой, Л — с литой изоляцией) для напряжения 10 кВ.
а
Рис 4.31. Трансформатор тожа типов ТПЛ-10 в ТПЛУ-10 (а), ТФНД-U0M (б) в ТФННД220М (в):
Л2 — соответственно ввод в вывод шины со стороны высокого напряжения, Яр Я2 — вывод со стороны низкого напряжения
Для напряжения 35...220 кВ изготавливают ТТ наружной установки с масляной изоляцией типов ТФН, ТФНД (Ф — с фарфоровым кожухом, Н — для наружной установки, Д — с обмоткой для релейной защиты (рис. 4.31, б, в).
Нагрузкой для ТТ служат сопротивления токовых обмоток измерительных приборов, реле автоматики и проводов вторичных цепей, включаемые последовательно. Суммарное значение этих сопротивлений не должно превышать номинального, указанного в каталоге на ТТ. В противном случае погрешность измерений превысит допустимую.
В эксплуатации нельзя допускать работу ТТ с разомкнутой вторичной обмоткой, так как его магнитная система рассчитана на малую индукцию. Намагничивающая сила первичной обмотки ТТ почти полностью уравновешивается размагничивающим действием его вторичной обмотки. Если вторичная обмотка разомкнута, то индукция в магнитопроводе резко возрастает, что приводит к перегреву сердечника и недопустимому повышению напряжения на зажимах разомкнутой вторичной обмотки, что создает опасность для обслуживающего персонала и изоляции обмотки.
На рис. 4.32 показаны схемы включения ТТ.
Защита кабельных линий от однофазных замыканий на землю часто осуществляется трансформатором тока нулевой последовательности (ТНП, ТНП-Ш), имеющим кольцеобразную или прямоугольную форму. Трансформатор надевается на защищаемый кабель. К обмотке трансформатора подключается защитное реле (рис. 4.33).
Трансформатор напряжения конструктивно и по принципу устройства во многом похож на силовой трансформатор небольшой мощности для той же ступени напряжения (рис. 4.34). Номи-
нальное напряжение вторичных обмоток TH составляет 100 В. Для установки в РУ используются TH классов точности 0,5; 1 и 3.
TH выпускаются на все стандартные напряжения от 0,5 до 500 кВ. На напряжения до 3 кВ TH выполняются сухими, для 6 кВ и выше — масляными. TH напряжением 35 кВ и выше выполняются для наружных установок. Схемы включения TH приведены на рис. 4.35.
б
Рис. 4 32. Схема включения трансформатора тока для измерения силы тока в одной (а), двух (б) и трех (в) фазах
Рве. 4.33. Кабельный трансформа* тор тока
Рве. 4.34. Трансформатор напряжения
Напряжения проводов относительно земли и напряжения нулевой последовательности используют для релейной защиты, а также для сигнализации об однофазных замыканиях в сетях, где повреждения этого вида не подлежат автоматическому отключению и могут быть длительными (сети с изолированной нейтралью).
В схемах (см. рис. 4.35) при отсутствии замыкания на землю вольтметры показывают фазное напряжение, а при замыкании на землю одной из фаз вольтметр этой фазы покажет напряжение, близкое к нулю. Показания двух других вольтметров будут близки к значениям линейных напряжений.
Схема г (см. рис. 4.35) содержит две вторичные обмотки, одна из которых служит для измерений фазных и линейных напряже
Рвс. 4 35. Включение трансформатора напряжения: а — трехфазного трехегержневого, б — комплекта из двух однофазных трансформаторов, в — трех однофазных; г — трехфазного пятистержневого
ний. Вторая обмотка (аь х}) соединена в разомкнутый треугольник, на концах которого напряжение равно нулю при нормальном состоянии сети, так как сумма трех фазных ЭД С, индуктируемых в дополнительных обмотках, равна нулю.
При однофазном замыкании в сети у зажимов разомкнутого треугольника появляется напряжение, соответствующее тройному напряжению нулевой последовательности.
Реле, подключенное к обмотке, подает сигнал о неисправности сети. Число витков на фазу дополнительной обмотки выбирают таким образом, чтобы при замыкании в сети напряжение на ее зажимах составляло около 100 В.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
1. Охарактеризуйте процесс гашения дуги при отключении цепи с током.
2. Объясните назначение и устройство шинных конструкций, изоляторов, плавких предохранителей, разрядников, реакторов.
3. Как осуществляется замена выключателей на напряжение 35 — 220 кВ отделителем и короткозамыкателем? Расскажите последовательность работы элементов схемы?
4. Охарактеризуйте типы выключателей на напряжение 6 — 10 кВ.
5. Объясните назначение и конструкцию трансформаторов напряжения.
Глава 5
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ
§ 5.1. ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
При разработке проекта электроснабжения промышленного предприятия необходимо определить максимальную электрическую мощность, передачу которой требуется обеспечить для нормальной работы объекта. В зависимости от этого значения, называемого расчетной нагрузкой, выбираются источник электроснабжения и все оборудование электрической сети, обеспечивающее передачу требуемой мощности: линии, трансформаторы, распределительные устройства. Неточность определения расчетной нагрузки влечет за собой или перерасход проводникового материала во всей электросети, или ненадежность электроснабжения.
Максимальная мощность, потребляемая группой приемников с переменной нагрузкой, всегда меньше суммы номинальных мощностей этих приемников. Это объясняется тем, что приемники не всегда загружаются на полную мощность, а их наибольшие нагрузки не совпадают по времени. Это необходимо учитывать при выборе элементов системы электроснабжения во избежание завышения их пропускной способности и стоимости. Необходимо также учитывать неравномерность электрических нагрузок по часам суток, по дням недели, по сезонам года. Следовательно, при расчете потребляемой мощности надо анализировать графики нагрузок.
Графиком нагрузки называется кривая изменения тока 1(Т), активной Р(Т) или полной S(T) мощности, потребляемых в процессе работы. При расчетах удобнее пользоваться графиками активной нагрузки Р(Т).
На рис. 5.1 приведен групповой график Р(Т) за наиболее загруженную смену, т. е. за смену, характеризуемую наибольшим потреблением электроэнергии. Именно такие графики служат основой для анализа показателей нагрузки На графике показаны значения активной нагрузки Р переменного характера, которые требуется определять для расчетов систем электроснабжения: средняя нагрузка Рсм, средняя квадратичная нагрузка Ра,
пиковая нагрузка Рш, максимальная нагрузка 30-минутной продолжительности Рзо.
Средней нагрузкой называется такая нагрузка, работая с которой в течение интересующего промежутка времени (смена, сутки, год), электропотребитель потреблял бы то же количество электроэнергии, которое он потребляет в действительности при неравномерной нагрузке. В услови-
Рис. 5.1. Групповой график Р(7)
ях эксплуатации эту нагрузку легко определить по показанию счетчика за интервал времени Т. Например, средняя за наиболее загруженную смену активная Р^ я реактивная нагрузка
Рсм — Сем— Эр/^см^
r~=JPL+QLlJiu.,
(5.1)
где Эа> Эр — соответственно активная и реактивная энергии за время смены 7^; — среднее значение силы тока; 17я — номи-
нальное значение напряжения.
Среднюю квадратичную нагрузку Ра за интервал времени Т можно получить из ступенчатого графика нагрузки, если воспользоваться выражением
(5-2)
где Рь Р2 — фактическая нагрузка единичного потребителя 1, 2; Т1, Тг — фактическое время работы потребителя 1, 2.
По средней квадратичной мощности рассчитываются потери мощности, оценивают эффект снижения потерь мощности в сетях, а также выбирают элементы электрической сети с нестабильной нагрузкой, например, в сварочных сетях.
Максимальная нагрузка заданной продолжительности представляет собой наибольшее ее значение из всех значений за заданный промежуток времени. Например, Р30- — максимальная нагрузка получасовой продолжительности, остальные получасовые интервалы нагрузки за всю смену менее загружены.
Максимальная кратковременная нагрузка продолжительностью несколько секунд называется пиковой нагрузкой. По Р^ про-
4 Эяшсгроснр.бжеинс промышленных 11рсднрня|мй и установок
веряют колебания напряжения, выбирают уставки защиты, плавкие вставки предохранителей.
Чтобы найти расчетную нагрузку, надо заменить действительную переменную по значению нагрузку такой максимальной по значению постоянной нагрузкой, которая была бы эквивалентна фактической нагрузке по максимальной температуре нагрева проводников или по тепловому износу изоляции. Из этого определения следует, что расчетная нагрузка определяется как максимальная усредненная за определенный интервал времени нагрузка, а длительность этого интервала зависит от постоянной времени нагрева т проводников. Время нагрева Т, как известно, принимается равным трем постоянным времени нагрева, т. е. Т=3т. Исследования показали, что проводники малых и средних сечений в сетях промышленных предприятий имеют постоянную времени нагрева т около 10 мин. Поэтому интервал усреднения расчетной максимальной нагрузки принят равным 30 мин. Таким образом, расчетную нагрузку Рр для выбора проводников и аппаратов электрической сети следует выбирать по получасовому максимуму:
Рр=Рза-
(53)
Проводники крупных сечений и мощное электрооборудование электросетей имеют Зт^Ю мин, поэтому выбор их по PV=PW дает несколько завышенные значения сечений токоведущих частей. «Руководящие указания по электроснабжению промышленных предприятий» допускают это как некоторый запас. Исключение составляют трансформаторы. Для них т=1,5...3 ч и более, соответственно и интервал усреднения получается равным 4,5...9 ч. Поэтому за расчетную нагрузку при выборе трансформаторов принимают среднюю нагрузку за максимально загруженную смену
Рю=Р<х- (5.4)
При необходимости более точного учета влияния постоянной времени нагрева 10 мин, например при выборе площади сечения кабелей 70 мм2 и больше, можно определить уточненное значение коэффициента максимума нагрузки Кытр и через него — расчетную мощность Рртр следующим образом:
I. Определяется время усреднения нагрузки Рртр7'=3т (табл. 5.1), например для кабелей с площадью сечения жил 150...185 мм2 т=50мин, Т=3т=2,5 ч.
2. Определяется коэффициент максимума нагрузки Л?мтр для Т-часового максимума нагрузки по формуле
98
Хм-1 у/1Т
где Км — коэффициент максимума, рассчитанный для получасового максимума нагрузки (рис. 5.2 табл. 5.2). Пусть для кабелей с площадью сечения жил 150... 185 мм2, питающих группу приемников, ЛГМ=1,5.
Таблица 5.1. Значения т для проводов в кабелей
Площадь сечения медной жилы, мм2 Постоянные времени нагрева проводов с резиновой изоляцией, мин Постоянные времени нагрева трехжильных бронированных кабелей с бумажной изоляцией на 1...3 кВ, мни
одножильных, проложенных открыто на опорах даух-жиль-ных трехжильных четырех жиль-ных
проложен- проложен-
проложенных в одной трубе ных на воздухе
4 2,4 2,5 3 4 6 18
б 3 4 4,75 6,25 7,2 19,1
10 4,2 6,75 7,5 9,5 8,4 20,6
16 5,6 9,3 И 13,7 10,8 21,6
25 12 13 15,7 19,5 12 26,4
35 9 15,7 19,5 24 14,4 28,8
50 12 19 23,5 28,3 18 32,4
70 15 22 27,5 33 21,6 32,4
95 18,4 26,3 32 37,5 26,4 43
120 21,4 29,5 35,8 42 30 48
150 24,4 33,5 42 47 34,7 53
185 — — — — 40 60
240 — — — — 45 90
Таблица 5.2. Зависимость коэффициента максимума активной мощности Км от приведешого числа преемников при различных значениях коэффициента использования по активной мощности Кя
Число
прием-ников 0,1 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
6 3,04 2,64 2,24 1,88 1,66 1,51 1,37 1,23 1,1
8 2,72 2,31 1,99 1,72 1,52 1,4 1,3 U 1,08
10 2,42 2,1 1,84 1,6 1,43 1,34 1,26 1,16 1,07
14 2,1 1,85 1,67 1,45 1,32 1,25 1,2 1,13 1,07
18 1,91 1,7 1,55 1,37 1,26 1,21 1,16 1,11 1,06
25 1,71 1,55 1,4 1,28 1,21 1,17 1,14 1,1 1,06
35 1,56 1,41 1,3 1,21 1,17 1,15 1,12 1,1 1,05
45 1,45 1,33 1,25 1,17 1,14 1,12 1,11 1,08 1,04
60 1,32 1,25 1.19 1,14 1,12 1,11 1,09 1,07 1,03
80 1,25 1,2 1,15 1,11 1,1 1,1 1,08 1,06 1,03
100 1,21 1,17 1,12 1,1 1,08 1,08 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
Для 2,5-часового максимума
А-млр=1+Л^1 = 1+^«1,23.
V2 2.5 у/5
3. Определяется Ртлр для 2,5-часового максимума в данном примере:
РрД5=АмлрРсм=1,23Рсм. (5.6)
Без учета действительного значения т Рз{г=КмРол= l.SP^, т. е. расчетная нагрузка завышена в 1,5/1,23 = 1,22 раза. Соответственно завышается и площадь сечения жил кабеля.
Для проводов и кабелей с алюминиевыми жилами при одинаковой площади сечения с медными жилами, одинаковой конструкции изолирующих и защитных покровов и одинаковом способе прокладки постоянную времени нагрева можно принять: для голых проводов Та=0,7Тм; для изолированных проводов Та= =0,85Тм; для кабелей Та=0,9Тм; где Та и Тм — постоянные времени нагрева проводов и кабелей с алюминиевыми и медными жилами, соответственно.
Таким образом, при наличии графика нагрузки за наиболее загруженную смену (см. рис. 5.1) можно найти расчетную нагрузку как самую большую нагрузку, усредненную за 30 мин (или за другое время 7), а для трансформаторов — как Ры. Но при
Рис. 5.2. График зависимости от К* и эффективного цикла приемников лэ
проектировании электроснабжения новых предприятии такие графики отсутствуют. Поэтому необходимо пользоваться расчетными характеристиками Км, Кя, коэффициентом формы и другими, полученными на действующих предприятиях того же профиля и приведенными в справочной литературе.
§ 53. ПОКАЗАТЕЛИ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ
В результате исследования графиков нагрузки действующих предприятий получены безразмерные коэффициенты, характеризующие соотношения между суммарной номинальной (т. е. установленной) мощностью расчетной нагрузкой Рр=Рзо,> средней Р« и средней квадратичной Ра нагрузками приемников различных групп.
Коэффициент использования Х^, характеризующий использование мощности приемников по сравнению с их номинальной мощностью, равен отношению средней мощности нагрузки к ее суммарной номинальной мощности:
К Р^+Р2Т^ + -+РТ _ /5
Р* ”рл(т1+г2+...+г+г1вуз)’эяжа6’ ( }
где Э. — активная энергия, потребляемая за наиболее загруженную смену; 3^ — энергия, которая могла бы быть потреблена за смену при номинальной загрузке всех приемников; Тгауз — время между периодами использования энергии.
Коэффициент максимума активной мощности равен отношению расчетной нагрузки группы приемников Рр к их средней нагрузке Р^ в наиболее загруженную смену:
(5-8)
Коэффициент максимума дает возможность перехода от средней нагрузки в наиболее загруженную смену к максимальной расчетной нагрузке Рр, т. е. представляет собой наиболее важную характеристику графика нагрузки. Определение К* проводится для групп приемников одинакового режима, что учитывается значением Кл и в зависимости от эффективного числа электроприемников Лд. Для практических расчетов построены кривые зависимости КЫ—/{КЯ, (см. рис. 5.2, табл. 5.2).
Эффективное число приемников л,, которое необходимо знать для определения Км — приведенное число приемников в группе, однородных по мощности и режиму работы, которое заменяет действительное число л, разнородных и по режиму, и по мощности. Число Пэ определяется как отношение квадрата сум
марной номинальной мощности всей группы из п приемников к сумме квадратов Рв каждого отдельного приемника:
2
(5-9)
1 л
где Руст=2^Ря/ — суммарная номинальная, т. е. установленная, 1
мощность приемников электроэнергии.
Если в группе все приемники имеют одинаковую Рв, то n>= =п. Формула (5.9) требует громоздких вычислений, если число приемников составляет сотни единиц. Поэтому разработаны следующие упрощенные способы определения лэ для групп при п >5.
1. Принимается лэ=л, если самый большой и самый маленький приемники данной группы различаются по мощности не более чем в 3 раза. При этом самые мелкие приемники (в пределах 5% Р^ группы в расчет не принимаются.
2. Если коэффициент использования Кя меньше 0,2, то надо воспользоваться табл. 5.2 или рис. 5.2. При Кя>0,2
1 “нм
(5.Ю)
где номинальная мощность самого крупного приемника электроэнергии в группе.
3. Если лэ>200 или АГн>0,8, то допускается принимать К„=1.
4. Для участков электросети, питающих десятки приемников и более, т. е. для цеховых шинопроводов, ТП и более высоких ступеней электроснабжения, коэффициент максимума находится в пределах от 1,05 до 1,25.
Как видно из рис. 5.3, Км значительно изменяется в зависимости от числа приемников при малых значениях л,. Поэтому при Лэ <4 не пользуются коэффициентом максимума для определения Рр, а определяют Рр как сумму номинальных мощностей приемников Pgj с учетом их коэффициента загрузки:
(5.П)
где th — КПД приемника, К» — коэффициент загрузки приемника.
Рве. 5.3. Упорядоченные график (а) и диаграмма (6) для определения расчетной нагрузки
Коэффициент спроса К. — это отношение расчетной мощности Рр к суммарной номинальной мощности группы:
(5.12)
Следовательно, можно определить как произведение коэффициентов использования и максимума. Учитывая, что Км изменяется в зависимости от следует сделать вывод о такой же зависимости от л, и К^. Но в справочниках значение задано как величина постоянная. Отсюда понятна ограниченность применения коэффициента спроса для расчетов — имеет близкое к постоянному значению только при больших числах приемников. Поэтому применение его для расчетов нагрузки оправдано при больших значениях п,, т. е. при расчетах нагрузок целого участка, цеха, предприятия. Для таких групп /^=(1,05...!, 1)Ка, что и принято в справочниках.
Усредненные значения расчетных коэффициентов К* и Кс, применяемые для определения расчетной нагрузки установок промышленности, приведены в табл. 5.3.
Коэффициент формы графика нагрузки характеризует неравномерность графика во времени. Он равен отношению средней квадратичной нагрузки Ра к ее среднему значению за один и тот же интервал времени:
Кф—PaJPcu-
(5.13)
Наименьшее значение (К$= 1) коэффициент формы принимает при постоянстве нагрузки во времени. В условиях эксплуатации СЭС Хф определяют по показаниям счетчикв Эа за т интервалов времени Т по формуле
(5.14)
где т — число интервалов времени Г, на которое разбит весь график нагрузки.
Аналогично определяется коэффициент формы графика реактивной мощности Кфр. Опыт исследований показывает, что для предприятий с ритмичным процессом производства и постоянным объемом выпускаемой продукции близок к постоянному и равен 1,1...1,15.
Коэффициент заполнения графика нагрузки (коэффициент нагрузки) Кя (Л^р) — это отношение средней активной мощности Рс^ к максимальной расчетной мощности Рр:
КЯ=РШ/РГ=1/К„ (5.15)
т. е. Кя — величина, обратная коэффициенту максимума нагрузки.
Коэффициент разновременности максимумов нагрузки КрМ — это отношение суммарного расчетного максимума нагрузки всего предприятия Рр к сумме расчетных максимумов всех цехов, замеренных для каждого цеха отдельно:
KpM=PpL/XPp. (5.16)
Этот коэффициент учитывает сдвиг во времени максимумов нагрузки различных цехов, приводящих к снижению максимума нагрузки предприятия. Приближенно для системы внутреннего электроснабжения предприятий /^^=0,85...!.
В результате учета коэффициента Крм расчетная нагрузка предприятия снижается, но она не может быть ниже средней за максимально загруженную смену Ры.
Определение различных коэффициентов и значений электрической нагрузки, рассмотренных выше, базируется на том, что при расчете известна номинальная мощность каждого приемника. Номинальная мощность приемника Ря — это обозначенная на его щитке или в паспорте мощность Р^а, длительно допустимая по нагреву. Для приемников повторно-кратковременного режима (ПКР) на заводской паспортной табличке указывается мощность при неравномерной нагрузке, когда кратковременные рабочие периоды чередуются с паузами, а длительность рабочего времени Тр и пауз То в каждом цикле работы не
превышает 10 мин и характеризуется показателем продолжительности включения ПВщсп.
ПВпасп= T,/(TV-То). (5.17)
Таблица 5.3. Расчетные коэффициенты использования электрических мощностей электронрвемннков
Элеггроприемних Коэффициент
использования Кя мощности СО8ф спроса
Металлорежущие станки при мелкосерийном производстве с нормальным режимом работы — мелкие токарные, строгальные, фрезерные, сверлильные, карусельные и расточные 0,12—0,14 0,4—0,5 0,14—0,16
То же, при крупносерийном производстве 0,16 0,5—0,6 0,2
Штамповочные прессы, автоматы, револьверные, обдирочные, зубофрезерные, а также крупные токарные, строгальные, фрезерные, карусельные и расточные станки 0,17 0,65 0,25
Приводы МОЛОТОВ, КОВОЧНЫХ матпин, волочильных станков, очистных барабанов, бегунов и др. 0,2—0,24 0,65 0,35—0,4
Переносный электроинструмент 0,06 0,5 0,1
Вентиляторы и эксгаустеры 0,6—0,65 0,8 0,65—0,7
Насосы, компрессоры, двигатель-гене-раторы 0,7 0,85 0,75
Краны, тележки при продолжительности включения 25% 0,05 0,5 0,1
То же, при продолжительности включения 40% 0,1 0,5 0,2
Элеваторы, транспортеры, шнеки, не-сблокнрованные конвейеры 0,4 0,75 0,5
То же, сблокированные 0,55 0,75 0,65
Сварочные трансформаторы дуговой сварки 0,2 0,4 0,3
Однопостовые сварочные двигатель-ге- 0,3 0,6 0,35
нераторы Многопостовые сварочные двигатель-генераторы 0,5 0,7 0,7
Сварочные машины шовные 0,2—0,5 0,7 "
То же, стыковые и точечные 0,2—0,25 0,6 —
Сварочные дуговые автоматы 0,35 0,5 0,5
Печи сопротивления с автоматической загрузкой изделий, сушильные шкафы, нагревательные приборы 0,75—0,8 0,95 0,71
Печи сопротивления с неавтоматической загрузкой изделий 0,5 0,95 0,8
Индукционные печи низкой частоты — 0,35 0,8
Двигатель-генераторы индукционных печей высокой частоты — 0,65 0,8
Ламповые генераторы индукционных печей высокой частоты — 0,65 0,8
Чтобы поставить сети, питающие приемники ПКР, в равные по нагреву условия с приемниками длительного включения с постоянной нагрузкой, необходимо привести нагрузку ПКР к номинальной длительной мощности при ПВ=100% по следующим формулам:
для двигателей ПКР (краны, тельферы, подъемники и т. п.)
Ри = Рц»С11\/НВ1иа2, (5.18)
для трансформаторов сварочных аппаратов, где задается мощность трансформатора
Рц = ^ц»сп ^/llВщст COS (Рцасиу (5-19)
где costp — коэффициент мощности сварочного трансформатора по паспорту.
Под номинальной реактивной нагрузкой одного электроприемника следует понимать потребляемую индуктивную (со знаком плюс) мощность или отдаваемую в сеть синхронными двигателями, работающими с перевозбуждением (со знаком минус), реактивную мощность при номинальных значениях активной нагрузки, напряжения и коэффициента мощности.
В среднем коэффициент мощности силовых установок, не имеющих синхронных двигателей, cost?=0,5...0,7. Синхронные двигатели учитываются как источники реактивной мощности.
§ 5.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ НАГРУЗКИ
Экспериментальные исследования нагрузок в действующих промышленных установках показали, что индивидуальные и групповые графики нагрузки приемников одного и того же профиля весьма различны, так как они зависят от многих случайных факторов. Из этих графиков трудно найти какие-либо обобщающие характеристики. Но если эти же графики, записанные экспериментально, перестроить в виде упорядоченных диаграмм (УД) по убывающим ординатам Р (см. рис. 5.3, а), то УД одинаковых групп приемников достаточно близко совпадают. Это свойство УД служит исходным положением метода упорядоченных диаграмм для определения расчетных нагрузок.
Если повернуть упорядоченный график (см. рис 5.3, а) на 90° и построить по его средним точкам огибающую, то получим кривую 1 (см. рис. 5.3, 6) — упорядоченную диаграмму. Сравнение УД с кривой 2 (функцией распределения случайных величин нормального закона) показывает достаточное совпадение кривых 1 и 2. Это послужило основанием для использования математи-106
ческих методов теории вероятностей при нормальном законе распределения в решении задач расчета нагрузок промышленных предприятий.
Нормальное распределение случайных величин, как известно, характеризуется математическим ожиданием М(Р) и стандартом а. При расчете нагрузок математическим ожиданием случайной нагрузки является ее среднее значение Р^, а стандартом случайной величины нагрузки — корень квадратный из ее дисперсии:
(5.20)
Используя метод упорядоченных диаграмм, исследователи получили возможность расчета рассмотренных коэффициентов обработкой экспериментальных графиков по методам теории вероятностей и математической статистики.
Определение расчетной нагрузки по методу упорядоченных диаграмм проводится по выражению, соответствующему приведенным выражениям (5.7) и (5.8):
PV=KJ\^KJCJ\, (5.21)
где Кя — коэффициент использования активной мощности группы приемников (см. табл. 3.3); Ру и Рп — установленная (суммарная номинальная) мощность приемников; для приемников ПКР Ри, входящая в Ру, должна быть приведена к длительной номинальной мощности при ПВ = 100% по формуле (5.18). Средняя мощность Ры определяется из выражения (5.7):
Км — коэффициент максимума активной нагрузки, определяемый по кривым KM=f(Kn, Иэ) (см. рис. 5.3 и табл. 5.1). Методика расчета щ дана в § 5.2.
Определение расчетной нагрузки по методу коэффициента спроса (табл. 5.4) находит применение только для предварительных расчетов при большом числе приемников в группах. Выражение для определения Рр соответствует (5.12):
РР=АсРу, (5.22)
где Хс — коэффициент спроса приемников данной группы;
Ру — установленная мощность, известная для каждого цеха.
Расчетная нагрузка электроосвещения также определяется по методу коэффициента спроса:
где Ас.о — коэффициент спроса; Рул — удельная установленная мощность электроламп; К^р л — коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре светильников.
Определение расчетной нагрузки по методу коэффициента формы выполняют для групп электроприемников с резкопеременной нагрузкой, колеблющейся с большой частотой. Расчетная нагрузка таких приемников близка к средней квадратичной:
р л СХ'
Расчетная (средняя квадратичная) нагрузка по средней мощности за наиболее загруженную смену и по коэффициенту формы определяется из выражений
Pp=^;ep=Pptg<P, (5.24)
где — коэффициент формы, определяемый из выражения (5.14); в случае затруднений его расчета К^= 1,1...1,3; Рщ= =КЛРУ — средняя нагрузка, расчет которой рассматривался выше; tgp — тангенс угла между током и напряжением нагрузки.
Определение расчетной нагрузки по удельным показателям дополняет приведенные основные методы и помогает проверить полученные результаты расчета нагрузки. По этим методам можно ориентировочно определить расчетную мощность электропотребителей всего предприятия на самых ранних стадиях проектных расчетов, когда еще неизвестна установленная мощность предприятия.
Расчет нагрузки по удельной нагрузке на единицу производственной площади
Pp=PoF, (5.25)
где ро — удельная расчетная нагрузка на 1 м2 производственной площади; F — производственная площадь, м2.
Расчет нагрузки по удельному расходу электроэнергии на единицу продукции
Рр=(3/о4Э..уд)/7’см, (5.26)
где Л/см — выпуск за смену единиц продукции; Эа.уд — расход электроэнергии на единицу продукции, кВт ч/ед.
Если Э»,Уд известна в годовом объеме Л/, то
Рр=(Э^)1Т„, (5.27)
где Ти — число часов использования максимума нагрузки.
По этому методу выполняют расчеты нагрузки предприятий промышленности на стадии технико-экономического обоснования проекта при наличии данных об удельных расходах электронергии на единицу объема или массы аналогичной продукции.
Пиковые нагрузки возникающие при пуске асинхронных двигателей, при работе сварки и т. д., определяются из выражения
+ (Ip -^hXlm),
Лшж— Лгусх.м
(5.28)
где
вусхм — сила пускового тока наибольшего двигателя в данной группе; /р — расчетная сила тока всей группы; Кя — коэффициент использования запускаемого двигателя; — сила номинального тока двигателя.
Расчетная нагрузка однофазных приемников определяется по наиболее загруженной фазе. Если однофазная нагрузка включена на линейное напряжение Uab, то эквивалентная трехфазная нагрузка
(5.29)
Т аблица 5.4. Зиачеяия коэффициентов сароса
Вида промышленности
Металлообрабатывающие и машиностроительные заводы Химические заводы Текстильные фабрики Деревообделочные заводы Фабрики легкой и пищевой промышленности 0,15—0,30 0,20—0,40 0,40—0,60 0,15—0,30 0,20—0,40
а если на фазное напряжение С7Л, то
Ss=3SA
(5.30)
где SAB, SA — нагрузка однофазного приемника, включенного соответственно на линейное и фазное напряжения.
При включении на линейное напряжение трех разных по значению нагрузок Si > S2 > S3
Ss=s/3-s/Si+S2+SiS2-
(5.31)
Например, при нагрузке фаз 40, 30 и 20 кВ А S3= 1,73 7402 4- 302 + 40 • 30 = 105 кВ А.
При включении неравных нагрузок 5'1>5'2>5'з на фазные напряжения эквивалентная трехфазная нагрузка определяется как тройная нагрузка наиболее загруженной фазы:
S,= 3S,.
(532)
Используя найденную эквивалентную нагрузку по формуле
Рр=ХиАм5эсо8ф,
(5.33)
определяем расчетную активную нагрузку.
§ 5.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Годовой расход активной электрической энергии силовыми электроприемниками можно определить из следующего выражения:
Эжх— Рсг^г — СМРрГм.
(5-34)
Годовой расход электроэнергии на освещения Эахо определяется аналогично:
Эа-го — у < Тг.о— Рр.оГг.о-
(5.35)
Рассмотрим, как определяются входящие в эти выражения величины.
Годовой фонд рабочего времени силовых электроприемников
Тт=(365 - т)п Тм — Тф,
(5.36)
где m — число нерабочих дней в году; п — число смен; — продолжительность смены, ч; Тщ, — годовое число часов, на которое сокращена продолжительность работы в предвыходные и предпраздничные дни; Тг.о — число часов горения ламп в году; Гм — число часов использования максимума нагрузки зависит от числа рабочих смен в сутки.
Среднегодовая активная нагрузка
где К^э — коэффициент сменности по энергоиспользованию.
Эта нагрузка меньше средней мощности за наиболее загруженную смену, так как не все смены загружаются максимально. Это и учитывает коэффициент сменности по энергоиспользованию Кс.3, показывающий отношение фактического годового элек
тропотребления к тому потреблению, которое могло бы бы фэи работе каждой смены как максимально загруженной.
При отсутствии данных о допускается определение год
вого расхода электроэнергии из выражения
Эжх=Рр7^, (5.3
где Рр — расчетная (максимальная 30-минутная) нагрузка.
Годовой расход электроэнергии 3>J? по предприятию в цело слагается из расходов: силовых приемников НН (Э^ла) и В (Э^.вд), расхода на электроосвещение (Э^о) и на потери А в линиях АЭД и трансформаторах АЭТ:
“Ь’Эи.ЖЯ
+Э,хо+АЭЛ+АЭТ.
(5.31
Аналогично определяется годовой расход реактивной эне{ гии. При наличии в цехах синхронных двигателей, используемы как источник реактивной мощности в режиме перевозбуждение вырабатываемая ими реактивная мощность входит в выражени Эрт со знаком минус:
*р,г—Эр хлв “Ь Эр хи+Эрх.о+АЭр 14-АЭр л Эр,с<д. (5.39
В приближенных расчетах годовой расход электроэнергии ш предприятию в целом можно определить по формулам
Эа_г=Р]рТ'мэ Эрх=еРГм, (5.40
где Рр, бР — расчетные мощности предприятия в целом, актив ные и реактивные, соответственно.
§ 5.5. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ РАСЧЕТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
При определении электрических нагрузок в сетях напряжением до 1000 В (силовые шкафы, магистрали, шинопроводы) целесообразно применять следующую последовательность расчета:
1. Сведения о числе, номинальной мощности всех установленных силовых электроприемников напряжением до 1000 В (без учета резервных) данного расчетного узла, а также их средние активные и реактивные нагрузки суммируют.
2. Определяют групповой коэффициент использования Ка и средневзвешенный коэффициент мощности costp.
3. Находят эффективное число электроприемников «э-
4. По кривым (см. рис. 5.2) определяют Кы, а затем рассчитывают Рр и бР.
5. Если в данном расчетном узле имеются электроприемники с практически постоянным графиком нагрузки, то определяют суммарную номинальную мощность и среднюю нагрузку этйх электроприемников.
6. По узлу в целом расчетную силовую нагрузку определяют сложением максимальных нагрузок электроприемников с переменным графиком и средних нагрузок электроприемников с практически постоянным графиком.
7. Определяют полную силовую нагрузку, силу расчетного (получасового) тока и силу пикового тока.
Нагрузку резервных и кратковременно работающих электро-приемников (дренажные насосы, задвижки, вентили и т. д.) при подсчете средних нагрузок не учитывают.
По трасформатору в целом средние и максимальные нагрузки до 1000 В определяют аналогичным образом, но с учетом осветительных нагрузок и мощности статических конденсаторов напряжением до 1000 В.
В сетях с напряжением выше 1000 В электрические нагрузки отдельных узлов — распределительных подстанций (РП) и главных понизительных подстанций (ГПП) — целесообразно определять также на основе приведенной методики.
При Лэ >200 и любых значениях Ка, а также при ЛГн>0,8 и любых значениях можно принимать Рр=Ры.
Расчет целесообразно проводить в такой последовательности.
1. Номинальные мощности всех силовых электроприемников напряжением до и выше 1000 В, присоединенных к данной секции РП, и их средние нагрузки суммируют.
2. Определяют номинальную мощность наибольшего электроприемника.
3. Определяют n,, Кы, cos^, Рр и Qp.
4. Если имеются электроприемники напряжением выше 1000 В с практически постоянным графиком нагрузки, то их данные (число, номинальные мощности и средние нагрузки) записывают ниже тех же данных по прочим электроприемникам.
5. Суммируют отдельно осветительные нагрузки.
6. Прибавляют потери в силовых трансформаторах. Потери в цеховых трансформаторах определяют по расчетным кривым, приведенным в справочниках, или при полной нагрузке трансформаторов мощностью до 1600 кВ А, применяемых в основном в качестве цеховых, принимают ориентировочно равным:
потери в меди (кВт)
ДР= (0,02...0,025)5;
потери в стали на намагничивания (квар) А£)=(0,105...0,125)5.
(5.41)
(5-42)
7. Подводят общие итоги средних и максимальных силовых нагрузок, осветительных нагрузок и потерь в трансформаторах па секции.
8. Нагрузки по РП в целом и 11111 определяют так же, как и пр отдельной секции РП.
На предприятиях, имеющих крупные электроприемники (двигатели компрессоров, насосов и т. д.), максимальную силовую нагрузку определяют алгебраическим сложением максимальной нагрузки этих крупных электроприемников с максимальной силовой нагрузкой остальных электроприемников.
Общую электрическую нагрузку по предприятию в целом определяют сложением всех силовых и осветительных нагрузок:
Sp=VEPp2+Xep2. (5.43)
Если по условиям технологического процесса можно ожидать несовпадения во времени наиболее загруженных смен или неодновременной работы крупных агрегатов, разрешается применение коэффициента участия в максимуме. Этот коэффициент принимают в пределах от 0,85 до 0,95.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
1. Для каких расчетов определяются средняя Р^, средняя квадратичная Ра, расчетная PV^P^, пиковая Р^ нагрузки?
2. Как определяются расчетные коэффициенты Kw> Кы, Кс, К$, КШг
3. Порядок расчета нагрузки по методу упорядоченных диаграмм
4. Как определить расход электроэнергии предприятием за год?
5. Назначение графиков нагрузки.
б. Чем отличаются графики нагрузки промышленных предприятии?
7. Для чего и по каким данным составляются суточные, месячные и годовые графики нагрузки? От чего зависит форма кривом графика?
8. Какие технико-экономические показатели определяются из графиков нагрузка?
9. Перечислите методы расчета электрических нагрузок.
10. Что называется коэффициентом спроса и в чем его суть?
11. В чем заключается метод определения электрических нагрузок по способу установленной мощности и коэффициента спроса?
12. От чего зависит точность метода определения электрических нагрузок по удельному расходу энергии на единицу продукции9
13. В чем преимущества метода упорядоченных диаграмм и почему он рекомендован ПУЭ и руководящими указаниями для определения электрических нагрузок?
Глава 6
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В
§ 6.1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Электрической сетью называют совокупность подстанции и линии электропередач различных напряжений, предназначенных для передачи и распределения электроэнергии.
Линии электропередачи (ЛЭП) — электроустановки, предназначенные для передачи электрической энергии.
По выполнению электрические линии подразделяют на воздушные, кабельные, токопроводы и шинопроводы.
По назначению электрические сети делят на сети внешнего и внутреннего электроснабжения.
Электрические сети промышленных предприятии напряжением выше 1000 В имеют следующие номинальные напряжения: б, 10, 20, 35, ПО и 220 кВ.
По назначению различают сети питающие, распределительные, местные и районные. Питающими называют сети, передающие электроэнергию от энергосистемы предприятиям, в том числе и основные сети энергосистемы, т. е. сети напряжением 220 кВ и выше. Распределительными называют сети, к которым непосредственно присоединяются электроприемники — это сети напряжением до 10 кВ (иногда 20 и 35 кВ). Распределительными также называют и сети более высокого напряжения (ПО...220 кВ), если они питают большое число приемных подстанций глубокого ввода (ПГВ), расположенных на территории предприятия. Местные электрические сети — сети, обслуживающие небольшие районы с относительно малой плотностью нагрузки, напряжением до 35 кВ включительно. Районные электрические сети — сети, охватывающие большие районы и связывающие электрические станции системы между собой и с центрами нагрузок, напряжением 110 кВ и выше.
К электрическим сетям предъявляются требования надежности, экономичности, безопасности и удобства в эксплуатации, возможности индустриализации строительных и монтажных работ.
§ 62. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
По конструктивному выполнению электрические сети делят на воздушные и кабельные линии.
Воздушной линией (ВЛ) называется устройство для передачи и распределения электроэнергии по проводам, проложенным открыто и прикрепленным изоляторами и арматурой к опорам.
К главным конструктивным элементам ВЛ относятся: опоры;
провода, служащие для передачи электроэнергии; изоляторы, изолирующие провода от опоры;
линейная арматура, с помощью которой провода закрепляются на изоляторах;
защитные тросы.
Опоры воздушных линий разнообразны по конструкции. Большая часть опор на линии служит только для поддержания проводов на высоте. Такие опоры называют промежуточными (рис. 6.1, а).
Анкерные опоры (рис. 6.1, б) устанавливают в начале и конце линии (концевые опоры), с обеих сторон переходов через автомобильные и железные дороги, реки и другие препятствия. На прямых участках анкерные опоры устанавливают через каждые 2 — 3 км. Их рассчитывают на устойчивость при одностороннем обрыве всех проводов. В местах поворота линии устанавливают угловые опоры.
Опоры линий электропередачи изготавливают из дерева, металла, железобетона. В последнее время железобетонные опоры получают преимущественное распространение для ВЛ напряжением 6...220 кВ. Провода подвешивают на опорах с помощью штыревых и подвесных изоляторов. Для линий с напряжением до 1000 В применяют штыревые изоляторы. Для линий с напряжением 6 и 10 кВ применяют штыревые и подвесные изоляторы. Провода воздушных линий напряжением 35 кВ и выше, как правило, подвешивают на подвесных изоляторах.
Изоляторы крепят на опорах с помощью крюков, штырей и специальных скоб.
Механическая прочность воздушных линий обеспечивается соответствующим выбором сечения и натяжения проводов, типом изоляторов и конструк-ЦИеЙ ОПОр. а — промежуточные, б — анкерные
Рве. 6.1. Железобетонные опоры воздушных линий 6... 10 кВ:
Воздушные линии в зависимости от напряжения и категории надежности приемников, питающихся от этих линий, делят на три класса: I — выше 35 кВ; II — до 35 кВ; III — до 1 кВ.
Для воздушных иний I и П класса применяют только мноцо-проволочные провода и тросы.
По конструкции провода делят на однопроволочные и многопроволочные. Однопроволочные провода изготовляют из меди сечением до 10 мм2 и стальные — диаметром до 5 мм.
ШХкала сечений токоведущих жил проводов, предусмотренная стандартом, следующая: 0,5; 0,75; 1,0; 1,5; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25| 35; 50; 70; 95; 120; 150; 185; 240; 300; 400; 500; 600; 700 мм2.
На ВЛ применяют неизолированные провода: алюминиевые (А), медные- (М), сталеалюминиевые (АС), сталеалюминиевые усиленные (АСУ), сталеалюминиевые проволочные (ПСО), стальные многопроволочные (ПМС), (ПС), специальные алюминиевые и сталеалюминиевые с защитой от коррозии для прокладки на побережьях морей, соленых озер, в промышленных районах и районах засоленных песков (АКП, АСКС, АСК).
Однопроволочный провод состоит из одной круглой проволоки и изготовляется для площадей сечений 4, 6, 10 мм2.
Многопроволочный провод свивается из отдельных проволок диаметром 2 — 3 мм для площади сечения 10 мм2 и выше.
Сталеалюминиевые провода имеют сердечник из стальной проволоки для увеличения механической прочности. Такие провода широко применяются в сетях напряжением 35 кВ и выше.
Алюминиевые провода отличаются большими удельными электросопротивлениями (р=28,8 Ом мм2/км) и меньшей механической прочностью (ст= 156 ч-180 МПа), чем медные, но они значительно дешевле.
Сталеалюминиевые провода имеют близкое к алюминиевым проводам удельное сопротивление, а их прочность а=700 МПа. Согласно ПУЭ, ограничиваются наименьшие площади сечения проводов по условиям снижения потерь мощности на корониро-вание и по условиям механической прочности: для ВЛ напряжением 6...10 кВ — 25 мм2; 35 кВ — 35 мм2; НО кВ — 70 мм2; 220 кВ — 240 мм2.
Медные провода имеют малое электросопротивление (р=18 Ом мм2/км), сопротивление на разрыв ст=400 МПа и применяются лишь в условиях повышенной опасности по взрыву.
Изоляторы ВЛ изготавливают из фарфора вши закаленного стекла. К достоинствам стеклянных изоляторов относится то, что в случае электрического пробоя или разрушающего механического, или термического воздействия закаленное стекло изолятора не растрескивается, а рассыпается. Это облегчает нахождение не только места повреждения на линии, но и самого поврежденного изолятора.
Конструктивно изоляторы подразделяют на штыревые (рис. 6.2, а, б, в), подвесные (рис. 6.2, г) и проходные.
Кабельной линией называют устройство для передачи электроэнергии, состоящее из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями.
Кабельные линии прокладывают в местах, где затруднено строительство ВЛ, например, в условиях стесненности на территории предприятия, переходах через сооружения и т. п. В таких условиях кабельные линии более надежны, лучше обеспечивают безопасность людей, чем воздушные линии, и дают очень большую экономию территории. Но стоимость кабельных линий в 2 — 3 раза выше, чем воздушных, при номинальном напряжении 6...35 кВ и в 5...8 раз — при напряжении ПО кВ.
В распределительных сетях используют силовые кабели с бумажной изоляцией токоведущих проводов (жил), бронированные от внешних повреждений. Материал токоведущих жил — алюминий или медь; в настоящее время применяется преимущественно алюминий. По числу токоведущих жил кабели бывают одно-, двух-, трех- и четырехжильные. Причем двух- и четырехжильные кабели изготавливают только на напряжение до 1000 В.
На рис. 6.3 показано устройство бронированного кабеля, рассчитанного на напряжение 1...10 кВ, с секторными жилами, бумажной изоляцией и вязкой пропиткой.
Новая конструкция кабелей с пластмассовой изоляцией из полиэтилена и полихлорвинила не требует защитной оболочки. Это позволяет существенно снизить расход свинца и алюминия и уменьшить массу кабеля, снизить его стоимость. Поэтому синтетическая изоляция кабелей постепенно вытесняет бумажную.
Маркировка кабелей дает представление об их конструкции, например СБ-3 х 95 — трехжильный кабель со свинцовой оболочкой, бронированный стальной лентой, с медными жилами площадью сечения 95 мм2; АСБ-3 х 95 — то же, но с алюмини-
Рис. 6.2. Линейные изоляторы:
а — штыревой для линий напряжением 0,4 кВ; б — штыревой для линий напряжением 6... 10 кВ, в — штыревой для линий напряжением 20...35 кВ, г — подвесной для линий напряжением 35 кВ в загрязненных районах
Рис. 6.3. Трех жильный кабель, рассчитанный на напряжение 10 кВ, с секторными жилами*
1 — тохопроводящие ЖИДЫ ИЗ АЛЮМИНИЯ или меди; 2 — бумажная (фазная) пропитанная маслом изоляция, 3 — джутовые заполнители, 4 — Ъумъжявл, пропитанная маслом (поясная) изоляция, 5— свинцовая оболочка, б — прослойка ю джута, 7—стальная ленточная броня; 8 — наружный джутовый покров
евыми жилами; ААБ-3 х 95 — то же, но с алюминиевыми жилами и с алюминиевой оболочкой; ААБГ-3 х 95+1 х 50 — то же, но с четвертой жилой, имеющей площадь сечения 50 мм2 и без наружного покрова; ААШВ-Зх120— трехжильный кабель с алюминиевыми жилами площадью сечения 120 мм2 и оболочкой, с поливинилхлоридным защитным шлангом. Кабели марки ААШВ в настоящее время наиболее широко распространены при прокладках по трассам всех видов, так как они дешевле стоят и в большей мере отвечают требованиям пожарной безопасности благодаря тому, что поливинилхлоридный шланг не распространяет горение. Наряду с кабелями марки ААШВ широкое применение имеют кабели марок ААБ и ААБГ. Кабели марок АСБ и СБ применяют в случаях повышенной опасности окружающей среды.
Выбор способа прокладки кабелей зависит от их числа, места прохождения трассы, условий окружающей среды и почвы, требований эксплуатации и, конечно, от экономических показателей (табл. 6.1). При числе кабелей до 18
в одном направлении дешевле стоит прокладка их в траншеях (по 6 кабелей в одной траншее) (рис. 6.4, а) и кабельных каналах (рис. 6.5, б). При числе кабелей 24 и более экономические преимущества на стороне эстакадного способа прокладки.
Для соединения кабелей между собой и оконцевания применяют соединительные и концевые муфты (заделки). Подробно о видах соединений и оконцевании и способах прокладки кабелей можно прочитать в специальном курсе «Монтаж, эксплуатация и ремонт электрообо-
рудования промышленных предприятий».
На морских нефтепромыслах для кабельных линий напряжением 6... 10 кВ применяется кабель типа СК, специально рассчитанный на прокладку по дну моря при отсутствии эстакады. Строительная длина его 500 м. Можно соединять отрезки кабеля подводными кабельными муфтами, но стремятся таких соединений не иметь, а вывести муфту по специально сооружаемому
основанию на воздух.
В распределительных сетях энергоемких производств требуется передавать в одном направлении токи силой 1500...2000 А
Рис. 6.4. Размещение кабелей в земляной трянтпее (а) в каналах на конструкциях (б):
1 — защитное покрытие, 2 — кабель; 3 — песчаная подушка; 4 — стойка металлическая, 5...8 — полки-кронштейны; 9 — скоба; 10 — стенка канала; 11 — фундаментная плита
и более при напряжении 6... 10 кВ. В таких случаях используют токопроводы.
Таблица 6.1. Рекомендация но выбору способа прокладки кабелей
Число кабелей Стоимость прокладки кабелей 1 км, тыс. руб.
траншея жавал тоннель эстакада
6 5,23 12,3 — 39,28
12 10,46 24,8 — 39,28
18 15,69 31,88 — 41
24 — 49,6 — 41
30 — 61,6 96,8 41
Жесткие токопроводы прокладывают в туннелях (рис. 6.5), на эстакадах, по стенам зданий (на кронштейнах, на железобетонных опорах). К недостат- i
кам жестких токопроводов относится высокая стоимость строительной части, высокое индуктивное сопротивление, отключение большого числа токоприемников при повреждении глин.
Гибкие токопроводы (рис. 6.6) выполняют на отдельно стоящих опорах J, как воздушные линии, но в каждой фазе подвешивают шесть — восемь проводов типа А-600 и осуществляют транспозицию проводов. Гибкие токопроводы 2 сто-
Рис. 6.5. Жесткий симметричный токопровод на напряжение 6 .10 кВ в туннеле-
1 — железобетонные конструкции туне-ля, 2—токопроводы; 3 — конструкции крепления токопроводящих жил
Рис. 6.6. Гибкие симметричные токопроводы на напряжение 10 (а) и 35 кВ (6)
ят дешевле жестких при равной мощности благодаря применению подвесной изоляции вместо опорной, уменьшенному числу изоляторов и сокращению потерь в деталях крепления. Но гибкие токопроводы требуют больше места на территории предприятия.
§ 63. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Основная цель расчетов электрических сетей промышленного предприятия — нахождение оптимального проектного решения при выборе параметров элементов электросети с учетом всех технических требований при наименьших приведенных затратах на ее сооружение и эксплуатацию. В объемы этих расчетов входят:
расчет электрических нагрузок — средней, максимальной, пиковой;
определение местоположения понижающих подстанций на генплане, выбор числа и мощности трансформаторов ГПП;
выбор номинальных напряжений проектируемой сети предприятия;
расчет параметров схемы замещения сети и расчет токов короткого замыкания в различных ее точках;
выбор коммутационной аппаратуры, изоляторов, проводов, кабелей;
определение потерь мощности, энергии, напряжения и расчеты напряжений в разветвленной электросети;
определение параметров режима работы сети и показателей качества электроэнергии;
выбор оптимальной компенсации реактивной мощности;
расчеты для выбора защитных устройств сети, защиты от перенапряжений, заземляющих устройств.
Ниже рассмотрен метод электрического расчета сети, при котором учитывается, что провода воздушных линий и жилы кабельных линий обладают не только активными и индуктивными сопротивлениями, но и емкостями относительно друг друга и относительно земли. Для выполнения этого расчета необходимо выбрать схему замещения сети и определить ее параметры.
Схемы замещения элементов электрических сетей. Все линии электрической сети обладают активным сопротивлением Ля, реактивным сопротивлением активной проводимостью бл и емкостной проводимостью Вп. Реактивные сопротивления и проводимости линий обусловлены магнитными и электрическими полями, возникающими вокруг проводников с силой тока 1п и напряжением U на всем протяжении линии. Поэтому все параметры линии распределены по всей ее длине /. Но в практических расчетах промышленных электросетей равномерно распределенные параметры линий для простоты заменяют сосредоточенными параметрами. Сосредоточенные параметры схемы замещения линии электропередачи (рис. 6.7, а) можно определить по формулам
G=qb, (6.1)
B=bl; (6.2)
Bn=poh (б.з)
Хх=хо/, (6.4)
где q=tiPJUz — удельная активная проводимость линии, определяемая в основном потерями на коронирование ДРК на 1 км линии; b — удельная емкостная проводимость линии, зависящая от емкости линии между проводами разных фаз и на землю, См/км; Го — удельное активное сопротивление линии, известное для проводов и кабелей каждой марки, Ом/км; х0 — удельное индуктивное сопротивление линий, которое почти не зависит от сечения проводов, х0=0,35...0,4 Ом/км для воздушных линий всех
напряжений до 220 кВ, Хо=0,08 Ом/км для кабельных линий; I — длина линии, км.
Для линий напряжением ПО кВ и более низкого напряжения проводимости G и В незначительны. Поэтому П-образная схема замещения (см. рис. 6.7, а) заменяется более простой схе-
Рис. 6.7. Схемы замещения линии электропередачи
мой (рис. 6.7, 6), содержащей лишь сопротивления Лл и Хп.
Схема замещения трансформатора (рис. 6.8, а) — это Г-об-разная схема, в которой не учтена цепь намагничивания. Параметры трансформатора X? и (в Ом) определяются по следу-
ющим формулам:
Д=103ДРмС/,2/5,2,;
(6.5)
X^WU.UHS^
(6.6)
где ДРМ — потери в меди трансформатора при номинальной нагрузке 5Тл, кВт; ия — номинальное напряжение сети, для которой проводится расчет, кВ; С7К — напряжение короткого замыкания, %; 5Тл — номинальная мощность трансформатора, кВ • А.
Полную схему замещения участка сети (рис. 6.8, 6), состоящего из линии трансформатора (или параллельно включенных сопротивлений нескольких линий и трансформаторов) с нагрузкой Z, в конце сети, можно представить в виде последовательно включенных сопротивлений (рис. 6.8, в):
активное
Я=ЛЛ+Д; (6.7)
индуктивное
У=УЛ+УТ; (6.8)
полное
Z=y/B2+X2. (6.9)
Нагрузка в конце линии изображается (см. рис. 6.8, в) в виде тока или полной мощности Seup с указанием коэффициента мощности cost?.
Определение напряжении в разветвленной электросети. Используя схему замещения линии, определим потерю напряжения в линии электропередачи, по которой передается ток нагрузки силой /. Этот расчет также можно выполнить и для всей цепи (см. рис. 6.8, б) с параметрами R и X. На рис. 6.9, а представлена 122
a — замещения трансформатора; 6 — замещения участта сета
векторная диаграмма линии, где — вектор фазного напряже ния в начале линии; — то же, в конце линии; /К, IX — паде ния напряжения в активном и реактивном сопротивлениях, соот ветственно.
При построении диаграммы вектор совмещен с оськ координат, а вектор тока нагрузки / отстает от на угол ср2, та соответствует индуктивной нагрузке потребителей. Вектор II откладывается от конца вектора С72ф (точка а) параллельно век тору I до точки 6, а вектор индуктивного падения IX— с опере жением вектора / силы тока на 90° до точки е. Сумма векторов II и IX равна вектору падения напряжения IZ в фазе линии (отрезок ае). Сложив вектор IZ с вектором напряжения в конце линии U2$ т. е. соединив точки е и а, получим напряжение в начале лини» (71ф (отрезок ое).
Арифметическая разность напряжений, измеренных в начале и конце линии, называется потерей напряжения:
ли^и^-и^.
В данном случае (см. рис. 6.9, а) потеря напряжения равна отрезку ат. В приближенных расчетах можно считать, что отрезок ат равен проекции вектора падения напряжения IZ на направление U^, т. е. отрезку ad.
Исходя из этого допущения найдем из векторной диаграммы, что
ДС7ф=/Лсо5д>2+/^5т^2, (6.10)
где //?costp2— отрезок ас; ZYsin^ — отрезок cd, или, переходя от фазных напряжений к линейным,
AC/=-v/3/(-Rcos(p2+-X'sio<P2)- (6.11)
Иногда удобнее вести расчет A U в зависимости от передаваемых мощностей Р и Q. Выражение (6.11) преообразуем, умножив и разделив правую часть на номинальное напряжение:
Тогда напряжение в начале и конце линии определяется по формулам
и,=и,
PR+QX
—fT’
PR+QX
U
(6.13)
(6.14)
<7i = C4
Из выражения (6.14) следует, что при постоянстве напряжения на шинах источника питания Ui напряжение в конце линии <72 тем ниже, чем больше передаваемые мощности Р и Q и чем больше сопротивления линии R и X. Отсюда следует, что для уменьшения потери напряжения в линии можно или увеличить площадь
/77
Zol*0,46-j0.34 Zn=0,37*j0,26 Zu*0,3Z+J0,53
1200*/7(Ю 1600*/500 S2~$00^/300
Рис. 6.9. Векторная диаграмма линии (а) и схема замещения магистральном линии (б)
сечения ее проводов, благодаря чему снизится активное сопротивление R (X от площади сечения почти не зависит), или же уменьшить передаваемую по линии реактивную мощность 6, улучшив коэффициент мощности cost? потребителей установкой конденсаторов. Если нагрузка имеет резко переменный характер, изменяясь от 0 до 1, то U2 при постоянном значении Ui будет колебаться от Ux до U2.
Потери напряжения в трансформаторе определяются по тем же формулам (6.11, 6.12). Для регулирования напряжения на выходе трансформатора последний снабжается устройством изменения коэффициента трансформации под нагрузкой (РПН). Благодаря этому можно поддерживать заданное значение U2 трансформатора при переменных Ui и ДС7.
Рассмотренный расчет потерь напряжений и уровней напряжения применяется при радиальной схеме питания нагрузки Zp, подключенной в конце линии, характеризуемой сопротивлениями R и X. Питающие и распределительные сети промышленных предприятий чаще выполняются по магистральной схеме, показанной на рис. 6.9, б. В такой разветвленной сети с одним источником питания (17) потери напряжения определяются на каждом участке по формуле (6.11) или (6.12).
Сопротивления участков цепи ZOi, Z12, Z23 определяются по выражениям (6.3), (6.4). Мощности S2, S3 на участках цепи определяются как сумма нагрузок, питаемых по данному участку. Так, на участке 0 — 1 мощность равна сумме нагрузок всех трех трансформаторных подстанций, подключенных в узлах 7, 2, 3: Ро-1 = Л+Р2+Л; 60-1 = 61 + 62+63, а по участку 2 — 3 проходит только мощность 5з=-у/^+6з- Потеря напряжения во всей линии 0 — 3
и,
[ ^12^12+ 212^12 , ^23^23+223^23
=— Е(ад,+ех>-
(6.15)
Напряжения в узловых точках магистрали определяются по выражениям
и, = и0-Аи01; ^2=С/о-(А^О1+Дад;
и3= С7О-(ДС7О1 + Д1712+дад.
а Пример 6.1. Определить потерю
напряжения в магистральной воздуш-А 2 13 \ ной сети напряжением 10 кВ (см. рис.
® I 2 * 6.9, б), где узловые нагрузки и сопроти-
* ". вления участков приведены в числовых
° S г значениях.
Z Решение. Мощности, передавае-
мые по участкам сети, получаем сум-Рис. 6.10. Схема к примеру 6.2 мированием нагрузок узловых точек: Р01 = 1200+1600 4-900 = 3700 кВт; 2oi-=700 + 500+ 300 = 1500 квар; Р12 = 1600 + 900 =2500 кВт; 212= 500 + 300 =800 квар, Р23=900 кВт; 223=300 квар
Потери напряжения в линии 0 — 3 определяются по выражению (6.15):
Д17Оз=(900 • 0,92 +300 0,53 + 2500 0,37 +800 • 0,28 + 3600 0,46 +
+1500 0,34)/10-425 В или Д17% =(0,425/10)100=4,25%.
Напряжение в точке 3 будет ниже, чем в точке 0, на 4,25%.
Пример 6.2. Сеть напряжением 10 кВ выполнена из провода марки АС-16 Нагрузка в амперах и длины линий в километрах даны на рис. 6.10. Коэффициент мощности всех нагрузок одинаков и равен 0,8. Сопротивление 1 км линии го** = 1,96 Ом/км, хо=О,391 Ом/км. Определяются потери до точек а и Ь сети.
Решение. Потеря напряжения до точки а
П + 15-5+10 2)0,8-1,96+(5 11+15 5 +
+ 10 2)0,6 0,391)]10"э = 645 В.
Потеря напряжения до точки Ь
Д17ль»>/3[(5 9+5 7 + 15-5+10 2)0,8 1,96+(5 9+5 9+5 7 + 15 5 +
+10 • 2)0,6• 0,391)] 10~э = 645 В.
§ 6.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Электрическая энергия проходит путь от генераторов до электропотребителей по линиям электрических сетей различных напряжений и при этом претерпевает три-четыре и более трансформации напряжения на подстанциях. На этом пути неизбежны значительные ее потери, достигающие в некоторых системах 10...20% всей вырабатываемой электроэнергии.
Потери мощности и электроэнергии в линиях. Потери активной мощности в трехфазной электрической линии
&P=3I2R=— R=
U2
т^+С2
и2
R=——г R-lrcos2<p
Потери реактивной мощности
Ae=3Z2X=^X=
P2 iPcos’p
(6.17)
где I — сила тока в линии; R is X — соответственно активное и индуктивное сопротивление одной фазы линии; cosep — коэффициент мощности потребителей электроэнергии; U — номинальное линейное напряжение.
Если нагрузка линии постоянна, то потеря электроэнергии за время t
^=LPt=3I2Rt,
(6.18)
ДЭр=Д0Г=3/2Уг.
(6.19)
Однако на практике почти не встречаются потребители, нагрузка которых оставалась бы постоянной в течение целых суток, месяца, года.
Обычно графики нагрузки составляются по часовым записям прибора и представляются в виде ступенчатых диаграмм за время Т. При расчете потерь за год удобно пользоваться так называемыми годовыми графиками нагрузки по продолжительности (рис. 6.11), из которых видна длительность работы данной линии с каждым значением нагрузки. Такие графики можно построить по суточным графикам нагрузки, суммируя время работы с наибольшим значением нагрузки (Рм) в течение года (8760 ч) (7L), затем со следующим ближайшим значением нагрузки Pj<PM, далее в таком же порядке с нагрузками Р, в течение Т, и т. д. до наименьшей нагрузки Рп в течение Тп.
Потери энергии в линии за год по ступенчатому графику определяются по выражению
дэ = t 7^RT'=7^ £ (Л2 + е?) Т„ (6.20) 1-1 и и (-1
где п — число ступеней в годовом графике нагрузки (см. рис. 6.11, а); Т( — продолжительность использования z-ro значения нагрузки S/j z"= 1,2, 3, ..., z, ..., п — номера ступеней графика.
Площадь графика годовой активной нагрузки (см. рис. 6.11, а) в соответствующем масштабе дает количество энергии Эг, передаваемой по линии в год. Если заменить действительный график равным ему по площади прямоугольным графиком с ординатой Рм и абсциссой Тм, то получим простейший способ определения годового расхода электроэнергии по линии:
Э = РМТМ,
(6-21)
Рве. 6 11. Упорядоченный годовой график
а — мощность; б — квадрат силы тока нагрузки; — квадрат аалы среднеквадратичного тока за время Т„. эквивалентный по своему действию фактическому тоху за этот же период времени
где Рм — максимальная передаваемая по пинии мощность, т. е. Рр; Ты — продолжительность максимальной нагрузки, т. е. число часов в год, за которое питаемый по данной линии потребитель, работая с максимальной нагрузкой Рм, получил бы столько же электроэнергии, как и при работе в течение года по действительному графику.
Тем же методом замены действительного графика прямоугольным можно определить время потерь т (см. рис. 6.11, 6) и потери электроэнергии в линии из выражений
АЭЖ=3/^Лт=АРмг; (6.22)
АЭР = АбмТ, (6.23)
где ZJ — квадрат силы максимального тока, который за время т по своему действию эквивалентен действию фактического тока за период Т„; Ры, Q„ — потери активной и реактивной мощности соответственно, определяемые из выражений (6.16) и (6.17) при передаче по линии максимальной (расчетной 30-минутной) мощности.
Величина т называется временем потерь: это такое число часов, за которое передача тока силой ZM=ZP создает те же потери, что и передача действительного тока за год. Между т и Ты существует зависимость, установленная в результате анализа электропотребления в различных системах электроснабжения. Эта зависимость представлена на рис. 6.12 тремя кривыми, полученными для трех значений нагрузок cos<p. Зная Тм, по графику определяем время потерь и затем из выражений (6.22) и (6.23) — потери энергии. Обычно принимают Ты и т одинаковыми при расчете потерь энергии Эа и Эр. Но при резком различии формы графиков Р(Т) и Q (Т) следует определять время потерь активной и реактивной энергии отдельно.
Время потерь можно определить не только по графику t=/(Tm,cos^), но и расчетом по эмпирической формуле
/ Т \2 т=8760 0,124+-^) .
ю4
(6.24)
Потерн мощности и электроэнергии в трансформаторах. Потери мощности в трансформаторах, как известно, складываются из потерь в стали и обмотках: суммарные потери трансформатора при номинальном режиме принимаются равными сумме потерь холостого хода ДРХ и потерь короткого замыка-
Рис. 6.12. График д; определения времени ш терь
ния ДРХ, которые дайы в паспорте каждого трансформатора.
При нагрузке, отличающейся от номинальной, но при номе нальном напряжении и частоте сила тока 1=1^, где fi=Sp/SB -коэффициент загрузки трансформатора.
Тогда суммарные потери активной мощности трансфор
матора
ЕАРТ=ДРХ+ДР^2.
(6.25
Суммарные потери рективной мощности в трансформаторе
±+D±}Sl
100 100 /
мз
(6.26
где 10 — сила тока холостого хода трансформатора, %; (7Ж — на пряжение короткого замыкания (по паспортным данным), %.
Потери электроэнергии в п трансформаторах в год (8760 ч)
АЭа.т=876ОпРх+1Рх02т. л
(6.27:
Пример 63. Определить потери электроэнергии за год в трансформаторе мощностью 16 МВ А, 110/6 кВ, при его расчетной нагрузке Рр= 12 МВ А и Тм= =4000 ч. Паспортные данные трансформатора ДРХ=26 кВт, ДРХ=85 кВт.
Решение. Расчет потерь выполняется по формуле (6.27)'
ДЭ,.Т=1^6 8760 + 85(12/16)22400 = 227000+114000= 341000 кВт ч.
Значение т определено по формуле (6.24)
/ 400 у
t = 8760 0,124+-----) =2400 ч.
\ 10000/
' Элек 1 роснабженяс промышленных предприятий и установок
§ 6.5. ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ И ЖИЛ КАБЕЛЕЙ
Сечение проводов линий электропередачи должно быть таким, чтобы провода не перегревались при любой нагрузке в нормальном рабочем режиме, чтобы потеря напряжения в линиях не превышала установленные пределы и чтобы плотность тока в проводах соответствовала экономической.
Первое из этих условий записывается в виде
4<Л.о»4=5р/л/ЗУ.> (6-28)
т. е. сила рабочего тока, передаваемого по линии в нормальном режиме, не должна превышать допустимую по ПУЭ для данного провода силу тока нагрузки. Исходя из выражения (6.28) для выбора сечения провода или кабеля необходимо определить наибольшую расчетную силу тока получасового максимума Zp и по нему подобрать нужное сечение провода по справочнику. При этом в таблице даны сведения о длительно допустимых токах /доп в проводах и кабелях различных сечений при расчетной температуре окружающей среды (воздух 25 °C, земля 15 °C). При расчете сечений кабелей, прокладываемых в одной траншее с другими кабелями, надо учитывать их взаимный нагрев. Поэтому допустимую силу тока, указанную в таблице, следует уменьшить, умножив на коэффициет 0,9 при двух кабелях или на 0,85 при трех кабелях в одной траншее.
Второе условие, которому должно удовлетворять выбранное сечение проводника,— непревышение допустимой потери напряжения в линии. Если потеря напряжения в линии слишком велика, то с ростом силы тока нагрузки сильно снижается напряжение в конце линии, т. е. напряжение у приемников.
Из-за этого резко падает вращающий момент на валу двигателей, снижается световой поток электроламп, падает производительность электротехнических установок.
Потеря напряжения зависит от активного и индуктивного сопротивлений линии. В соответствии с выражениями (6.11), (4.12) эта зависимость такова:
А £7= ^/з Zp (A cosg> + X япф)
или
А£7=(РЛ + С2)/£7И.
Ориентировочно можно считать допустимыми следующие потери напряжения на участках электросети:
линии напряжением 6 ..10 кВ внутри предприятия — 5%;
линии напряжением 10...220 кВ, питающие ГПП предприятия — 10%.
В кабельных линиях при любом сечении жил кабелей, а в воздушных линиях только при сечении проводов до 50 мм2 активное сопротивление Ra значительно больше реактивного Хя и последним можно пренебречь. Тогда выражение для потерь упрощается:
А£7=х/3RIcoscp или ^U=RP/UB. (6.29)
Заменим сопротивление R в этих формулах его выражением через длину провода Z, проводимость у и сечение F:
R=l/yF.
Тогда
yF
или
AU=-
yFUK
Отсюда определяется минимальное сечение провода (в мм2),
при котором потеря напряжения не превышает допустимую АГДОП:
10 V3/cos<p/ У’Д^ДОП р> lQ3pl __ lQ5pl UJM~y U^Uaon
(6.30)
(6.31)
где Р — передаваемая по линии мощность, кВт; UB — номинальное напряжение линии, кВ; I — длина линии, км; у — удельная проводимость: А(7^% — допустимая потеря напряжения, %,
АС7ДОП%=—100, L'h
где А {7доП — допустимая потеря напряжения, В.
Для воздушных линий с проводами с площадью сечения более 50 мм2 нельзя пренебрегать индуктивным сопротивлением проводов. Для учета влияния сопротивления Хл проводов на ДС7 необходимо в формулы потери напряжения (6 11), (6.12) подста
вить Ул=(0,35...0,4)/. Далее расчет проводится по тем же формулам, но допустимые потери напряжения снизятся вследствие учета падения напряжения в сопротивлении линии Хп.
Итак, в результате расчета по первому условию (6.28) определяется минимально допустимая площадь сечения провода по нагреву в нормальном режиме работы линии, а по второму условию — минимально допустимая площадь сечения того же провода по потере напряжения в линии. При выборе проводов или кабелей для временных высоковольтных электросетей строительств по каталогу (справочнику) подбирается ближайшая стандартная площадь сечения, причем определяющим служит большее из этих двух расчетных сечений. Если же данная линия напряжения выше 1000 В и строится для постоянной, а не для временной электросети (т. е. сооружается на срок не менее 6 лет), то площадь сечения проводов, выбранная по двум изложенным условиям, должна быть проверена по экономической плотности тока.
Таким образом, для линий постоянной электросети требуется выполнение третьего условия выбора сечения:
Лх-----IplJzXf
(6.32)
где F„ — экономическая площадь сечения провода; 1Р — расчетная сила тока в линии, А; — нормированное значение экономической плотности тока (табл. 6.2).
Суть технико-экономического расчета, на основании которого в ПУЭ определена экономическая плотность тока, поясняет рис. 6.13. Прямая 1 представляет зависимость капитальных вложений от сечения F. с одной стороны, чем больше площадь сечения при данной силе тока 7Р, тем дороже стоит провод, а с другой — чем больше площадь сечения F, тем меньше потери электроэнергии в линии и затраты на эти потери (кривая 2). Суммарные ежегод-
Рис. 6.13. Зависимость ежегодных затрат от площади сечения F провода линии или жилы кабеля
ные затраты, получаемые при сложении ординат графиков 1 и 2, представлены кривой 3. Кривая ежегодных затрат 3 имеет минимум при некоторой оптимальной площади сечения провода
Значения Гэх и уя зависят от ежегодных затрат на потери энергии (кривая 2). Потери энергии в линии, как было показано в § 6.4, зависят от плотности графика нагрузки линии, которая характеризуется временем потерь т и временем использования максиму-
ма нагрузки Ты. При увеличении Ты потери электроэнергии растут (см. рис. 6.13, кривая 2). Поэтому минимум кривой 3 смещается вправо, т. е. увеличивается экономическая площадь сечения провода при неизменной силе тока нагрузки Zp.
Таблица 6.2. Значения экономической плотности тока
Линия Экономическая плотность тока (А/мм1) прн продолжительности использования максимума нагрузки, ч/год
от 1000 до 3000 от 3000 до 5000 от 5000 до 8700
Голые провода в птнны медные То хе, алюминиевые: в европейской части России, Закавказье, 2,5 2,1 1.8
Забайкалье и на Дальнем Востоке В Центральной Сибири, Казахстане, Средней 1.3 1.1 1
Азин Кабели с бумажной изоляцией и провода с рези* новой и поливинилхлоридной изоляцией с жилами: 1.5 1,4 1.3
медными алюминиевыми в европейской части России, За* 3 2,5 2
кавказье, Забайкалье и на Дальнем Востоке алюминиевыми в Центральной Сибири, Казах- 1.6 1.4 1.2
стане и Средней Азии Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами: 1.8 1.6 1.5
медными алюминиевыми в европейской части России, За- 3,5 3.1 2.7
кавказье и на Дальнем Востоке алюминиевыми в Центральной Сибири, Казах- 1.9 1.7 1,7
стане и Средней Азин 2,2 2 1,9
Расчет экономической площади сечения проводов для линии проводится в следующем порядке. Для потребителя, подключенного к линии, находят Ты в зависимости от числа смен, а затем по табл. 6.2 экономическую плотность тока Далее по формуле (6.32) определяют экономическую площадь сечения Гэж. Если это сечение оказывается больше, чем по первому и второму условиям (т. е. по нагреву и по потерям напряжения), то для линии выбирается площадь сечения провода, равная ближайшему меньшему стандартному значению к F3i (ближайшая меньшая площадь сечения выбирается по соображениям экономии металла проводов) (табл. 6.3).
Таким образом, в общем случае выбираемое сечение провода должно удовлетворять трем указанным условиям. Кроме того, выбранное сечение кабеля проверяется по термической стойкости при коротком замыкании и по допустимой силе тока (6.15) в послеаварийном режиме
2рл.<1,3/даи. (6.33)
Таблица 63. Рекомендуемые площади сечения воздушных лини! напряжением 6 — 220 кВ
Номинальное напряжение, кВ Марка проводов
Минимальная площадь сечения Максимальная площадь сечения
6—10 АС-16, АС-25 АС-120
35 АС-16, АС-25 АС-240
ПО АС-70 АС-300
220 АСО-240
По условиям механической прочности проводов и для исключения короны ограничиваются минимальными площадями сечения, а по экономическим соображениям рекомендуется не превышать их-максимальные значения.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
1. Как конструктивно устроены воздушные, кабельные линии и токопроводы?
2. Что такое потеря напряжения и падение напряжения?
3. Каким условиям должна удовлетворять площадь сечения провода или жилы кабеля?
Глава 7
ПОДСТАНЦИИ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
§ 7.1. НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ ПОДСТАНЦИЙ
Подстанцией называется электроустановка, служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов, распределительных устройств, устройств управления, защиты и измерения.
В зависимости от потребляемой мощности и удаленности от источника питания подстанции делятся на следующие:
узловую распределительную подстанцию;
главную понизительную подстанцию;
подстанцию глубокого ввода;
трансформаторный пункт.
Узловой распределительной постанцией (УРП) называется центральная подстанция на напряжение ПО...220 кВ, получающая электроэнергию от энергосистемы и распределяющая ее (без трансформации или с частичной трансформацией) по подстанциям глубоких вводов (ПГВ) напряжением 35...220 кВ на территории всего предприятия.
Главной понизительной подстанцией (ГНИ) называется подстанция на напряжение 35...220 кВ, получающая питание непосредственно от районной энергосистемы и распределяющая электроэнергию на более низком напряжении по всему предприятию.
Подстанцией глубокого ввода (ПГВ) называется подстанция на напряжение 35...220 кВ, выполненная обычно по упрощенным схемам коммутации на первичном напряжении, получающая питание непосредственно от энергосистемы или от ЦРП данного предприятия и предназначенная для питания отдельного объекта или группы электроустановок предприяти. Схемы электроснабжения, выполненные с ПГВ, называются схемами с глубоким вводом.
Трансформаторным пунктом (ТП) называется подстанция с первичным напряжением 6, 10, 35 кВ, непосредственно питающая приемники электроэнергии на напряжении 0,4 и 0,23 кВ.
Подстанции, целиком состоящие из комплектных узлов, называются комплектными (КТП).
Подстанции энергосистемы, предназначенные для электроснабжения больших районов, в которых находятся промышленные предприятия, городские, сельскохозяйственные и другие потребители электроэнергии, называются районными. Первичные напряжения районных подстанций составляют 750, 500, 330, 220, 150 и 110 кВ, а вторичные — 220,150, НО, 35, 20, 10 и 6 кВ.
Районные подстанции служат узловыми точками сети энергосистемы, от которых электроэнергия передается далее на потребительские подстанции. На районных подстанциях осуществляется трансформация напряжения на 35...110 и на 6...10 кВ, в отдельных случаях — на 20 кВ. Питание мощных и удаленных потребителей осуществляется от районных подстанций по линиям напряжением 35...ПО, а также 220 кВ. При близком расположении потребителей от районной подстанции их питание осуществляется на напряжении б, 10, 20 кВ.
§ 72. СХЕМЫ И ОСНОВНОЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ГЛАВНЫХ ПОНИЗИТЕЛЬНЫХ ПОДСТАНЦИЙ
Главные понизительные подстанции, питающие крупные предприятия промышленности, включают в свой состав распределительные устройства на напряжение 35...220, 6...10 кВ, главные трансформаторы на напряжение 35...220/6...10 кВ, трансформаторы на напряжение 6... 10/0,4 кВ собственных нужд, конденсаторные батареи напряжением 6... 10 кВ, щит управления электроснабжением, мастерские и т. д.
На ГПП, как правило, устанавливают два одинаковых трансформатора на 35...220/6...10 кВ. Необходимость двух трансформаторов обусловлена тем, что на современных промышленных предприятиях преобладают нагрузки второй категории и обычно имеются нагрузки первой категории, для питания которых необходимо два независимых источника. Установка более двух трансформаторов неэкономична и обосновывается в основном лишь при расширении предприятия. ГПП размещают вблизи центра нагрузки.
При установке на ГПП двух трансформаторов, питаемых от разных линий электропередачи, создается возможность применения надежных и высокоэкономичных упрощенных схем: блок «линия 35...220 кВ — трансформатор ГПП» и блок «линия на 35...220 кВ — трансформатор ГПП —токопровод на 6...10 кВ». Эти схемы не содержат сборных шин и выключателей на первичном напряжении ГПП, а на стороне вторичного напряжения 6...10 кВ обычно имеют одиночную секционированную систему шин или токопроводы от каждого трансформатора. Однотрансфор-136
маторные ГПП можно применять при возможности обеспечить резервное питание нагрузок первой и второй категорий по сети напряжением 6... 10 кВ от соседних подстанций или ТЭЦ. Экономичность этих схем и индустриализация монтажа подстанций возросли в связи с изготовлением их на заводе в виде блочных подстанций типа КТПБ.
На рис. 7.1 приведена схема ГШ1 35...220/6... 10 кВ для предприятия средней мощности, получающего электроэнергию от энергосистемы по двум радиальным линиям ВЛ1 и ВЛ2. Трансформаторы 77, Т2 подключают к линиям только через разъединители РЛНД, так как при радиальной схеме нет необходимости в отделителях. Перемычка между цепями напряжением 35...220 кВ, позволяет питать трансформаторы не только от своей, но и от другой линии. Исходя из условий ремонта в перемычку включают последовательно два разъединителя. Согласно СН 174—75, следует применять в основном схему без перемычки напряжением 35...220 кВ, но допускается применение ее в тех случаях, когда по условиям режима работы ГПП возникает необходимость в питании двух трансформаторов от одной линии, например при загрузке трансформаторов свыше 70%, когда при отключении Т1 нагрузка 72 превышает 140%.
На вводах к трансформаторам устанавливают короткозамы-катели КЗ в одной фазе — в сетях с глухозаземленной нейтралью в в двух фазах — в сетях с изолированной нейтралью. Корот-козамыкатель автоматически включается при срабатывании релейной защиты от внутренних повреждений в трансформаторе ГПП, к которым нечувствительна защита от головных выключателей ВЛ1 и ВЛ2 энергосистемы. При включении короткозамы-кателя КЗ создается искусственное металлическое короткое замыкание на входах ВН трансформатора.
На такое короткое замыкание реагирует релейная защита линии в системе и отключает соответствующую линию.
Двухобмоточные трансформаторы ГПП имеют схему соединения обмоток У/А-11 или Уо/А-11. Включение нейтрали трансформатора 110...220 кВ на землю осуществляется через однополюсный разъединитель типа ЗОН. Последний включают не всегда. Число включенных на землю нейтралей регулируется так, чтобы сила тока одно- и двухфазного короткого замыкания на землю не выходила за установленные пределы. Для защиты изоляции трансформатора от пробоя при возникновении перенапряжения, в период работы трансформатора с разземленной нейтралью предусмотрены разрядники в нейтрали. Кроме того, разрядники устанавливают на вводе ВН трансформатора во всех трех фазах для защиты от набегающих по линиям волн перенапряжений.
Трансформаторы ГПП подключают к сборным шинам вторичного напряжения 6... 10 кВ через масляные выключатели ВМП 137
35...2.Z0 кВ
вл г
Рис. 7.1. Схема ГПП 35...220 кВ с секционированной системой шин на стороне напряжения 6...10 кВ
и разъединители. Если требуется ограничение тока короткого замыкания в сети предприятия напряжением 6... 10 кВ, то между выключателем и разъединителем ввода включают трехфазный бетонный реактор. На рис. 7.2 показаны схемы подключения вводов трансформаторов ГПП к сборным шинам РУ напряжением 6... 10 кВ. Схему а применяют при установке трансформаторов мощностью до 25 МВ А. При большей мощности трансформаторов обычно требуются мероприятия по ограничению токов короткого замыкания. При мощности трансформатора 40 МВ А применяют схемы б и в. При мощности трансформатора 63 МВ-А рекомендуются схемы гид. Если же мощность трансформатора достигает 80 МВ А, то применяют схемы е, ж, з.
К вводам подключаются трансформаторы собственных нужд подстанции для обеспечения питания приемников собственного расхода, в том числе приводов масляных выключателей, независимо от состояния сборных шин напряжением 6...10 кВ ГПП.
Сборные шины напряжением 6... 10 кВ распределительные устройства ГПП секционируют выключателем. Благодаря этому 138
Рис. 7.2. Схемы вводов напряжением 6...10 кВ трансформаторов на напряжение
35...220 кВ
при повреждении или ремонте сборных глин отключается только одна секция и все основные электроприемники получают питание от другой секции. А при внезапном исчезновении напряжения на одной секции, например при отключении питающей линии, с помощью АВР включится секционный выключатель и обеспечит ее питание. Секционный выключатель выбирают по нагрузке одной секции шин, а выключатель ввода трансформатора — по нагрузке двух секций — в послеаварийном режиме ГПП. Для ограничения токов короткого замыкания секционный выключатель нормально отключен.
На рис. 7.3 приведена схема ГШ1 предприятия средней мош-щности, получающей электроэнергию по отпайкам от двух магистральных линий. В этом случае необходимы отделители ОД для отключения поврежденного трансформатора ГПП от магистрали. Отключение отделителей происходит автоматически в период бестоковой паузы между моментом отключения головного выключателя магистрали после включения короткозамыкателя КЗ и моментом повторного включения головного выключателя линии под действием АПВ.
Трансформаторы мощностью 25 МВ А и более имеют расщепленную вторичную обмотку. Это эффективное мероприятие по ограничению токов короткого замыкания в электросети предприятия. Для той же цели применяется групповое реактирование
110*8
Рис. 7 3. Схема ГПП 35...220 кВ с четырьмя секциями сборных шин напряжением 6...10 кВ
РЛНД — разъединитель, ОД — отделитель; КЗ — короткозжмыжатель, ТСН — трансформатор собственных нужд; СВ]. СВ2 — секционный кыхлючатель
обычными и сдвоенными реакторами, включаемыми в цепь выводов трансформатора. Применявшееся ранее индивидуальное реактирование каждой отходящей линии не рекомендуется по соображениям компоновки и экономии оборудования.
На рис. 7.3 показана схема с подключением каждой вторичной обмотки обоих трансформаторов к отдельной секции шин напряжением 6... 10 кВ. Все четыре секции одной системы сборных шин работают раздельно, но при выходе из работы одного трансформатора вся нагрузка автоматически переводится на другой включением секционных выключателей СВ1 и СВ2 под действием АВР. В распределительном устройстве данной подстанции установлены ячейки КРУ с масляными выключателями ВМП напряжением 6... 10 кВ. Выкатные масляные выключатели имеют втыч-ные контакты, поэтому нет необходимости в разъединителях. Конденсаторные батареи, измерительные трансформаторы напряжения предусматриваются на каждой секции шин, так как их режим регулируется самостоятельно и напряжение секций может существенно различаться.
Если передаваемая от одной секции мощность составляет 25 МВт • А и более, а потребители расположены по одной трассе, то 140
эффективно применение магистральной схемы питания с токоп-роводами. Шинные и гибкие токопроводы напряжением 6... 10 кВ выполняют одновременно роль сборных шин и распределительных линий.
Рассмотренные примеры схем ГПП, конечно, не отражают всего многообразия применяемых на разных предприятиях схем. Так, для открытых подстанций напряжением 35...110 кВ, не имеющих нагрузок первой категории, с трансформаторами мощностью до 6300 кВ А применяются схемы с разъединителями и стреляющими предохранителями напряжением 35... ПО кВ на вводе ВН. При этом отпадает необходимость в выключателях или в отделителях с короткозамыкателями на первичном напряжении подстанции.
При сооружении мощных ГПП на небольшом расстоянии от районных подстанций или электростанций (несколько километров) можно отказаться от установки каких-либо коммутационных аппаратов на вводе напряжением 35...220 кВ к главным трансформаторам, за исключением разъединителей. Функции защиты и отключения трансформатора, также как и линий, передаются головному выключателю питающей ГПП линии. При срабатывании релейной защиты трансформатора ГПП отключающий импульс передается на головной выключатель линии по высокочастотным каналам или по специально для этого построенной линии связи.
Если подстанция сооружается в зоне повышенной загрязненности, то следует применять самые простые схемы коммутации с минимально возможным количеством аппаратуры и изоляции наружной установки. Рационально применение в таких условиях трансформаторов с кабельными вводами линии непосредственно в бак трансформатора. Тогда вообще отпадает необходимость в открытой изоляции. При этом защиту следует осуществлять с передачей отключающего импульса на головной выключатель линии. В отдельных случаях выгоднее строить закрытые РУ напряжением 35...110 кВ. Открытые РУ напряжением 35...220 кВ в условиях загрязнения делают с усиленной изоляцией, в ОРУ напряжением 35 кВ в загрязненной среде ставят изоляторы напряжением ПО кВ, а в ОРУ напряжением ПО кВ —изоляторы напряжением 150...220 кВ. Не рекомендуется в зонах загрязнения применять КРУН напряжением 6... 10 кВ с ячейками наружной установки, так как они не обеспечивают достаточной защиты от загрязнения изоляции газами, аэрозолями, пылью.
Согласно СН 174—75, при напряжении ПО кВ и выше в условиях нормальной окружающей среды применяют открытые подстанции, а при напряжении 35 кВ — как открытые, так и закрытые. В условиях повышенной загрязненности, а также на Крайнем Севере рекомендуется применение закрытых распре-141
делительных устройств (ЗРУ) напряжением 35...220 кВ с открытой установкой трансформаторов при усиленной изоляции вводов.
На рис. 7.4 приведена схема конструктивного выполнения открытой подстанции напряжением 110 кВ без выключателей с применением короткозамыкателей и отделителей.
В открытом распределительном устройстве напряжением 35...220 кВ все электрооборудование выбирается для наружной установки и монтируется на высоте 2,5 м над уровнем земли — из условий безопасности обслуживания. Еще выше располагаются сборные шины ОРУ, пересекающие ряды аппаратов на более высоком уровне. Третьим ярусом идут переходы над сборными шинами и проводами отходящих линий. Поэтому на ОРУ требуется довольно много высоких стальных опор для
Рис. 7.4. Схема открытой понижающей подстанции напряжением 110/6 кВ.
1 — линейный разъединитель 2 — отделитель, 3 — каропсзамъпа-пль; 4 — заземляющий разъединитель нейтрали, 5 — молниеотвод, 6 — линейный портал; 7 — ошиновка, 8 — вентильный разрядник; 9 — трансформаторный портал
сооружения порталов молниеводов и металла для сооружения искусственного заземляющего устройства.
Значительная экономия территории под ОРУ и материалов получается в случае применения блочных подстанций напряжением 35... 110 кВ типа КТПБ с ОРУ типа КРУБ.
Разработаны закрытые подстанции без выключателей на стороне высшего напряжения и с закрытой установкой трансформаторов мощностью 2x25 и 2x40 МВ*А. На подстанциях предусмотрена вентиляция камер, шумоглушение.
Главные понизительные подстанции следует располагать как можно ближе к центру нагрузки, насколько это возможно по планировке предприятия, подводу воздушных линий и состоянию окружающей среды.
На рис. 7.5 приведен общий вид однотрансформаторной подстанции типа 1КТП-110/6-10 с короткозамыкателем и отделителем на высшем напряжении. Подстанция представляет собой ОРУ напряжением ПО кВ, комплектуемое короткозамыкателем, отделителем, разрядником, трансформаторами типов ТМН-2500/110, ТМН-6300/110, ТД-10000/110, ТД-16000/110, ТД-25000 и КРУН из шкафов серии К-33, К-34, К-38 с выключателями типа ВМП-10.
Трансформаторные подстанции типа КТП-35/6...10 кВ выполняют с одним или двумя трансформаторами. По типу аппарата,
Рис. 7.5 Однотрансформаторная подстанция типа I КТП-110/6...10 кВ с короткозамыкателем и отделителем:
1 — ограждение; 2 - разъединитель; 3 — отделитель, 4 — разрядник, 5 — молниеотвод;
6 — кронштейн трансформаторный, 7 — силовой трансформатор, 8 — заземляющий разъединитель, 9 — шкафы КРУН
Рис. 7.6. Открытая комплектная 11Ш 35/6. 10 кВ:
1 — ввод воздушной линии; 2 — трансформаторы мощностью 3200 МВ ‘А; 3 — КРУН напряжением 6...10 кВ; 4 — шкафы эксплуатационного в противопожарного инвентаря
установленного на стороне высшего напряжения, подстанции делят на следующие:
со стреляющими предохранителями;
с короткозамыкателями и отделителями;
с масляными выключателями.
План и разрез открытой комплектной ГПП 35/6...10 кВ с разъединителем и стреляющими предохранителями показаны на рис. 7.6.
Рис. 7.7. Общий вид (а) и план (б, в) передвижной подстанции на 35/6 кВ в блочном исполнении:
1 — блок высокочастотной телефонии, 2 — блок ввода напряжением 35 кВ; 3 — блок силового трансформатора, 4 — блок РУ 6...10 кВ; 5 — блок батарей конденсаторов
Выпускаются и передвижные КТП 35/6... 10 кВ На рис. 7.7 показана передвижная подстанция на напряжение 35/6 кВ 2 х 4000 кВ А в блочном исполнении для районов Западной Сибири.
§ 73. ПОДСТАНЦИИ НА 6... 10/0,4... 0,66 кВ
Подстанции напряжением 6 — 10/0,4...0,66 кВ по месту нахождения на территории предприятия классифицируют следующим образом:
внутрицеховые, расположенные внутри производственных зданий с размещением электрооборудования непосроедственно в производственном или отдельном закрытом помещении с выкаткой электрооборудования в цехи;
встроенные, находящиеся в отдельных помещениях, вписанных в контур основного здания, но с выкаткой трансформаторов и выключателей наружу;
пристроенные, т. е. непосредственно примыкающие к основному зданию;
отдельно стоящие на расстоянии от производственных зданий.
На предприятиях промышленности широко применяют комп-
Рис. 7.8. Комплектная трансформаторная подстанция для наружной установки-
7 — шкаф высокого напряжения, 2 — разрядник, 3 — проходной изолятор напряжением 6... 10 кВ, 4 — штырь для установки низковольтного изолятора, 5 — кожух, 6 — силовой трансформатор; 7 — шкаф низкого напряжения
Рис. 7.9. Комплектная двухтрансформаторная подстанция на 6... 10/0,4 кВ с наружной установкой трансформаторов:
1 - помещение РУ напряжением 0,4 кВ;
2 — шкафы РУ напряжением 0,4 кВ, 3 — швввый короб, 4, 5 — трансформаторы наружной установки, 6 — шипы напряжением 0,4 кВ, проложенные в коробе
Рис. 7.10. КТП внутренней установки с трансформатором мощностью до 1000 кВ*А, напряжением 6... 10/0,4—0,23 кВ
лектные трансформаторные подстанции, которые изготовляют для внутренней (КТП) и наружной (КТПН) установок.
КТП в зависимости от мощности трансформаторов имеют различные аппараты на стороне высшего и низшего напряжений.
В основном на стороне высшего напряжения устанавливают
Рис. 7.11. Мачтовая подстанция
выключатель нагрузки с предохранителями или разъединитель с предохранителями, на стороне низшего напряжения — блок предохранитель — выключатель типа БПВ, автоматические выключатели типа АВМ, «Электрон», А-3700.
На рис. 7.8 приведена КТП универсального применения для наружной установки мощностью 25... 1000 кВ А.
При установке подстанции в закрытых помещениях трансформаторы иногда выносятся наружу (рис. 7.9), если это допустимо по условиям окружающей среды.
На рис. 7.10 приведена КТП для внутренней установки с трансформатором мощностью до 1000 кВ А. Передвижные КТП можно монтировать на полозьях саней.
На некомплектных подстанциях РУ на 6... 10 кВ, трансформаторы, РУ на 0,4...0,66 кВ устанавливают в отдельных камерах. РУ на 6...10 кВ бывают одно- и двухрядного исполнения с установкой камер КСО или КРУ. РУ 0,4...0,66 кВ комплектуются из типовых панелей ШО-70. В помещении РУ на 0,4...0,66 кВ можно размещать и другие электротехнические устройства, например конденсаторные батареи.
Некомплектные подстанции сооружают встроенными, пристроенными и отдельно стоящими. В условиях небольших предприятий находят применение мачтовые подстанции (рис. 7.11). Питание трансформатора 5 осуществляют от ВЛ напряжением 6 кВ через разъединитель 1 типа РЛН-6 и предохранители 3 типа ПКН-6. Со стороны низшего напряжения в шкафу 4 установлен рубильник с предохранителями для защиты отходящих ВЛ-2.
§ 7.4. РАСПРВДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
Каждая подстанция имеет три основных элемента: распределительное устройство (РУ) высшего напряжения, трансформатор, распределительное устройство низшего напряжения.
РУ высшего напряжения (110...35 кВ) сооружают, как правило, открытыми и лишь в случае особых требований закрытыми. Применение открытого РУ (ОРУ) снижает стоимость и сокращает сроки установки, замены и демонтажа электрооборудования подстанции. Однако обслуживание ОРУ несколько сложнее, чем закрытых, и для них требуется более дорогое оборудование.
На понизительных подстанциях РУ напряжением 6...10 кВ сооружают закрытыми и открытыми.
Помещения закрытых РУ напряжением 6... 10 кВ строят без окон, с электроосвещением, при необходимости предусматривается отопление. Двери в РУ (при длине РУ свыше 7 м) предусматривают с обоих концов помещения. Закрытые РУ комплектуют ячейками КРУ внутренней установки (КРУ, КСО), открытые — ячейками КРУ наружной установки (КРУН).
РУ напряжением 6... 10 кВ получает электроэнергию непосредственно от трансформаторов или по линиям напряжением 6... 10 кВ с шин подстанции. Выбор количества секций глин зависит от числа ячеек отходящих линий и от наличия резкопеременных нагрузок, которые требуется подключить на отдельные секции РУ.
Каждую отходящую от сборных шин РУ линию подключают к шинам через ячейку. В ячейку входят: выключатель (масляный или ВНП), разъединители, трансформаторы тока. На рис 7.12 показаны состав и последовательность включения аппаратуры 147
в ячейках разного вида и назначения. Все оборудование ячейки комплектуется в шкафу. Применяют ячейки типа: КСО — комплектные стационарные одностороннего обслуживания и КРУ, в которых выключатель не закреплен стационарно, а установлен на тележке и во время ремонта выкатывается из своего шкафа и может быть доставлен для ремонта в мастерскую.
Линии напряжением 6... 10 кВ, отходящие от шин РУ, подключают к сборным шинам через ячейки, в которых состав аппаратов может быть выбран по схемам (см. рис. 7.12). На схеме а показана ячейка КСО закрытого РУ с выключателем 2, шинным разъединителем 7, линейным разъединителем 3 и трансформаторами тока 3. Линейный разъединитель предусматривается в тех случаях, когда на выключатель во время ремонта может быть подано напряжение со стороны линии. На схеме б дана ячейка КРУ с выкатным выключателем. Здесь роль шинных и линейных разъединителей выполняют втычные контакты (штепсельные разъемы). На схеме в приведена ячейка с выключателем нагрузки и предохранителями (ВНП), которая может быть выкатной, как показано на схеме, и стационарной (КСО). Причем в последнем случае установка разъединителей вместо штепсельных разъемов необязательна. Схема г предпочтительней, чем схема д, так как снятие предохранителей Пр создает видимый разрыв при ремонте ВН. Схема д для ремонта ВН требует снятия шин. Поэтому приходится добавлять в ячейку разъединитель Р шинный, как показано на схеме е, но это приводит к удорожанию ячейки и к увеличению ее высоты на 0,5 м.
Все оборудование ячеек КРУ и КСО размещается в шкафах. Объемы шкафов КРУ в 1,5...2 раза меньше, чем аналогичных ячеек КСО, благодаря более компактному размещению аппаратуры. Однако из-за более высокой стоимости выключателей по сравнению с ВНП ячейки КСО с ВНП стоят дешевле, чем КРУ с масляным выключателем. Поэтому в целях экономии средств рекомендуется применять ячейки с ВНП там, где они проходят
Рве. 7.12. Ячейки отходящих линий напряжением 6...10 кВ
по техническим характеристикам, а именно на отходящих от птин РУ линиях, питающих: ТП мощностью до 1600 кВ А, батареи конденсаторов мощностью до 400 квар, электродвигатели мощностью до 1500 кВт — при условии, что за весь период времени между ремонтами Производится не более ста включений-отключений.
Конструкция шкафов КРУ и КСО разнообразна. Сетка только выкатных КРУ имеет свыше 50 разновидностей в зависимости от назначения, вида аппаратов, типа вводов, способа передачи энергии (кабель, шины, ВЛ). Несколько десятков модификаций имеют и ячейки КСО. Внутри шкафы делятся на отсеки сплошными стальными перегородками. Для большей безопасности ремонта шины расположены в одном отсеке, выключатель — в другом, разъединитель, трансформатор тока и кабельный вывод — в третьем, аппараты измерений и реле — в четвертом отсеке. Наиболее удобны для ремонта ячейки КРУ с выкатными выключателями.
На рис. 7.13 показана камера типа КСО-366, а на рис. 7*. 14 типа КСО-272, которая может комплектоваться выключателями типов ВМГ-10 и ВЭМ-10Э с приводами типов 1U1-67 и ПЭ-11
Рис. 7.13. Камера КСО-366 с выключателем нагрузки:
1. 6 — привода выключателя нагрузки и заземляющего разъединителя; 2-—мнемосхема; 3 — кожух. 4 — надпись назначения камеры; 5 — дверь; 7 — заземляющий разъединитель, 8 — каркас; 9 — изолятор; 10 — выключатель нагрузки; И — предохранитель; 12 — трансформатор тока
Рис. 7.14. Камера типа КСО-272:
1 — шинный разъединитель, 2 — xrptaonu разъединителей; 3 — привод выключателя; 4 — линейный разъединитель; 5 — миг.пгнтдй выключатель
и выключателями нагрузки типов ВНП-16 и ВНП-17 с приводами типов ПР-17, ПРА-17.
Из КРУ внутренней установки чаще применяют шкафы серии КРУ2-10, КРУ2-10/2750, КР10/500, К-Х11, K-XV.
КРУ наружной установки (КРУН) напряжением 6... 10 кВ комплектуют из шкафов серии К-37, К-33, K-XIII, K-VI и др. Шкафы серии КРУН имеют местный подогрев, обеспечивающий нормальную работу приводов, выключателей приборов учета и автоматики.
Шкаф ввода КРУН представлен на рис. 7.15. При использовании некомплектных РУ наружной установки применяют шкафы различных серий.
Рис. 7.15. Шкаф ввода комплектного РУ наружной установки:
1 — главные шины, 2 — шинный разъединитель; 3, 9 — проходные изоляторы; 4 — масляный выключатель, 5 — трансформатор тока, б — привод выключателя, 7 — привод разъединителя, 8 — линейный разъединитель; 10 — дверка
В шкафах серии K-XIII (рис. 7.16), рассчитанных на силу тока 600...1500 А, устанавливают выключатели типов ВМП-10К и ВМП-10П с приводами типов ПЭ-11, Ш1-67.
Распределительные пункты (РП) представляют собой распределительное устройство, предназначенное для приема и распределения электрической энергии напряжением 6...20 кВ. На предприятиях, внешнее электроснабжение которых осуществляется на напряжении 6... 10 кВ, сооружается главный распределительный пункт (ГРП), а ГПП в таких системах электроснабжения не требуется.
Примеры компоновки РП напряжением 6... 10 кВ приведены на рис. 7.17. В одном помещении с ячейками КРУ или КСО
Рис. 7.16. Шкаф типа КРУН серии К-ХП1 с масляным выключателем типа ВМП-10К:
1 — выхатная тележка, 2 — отсек выкатвой тележки; 3 — отсек сборных шин
1 расположены шкаф ВУ 4 и щит ЭПП 3. Конденсаторные батареи 2 и КТП 5 расположены в отдельных помещениях.
Распределительные пункты обычно сооружают с одной системой шин, разделенной на две секции. На рис. 7.18 приведена схема РП, применяемая в качестве ГТП. Вводные линии Л1 и Л2 напряжением 6... 10 кВ от подстанций подключаются к разным секциям сборных шин через масляные выключатели. Между секциями включаются секционные выключатели, в нормальных условиях работы — отключенные. Непосредственно к линиям Л1 и Л2 подключаются трансформаторы ТМ собственных нужд и трансформаторы напряжения, с помощью которых цепи управления и измерения получают питание еще до включения выключателей вводов. Отходящие линии к синхронным электродвигателям СТД напряжением 6... 10 кВ, так же как вводы и секционный аппарат, подключаются к сборным шинам через ячейки КРУ с выкатными выключателями.
Представленная на рис. 7.19 схема РП удовлетворяет требованиям электроснабжения потребителей первой категории. Вводные и секционные выключатели обеспечивают возможность ввода АВР. Использование ячеек КРУ рекомендуется в наиболее 152
А-А
Рис. 7.17. Примеры компоновки РП напряжением 6...10 кВ:
а — РП, отдельно стоящий; б — РП, совмещенный с подстанцией напряжением
6... 10/0,4 кВ
сложных и ответственных установках с количеством ячеек 15...20 и более. В остальных случаях рекомендуется применение более дешевых и требующих меньших площадей ячеек типа КСО со стационарным расположением оборудования и односторонним обслуживанием. При числе отходящих линии меньше восьми сооружение РП в цехе нерационально и высоковольтные электроприемники подключают к РП соседнего цеха или непосредственно к шинам ГПП.
Рис. 7.18. Схема распределительной установки с расширенной возможностью подключения потребителей
Рис. 7.19. Схема установки с присоединением потребителей непосредственно к РУ напряжением 6 кВ
Для потребителей второй категории, не требующих АВР, рекомендуется секционировать шины РП двумя разъединителями и не устанавливать выключатели на вводах. Соответствующая схема цехового РП показана на рис. 7.20. Второй секционный разъединитель предусматривается для обеспечения безопасного ремонта любого из них без отключения обеих секций шин одновременно.
Согласно СН 174—75, выключатели на вводах и между секциями шин при питании потребителей второй категории следует предусматривать только на крупных РП мощностью свыше 10 МВ А и с числом ячеек 15.. .20 и более. На всех присоединениях с номинальным током силой до 100 А... 10 кВ и до 200 А...6 кВ рекомендуется устанавливать ячейки с выключателями нагрузки и предохранителями (ВНП). Предохранители устанавливают перед ВН для создания видимого разрыва при ремонте последних. Часть ячеек того же РП, в которых нельзя применять ВНП, комплектуют масляными выключателями.
§ 73. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ, КОНТРОЛЬ, УПРАВЛЕНИЕ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ПОДСТАНЦИЯХ
На подстанциях устанавливают измерительные приборы, обеспечивающие учет расхода электроэнергии, активной и реактивной мощности, тока в линиях, напряжения.
Амперметры для измерения электрического тока устанавливают на всех трансформаторах и линиях, питающих приемники электроэнергии или их группы. Амперметры устанавливают в одной фазе. Три амперметра предусматривают только в тех цепях, где возможна несимметрия нагрузки фаз приемников (освещение, сварочные посты, конденсаторные батареи). Амперметры включают непосредственно в сеть или через трансформаторы тока.
Напряжение контролируют на каждой секции сборных шив всех РУ, причем вольтметр включают только на одно линейное 154
напряжение, так как обычно в СЭС междуфазовые напряжения симметричны. Вольтметры подключают непосредственно при напряжении до 1000 В или через трансформаторы напряжения — при напряжении свыше 1000 В.
Для измерения активной и реактивной мощности на 11111 применяют трехфазные ваттметры с переключателем фаз напряжения, чтобы обеспечить измерение Р и Q одним ваттметром. Ваттметры активной и реактивной мощностей устанавливают на подстанциях, где требуется повседневный контроль за перетоком мощности более 4000 кВ А по отдельным линиям, на синхронных двигателях, если необходим контроль за их работой, на подстанционных трансформаторах напряжением ПО кВ и выше. На трансформаторах напряжением до 35 кВ, мощностью 6300 кВ А и более устанавливают только активный ваттметр. Подключают ваттметры через трансформаторы тока и напряжения.
Класс точности щитовых измерительных приборов должен быть не ниже 2,5.
Расход электроэнергии измеряется для коммерческого расчета с энергосистемой (расчетный учет) и контрольного расчета внутри предприятия (технический учет).
Счетчики коммерческого учета устанавливают обычно со стороны высшего напряжения, т. е. на вводах от энергосистемы. Рассчитываются за электроэнергию с энергосистемой по одноставочному тарифу (только за потребленную активную энергию по показаниям счетчика) и по двухставочному тарифу (за потребленную активную энергию и за присоединенную мощность или за заявленную нагрузку в часы максимума нагрузки энергосистемы).
Для стимулирования мероприятий по компенсации реактивной мощности предусмотрена шкала скидок и надбавок к тарифу в зависимости от оптимальной и фактической реактивной нагрузок предприятия в часы максимальной нагрузки.
В соответствии с действующей тарифной системой требуется еще измерение 30-минутного максимума активной и реактивной нагрузок в часы максимума нагрузки энергосистемы. Для этого применяются специальные счетчики или специальные ваттметры максимальной мощности.
Технический учет организуется внутри предприятия — для контроля за удельными нормами расхода электроэнергии на единицу продукции, учета ее расхода на подсобные нужды, учета реактивной энергии и соблюдения планов электропотребления. При техническом учете применяются прогрессивные удельные нормы расхода электроэнергии и премиальная система поощрения за ее экономию.
На рис. 7.21 приведена трехлинейная схема включения измерительных приборов, устанавливаемых на трансформаторах
А в С
Рис. 7.21. Схема включения измерительных приборов главного трансформатора:
1 — амперметр, 2 — вольтметр, 3, 4 — ваттметр; 5 — счетчик активной энергии; 6 — счетчик реактивной энергии
ГПП со стороны напряжения 6...10 кВ, состав которых соответствует описанному. Токовые цепи приборов подключены к трансформаторам тока фаз А и С, а в фазе В трансформатор тока не предусматривается. Вторичные обмотки трансформаторов тока и напряжения заземлены в целях безопасности обслуживания.
Контроль за состоянием изоляции. В сетях с изолированной нейтралью в нормальных условиях напряжения всех трех фаз по отношению к земле равны фазному напряжению. При замыкании на землю напряжение поврежденной фазы относительно земли равно нулю, а напряжение неповрежденных фаз увеличивается до междуфазного. Из-за малой силы тока замыкания режим работы приемников электроэнергии не нарушается, поэтому сеть может работать в течение 2 ч без отключения. Однако длительная работа в таком состоянии может вызвать переход однофазного замыкания на землю в междуфазное короткое замыкание. Поэтому предусматривают специальные устройства для контроля за состоянием изоляции относительно земли в сетях с изолированной нейтралью.
На рис. 7.22 приведены способы контроля за состоянием изоляции с использованием трансформатора типа НТМИ.
Контроль за состоянием изоляции может осуществляться тремя вольтметрами Vc, Vb, Va (см. рис. 7.22, а), которые в нормальном режиме показывают одинаковые фазовые напряжения. При замыкании на землю одной из фаз показания вольтметра, вклю
ченного в эту фазу, будут равны нулю, а показания двух других возрастут до значения междуфазового напряжения. Для получения звукового сигнала в провод, соединяющий нулевую точку вольтметров с нулевым проводом трансформатора напряжения, включается указательное реле У.
В схеме (см. рис. 7.22, б) нулевая точка 0 создается искусственно — включением на фазные напряжения трех конденсаторов. При повреждении изоляции фазы через реле Н поступает сигнал.
Схема (см. рис. 7.22, в) состоит из трех реле минимального напряжения Н<. При замыкании фазы на землю реле Я, включенное в напряжение поврежденной фазы, срабатывает и подает сигнал. Поврежденная фаза определяется по выпавшим флажкам указательных реле У.
Схема (см. рис. 7.22, г) состоит из реле напряжения Я, включенного в дополнительную обмотку трансформатора НТМИ.
Управление выключателем высокого напряжения. Выключатели ВН — основные коммутационные аппараты, с помощью которых осуществляется включение и отключение таких элементов СЭС, как трансформаторные подстанции и трансформаторы, линии, асинхронные и синхронные двигатели напряжением 6... 10 кВ, конденсаторные батареи напряжением 6... 10 кВ.
В СЭС кроме обязательного местного управления может предусматриваться дистанционное управление и телеуправление выключателем ВН. Структурная схема управления выключателем ВН приведена на рис. 7.23.
Сигнализация. Оперативную информацию о состоянии всех элементов СЭС дает сигнализация положения коммутационных
Сигнал
Рис. 7.22 Схема контроля за состоянием сети переменного тока
16
Рис. 7.23. Структурная схема управления выключателем ВН:
1 — выключатель, 2 — привод выключателя; 3—управляющий орган привода; 4 — подвод питания к приводу; 5— местное управление приводом; 6 — AIIB или АВР, встроенные в привод; 7 — КСА, 8 — вспомогательные сигнальные контакты, 9 — цепь команды включения; 10 — цепь отключения; 11 — релейное устройство АВП; 12 — релейная защита; 13 — релейное устройство АВР; 14 — устройства дистанционного управления; 15 — телеуправление; 16 — ключ дистанционного управления; 17 — сигнализация, 18. 19. 20 — каналы управления
аппаратов (включено — отключено); аварийная сигнализация (о непредусмотренных планом отключениях); предупредительная сигнализация (о ненормальных режимах и условиях: нагрев выше нормы, повреждения, не приводящие к немедленному отключению оборудования и т. д.).
Световую сигнализацию положения осуществляют зеленой («Отключено») и красной («Включено») лампами. В цепях предупреждающей или аварийной сигнализации используется желтая лампа. При нормальных оперативных переключениях эти лампы горят ровным светом. При аварийных отключениях, работе автоматики или положениях «Несоответствие» лампы горят мигающим светом.
Лампы сигнализации подключают к шинкам сигнализации через ключи управления, контакты реле защиты и автоматики, блок-контакты выключателей и разъединителей.
При работе защиты и автоматики световая сигнализация дублируется звуковой, для чего используют электрические сирены, гудки и звонки. Звуковой сигнал аварийной или предупреждающей сигнализации — общий для всех выключателей.
Аварийная сигнализация оповещает об аварийном отключении выключателя. Предупреждающая сигнализация сообщает о ненормальных режимах работы, которые могут привести к аварии. Поэтому электрические цепи аварийной и предупреждающей сигнализации и их звуковые сигналы различны (сирена и звонок). При срабатывании звукового сигнала дежурный сначала прекращает его работу, «снимает» (квитирует) сигнал, а затем по ин-158
дивидуальным световым сигналам определяет причину срабатывания сигнализации.
Блокировки выполняют между приводами выключателя и разъединителя. Это позволяет проводить операции с разъединителем только при отключенном выключателе. Применяют механическую, электрическую и электромагнитную блокировки.
Механическая блокировка осуществляется с помощью стальных упоров или специальных запирающих замковых конструкций, непосредственно связанных с валом выключателя. При его повороте на включение упор запирает привод разъединителя, чем исключает возможность его включения или отключения. При механической замковой блокировке взаимно блокируемые приводы выключателя и разъединителей оснащаются замками и ключами специальной конструкции с «секретом». Для замков всех взаимно блокируемых приводов предусматривается один ключ, нормально вставленный в замок выключателя. При отключенном выключателе замок запирает привод и освобождает ключ. На запертом приводе разъединителя ключ можно вынуть из замка при скрытом и закрытом разъединителе.
Электрическую блокировку предусматривают на приводах разъединителей с дистанционным управлением. В цепь управления двигателем привода разъединителя включают нормально замкнутые блок-контакты выключателя, которые разрывают цепь управления при включенном выключателе. Электрическая блокировка не исключает возможности ручного управления приводом разъединителя и требует дополнительно механической или электромагнитной блокировки.
Электромагнитная блокировка состоит из механического блокировочного замка и переносного электромагнитного ключа, который питается постоянным током от штепсельной розетки, установленной около привода разъединителя. Напряжение на розетку подается через блок-контакты отключенного выключателя. Если в розетке есть напряжение, то в обмотке ключа протекает ток, поворотом ключа механизм привода освобождается и дает возможность включить или отключить разъединитель.
§ 7.6. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Правильный выбор числа и мощности трансформаторов имеет существенное значение для рационального построения СЭС. Число трансформаторов, как и число питающих линий, определяется в зависимости от категорий потребителей. Наиболее просты и дешевы однотрансформаторные подстанции. При наличии складского резерва или связей на вторичном напряжении эти
подстанции обеспечивают надежное электроснабжение потребителей второй и третьей категорий.
Если основную часть нагрузки составляют потребители первой и второй категории, то применяют двухтрансформаторные подстанции.
При выборе мощности трансформаторов необходимо исходить из экономической нагрузки, допустимой перегрузки, числа часов использования максимума нагрузки, темпов роста нагрузки, расчетной нагрузки. Но так как к моменту проектирования все указанные факторы нельзя определить, то мощность трансформаторов выбирается так, чтобы обеспечивалось питание полной нагрузки при работе трансформаторов в нормальных условиях с коэффициентом загрузки 0,7...0,75. При выходе одного трансформатора или линии из строя второй трансформатор не должен быть перегружен более чем на 40% в течение пяти суток по 6 ч в каждые сутки. При этом коэффициент заполнения графика должен быть не выше 0,75.
При наличии графика нагрузки мощность трансформатора выбирается по его перегрузочной способности. Для этого по графику нагрузки определяются продолжительность максимума нагрузки t и коэффициент заполнения графика
7'их = 7Ср/А< или ^ = 5^, (7.1)
где Др, Sep — соответственно средние сила тока и мощность трансформатора; SM — то же, максимальные.
По значениям t и AT3J. по кривым кратностей допустимых
перегрузок силовых трансформаторов с масляным охлаждением
0 5 10 15 20 t,4
Рис. 7.24. Кривые кратностей допустимых перегрузок трансформаторов
(рис. 7.24) определяется коэффициент допустимой перегрузки К^.
Номинальная мощность трансформатора
S^SJK^. (7.2)
По принимается ближайшая стандартная мощность трансформатора Sm.
При проектировании подстанций, для которых график нагрузки неизвестен, мощность трансформаторов принимают по расчетной нагрузке (см. гл. 5). Чтобы выбрать наиболее рациональный вариант электроснабжения, необходимо рассмотреть не менее двух ва-
риантов числа и мощности трансформатора, сравнивая их и по технико-экономическим показателям.
Пример 7.1. Выбрать число и мощность трансформаторов для ГПП напряжением 110/10 кВ, если максимальная нагрузка составляет 10 000 кВ' А, среднесуточная 8700 кВ А, время максимума г=2 ч, потребители первой и второй категории составляют 80%, стоимость 1 кВт • ч электроэнергии С0=2 руб, Тм=4000 ч.
Решение. Учитывая наличие потребителей первой категории, принимаем к установке два трансформатора.
Коэффициент заполнения графика по формуле (7.1)
Кзт=8700/10 000 =0,87.
По значениям и 1=2 (см. рис 7 24) коэффициент допустимой перегрузки Акп=1,12.
Мощность трансформатора
^=5J2-1,12 = 10000/2,24=4464 кВ А.
Намечаем два возможных варианта мощности трансформатора: вариант I — два трансформатора по 6300 кВ А; вариант П — два трансформатора по 10000 кВ А.
Расчеты по определению технико-экономических показателей проведем* для варианта I.
Технические данные трансформатора ТМН-бЗООЦЮ
Потери мощности, кВт:
АЛ ................................................ 13
АР, ............................................... 50
Сила тока, %: /о................................................. 1
/ж ............................................... 10,5
Стоимость, тыс. руб .................................. 3680
Коэффициент загрузки в нормальном режиме
^з.ж=Sm/2Ss.t=Ю 000/2 6300 =0,8.
Коэффициент загрузки в послеаварнйном режиме
Хзл>=80%(5м)/5н.тКдп=0,8 10000/1,12 6300 = 1,13<1,4,
где 80% потребители первой и второй категорий.
Таким образом, трансформатор обеспечивает в послеаварнйном режиме электроснабжение потребителей первой и второй категорий.
Для потребителей третьей категории допустим перерыв на 24 ч и их можно отключить до восстановления нормального режима.
Определяем приведенные затраты 3 для варианта с трансформатором мощностью 6300 кВ А:
3=0,12Я+С,
где К — капитальные вложения С — эксплуатационные затраты.
Ъ Электроснабжение промышленных
предприятий н установок
Потери активной энергии в год
1
ДЭ1р=8700лДРк=- АРк(5м/<$кт) » л
0.8760 2 13-Д 50(10/12,6)’2400=275760 кВт ч.
Стоимость потерь электроэнергии
Сп=СоАЭ1р=2 275 760 = 551,52 тыс. руб
Амортизационные отчисления
Р. 9
С.=— —-7360= 660 тыс. руб.
100 100
Таблица 7.1. Сводная таблица сравнения вариантов
Расходы, тыс. руб Вариант I Вариант II
Капитальные вложения 7360 Эксплуатационные затраты, всего 1210 В том числе: стоимость потерь 551 амортизационные отчисления 660 Приведенные затраты (%) 2094/57) Экономический эквивалент б=t3[E LK ' 100% 980 8720 2655 1870 785 3700(100)
Приведенные затраты
3=0,12 736О+(551 +660)=2094 тыс. руб.
Даннма расчетов сведены в табл. 7.1, из которой видно, что вариант с трансформатором мощностью 6300 кВ А выгоднее.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
1. Как строится схема подстанции напряжением 35...220/6...10 кВ без выключателей на высшем напряжении?
2. Какие схемы вводов напряжением 6...10 кВ от трансформаторов и какие ячейки отходящих линий применяются на подстанциях напряжением 35...220/ /6...10 кВ?
3. Как осуществляется контроль за состоянием изоляции в сетях напряжением 6, 10, 35 кВ А?
4. Как выбрать мощность трансформатора ГПП?
5. Почему ГПП и РП следует располагать вблизи центра электрических нагрузок?
Глава 8
СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
§ 8.1. ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ СХЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И КАРТОГРАММЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Предъявляемые к системе электроснабжения требования и ее параметры зависят от мощности и категории надежности потребителей. Различных источников питания и схем электроснабжения требуют крупные предприятия, потребляющие 75 МВт и больше, средние предприятия — от 5 до 75 МВт и небольшие предприятия — до 5 МВт.
В зависимости от потребляемой предприятием мощности и категории нагрузок, от расстояния до энергосистемы и от наличия собственной ТЭЦ электроснабжение промышленных предприятий может осуществляться по следующим принципаль-ным схемам:
а) одноцепная линия — 6...10 кВ или блок пиния — трансформатор 35...220 кВ без местных резервных источников питания для нагрузок третьей категории по надежности электроснабжения;
б) одноцепная линия 35...220 кВ большой длины в сочетании с местной ТЭЦ или передвижной электростанцией для питания нагрузок любой категории;
в) двухцепная линия от энергосистемы на общих опорах для питания нагрузок первой категории, две одноцепные линии при наличии особой группы потребителей;
г) от местной ТЭЦ при отсутствии связи с энергосистемой.
При построении схемы электроснабжения следует руководствоваться следующим:
вопросы электроснабжения необходимо решать комплексно со строительными и технологическими вопросами при построении генерального плана объектов;
источники питания высокого напряжения (в том числе трансформаторы 35...220/6...10 кВ) должны быть максимально приближены к центрам электропотребления; необходимо шире внедрять глубокие вводы и дробление главных понизительных подстанций (ГПП) на две, три и более подстанций глубокого ввода (ПГВ);
шины вторичного напряжения всех понизительных подстанций, РУ и РП должны работать раздельно, т. е. применять глубокое секционирование схемы электроснабжения предприятий для снижения токов короткого замыкания и упрощения релейной защиты- Широкое применение АВР на всех ступенях напряжения позволяет применять схему с глубоким секционированием при нагрузках любой категории;
все элементы СЭС должны быть в работе, а не в «холодном резерве», так как это способствует снижению потерь. Исключение составляют трансформаторы, часть которых выгодно отключать в резерв на время провала нагрузки;
для электроснабжения должны применяться подстанции с простейшими схемами преимущественно без выключателей на стороне высшего напряжения.
Для выполнения первого из перечисленных требований полезно построить картограмму нагрузок предприятия и определить центр электрических нагрузок (ЦЭН). Картограмма нагрузок — это изображение распределения нагрузок по территории предприятия кругами, площади которых в выбранном масштабе т равны расчетным нагрузкам цехов:
Pl=itr2mi
(8-1)
отсюда радиус круга
Рис. 8.1. Картограмма электрических нагрузок:
щифры в числителе — значение силовой нагрузки цеха; в знаменателе — значение осветитель-ной нагрузки цеха
Определение центра электрических нагрузок сводится к расчету координат «центра тяжести» массо-нагрузок по формуле
1 /1
f’ty&Hs,, (8.2)
1 /1
где xh yt — координаты данной i-й нагрузки в осях х и у. Координаты оси наносятся на картограмму произвольно — ЦЭН от этого не изменит свое относительное положение (рис. 8.1).
Рациональное расположение одной ГПП или нескольких ПГВ, или ЦРП на территории предприятия находится на прямой, соединяющей ЦЭН с источником питания — энергосистемой. Подстанции целесообразно располагать как можно ближе к ЦЭН. При большой мощности предприятия и при нескольких явно выраженных зонах концентрации нагрузок проводится технико-экономическое сравнение вариантов электроснабжения от одной, двух и более понизительных подстанций типа 35...220/6...10 кВ. Если же предприятие получает электроэнергию на напряжение 6... 10 кВ, то создается ЦРП, не преобразующий напряжение, располагать который рекомендуется на границе питаемого им участка со стороны источника, во избежание обратных перетоков мощности на одном и том же напряжении, так как это неэкономично.
Места расположения подстанций для питания приемников выбирают в центре их нагрузок. Преобладающим типом являются комплектные трансформаторные подстанции.
Разукрупнение ТП обеспечивает значительную экономию цветных металлов, затрачиваемых на кабельные и воздушные линии вторичного напряжения и снижает потери электроэнергии за время их эксплуатации.
§ 8.2. ВИДЫ СХЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Электроснабжение от энергосистем можно осуществить по двум схемам (рис. 8.2):
схема глубокого ввода двойной магистрали напряжением 35...220 кВ на территорию предприятия с подключением отпайкой от обеих цепей нескольких пар трансформаторов;
схема с одной мощной Г1Ш на все предприятие.
Первая схема применяется (см. рис. 8.2, а) на крупных предприятиях, занимающих большие территории и располагающих площадями для прохождения линии напряжением 35...220 кВ. Вторую схему (см. рис. 8.2, б) применяют на предприятиях средней мощности с концентрированным расположением нагрузок. Эти схемы являются основными электротехническими чертежами проекта, на основании которых выполняют все другие чертежи, производятся расчеты сетей и выбор основного электрооборудования.
При проектировании электроснабжения промышленных предприятий на законченных разработкой схемах высокого напряжения должны быть показаны источники питания, распределительные пункты и трансформаторные подстанции со сборными шинами, основная коммутационная аппаратура (масляные или воздушные выключатели, реакторы), размещение устройств автома-
Система
а
Система
Рис. 8.2 Схемы внешнего электроснабжения
тического включения резерва (АВР), все трансформаторы и электроприемники высокого напряжения (высоковольтные электродвигатели, преобразовательные агрегаты, электропечи и др.). Рядом с соответствующими графическими обозначениями нужно указать номинальное напряжение сборных шин, типы выключателей, номинальные токи и реактивности реакторов, номинальные мощности и напряжения обмоток трансформаторов и схемы их соединения, номинальные выпрямленные токи и напряжения преобразовательных агрегатов, номинальные мощности электродвигателей. Около изображений кабельных и воздушных линий указывают их длины, а также марки и сечения кабелей, материал (медь или алюминий) и сечения проводов воздушных линий и токопроводов.
Напряжение ПО кВ наиболее широко применяют для электроснабжения предприятий от энергосистемы. Рост мощностей промышленных предприятий, снижение минимальной мощности трансформаторов на 110/6... 10 кВ до 2500 кВ А способствует использованию напряжения 110 кВ для питания предприятий не только средней, но и небольшой мощности.
Напряжение 220 кВ применяют для электроснабжения от энергосистемы крупных предприятий, создания глубоких вводов с разукрупнением подстанций. В некоторых случаях применению 166
напряжения 220 кВ в СЭС способствует близкое расстояние от трассы линии напряжением 220 кВ энергосистемы.
Распределительная сеть напряжением 6... 10; кВ (реже 35 кВ) — это внутренняя сеть предприятия, служащая для передачи электроэнергии с шин Г1Ш и ПГВ в распределительные и трансформаторные пункты по воздушным, кабельным линиям и токо-проводам. В зависимости от категории нагрузок и от их расположения распределительная сеть строится по радиальной, магистральной или смешанной схеме от одного или двух независимых источников.
Одиночную магистральную схему (рис. 8.3, а) применяют для потребителей третьей категории; по этой схеме требуется меньшее количество линий и выключателей. К одной магистрали подключают два-три трансформатора ТП, мощностью 1000... 1600 кВ*А или четыре-пять трансформаторов мощностью 250...630 кВ*А (ограничение вносит чувствительность релейной защиты). Недостаток схемы — отсутствие резервного канала электроснабжения на случай повреждения линии. Поэтому в кабельных линиях она не применяется, так как время на отыскание мест повреждений и ремонта кабелей может превышать 24 ч.
Рис. 8.3. Магистральные схемы электроснабжения
Более надежна схема сквозных магистралей с двухсторонним питанием (рис. 8.3, б). Магистраль присоединяют к разным источникам питания. В нормальных условиях она разомкнута на одной из подстанций. Схема применяется для питания потребителей второй категории.
Схема кольцевой магистрали (рис. 8.3, в) создается из двух одиночных магистралей путем соединения их перемычкой на напряжение 6... 10 кВ. Схема применяется для питания по воздушным линиям потребителей второй категории. В нормальном режиме кольцо разомкнуто и питание подстанций осуществляется по одиночным магистралям. Но при выходе любого участка сети питание ТП прерывается лишь на время операций по отключению в ремонт поврежденного участка и включению разъединителя перемычки с другой стороны кольца.
Двойная магистральная схема (рис. 8.3, г) достаточно надежна и для питания потребителей первой категории, так как при любом повреждении на линии или в трансформаторе все потребители могут получить электроэнергию по второй магистрали. Ввод резервного питания происходит автоматически с помощью АВР — автоматики ввода резерва. Но такая схема дороже, чем рассмотренные выше, так как расходы на сооружение линий удваиваются.
Радиальную схему (рис. 8.4) применяют для питания сосредоточенных нагрузок и мощных электродвигателей. Для потребителей первой и второй категорий предусматриваются двухцепные радиальные схемы, а для потребителей третьей категории — одноцепные схемы. Радиальные схемы надежнее и легче автоматизируются, чем магистральные.
Первая схема (см. рис. 8.4, а) предназначена для потребителей третьей категории. При подключеннии устройства АПВ воздушной линии эту схему можно применять для потребителей второй категории, а при наличии аварийных источников питания — для потребителей первой категории.
Вторую схему (см. рис. 8.4, б) применяют для потребителей первой категории. Питание потребителей при исчезновении напряжения на одной из секций восстанавливается автоматическим включением секционного выключателя.
Третья схема (см. рис. 8.4, в) используется для потребителей второй категории. В некоторых случаях схему можно использовать для потребителей первой категории. При исчезновении напряжения на одной из секций часть потребителей, присоединенных к другой секции шин, остается в работе.
Смешанные схемы сочетают элементы магистральных и радиальных схем. Основное питание каждого из потребителей здесь осуществляется радиальными линиями, а резервное — одной сквозной магистралью (см. рис. 8.4, г, пунктир).
г
Рис. 8.4. Радиальные схемы электроснабжения
На всех приведенных схемах секционные аппараты в нормальном режиме находятся в отключенном состоянии. В основном в распределительных сетях применяют разомкнутые схемы, отвечающие требованиям ограничения токов короткого замыкания и независимого режима работы секции.
Замкнутые сети применяют редко, в таких сетях значительно (до двух раз) повышаются токи короткого замыкания, требуются выключатели на обоих концах линии, усложняются релейные защиты. Однако замкнутые сети имеют преимущества: большую надежность питания приемников, которые всегда подключены к двум (или более) источникам питания, уменьшение потерь энергии за счет более равномерной загрузки сети, уменьшение потерь напряжения. Эти достоинства особенно существенны, когда осуществляется электроснабжение крупных установок. В таких установках пуск мощного электродвигателя может вызывать в разомкнутой схеме большие отклонения напряжения, при которых пуск и самозапуск двигателя под нагрузкой могут оказаться невозможными, так как пусковой момент становится ниже момента сопротивления на валу двигателя.
Включение трансформаторов и линий на параллельную работу резко (почти вдвое) уменьшает эквивалентное сопротивление сети питания относительно пускаемого двигателя и обеспечивает успешный его пуск.
В некоторых случаях параллельная схема подстанции создается только на время пуска основных двигателей (например, на крупных насосных, компрессорных станциях, где применяются двигатели соизмеримой с трансформаторами мощности).
§ 83. ОСОБЕННОСТИ СХЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОБЪЕКТОВ НЕФТЯНОЙ И МЕТАЛЛУРГИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Основные принципы построения СЭС изложены в § 8.1. Следует заметить, что схемы электроснабжения объектов нефтяной промышленности выбираются на основе типовых положений по электроснабжению (ПУЭ, СН 174—75 и др.). Однако они
169
имеют некоторые специфические особенности, которые должны учитываться при распространении этих типовых положений на схемы электроснабжения объектов нефтяной промышленности.
Объекты нефтяной промышленности, имеющие в своем составе помещения и зоны, опасные по взрыву и пожару, распределены по значительной территории, а в некоторых случаях (Западная Сибирь) концентрируются на небольшой площади с общей мощностью до 50 МВт. Объекты имеют большое число синхронных электродвигателей и предъявляют высокие требования к надежности электроснабжения, в основном из-за влияния климатических факторов (влажность, атмосферные осадки, гололед, низкие и высокие предельные температуры, перепады температур и т. д.), характерных для различных районов.
Головные компрессорные и нефтеперекачивающие станции. Наиболее мощные узлы нагрузок на предприятиях нефтяной промышленности создаются на головных компрессорных станциях (КС) и насосных перекачивающих станциях (НПС). На КС магистральных газопроводов с электрическим приводом центробежных нагнетателей установленная мощность приемников достигает 100 МВт и более. Головные НПС магистральных нефтепроводов имеют установленную мощность приемников до 40...60 МВт. Промежуточные НПС имеют меньшую нагрузку благодаря отсутствию подпорной насосной, резервуарного парка и меньшего числа задвижек и ремонтных нагрузок.
Для питания таких мощных промышленных установок сооружают главные понизительные подстанции (1'1111) на напряжение 110 или 220 кВ, для КС и НПС меньшей мощности — ГПП на напряжение 35 кВ.
Питание ГПП осуществляется от энергосистемы по двум ВЛ соответствующего напряжения. При высоком проценте потребителей нагрузок первой категории и при наличии особой группы потребителей нагрузок на головных КС и НПС требуется сооружение двух ВЛ от системы с подключением их к независимым источникам питания (например, к разным секциям шин ОРУ районной подстанции) и с подвеской проводов ВЛ каждой цепи на разные опоры.
Число трансформаторов ГПП соответствует числу ВЛ, т. е. обычно два трансформатора напряжением 35.. 220/6... 10 кВ мощностью 16...25 МВ А. Каждая цепь линия — трансформатор должна обеспечивать всю нагрузку подстанции с допустимой перегрузкой элементов цепи. Схемы подстанций типовые, без выключателей на стороне напряжения 35...220 кВ с отделителями и короткозамыкателями. Для обеспечения работы двух трансформаторов от одной ВЛ рекомендуется устройство перемычки (мостика) напряжением 110...220 кВ. В условиях Сибири и высо-170
ких широт применяют схему с выключателем на вводах ВЛ к трансформаторам и на перемычке.
На все подстанции распространяется требование ПУЭ о глубоком секционировании схемы с вводом АВР. Для ограничения токов короткого замыкания рекомендуется применение трансформаторов с расщепленной обмоткой напряжением 6...10 кВ.
При использовании ГПП КС и НПС для питания удаленных потребителей, например промыслов, поселков, применяются трехобмоточные трансформаторы напряжением 110...220/35/6 ...10 кВ.
Внутриплощадочная распределительная сеть сооружаемых КС и НПС строится на напряжение 10 кВ. Напряжение 6 кВ разрешается применять при реконструкции сети. Если на одной площадке сосредоточены головные НПС или КС нескольких магистральных трубопроводов, то для каждой из них предусматривается отдельное РУ напряжением 6... 10 кВ, получающее питание от общих главных трансформаторов, т. е. создается 4...8-секционная схема напряжением 6...10 кВ с размещением секций шин в раздельных помещениях.
В отдельных случаях НПС или КС располагается недалеко (0,5...2 км) от районной подстанции энергосистемы. Тогда можно обеспечить питание объектов без сооружения ГПП. Достаточно построить главное распредустройство (ГРП) напряжением 6... 10 кВ и подвести к нему питание с двух секций шин районной подстанции по кабелям или ВЛ (если мощность, передаваемая по каждой цепи, ниже 25 МВ • А) или по двум гибким токопроводам, если передается мощность свыше 25 МВ • А на одну цепь.
Кустовые насосные станции (КНС) — их потребители относятся к третьей категории по надежности электроснабжения. Электроснабжение КНС подачи несовмещенных с другими объектами обустройства, осуществляют от сетей напряжением 35 кВ с одно- или двухтрансформаторной подстанций 35/6 кВ мощностью 2,5... 10 МВ А типа КТПБ (КТП блочного исполнения), сооружаемой при каждой КНС. Для питания укрупненных КНС, расположенных на сравнительно малом числе площадок и совмещенных с другими объектами, применяют распределительную сеть напряжением ПО кВ с подстанциями мощностью 2x25 (2x40) МВ А.
На рис. 8.5 приведен вариант схемы электроснабжения КНС с двухтрансформаторной подстанцией напряжением 35/6 кВ типа КТПБ с масляными выключателями на стороне высшего напряжения. Однотрансформаторные подстанции выполняют по упрощенной схеме с отделителем и короткозамыкателем на высшем напряжении.
В настоящее время применяют КНС в виде блоков БКНС и суперблоков (СБКНС). Из них компонуют установки необ-
Рис. 8.5. Схема электроснабжения КНС с двухтрансформаторной подстанцией напряжением 35/6 кВ типа КТПБ:
1 — нефтепромысловая вагрузха; 2 — эпектровляпспль типа СТД; 3 — отходящая линия
ходимой подачи и повторно применяют на новых местах эксплуатации.
На БКНС устанавливают два, три, четыре агрегата с насосами типа НЦС и электродвигателями типа СТД мощностью 1250, 4000 и 8000 кВт, напряжением 10 кВ.
На рис. 8.6 приведена схема электроснабжения БКНС. В схеме возможно полное совмещение КТПБ, КНС.
Суперблок КНС подачей 6 млн. м3 воды в год (рис. 8.7) представляет собой двухэтажный моноблок, на первом этаже которого размещены четыре насосных агрегата ЦНС-180 х 1422, щиты станции управления и оборудование КИПиА. На втором этаже находится РУ напряжением 6 кВ.
На рис. 8.8 представлена схема электроснабжения КНС, совмещенной с комплексным сборным пунктом (КСП). Подстанция напряжением 110/35/6 кВ 1 принята по упрощенной схеме. РУ 4 напряжением 6 кВ и ячейки подстанции соединяет токо-провод 2, выполненный из проводов АСО-400 в фазе и железобетонных порталов. Секции 3 и 4 КНС подключены через реакторы 7, необходимые для ограничения тока короткого замыкания при подпитке места короткого замыкания синхронными двигателями и уменьшения колебаний напряжения при пуске двигателей (4000 кВт) КНС 9. Подстанция 3 служит для собственных нужд РУ напряжением 6 кВ. К секциям 7 и 2 подключены двигатели 172
Рис. 8.6. Схема электроснабжения БКНС с насосами ЦНС:
I — подстанция 35/6 кВ, 2 — блок РУ 6 кВ БКНС; 3 — блок управления БКНС, 4 — линии питания промысловых сетей напряжением 6 кВ, 5 — насосные блоки БКНС; б — электродвигатели СТД-1250-2 напряжением 6 кВ,мощностью 1250 кВт
(6 х 320 кВт) насосной станции 6, подстанция (6/0,4 кВ) 8 и промысловая сеть 5 напряжением 6 кВ.
Применяются схемы с подстанциями напряжением 110/35/10 кВ и непосредственным присоединением трансформаторов с вводами РУ 6 (10) кВ.
В схемах предусмотрено АВР в две очереди на шинах 6 (10) кВ, АПВ на отходящих линиях, трансформаторы с РПН, РУ 6 (10) кВ комплектуются КРУ типа К-37 наружной установки, а для районов Западной Сибири — К-ХН внутренней установки.
Промысловые компрессорные станции (ПКС) на промыслах применяют для транспорта нефтяного газа на газоперерабатывающие заводы, на электростанции и для подачи газа или воздуха в скважины. ПКС, используемые дял закачки газа или 173
1
Рис. 8.7. Кустовая насосная станция в суперблоке:
1 — блок; 2 — электродвигатель; 3 — насос; 4 — распределительное устройство на 6 кВ
воздуха в пласт и для подачи газа на электростанции, относятся к потребителям первой категории. Чаще на ПКС используются электродвигатели напряжением 6... 10 кВ, мощностью 160...220 кВт. Для электроснабжения ПКС при ней непосредственно сооружаются подстанции напряжением 35/6...10 или 110/6...10 кВ или РУ 6(10) кВ, если к ПКС можно подвести промысловую сеть напряжением 6... 10 кВ. Если ПКС совмещена с комплексным сборным пунктом, то ее электроснабжение осуществляется по схеме (см. рис. 8.8) для нагрузок насосной станции. ПКС с газомоторным приводом относятся к потребителям второй категории, и электроснабжение их осуществляется от промысловой сети через встроенную подстанцию напряжением 6/0,4 кВ мощностью 2x630 кВ'А.
Глубиннонасосные штанговые установки относятся к потребителям второй категории, а в районах с осложненными условиями — к первой; питаются от промысловых сетей напряжением 6 кВ через подстанции напряжением 6/0,4 кВ (рис. 8.9, а). Сохранились схемы с сетями напряжением 0,4 кВ (рис. 8.9, 6). Установки комплектуют электродвигателями серий АОП2 (3...1000 кВт), 4А (1,1—30 кВт) и синхронными электродвигателями СДБ-81-4, СДБПК-81-4 (1,5...20 кВт).
На каждой скважине или кусте скважин сооружается подстанция напряжением 6... 10/0,4 кВ. Подстанция типа КТПСК мощностью от 25 до 250 кВ • А рассчитана на работу при температуре от —40 до 40 °C.
По мощности трансформатора и схеме на стороне с напряжением 0,4 кВ подстанции типа КТПСК выполняются в трех модификациях: первая — для одиночных скважин, вторая и третья — для кустов скважин (табл. 8.1).
110кв 35кв 25МВА
110 кв
35кВ 25 МВ-А
320 кВт
320 кВт
5к8
320 кВт
5кВ Секция 1
Р6НГ-Ю-1000- 0.55
£кв Секция 3
5кВ
320 кВт
320 кВт
320 кВт
Секция Ч
4Ш7кВт ЧОООк&ч «ОООкйт УОООкЬт
О,Ч*Ъ
О.ЧкЬ
Рис. 8.8. Схема электроснабжения комплексного сборного пункта
6(1О)/О,ЧкЬ
Рис. 8.9. Схемы питания глубиннонасосных установок при напряжении распределительной сети б (а) и 0,38 кВ (б)
Подстанции типа КТПСК (рис. 8.10) представляют собой комплект электрооборудования, состоящего из блока ввода напряжением 6 кВ 2, блока силового трансформатора напряжением 6/0,4 кВ 3 и блока управления, напряжением 0,4 кВ Д установленных на основании в виде салазок 4.
Принципиальные электрические схемы подстанции типа КТПСК приведены на рис. 8.11. Питание трансформатора Тр1 осуществляется от ЛЭП напряжением 6 кВ через линейный разъединитель Р, установленный на опоре рядом с КТПСК. Для защиты Тр1 от перенапряжений со стороны напряжения 6 кВ предусмотрен разрядник Рр. В КТПСК первой модификации
Рис. 8.10. Комплектная трансформаторная подстанция типа КТПСК первой (а), второй и третьей (6) модификаций
напряжение с обмотки 0,4 кВ Тр1 подается на блок управления Б1Ш. В КТПСК второй и третьей модификации напряжение с обмотки 0,4 кВ Тр1 подается через рубильник Р1 на автоматы В4 и В5 для КТПСК второй и В4, В5, В9 третьей модификации. В КТПСК второй и третьей модификации имеются также разрядники Рр2 для защиты от атмосферных перенапряжений на стороне напряжения 0,4 кВ. Для защиты отходящих линий от однофазных замыканий на землю предусмотрены реле РТ1, РТ2, РТЗ, действующие на отключение автоматов В4, В5 и В9.
Защита Тр1 от перегрузок осуществляется тепловым реле ТрН, действующим также на отключение В4, В5, В9.
Для нормальной работы аппаратуры управления и защиты при температуре ниже 10 °C предусмотрен обогрев с автоматическим и ручным управлением.
Таблица 8.1. Технические данные подстаидай типа КТПСК
Тип в модифихад i Мощность трансформаторов, кВ А Число фидеров Исполнение фидеров»
КТПСК 63-6/0,4-1М 63 1 Кабельное
КТПСК 100-6/0,4-1М 100 1 То же
КТПСК 63-6/0,4-IIM 63 2 »
КТПСК 100-6/0,4-ПМ 100 2 »
КТПСК 160-6/0,4-1ПМ 160 3 »
КТПСК 160-6/0,4-ШМ 160 3 Воздушное
В качестве подстанций находят применение общепромышленные отечественные КТП, а также импортируемые из Польши и Югославии.
Установки погружных центробежных электронасосов (ЭЦН) комплектуют асинхронными электродвигателями мощностью от 7 до 95 кВт напряжением от 300 до 1000 В. ЭНЦ относят к потребителям второй категории, а скважины с большим содержанием песка — к первой.
Электроснабжение этих установок осуществляют по схеме (см. рис. 8.9, а) от сети напряжением 6 кВ с установкой трехобмоточного трансформатора 6/0,4/17^6 и по схеме (см. рис. 8.9, б) от сети напряжением 6 кВ с двойной трансформацией (трансформатор напряжением 6/0,4 и автотрансформатор или трансформатор напряжением 0,4/£7^). Сохранились еще магистральные схемы напряжением 0,4 кВ (см. рис. 8.9, 6). На месторождениях Западной Сибири для повышения надежности электроснабжение куста скважин осуществляется от подстанций напряжением 35/6 и 6/С7рв6 кВ.
ЛЗЛб*Л
Блок управления электродвигателем
к электродвигателю
Рис. 8.11. Принципиальные электрические схемы подстанции типа КТПСК первой (а), второй и третьей (б) модификаций:
Р — разъединитель, Пр1-Пр5 — предохранитель; Рр, Ppt, Рр2 — разрядник, Тр1 — Тр2 — трансформатор; ВП — ключ управления; В1-В12 — выключатель; Ш1, Ш2 — ниекерное соединение, F7 — рубильник; ТрТ], ТрТ2 — трансформатор тока, ТрН — трансформатор напряжения, РП1, РП2, РВ, РПБ — реле; ПМ — пускатель магнитный, ЛО, ЛС — лампа освещения и сигнализации, А — амперметр; РТ1 — РТЗ — реле тепловой защиты, РУ — распределительное устройство
а
Таблица 8.2. Техшческие данные КТППН
КТП Тип трав-сформатора Данные электродвигателя
тип ия, в /в. А
КТППН 63-6/0,36-0,54/0,4ХЛ1 ТМТПН-63 ПЭД 14-103315 350 40
ПЭД 17-123В5 400 39,5
КТППН 63-6/0,645-0,825/0.4ХЛ1 ТМТПН2-63 ПЭД 20-103В5 700 29
КТППН 100-6/0,79-1,117/0,4ХЛ1 ТМТПН1-100 ПЭД 28-103В5 850 34,7
ПЭД 40-103В5 1000 40
КТППН 100-6/0,53-0,863/0,4ХЛ1 ТМТПН2-100 ПЭД 35-123В5 550 55,5
ПЭД 46-123В5 700 56,5
КТППН 100-6/1,23-1,59/0.4ХЛ1 ТМТПНЗ-100 ПЭД 45-117В5 1400 27,3
КТППН 160-6/0,75-1,11/0,4ХЛ1 ТМТПН1-160 ПЭД 55-123В5 800 61,5
ПЭД 75-125В5 915 23,5
КТППН 160-6/1,8-2,24/0,4ХЛ1 ТМТПН2-160 ПЭД 65-117В5 2000 27,5
ПЭД 90-117 2000 40,7
КТППН 250-5-0,9-1,206/0,4X711 ТМТПН-250 ПЭД 100-123В5 950 89,5
КТППН 250-6/1,7-2,222/0,4X711 ТМТПН-250 ПЭД 125-158 2000 55
КТППН 400-6/1,82-2,252/0,4ХЛ1 ТМТПН-400 ПЭД 180-138 2000 80
Для питания ЭЦН по схеме, представленной на рис. 8.9, б, применяют КТП общепромышленного назначения, КТП специальные с трансформаторами серии ТМП, ТМТП (табл. 8.2). КТППН 400-6/0,4-80ХЛ1 и КТППН 630/6/0,4-80ХТ1 предназначены для питания куста скважин (рис. 8.12). Питание через разъединитель РЛНДА-1-10 и установленный на опоре выключатель 178
/>эпб*ь
б
Продолжение рис 8 11
ВМПЭ-10 подается на трансформатор ТМЭ мощностью 400...630 кВ А, а через разъединитель РВ — на трансформаторы собственных нужд ТМ-40 и измерительные НОМ 6-66. Напряжение от силового трансформатора подается на выключатель ввода типа «Электрон».
Для подключения и защиты инструмента для подземного ремонта скважин установлен выключатель А3700.
Рис. 8.12. Принципиальная электрическая схема подстанции типа КТППН
КТ1ШН обеспечивает ручное отключение и включение, автоматический запуск при появлении напряжения после его исчезновения, защиту от атмосферных перенапряжений (разрядник РВО-6), максимально-токовую защиту и защиту от снижения напряжения.
Буровые установки (БУ) глубиной бурения до 4000 м, имеющие аварийные ДЭС, относят ко второй категории надежности электроснабжения, а БУ глубиной бурения свыше 4000 м — к первой категории. Электроснаб
жение первых осуществляется по одноцепной ЛЭП, вторых — по двум ЛЭП. Применяется также система глубокого ввода напряжением 35 кВ как для группы, так и для отдельных скважин, для чего используют передвижные блочные подстанции напряжением 35/6 кВ для температур —60...+40 °C.
В Западной Сибири на сильно заболоченных и затопляемых паводковыми водами территориях для ускорения обеспечения электроэнергией электроснабжение БУ осуществляется по переносным кабелям напряжением 6 кВ, проложенным на поверхности болот (земли).
Морские БУ получают питание по кабельным линиям напряжением 35 и 6 кВ. БУ при бурении с индивидуальных морских оснований, а плавучие полупогружные БУ снабжаются автономным приводом, чаще дизель-электрическим постоянного и переменного тока.
Электроснабжение потребителей, удаленных от электросистем, осуществляется от собственной электростанции с двумя-тремя генераторами, приводимыми в действие газовыми турбинами или дизелями. Нашли применение синхронные трехфазные генераторы с газовыми турбинами мощностью 410 кВт (напряжение 0,2 и 0,4 кВ), 1000, 1250 кВт (напряжение 6 и 0,4 кВ), 2000, 2500 кВт (напряжение 6,3 или 10 кВ). Применяются как передвижные, так и стационарные электростанции. Например, автоматизированная передвижная газотурбинная уста-180
новка ПАЭС-2500-Т/6,3 имеет мощность 2500 кВт, напряжение 6,3 кВ. Двигатель установки может работать на газе или керосине.
Особенности схем электроснабжения металлургических заводов. Электроснабжение металлургических заводов, имеющих полный цикл производства — доменный цех, сталеплавильное производство и прокатные цехи, обычно осуществляют от ближайшей энергосистемы через подстанцию энергосистемы при напряжении 110 или 220 кВ и от местной заводской теплоэлектроцентрали при напряжении 10 кВ (рис. 8.13).
Местная заводская ТЭЦ имеет обычно связь с энергосистемой напряжением 110 кВ (или 220 кВ).
Ударные нагрузки прокатных цехов должны восприниматься энергосистемой. Это необходимо учитывать при разработке проекта электроснабжения металлургического завода.
Питающая энергосистема должна быть мощной, чтобы обеспечить минимальный допустимый уровень колебаний напряжения в питающей сети ПО кВ (220 кВ).
Для ограничения вредного влияния ударных циклических нагрузок на качество электроэнергии в системе электроснабжения рекомендуются следующие мероприятия:
манга
Ряс. 8 13. Блюминг 1150 (ионный привод). Структурная схема электроснабжения
1. Ограничение реактивной мощности, потребляемой вентильными преобразователями при работе их с глубоким регулированием.
2. Разработка и внедрение электроприводов с пониженным потреблением реактивной мощности.
3. Приближение источников питания к электроприемникам с ударной нагрузкой; питание дуговых электропечей на повышенном напряжении; питание крупных электродвигателей непосредственно от ГПП или ПГВ, минуя соответствующую цеховую подстанцию, и т. п. (рис. 8.14).
4. Уменьшение реактивного сопротивления линий, питающих подстанции с крупными электроприемниками, с применением кабелей и токопроводов с уменьшенной реактивностью, уменьшение реактивности реакторов и т. п. и в связи с этим применение выключателей с повышенным предельным отключаемым током.
5. Присоединение ударных и спокойных нагрузок к разным ветвям сдвоенного реактора, параметры которого должны быть выбраны исходя из условий стабилизации напряжения на ветви реактора, питающей электроприемники со спокойным режимом работы (рис. 8.15).
б. Применение на ГПП и ПГВ трансформаторов с расщепленными обмотками вторичного напряжения с коэффициентом расщепления Кр не менее 3,5, с выделением на одну из обмоток питания резкопеременных ударных нагрузок (рис. 8.16).
7. Выделение питания групп электроприемников с ударными нагрузками (при значительной их мощности) на отдельные трансформаторы.
Рис. 8.14. Схема питания группы ДСП с использованием сетевого трансформатора с расщепленными обмотками
8. Применение синхронных компенсаторов со специальными параметрами, с быстродействующим (тиристорным) возбуждением с потолком форсировки, равным трем и более, а также синхронных электродвигателей, имеющих свободную располагаемую реактивную мощность для ограничения влияния ударных и вентильных нагрузок.
Для синхронных электродви-
Спокойная нагрузка
Рис. 8.15. Схема питания ДСП с использованием сдвоенного реактора
гателей, получающих питание от общих шин с ударными нагрузками, следует применять автоматические быстродействующие регуляторы возбуждения (АРВ).
Из перечисленных схем наиболее широкое применение, особенно для предприятий средней мощности, находят схемы с рас-
щепленными обмотками трансформаторов 1 Illi (см. рис. 8.16) и со сдвоенными реакторами (см. рис. 8.15).
Рис. 8.16. Тонколистовой стан 2000 горячего проката. Структурная схема электроснабжения
В сдвоенном реакторе падение напряжения в каждой секции обмотки составляет
Г&С Ii =12=1&н — токи в секциях обмотки реактора; XL — индуктивное сопротивление обмотки реактора; км=Л//£»0,5 — коэффициент взаимоиндукции между секциями обмотки сдвоенного реактора.
Колебания напряжения на секциях со спокойной нагрузкой под влиянием колебаний от резкопеременной нагрузки будет меньше, чем при объединении их на одну секцию шин.
При использовании трансформаторов с расщепленными обмотками колебания нагрузки на одной секции вызывают колебания напряжения на другой секции (см. рис. 8.14) в таком соотношении:
л а 4"^ 4+kJ
где Kv — коэффициент расщепления; Лиэ и — колебания напряжения на секциях с ударной и спокойной нагрузками.
Выбор схемы, повышающей качество напряжения на шинах, питающих спокойную нагрузку, дает эффект за счет увеличения электрической удаленности спокойных нагрузок от резкопеременных.
§ 8.4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
В систему внешнего электроснабжения входят линии с ячейками в их начале, питающие предприятие электроэнергией, или отпайки от линии. Число линий определяется в зависимости от категорий надежности электроснабжения потребителей (см. § 3.6) и передаваемой мощности. Широко распространены схемы с ко-роткозамыкателями и отделителями на высшем напряжении. Установка перемычки на высшем напряжении определяется необходимостью питания двух трансформаторов от одной линии, т. е. повреждаемостью линии.
Для выбора схемы намечаются два-три варианта и для каждого определяются технико-экономические показатели Учитывая, что определяющим параметром технико-экономических показателей служит в основном напряжение питания, сравнивают линии с различным напряжением, большим и меньшим рационального
где Ры — максимальная передаваемая по линии мощность, МВт; I — расстояние от точки подключения линии до подстанции объекта, км.
Пример 8.1. Выбрать схему в напряжение внешнего электроснабжения предприятия, расположенного на расстоянии /*=25 км от районной подстанции энергосистемы напряжением 110/35/10 кВ. Стоимость 1 кВт * ч электроэнергии Со=2 руб. Расчетная мощность Рм=10 МВт. Нагрузка от потребителей первой и второй категорий составляет 80%. Экономическую плотность тока принять равной 1,4 А/мм2.
Решение. Так как имеются потребители первой и второй категорий, принимаем двухтрансформаторную схему и соответственно две питающие лшпш Рациональное напряжение
Ц>«1=16 V10 25=65 кВ.
Намечаем два варианта электроснабжения*
I — передача электроэнергии на напряжение ПО кВ;
II — передача электроэнергии на напряжение 35 кВ.
Принимаем для обоих вариантов схему с отделителями и короткозамыка-телями. Расчеты проведем для первого варианта
1. Расчетная сила тока
1,4 5^ 1,4 6300 /₽=-^ — =----------46 А,
^3 1,73 110
где 1,4 — коэффициент допустимой перегрузки трансформатора; Sm — 6300 кВА — мощность принятого для обоих вариантов трансформатора. Технические данные трансформатора ТМН 6300/110; Д7\1 = 13 кВт; ДРжз=50 кВт, UB— = 10,5%, стоимость AS,-=3680 тыс. руб
2. Площадь сечения проводов ВЛ определяем по экономической плотности тока.
7?ах=/р/;эт“46/1Л«=33 мм2.
Для провода ВЛ напряжением 110 кВ минимальная площадь сечения составляет 70 мм2.
Принимаем двухцепную линию с проводом АС-70 на железобетонных опорах. Стоимость 1 км линии К„= 1350 тыс. руб.
3 Открытое распределительное устройство (ОРУ) напряжением ПО кВ включает два блока с короткозамыкателями и отделителями. Стоимость блока Kq= = 1500 тыс. руб. Стоимость ячеек районной подстанции не учитывается, так как в обоих вариантах она не изменяется.
4. Эксплуатационные затраты
а) потери активной энергии в линиях
ДЭл=ДР/г=250’25 2400= 15000 тыс. кВт ч;
б) потери активной энергии в трансформаторах ДЭ^, (см. § 7.6, пример 7.1) и стоимость потерь электроэнергии
Сц— Со (ДЭп+ДЭ^у)
5. Амортизационные отчисления
Ра Ар Ро 3,5 9 9
С,----/Сл+— Ап>+-----Ко------3375+---7360+--3000-
100 100 Р 100 100 100 100
—2000 тыс. руб.
6. Приведенные затраты
3=0,12АГ+ С-0,12 (*л+Ар+КЬ)+(Сп+СД
Аналогично должны проводиться расчеты для второго варианта. Вариант выбирается на основании сравнительной технико-экономической оценки (см. §3.7).
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
1. В чем заключаются принципы построения схем электроснабжения?
2. Перечислите преимущества и недостатки радиальных и магистральных схем.
3. В чем заключается технико-экономический выбор схемы электроснабжения?
4. Почему в распределительных сетях применяются в основном разомкнутые сети?
Глава 9
ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ. ВЫБОР
< ЧАСТЕЙ,
И ПРОВЕРКА ТОКОВЕДУ]
ИГЛ
ИЗОЛЯТОРОВ И АППАРАТОВ
§ 9.1. ИЗМЕНЕНИЕ СИЛЫ ТОКА В ТРЕХФАЗНОЙ ЦЕПИ ПРИ КОРОТКОМ ЗАМЫКАНИИ
В системе трехфазного переменного тока могут возникнуть непредусмотренные соединения проводников двух или трех фаз между собой или на землю, называемые короткими замыканиями.
Это происходит при набрасывании проводника на воздушную линию, при повреждении кабеля, падении поврежденной опоры воздушной линии со всеми проводами на землю, перекрытии фаз животными и птицами, обрыве проводов и т. д.
На рис. 9.1 показано соединение фаз при трех-Аз, двух-Kj» двух- на землю и однофазном коротких замыканиях.
В результате короткого замыкания резко снижается сопротивление электрической цепи, так как полные сопротивления фазовых нагрузок ZA, ZB\ Zc одной, двух или всех трех фаз оказывается зашунтированным (см. рис. 9.1) вследствие соединения проводов «накоротко». В точке короткого замыкания сопротивление фаз источника в линии составляет лишь небольшую долю сопротивления нагрузки. Сила тока в короткозамкнутой цепи намного превышает силу рабочего тока. Наибольшая сила тока короткого замыкания возникает при трехфазном коротком замыкании, поэтому ее и определяют для выбора электрического оборудования.
Увеличение силы тока в цепи приводит к усилению механического воздействия электродинамических сил на электроаппараты и к повышению нагрева токоведущих частей пропорционально квадрату силы тока. Кроме того, снижается напряжение. При трехфазном коротком замыкании напряжение в точке К3 снижается до нуля, а в смежных участках сети напряжение тем ниже, чем ближе этот участок сети к месту короткого замыкания.
Для уменьшения последствий аварий в электрической сети при коротких замыканиях необходимо обеспечить быстрое от-
Рис. 9.1. Схема коротких замыкании на линии электрической сети
ключение поврежденного элемента сети, выбирать аппаратуру таким образом, чтобы она была устойчивой при кратковременном воздействии тока короткого замыкания. Следовательно, необходимо рассчитывать
токи короткого замыкания для выбора аппаратуры электросети и для разработки мероприятий, обеспечивающих работу системы электроснабжения при внезапном коротком замыкании.
Рассмотрим процесс, происходящий при трехфазном коротком замыкании цепи передачи электроэнергии К, (см. рис. 9.1). Короткое замыкание происходит в момент, когда во всех трех фазах источника напряжение Uu=const. Трехфазное короткое
замыкание симметричное, так как все три фазы замыкаются
одновременно, на одинаковом удалении от источника, при одинаковом сопротивлении фаз. Поэтому можно вести анализ процесса по одной фазе.
На рис. 9.2 показаны кривые изменения фазного тока при трехфазном коротком замыкании. Если в момент короткого замыкания ток в фазе был равен io, то в последующий момент (после короткого замыкания) в цепи возникнут две составляющие тока: апериодическая гв0 и периодическая 1Л. Апериодическая составляющая возникает потому, что ток в цепи с индуктив
ностью не может измениться скачком от одного значения до другого. Поэтому при коротком замыкании появляется ток, затухающий по экспоненциальному закону через 0,1 — 0,2 с. Периодическая составляющая z'no тока короткого замыкания возникает потому, что к цепи приложено синусоидальное напряжение С7М sin (со/) при сопротивлении короткозамкнутой цепи Zx:
^ = — SID (CDt- (р^,
(9.1)
где фк — угол сдвига по фазе тока относительно напряжения.
Периодическая составляющая тока короткого замыкания, как видно из выражения (9.1), увеличивается по сравнению с током нормального рабочего режима вследствие уменьшения полного сопротивления цепи от первоначального значения (Z^+Zh^) до Zx — сопротивления цепи при коротком замыкании, включающем сопротивление источника и часть сопротивления сети до точки короткого замыкания. Кроме того, изменяется сдвиг по фазе тока относительно напряжения:
при нормальном режиме
i
<рх=arctg— «О — 45°,
при коротком замыкании, так как
Рис. 9.2. График изменения силы тока в цепи при коротком замыкании
фк=arctg—« 90°
где хя, х* — индуктивное сопротивление цепи соответственно при нормальном и коротком замыкании; гя, гх — активное сопротивление цепи соответственно при нормальном и коротком замыкании.
Ток короткого замыкания слагается из апериодической и периодической составляющих 4=4+4- Амплитуда тока короткого замыкания получает наибольшее значение 4 в первый же полупериод, когда 4о и 4о имеют одинаковый знак (см. рис. 9.2).
Наибольшее значение называется ударным током короткого замыкания 4 и определяется по значению периодической слагающей в момент короткого замыкания 4о:
iy—Лу/по
пО,
(9.2)
где 4о, /по — соответственно амплитудное и действующее значения периодической слагающей тока короткого замыкания; в первый полупериод /по называется сверхпереходным током короткого замыкания; К? — ударный коэффициент при трехфазном коротком замыкании на выводах трансформаторов и сборных шинах напряжением 6...10 кВ, К,—1,8, а при коротком замыкании на стороне 0,4 кВ Ку— 1,3.
§ 9.2. РАСЧЕТ СИЛЫ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Согласно ПУЭ I— силы токов короткого замыкания рассчитываются в тех точках сети, при коротком замыкании в которых аппараты и токоведущие части будут находиться в наиболее тяжелых условиях. Для вычисления силы токов короткого замыкания составляется расчетная схема, на которую наносятся все данные, необходимые для расчета, и точки, где следует опреде-нить токи короткого замыкания.
По расчетной схеме составляется схема замещения, в которой нее элементы выражены в виде индуктивных и активных со
противлений в относительных единицах или омах. При расчете силы токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1000 В обычно пользуются системой относительных единиц, а в установках напряжением до 1000 В сопротивления выражаются в омах.
Расчет силы токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1000 В в относительных единицах. При использовании системы относительных единиц все расчетные данные приводят к базисным напряжению и мощности. За базисное напряжение Уъ принимают одно из следующих: 0,23; 0,4; 0,69; 3,15; 6,3; 10,5; 21; 37; 115; 230 кВ. За базисную мощность принимают мощность системы, суммарную мощность генераторов электростанции, трансформаторов подстанции или удобное для расчета число, кратное 10 (10, 100, 1000 MB A).
Для определения суммарного базисного сопротивления до точки короткого замыкания определяются базисные сопротивления хб элементов СЭС по следующим формулам:
Для системы
а) если задана мощность короткого замыкания системы •^ж.0, ТО
•Хб.с=5б/*^*л» (9.3)
б) если задана мощность трансформаторов системы,
Хб.с = Хт
Уул S6 loo
(9-4)
где хт — индуктивное сопротивление трансформаторов в относительных единицах; С4% — напряжение короткого замыкания трансформатора; 5ЖТ — номинальная мощность трансформатора.
Для трансформатора
а) при 1$жт>630 кВ* А базисное сопротивление х6т определяется по формуле (7.4);
б) при SBT<630 кВ*А, для которых учитывается активное сопротивление обмоток трансформатора,
г.=АРи
(9.5)
(9.5)
где ДРХ — потери короткого замыкания в трансформаторе, кВА;
Г6.г=Г.
s6
Для реактора
__*р% 4^Zh
Хбр“ юо 1яив
(9-7)
где Хр% — индуктивное сопротивление реактора; 4, 4 — базисный и номинальный ток реактора; U6i U* — базисное и номинальное напряжения реактора.
Для линий
Х6л = Хо1 иб
.*б
(9-8)
(9-9)
где хь, Го — соответственно индуктивное и активное сопротивления 1 км длины, Ом/км; Z — длина линии, км.
„ 1
Учет активного сопротивления необходим, если гб>- хб.
Как правило, при расчете токов короткого замыкания в сетях напряжением выше 1000 В гб не учитывается.
Сила тока короткого замыкания
4=4/»6,
(9.Ю)
где £хб — суммарное базисное сопротивление до точки короткого замыкания.
Сила ударного тока короткого замыкания
(9.И)
Если не учитывается активное сопротивление, то
iy= 1,8 • 1,424=2,554- (9.12)
Мощность короткого замыкания
или Sy=Se/Xx6. (9.13)
При коротких замыканиях в удаленных от электростанций сетях принимается допущение, что напряжение в питающей сети остается неизменным.
Тогда, согласно выражению (9.1), периодическая составляющая тока ino останется неизменной в течение всего процесса короткого замыкания. При таком допущении получается, что сила установившегося тока короткого замыкания будет равна начальному значению 1Л, т. е. силе сверхпереходного тока короткого замыкания т. е.
z»=c=/6/Z^-
(9.14)
В большинстве случаев при расчетах токов короткого замыкания в СЭС пользуются приведенными формулами.
Если точка короткого замыкания находится вблизи источника питания рассматриваемой сети, пользуются другим методом расчета — по расчетным кривым (рис. 9.3). Расчетные кривые представляют собой зависимость кратности периодической слагающей тока короткого замыкания kt от расчетного сопротивления Хрдл (для времени, принимаемого от начала возникновения короткого замыкания). При этом следует учитывать, что указанные кривые рассчитаны для одного турбогенератора или гидрогенератора с АРВ. Если считать, что генераторы системы однотипны и сопротивления линий (от генераторов до точки короткого замыкания) одинаковы, то указанные кривые можно использовать для расчета периодической слагающей тока короткого замыкания в точках, близлежащих от источника питания.
Расчетное сопротивление представляет собой результирующее сопротивление схемы замещения, отнесенное к суммарной номинальной мощности источника питания:
^расч
=Хб5’яз:/19б>
(9.15)
где Sbz — суммарная номинальная мощность источников питания; Хе=ха — сверхпереходное сопротивление.
Если при расчете принимается 5б=5'и1, то Хри,=х6.
Периодическая составляющая тока короткого замыкания при пользовании расчетными кривыми
/=^=№/(5/3^, (9.16)
где Лу — суммарная сила тока источников питания; U„ — напряжение ступени, для которой рассматривается короткое замыкание.
Мощность короткого замыкания пропорциональна силе тока короткого замыкания, следовательно,
S,—
(9.17)
Рис. 9.3. Кратность периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания при питании от турбогенератора с АРВ
Расчет силы токов короткого замыкания в установках напряжением до 1000 В в омах. Особенность расчета токов короткого замыкания в установках напряжением до 1000 В заключается в том, что при расчете кроме индуктивных учитываются и активные сопротивления цепи короткого замыкания (воздушных и кабельных линий, обмоток силовых трансформаторов, трансформаторов тока, шин, коммутационной аппаратуры). Кроме этого, при расчетах, согласно ПЭУ и СН 174—75, следует исходить из условия, что:
напряжение на стороне высшего напряжения трансформатора неизменно и мощность системы не ограничена, т. е. хс = 0 (это выполняется, если мощность системы примерно в 50 раз больше мощности трансформатора);
Ъсктроснзбженне промышленных
npe.Uip.umiA и установок
по режиму короткого замыкания в сетях до 1000 В должны проверяться лишь элементы, указанные в ПУЭ, т. е. распределительные щиты, силовые шкафы и токопроводы;
по термической стойкости к токам короткого замыкания не проверяются элементы, защищаемые плавкими предохранителями, если время их перегорания менее 0,01 с. При такой быстроте отключения цепи ток короткого замыкания не успеет достигнуть амплитудного значения и, следовательно, его действие будет ограничено тем значением тока, при котором предохранитель сработал.
Индуктивное сопротивление воздушных хжл и кабельных линий х1Л длиной I рассчитывают по формулам
хжл=хОжл/; (9.18)
хжл=хОжл/, (9.19)
где хьвл» -Хохл — удельные сопротивления (в кОм/км): хь.л= =400; хОжл=80.
Активное сопротивление воздушных и кабельных линий
г=-106,
ys
где у — удельная проводимость металла жил, Ом/(м мм2);
S — сечение жил, мм2.
Относительное активное сопротивление трансформаторов
--АРЖЛ/Sgt,?,
(9.20)
где АРЖЛ — потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;
5а.т — номинальная мощность трансформатора, кВ • А.
Относительное индуктивное сопротивление трансформаторов
(9-21)
Значения сопротивлений для трансформаторов тока, шин, контактов аппаратов, катушек автоматов, проводов и кабелей приведены в табл. 9.1...9.5.
Если сопротивления цепи короткого замыкания заданы в относительных единицах, то выразить эти относительные сопротивления в миллиомах можно по формулам
Г=Г.-5 10б,
•Sb
где х„ г, — относительные сопротивления элемента; ия — номинальное напряжение элемента, кВ; Sa — номинальная мощность элемента, кВ А.
Сила тока трехфазного короткого замыкания (в кА)
103,
(9.24)
Таблица 9.1. Сопротивление первичных обмоток трансформаторов тока (мОм)
Коэффициент трансформации X Г Коэффициент трансформации X Г
20/5 67 42 150/5 1,2 0,75
40/5 17 И 300/5 о.з 0,2
75/5 4,8 3 500/5 0,07 0,05
Таблица 9.2. Активное индуктивное сопротивление плоских шин
Размеры шин, мм
Сопротивление, мОм/м
активное при 65 °C индуктивное (медь и алюминий)
медь 8ЛЮМИНИЙ при среднегеометрическом расстоянии между фазами Пф, мм
100 150 200 300
25x3 0,268 0,475 0,179 0,2 0,295 0,244
30x3 0,223 0,394 0,163 0,189 0,206 0,235
30x4 0,167 0,296 0,163 0,189 0,206 0,235
40x4 0,125 0,222 0,145 0,17 0,189 0,214
40x5 0,1 0,177 0,145 0,17 0,189 0,214
50x5 0,08 0,142 0,137 0,156 0,18 0,2
50x6 0,67 0,118 0,137 0,156 0,18 0,2
60x6 0,056 0,099 0,119 0,145 0,163 0,189
60x8 0,042 0,074 0,119 0,145 0,163 0,189
80x8 0,031 0,055 0,102 0,126 0,145 0,17
80x10 0,025 0,044 0,102 0,126 0,145 0,17
100x10 0,02 0,035 0,09 0,113 0,138 0,157
Таблица 9.3. Ориентировочные значения переходных сопротивлений контактов аппаратов (мОм)
Сила номинального тока аппарата, А Автомат Рубильник Разъединитель Сила номинального тока аппарата, А Автомат Рубил ь- НИК Разъели-ни х ель
50 1,3 — — 600 0,25 0,15 0,15
100 0,75 0,5 — 1000 — 0,08 0,08
200 0,6 0,4 — 3000 — — 0,02
400 0,4 0,2 0,2 — — —•
Таблица 9 4. Сопротивление катушек максимального тока автоматов
ного тока катушки, А Сопротивление, мОм Сила номиналь него тока катушки, А Сопротивление, мОм
X г при температуре 65 °C X г при температуре 65 °C
50 2,7 5,5 200 0,28 0,36
70 1,3 2,35 400 0,1 0,15
100 0,86 1,3 600 0,094 0,12
140 0,55 0,74
Таблица 9 5. Активные и индуктивные сопротивления проводов и кабелей с алюминиевыми жилами (для напряжения до 500 В)
Пло-щадь сечения, мм1 Сопротивление, мОм/км Пло-щадь сечения, мм1 Сопротивление, мОм/хм
актив-ное индуктивное актив-ное индуктивное
провода голые н изолированные, открыто проложенные провода в трубах или кабели провода голые и изолированные, открыто проложенные провода в трубах или кабели
1,5 22,05 — 0,11 50 0,66 0,25 0,06
2,5 13,3 — 0,09 70 0,47 0,24 0,06
4 8,3 0,33 0,1 95 0,35 0,23 0,06
6 5,55 0,32 0,09 120 0,28 0,22 0,06
10 3,32 0,31 0,07 150 0,22 0,21 0,06
16 2,07 0,29 0,07 185 0,18 0,21 0,06
25 1,33 0,27 0,07 240 0,14 0,20 0,06
35 0,95 0,26 0,06 300 0,11 0,19 —
где х£, ге — суммарные сопротивления активные и индуктивные всех элементов цепи
Сила ударного тока короткого замыкания (в кА)
^=Куу/21т. (9.25)
Для трансформаторов (приближенно) 5НТ=630... 1000 кВ А; Ку= 1,3; S’h.t= 100...400 кВ А; Ку—1,2, а для удаленных точек сети Лу=1.
Учет электродвигателей при расчетах токов короткого замыкания. Согласно ПУЭ при расчетах тока короткого замыкания учитывают влияние асинхронных и синхронных двигателей, присоединенных непосредственно в месте короткого замыкания. Электродвигатели, которые отделены от места короткого замыкания реактивным сопротивлением трансформатора или линии, в расчете токов короткого замыкания не учитываются.
Синхронные и асинхронные электродвигатели генерируют ток /д, так как в момент короткого замыкания их ЭДС больше напряжения сети в точке короткого замыкания. Ток, поступающий от двигателя в точку короткого замыкания, приближенно принимается равным пусковому току /нд:
где Кв — кратность пускового тока, принимаемая равной 6,5. Сила ударного тока
Эти значения токов следует прибавить к соответствующим токам короткого замыкания от энергосистемы, вычисленным выше. Получается суммарный ток с учетом влияния электродвигателей.
Пример 9.1. Определить силу токов короткого замыкания.
Решение. Составляем расчетную схему и схему замещения (рис. 9.4). Расчет ведем в относительных единицах.
1. Принимаем 56 = 100 MB A; С761 = 115 кВ, 1/62 = 10,5 кВ; SIC=2000 МВ А;
*0=0,4 Ом/км; 1=20 км; SH T=63OO кВ А.
2. Сила базисных токов:
100
41 =—=----=--------—0,5 кА;
73С761 115
S6 100
4з =—=----==-------= 5,5 кА.
1.73 10,5
3. Относительные базисные сопротивления элементов схемы до точки КГ а) системы
*61 = •S’c/iS’kc = 100/2000 = 0,05;
б) линии
Хб2=хо/5’б/^б1=0>4’20 100/115а=0,06.
Результирующие сопротивления до точки KI
*6К/=Х61+Х62 =0,11.
4. Сила токов и мощность короткого замыкания до точки КГ:
Zkz=4i/x6W=0,5/0,11 =4,5 кА,
^=2,55 4,5 = 11,5 кА;
5^=^31761/^=1,73 115 45 = 900 МВ А.
5. Относительное базисное сопротивление трансформатора до точки К2
U62 S6 10,5 100 хб2=------=--------=2,6.
100 5И Т 100 6,3
Результирующее сопротивление до точки К2
Х&К2=Х6К1+Х&=0,11 + 2,6=2,71.
Рис. 9.4. Схема к примеру 9.1: а — расчетная, б — замещения
6. Силы токов и мощность короткого замыкания до точки К2:
1к2=1б2/ХбК2=а
=5,5/2,71 =2 кА;
^=2,55-2=5,1 кА, Sjq=1,73 10,5 2=37 МВ А.
За счет подпитки точки короткого замыкания четырьмя двигателями (4x630 кВт) сила тока короткого замыкания в точке К2 увеличится.
Сила номинального тока электродвигателей
4.д=
4-630
д/31/кСО5ф7
4 630 -------------------= 168 А. 1,73 10,5 0,9 0,9
Действующее значение периодической составляющей силы тока короткого замыкания от двигателей
Сила ударного тока
/;= 168 6,5 = 1092 А=1 кА.
^=2,55 1=2,55 кА.
Токи и мощность в точке К2 за счет влияния двигателей увеличились на 50%
Ъ=^+Гд=2 + 1=ЗкА; ^=5,1 + 2,55=7,65 кА, <$Х2д= 1.73 10,5 -3=54,5 МВ А.
Пример 9.2. Для схемы (рис. 9 5) рассчитать силу токов короткого замыкания в точках К1 и К2 Данные элементов схемы: силовой трансформатор (7): 5н.т=1000 кВ А, 1/ж=5,5%, ДРЖ = 15 кВт; асинхронные двигатели (Д1 — Д4): Р=200 кВт, п=0,9, cosф=0,9; кабель марки АВВГ 3x25+1 хЮ, /=200 м; автомат (Л) АЗ 134, /м = 600 А; трансформаторы тока 600/5 А; рубильник (Р), /=600 А; шины (ЯГ-1) алюминиевые 60x6 мм2, /=8 м, расстояние между фазами а = 240 мм, шины (Л7-2) алюминиевые 40х4 мм2, /=2,5 м, а = 240 мм.
Решение.
Точка К1
1. Сопротивление трансформатора (в относительных единицах): активное
г.т=ДРЖ/5Я.Т= 15/1000 =0,015,
индуктивное /0кВ
=V0.0552—0,0152 = 0,0527.
Сопротивление трансформатора (в мОм):
хт=0,0527 ’4002/1000 = 8,44;
гт=0,015 ’4002/1000=2,4.
2. Трехфазное сопротивление рубильника (см. табл. 9.3) гр=0,15 мОм.
3. Сопротивление первичных обмоток трансформаторов тока хтт=0,07 мОм, гт т=0,05 мОм.
4. Сопротивление шин Ш-1 (см. табл 9.2) при Gcp=1,26а=1,26 240 = =302 мм:
гд7, = 8го = 8 0,099 = 0,792 мОм;
хдм = 8х0=8 0,189 = 1,5 мОм
5. Суммарные сопротивления до точки Кк
fixi=гт 4"*т.тгш \ + Тр = 2,4+0,05+0,729+0,15 = 3,33 мОм;
хт.К1 — хт+х-т.т+хш-1 =8,44 + 0,07 +1,5 = 10 мОм.
6. Сила тока короткого замыкания
4=400/(1,73 11)=21 кА
7. Сила ударного тока
Ху=1,3; 4=1,3 1,41 21 =38,5 кА
Определяем силу ударного тока с учетом электродвигателей
Сила номинального тока двигателей
4^=4 200/(^/3 380 0,9 0,9)=1,5 кА
Сила ударного тока от двигателей
/у= 1,35 1,41 1,5 = 2,8 кА.
Сила ударного тока с учетом электродвигателя
^=38,5 + 2,8=41,3 кА
Точка К2
1. Сопротивления шин Ш-2 (см. табл. 9.2):
гд7-2=2,5 0,222 = 0,555 мОм;
гд7-2 = 2,5 0,214=0,535 мОм.
2. Сопротивление автомата (см табл. 9.4):
катушки ra=0,12; ха =0,094;
переходные сопротивления контактов (см. табл. 9.3) гжл=0>25 мОм.
3. Сопротивление кабеля (см. табл. 9.5):
rT.fi=rd= 1,33 • 200 = 266 мОм;
хиб=Х(>/=0,07,200 = 14 мОм.
4. Суммарные сопротивления до точки К 2:
Гио=='щ-г+га+fха+ГМ6=
=3,33 +0,555 + 0,12+ 0,25 + 266 = 270 мОм;
ХЕХ2=+*ДМ + *•+*жаб =
= 10 +0,535 +0,094+14=24,63 мОм.
5 Сила тока короткого замыкания
4 =400/(1,73^/2702+24,632) = 1 кА;
4=Х\/2/ж = КЗ 1,41 1=1,83 кА.
Сила тока короткого замыкания с учетом влияния электродвигателей Д1, Д2. ДЗ:
1 |уД=1,3 1,41 1+1,3 1,41-1,5=1,83 +0,68 = 2,51 кА. 7 4
§ 93. ДЕЙСТВИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ И ОГРАНИЧЕНИЕ ИХ СИЛЫ
Электрические аппараты, провода, кабели и шины должны выдерживать кратковременные импульсы электродинамических сил и тепловые импульсы, возникающие в момент короткого замыкания. Поэтому при выборе аппаратов и проводников необходимо рассчитывать их не только по условиям длительной работы в нормальном нагрузочном режиме, но и проверять динамическую и термическую стойкость при коротком замыкании.
Электродинамическая сила, действующая на шинную конструкцию 1гри трехфазном коротком замыкании, определяется согласно ПУЭ по формуле
У3)=1,76-А3>10-8, (9.27)
а
где I — расстояние между изоляторами, к которым жестко прикреплена шина, см; а — расстояние между фазами, см; 43) — сила ударного амплитудного тока трехфазного короткого замыкания, А.
Эта сила создает изгибающий шину момент
л/=У3)//ю
(9.28)
и вызывает в материале шины напряжение от изгиба
av=M/W, (9.29)
где W—момент сопротивления шины, зависящий от формы шин и от взаимного расположения фаз шин:
при расположении шин «плашмя»
W=bh2/6; (9.30)
при расположении шин «на ребро»
W=b2h/6, (9.31)
где b — толщина полосы, см; h — ширина (высота) шины, см.
Допустимое напряжение в алюминиевых шинах <гдоп=65 МПа.
Если расчетное напряжение Пр>аДОп, то или изменяют шинную конструкцию, или ограничивают силу тока короткого замыкания.
Электродинамические усилия в электрических аппаратах трудно рассчитывать из-за разнообразия и сложности форм токоведущих частей. Поэтому заводы-изготовители указывают максимально допустимое значение (амплитудное) силы тока короткого замыкания i*, которое нельзя превышать. Следовательно, проверка аппарата на динамическую стойкость проводится по условию
43)^м, (932)
где $3) — сила ударного тока трехфазного короткого замыкания в месте установки аппарата.
Термическое действие токов короткого замыкания связано с выделением теплоты в проводниках при прохождении в них тока 7. По закону Джоуля — Ленца
С=0,2472гГ,
(9.33)
где г — сопротивление проводника, Ом; t — время прохождения тока, с.
И динамическое, и термическое действия тока короткого замыкания пропорциональны квадрату тока трехфазного короткого замыкания.
Согласно ПУЭ, кратковременный нагрев алюминиевых шин, проводов и кабелей при коротком замыкании не должен превышать 200 °C. Нагрев приближенно оценивается по тепловому импульсу тока короткого замыкания 2?к (в А2 с).
Аппарат устойчив, если
(9.34)
где Ia — сила номинального тока термической стойкости аппарата, задаваемая заводом-изготовителем; ta — номинальное расчетное время термической стойкости выключателя, задаваемое заводом-изготовителем в каталогах.
Тепловой импульс тока короткого замыкания равен сумме тепловых импульсов от периодической и апериодической слагающей тока короткого замыкания.
Тепловой импульс от периодической составляющей
В xl2t
где 1а — действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания, т. е. /ж, кА; — время от начала до отключения тока короткого замыкания, с.
Тепловой импульс от апериодической составляющей
В к1гТ
где Тл=0,02...0,05 с — постоянная затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, зависящая от соотношения между индуктивным и активным сопротивлением цепи короткого замыкания.
Приведенное время /щ, слагается из времени действия защиты /мт и времени отключения выключателя t„=0,15...0,2 с
*щ> = *ад+*»«0,2...0,25 с.
(9.35)
Если основная защита имеет выдержку времени А/, то увеличится на Аг. Для промышленных сетей можно считать, что /пр» Та, тогда, принимая во внимание только тепловой импульс от периодической соответствующей, получаем условие термической стойкости аппарата:
(9.36)
т. е. термическая стойкость аппарата должна быть не ниже теплового импульса тока короткого замыкания.
При больших расчетных значениях тока трехфазного короткого замыкания /3) требуется по условиям динамической и термической стойкости применять самые устойчивые и дорогие аппараты, кабели с повышенной площадью сечения жил по сравнению с площадью экономического сечения, выбранного по условиям нормального режима. Последнее встречается, например, при замене старых трансформаторов более мощными новыми в связи с ростом нагрузки на предприятии. Чтобы избежать переустройства всей сети и замены кабелей, шин, аппаратуры, необходимо 202
ограничить силу тока короткого замыкания следующими способами.
1. Глубоким секционированием сборных шин РУ всех напряжений во всей системе электроснабжения предприятия (рис. 9.6). Для этого отключается секционный коммутационный аппарат В1, так что одна часть предприятия получает питание от одной цепи ВЛ системы — трансформатор Т1 — секция шин ГПП, ДРУ; гая часть — от другой Т2 такой же цепи. Если одна из этих цепей Т1 отключится, то автоматически или вручную обеспечивается подключение секции шин, потерявшей питание, к другой секции например, 72, сохраняющей электроснабжение. При коротком замыкании К3 на секции Т1 (см. рис. 9.6, 6) ток короткого замыкания /Х1 проходит только по одной цепи, что почти вдвое меньше, чем при отсутствии секционирования. Однако этого мероприятия недостаточно, если номинальная мощность трансформаторов ГПП превышает 25...40 МВ-А. В таких случаях применяют расщепление обмоток трансформаторов ГПП (ПГВ). Мощность каждой вторичной обмотки напряжением 6...Юг кВ составляет половину мощности трансформаторов. Поэтому ее сопротивление в 2 раза больше, чем при отсутствии расщепления, и силы токов короткого замыкания Zri, Д2 за трансформатором соответственно снижаются (рис. 9.7).
2. Включением последовательно в цепь питания электрореактора. На рис. 9.8, а показано групповое реактирование вссх отходящих линий и сборных шин напряжением 6... 10 кВ включением реактора в цепь вторичной обмотки трансформатора ГПП; на рис. 9.8, б — индивидуальное реактирование, когда реакторы включаются в цепь каждой отходящей линии; на рис. 9.8, в — групповое реактирование цепи трансформатора, применяемое в тех случаях, когда нужно удвоить число секций шин подстан-
Рис. 9.6. Схемы ограничения токов короткого замыкания секционированием сетей РУ.
а — несекционированное, б — секционированное
Рис. 9.7. Схемы ограничения токов короткого замыкания расщеплением вторичной обмотки нерас-щепленной (а) и расщепленной (б)
Рис. 9.8. Схемы ограничения токов короткого замыкания реактированием
ции. Такое реактирование имеет дополнительное преимущество: благодаря электромагнитной связи ветвей сдвоенного реактора сопротивление их при равенстве токов Г и Г в ветвях в 2...2,5 раза меньше, чем при различии этих токов. Благодаря этому в нормальном режиме работы частично устраняется потеря напряже
ния в реакторе, что важно, так как требуется, чтобы АС7<3 — 4% от С7Н. Выбор реактора состоит в определении его сопротивления хр%, которое необходимо включить в данную цепь, чтобы снизить силу тока короткого замыкания до заданного значения /жлоп по формуле
хр% — 4Р/А.доп 100, (9.37)
где 4Р — сила номинального тока реактора по каталогу, близкая к силе тока в цепи; /ж.деп — сила допустимого тока короткого замыкания. Например, в линии напряжением 6 кВ с 4=900 А требуется снизить силу тока короткого замыкания до 4 = 19,3 кА (что соответствует пределу отключающей способности МВ типа ВМП-10К).
По каталогу выбираем реактор с 1000 А. Его сопротивление должно быть не меньше
хр%= 1-100/19,3 = 5,2%.
По каталогу находим реактор бетонный типа РБА-6-1000 с С7Я=6 кВ; Хр=6%.
Ограничение силы токов короткого замыкания в сетях напряжением ниже 1000 В осуществляется ограничением до 2500 кВ А мощности трансформаторов 6... 10/0,4 кВ, устанавливаемых в цехах.
На силу тока однофазного короткого замыкания также оказывает влияние режим нейтралей трансформаторов.
§ 9.4. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ, ИЗОЛЯТОРОВ И АППАРАТОВ
Токоведущие части (шины, кабели), изоляторы и аппараты всех видов (выключатели, разъединители, предохранители, измерительные трансформаторы тока) должны проверяться на соот-204
ветствие номинальных параметров расчетным в нормальном режиме и при коротких замыканиях.
Выбор и проверка шин. Шины выбирают по току, напряжению, условиям окружающей среды и проверяют на термическую и динамическую устойчивость.
Минимальная площадь сечения шины по термической устойчивости
(9.38)
где /да — сила установившегося тока короткого замыкания, кА; /щ, — приведенное время короткого замыкания, в течение которого установившийся ток короткого замыкания До выделяет то же количество теплоты, что и изменяющийся во времени за действительное время (см. § 9.3); С — термический коэффициент, соответствующий разности выделенной теплоты в проводнике после и до короткого замыкания; для алюминиевых шин С=88, для медных С=171, для стальных С=60.
Динамическая устойчивость характеризуется допустимым механическим напряжением для данного металла шин на изгиб (в МПа). Из формул (9.27)...(9.29)
<тр=1,76- 10"\2/2/aFF, (9.39)
где iy — сила ударного тока, кА; Z — расстояние между опорными изоляторами, см; а — расстояние между осями шин смежных фаз, см; W — момент сопротивления, см3.
Пример 9.3. Выбрать и проверить шины на режим короткого замыкания при 4=510 A; lao^l кА; iy=5,l кА. Шины установлены на изоляторах «плашмя», расстояние между фазами а=250 мм; расстояние между изоляторами в пролете /=900 мм по конструкции ячеек К-XII.
Решение. По расчетному току выбираем шины алюминиевые размером 40 х 5 мм с 4оп = 540 А.
Площадь термически устойчивого сечения по формуле (9.38)
FT.y=2000^/0.2/88 = 10,2 мм2.
Момент сопротивления по формуле (9.30) 17=0,8 82/6=8,54 см3.
Расчетное напряжение в металле шин по формуле (9.39)
ар = 1,76 10“3 5,12 902/25 8,54 = 1,7 МПа;
сдоп = ^5 МПа.
Таким образом, выбранные шины термически и динамически устойчивы:
£ту= 10,2 мм2 <S= 160 мм2;
Одой=65 МПа>др = 1,7 МПа.
Выбор и проверка изоляторов. Изоляторы выбирают по номинальному напряжению и току, типу и роду установки и проверяют на разрушающее воздействие от ударного тока короткого замыкания.
При установке шины «плашмя» допустимое усилие на изолятор РдоП = 0,6Рр.
При установке тины «на ребро» Рдоп=0,4Рр.
Выбор и проверка кабелей. Кабели выбирают по току, напряжению, способу прокладки, в зависимости от окружающей среды и проверяют на термическую устойчивость при коротком замыкании по формуле (9.38). Для кабелей с медными жилами С= 141, с алюминиевыми С=85.
Прнмер 9.4. Кабель ААБ напряжением 10 кВ выбран по расчетному току, площадь сечения 50 мм3. Проверить кабель на термическую устойчивость к току короткого замыкания, если кА, ^=0,5 с.
Решение. Площадь минимального термически устойчивого сечения по формуле (9.38)
FT.y = 10 000^0,5/85 = 82,3 мм3.
Выбранное сечение не удовлетворяет току I&, поэтому надо или принять кабель с площадью сечения 70 мм3, или уменьшить время действия защиты. Для ^пр™0,2 с.
Л.у-10000^/0,2/85-51 мм3.
Выбор н проверка реакторов. Реакторы выбирают по силе расчетного тока линии и заданной силе допустимого тока короткого замыкания. Расчетное сопротивление реактора определяется по формуле (9.37).
Выбор и проверка выключателей высокого напряжения. Выключатели выбирают по номинальному току и напряжению, конструктивному исполнению, роду установки и проверяются по термической и динамической устойчивости и отключающей способности в режиме короткого замыкания.
На термическую устойчивость выключатели проверяются по условию
где — сила тока термической устойчивости, задаваемая заводом-изготовителем, кА.
Динамическую устойчивость выключателя проверяют сравнением расчетного ударного тока с допустимым ударным током £*, на который рассчитан выключатель.
Выбор выключателя по отключающей способности сводится к тому, чтобы расчетная мощность короткого замыкания была
не больше отключающей способности выключателя т. е. San> SK.
Выбор в проверка разъединителей. Выбираются и проверяются так, как и выключатели, за исключением проверки по отключающей способности.
Выбор в проверка предохранителей. Их выбирают по конструктивному исполнению, роду установки, номинальному току и напряжению, а проверяют по отключающей способности (ток и мощность):
4„>Г=/Ж;
S^>S"=S«.
Значения и Son принимаются по каталогу.
Выбор в проверка выключателей нагрузки. Выключатели нагрузки выбирают по номинальному току и напряжению и проверяют по термической динамической устойчивости и отключающей способности в нормальном рабочем режиме.
Условия устойчивости к токам короткого замыкания выключателя выполняются, если iN>iy; ZM>Zy; 1ты'^Г=1», >S"=S«.
Выбор и проверка трансформаторов тока. Их выбирают по типу, роду установки, номинальному току и напряжению, нагрузке вторичной цепи, обеспечивающей погрешность в пределах паспортного класса точности, и проверяют на термическую и динамическую устойчивость к токам короткого замыкания.
Условие термической устойчивости трансформатора тока выполняется, если,
•\//np/Za,
(9.40)
где Кг — кратность термической устойчивости, приводимая в каталогах.
Условие динамической устойчивости выполняется, если
(9-41)
где Адац — коэффициент внутренней динамической устойчивости, приводимый в каталогах.
Выбор трансформаторов тока по нагрузке вторичной цепи для обеспечения его работы в требуемом классе точности состоит в соблюдении условия
$2я^$2р,
где Sb — номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора тока, В • А; значения 5^ приводятся в каталогах; $2р — расчетная мощность вторичной обмотки трансформатора тока в нормальном режиме, В А,
(9.42)
где Sap — мощность, потребляемая приборами и реле, В • А; 1г — сила тока во вторичной обмотке, А; гж — сопротивление контактов, принимается 0,1 Ом; г ар — сопротивление проводов, Ом,
rap^Su-S^llS (9.43)
Необходимое минимальное сечение проводов F=lpl(yr^. Расчетная длина 1р определяется с учетом схемы включения приборов. При схеме полной звезды lp=I, при схеме неполной звезды lp=yjblt при одном трансформаторе тока ZP=2Z; I — длина провода (в один конец), соединяющего трансформатор тока и прибор.
Выбор и проверка трансформаторов напряжения. Их выбирают по номинальному напряжению первичной цепи, типу, роду установки, классу точности и нагрузке, определяемой мощностью, которая потребляется катушками приборов и реле.
Условие проверки трансформатора напряжения на погрешность
S.?S2=V(£P)2+(r/)2,
где 5И — номинальная мощность вторичной обмотки, В A; S2 — расчетная мощность подключенных приборов и реле, В А.
Значения мощности, потребляемой приборами и реле, приводятся в справочниках.
Пример 95. Выбрать и проверить разъединитель ОРУ на напряжение ПО кВ при 7Я=46 А; /у= 11 кА; /«,=4,5 кА и масляный выключатель РУ на напряжение 10 кВ при /н=510 A; iy=5 кА; /«=2 кА; Ss=37 МВ А.
Решение. Принимаем к установке разъединитель PH ДЗ-2-110/630 и масляный выключатель ВМП-10К.
Сравним расчетные и допустимые (по каталогу) данные разъединителя и выключателя.
РазъединительРНДЗ-2-110/630, привод ПРН-220 М. Расчетные данные: UK = = 110 кВ; Ip=46 А; iy=ll кА; 1<х>1цР=4,52 0,69 = 13,8 кА2 с; /«,=4,5 кА. Допустимые данные: 17я=110 кВ; 7я = 630 А; 7м=80 кА; 7wre=202 3 = 1200 кА2 ’с.
Выключатель ВМП-10К, привод ПЭ-11. Расчетные данные: £7Я=10 кВ; 7р= = 510 А; 7^ = 2 кА; /у=5 кА; 724р =22 0,2=0,8 кА2 с; 5^ = 35 МВ А. Допустимые данные: t/H=10 кВ; 7я=630 А; 7й=20 кА; 4=20 кА; 7/нгя=202 8 =3200 кА2 с; 5<пх=350 MB A.
Приведенное время: для масляного выключателя
для разъединителя
<пр = <wn + <ХД + 1» + *ОТД»
где t„,n — время действия защиты; гжл — время включения короткозамыкателя; tB — время отключения выключателя линии; Г^-д — время срабатывания отделителя.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
1. Как и почему изменяется ток в цепи с момента короткого замыкания до установившегося значения?
2. Как и с какими допущениями определяется сила расчетного отключаемого тока короткого замыкания в промышленных распределительных сетях?
3. Как проверяются шины, кабели и электроаппаратура РУ по термической и динамической устойчивости при коротком замыкании?
4. Какие способы ограничения силы токов короткого замыкания применяются в распределительных сетях?
5. Какие требования надо выполнять при выборе электрических аппаратов в РУ?
б. Каковы особенности расчета силы тока короткого замыкания в сетях напряжением до 1000 В и чем они обусловлены?
Глава 10
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
§ 10.1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
В процессе эксплуатации электрических установок могут возникать перегрузки отдельных участков сети, короткие замыкания, резкие понижения напряжения и другие ненормальные режимы работы электросетей. Сверхтоки перегрузки и коротких замыкании приводят к опасным перегревам проводников и аппаратов, к их повреждению, к возникновению электрической дуги. Резкое снижение напряжения в сети может привести к нарушению устойчивости работы электрической системы или ее узлов. И чем дольше не отключен поврежденный элемент сети, тем больше размеры поврежденного оборудования. Отсюда следует, что в каждой электрической установке необходимо обеспечить быстрое автоматическое отключение поврежденного участка (и только его!), сохраняя в работе всю остальную систему.
Для этой цели предназначена релейная защита. Релейной защитой называют комплект специальных устройств, обеспечивающий автоматическое отключение поврежденной части электрической сети, установки. Если повреждение не представляет для установки непосредственной опасности, то релейная защита должна обеспечить сигнализацию о неисправности. Специальные аппараты, обеспечивающие автоматическое воздействие при нарушении нормального режима работы электроустановки, называются реле.
Реле контролируют напряжение или силу тока, мощность или сопротивление электрической сети и др. При отклонении контролируемого параметра от заданного значения реле срабатывает и замыкает цепь отключения соответствующих выключателей, которые и отключат поврежденный элемент или участок сети.
Релейная защита должна обеспечить быстроту и избирательность действия, надежность работы и чуствительность. Кроме того, стоимость релейной защиты должна быть по возможности небольшой.
Быстрота действия защиты предупреждает расстройство работы системы и нарушение нормальной работы приемников при коротком замыкании и значительных понижениях напряжения. Это уменьшает ущерб при коротком замыкании. По времени действия релейные защиты можно разделить на быстродействующие (полное время отключения примерно 0,06...0,2 с, что соответствует 2..Л0 периодам) и с выдержкой времени (специально создается замедление действия).
Избирательным действием релейной защиты называют такое, при котором обеспечивается выявление поврежденного участка и его отключение; при этом неповрежденная часть электроустановки остается в работе.
Надежность работы релейной защиты заключается в ее правильном и безотказном действии во всех предусмотренных случаях. Она обеспечивается применением высококачественных реле и современных схем защиты, тщательным выполнением монтажа и квалифицированной эксплуатацией защитных устройств.
Чувствительностью релейной защиты называют свойство реагировать на самые малые изменения контролируемого параметра. Чувствительность обеспечивает действие защиты при малых изменениях контролируемого параметра и ненормальных режимах работы установки. Этим уменьшаются разрушения поврежденного элемента и быстро восстанавливаются нормальные условия работы неповрежденной части электроустановки. Чувствительность всех видов защиты оценивают коэффициентом чувствительности, значение которого нормируется Правилами устройства электроустановок.
§ 10.2. КЛАССИФИКАЦИЯ РЕЛЕ
Все реле по назначению разделяют на:
основные — непосредственно воспринимающие изменение электрических величин (тока, напряжения, мощности, частоты и т. п.); к ним относятся реле тока, напряжения, мощности и др.;
вспомогательные — выполняющие в схемах защиты дополнительные функции (например, выдержки времени, передачи команды от одних реле к другим, воздействия на выключатели, сигналы и т. п.); к ним относятся реле времени, промежуточные и др.;
указательные — реагирующие на действие защиты (сигнализирующие о срабатывании других реле).
Реле срабатывает при выходе электрического параметра за установленные пределы. В зависимости от характера изменения, вызывающего срабатывание реле, они разделяются на:
реле максимального действия, срабатывающее, когда электрическая величина превышает определенное, заранее установленное значение;
реле минимального действия, срабатывающее, когда электрическая величина становится менее определенного, заранее установленного значения;
реле дифференциального действия, реагирующего на разность измеряемых электрических величин.
По способу воздействия на выключающий аппарат различают реле прямого и косвенного действия, а по способу присоединения к основной цепи — первичные и вторичные.
На рис. 10.1, а приведена схема максимальной токовой защиты с электромагнитным первичным реле прямого действия. При превышении током установленного значения стальной сердечник втягивается в катушку и поворачивает рычаг, который перемещает внизу тягу. Тяга освободит защелку и выключатель под действием пружины отключится. Для таких реле не требуется наличия источника оперативного тока, но их существенный недостаток заключается в том, что для освобождения защелки выключателя необходимо значительное механическое усилие, вследствие чего они не обладают необходимой точностью и чувствительностью.
Первичные реле прямого действия применяют в сетях напряжением до 1000 В. Их не используют в установках напряжением выше 1000 В, так как в этом случае изоляция обмотки реле должна была быть рассчитана на напряжение выше 1000 В. В этом случае используют чаще вторичные реле прямого действия (рис. 10.1, б), обмотки которых включаются в цепь через измерительный трансформатор тока ТТ. Такие реле имеются, например, в автоматических приводах масляных выключателей.
Наиболее совершенными являются вторичные реле косвенного действия (рис. 10.1, в), которые не оказывают непосредственного механического воздействия на отключающий механизм выключателя, а подают электрический импульс в отключающую катушку. Вторичные реле косвенного действия выполняют небольших размеров, с высокой чувствительностью, поскольку катушки этих реле обычно связаны с малым током срабатывания, а работа, выполняемая исполнительным органом, невелика. Наладка вторичных реле не требует отключения защитного элемента. Недостатком схемы защиты с вторичным реле косвенного действия является необходимость применения трансформаторов тока и источников оперативного тока. В качестве оперативного используется постоянный и переменный ток. Постоянный ток применяют в схемах релейной защиты, поскольку при этом обеспечивается высокая надежность работы схем, неза-212
Рис. 10.1. Схема максимальной защиты
висимо от состояния цепей переменного тока. Источником постоянного оперативного тока обычно является аккумуляторная батарея.
Схемы релейной защиты на переменном оперативном токе отличаются простотой и малой стоимостью. Источником переменного оперативного тока чаще всего является трансформатор тока.
В зависимости от входного параметра реле их можно разделить на реле тока, напряжения, мощности, частоты и т. д. При этом реле может реагировать не только на изменение той или иной величины, но и на их разность (дифференциальное реле), на изменение знака или скорости изменения входной величины.
По принципу воздействия на управляемую цепь реле делятся на контактные и бесконтактные.
По принципу работы электрические реле подразделяются на электромагнитные, индукционные, электродинамические, магнитоэлектрические и тепловые.
§ 10.3. КОНСТРУКЦИЯ ВТОРИЧНЫХ РЕЛЕ
Основными частями реле, работающих на электромагнитном принципе, являются катушка, подвижной стальной сердечник и контакты.
Устройство электромагнитных реле максимального тока серии ЭТ-520 показано на рис. 10.2. Магнитный поток, создаваемый катушками 1 в неподвижном магнитопроводе, пронизывает Z-образный поворотный стальной якорь 3. Под действием потока якорь стремится повернуться, но этому противодействует укрепленная на той же оси, что и якорь, спиральная пружина 4.
При определенном токе сила, действующая на якорь, преодолевает противодействие пружины. Якорь поворачивается, и контактный мостик 5 замыкает неподвижные контакты б, чем обеспечивает подачу импульса на отключение выключателя. При уменьшении тока до определенного значения якорь под действием пружины 4 возвращается в исходное положение. Уставка реле на определенный
ток срабатывания регулируется путем перестановки по шкале 8 рычага 7, действующего на спиральную пружину. Аналогично устроены реле последних выпусков (напряжения типа РН-50 и тока типа РТ-50). Конструкция реле указанных типов отличается диапазоном уставок, количеством и исполнением контактов. Выдержка времени, необходимая для обеспечения избирательной работы в схемах защиты, достигается с помощью различных реле времени.
Индукционными называют реле, работающие по принципу взаимодействия переменных магнитных потоков с токами, которые они индуцируют в подвижной части реле (обычно диск). Поэтому индукционные реле (рис. 10.3) работают только на переменном токе. Основными элементами этого реле являются неподвижная магнитная система 1 с обмоткой 2, подвижный алюминиевый диск 3, укрепленный на оси 5, и механизм выдержки времени 5, 7. Необходимые для получения вращающего момента диска два магнитных потока, сдвинутых пространственно и по фазе, создаются здесь благодаря расщепленным полюсам электромагнита, частично охваченных короткозамкнутыми витками 4 в виде медных колец. Взаимодействие магнитных потоков с токами, индуцируемыми в диске, создает момент, под действием которого диск вращается. При токе в обмотке реле, превосходящем ток срабатывания реле, происходит смещение оси диска и сцепление зубчатого сегмента 7 с червяком S, укрепленным на той же оси. Под действием вращающегося червяка сегмент 7 перемещается, и в результате происходит замыкание контактов 10. Торможение диска осуществляется магнитным полем постоянного магнита 6, охватывающим диск. Контактная пластина 9 с контактами 10, укрепленная на рычаге 11, вращается вокруг
Рис. 10.3. Индукционное реле типа ИТ: а — вид реле с лицевой стороны; б — вад реле сверху
оси 12, возвращается в исходное положение под действием пружины 13.
Чем больше ток в обмотке реле, чем быстрее вращается диск с червяком, тем быстрее сегмент проходит путь, необходимый для срабатывания реле. Этим обеспечивается зависимость времени срабатывания реле от силы тока в обмотке реле.
Кроме индукционного элемента (см. рис. 10.3), реле ИТ-80 имеет и электромагнитный элемент (не указанный на рисунке), обеспечивающий мгновенное срабатывание реле при больших токах.
Другие системы устройства реле, в частности электродинамические и магнитоэлектрические, получили в релейной защите незначительное распространение.
§ 10.4. ТОКОВАЯ ЗАЩИТА
Для защиты от междуфазных коротких замыканий широко применяют максимальные токовые защиты и токовые отсечки. Их используют также для защиты от однофазных замыканий на землю.
Максимальной токовой называют защиту, действующую в случаях, когда ток в защищаемой цепи превышает значение, равное максимальному рабочему току этой цепи. Эта защита является наиболее надежной, дешевой и простой по выполнению. Ее применяют для защиты кабельных и воздушных линий при одностороннем их питании, генераторов, трансформаторов, высоковольтных электродвигателей.
Максимальная токовая защита относится к защитам с выдержкой времени. Ее обычно выполняют с помощью электромагнитных реле максимального тока и реле времени.
На рис. 10.4 показана принципиальная однолинейная схема максимальной защиты, выполненной с помощью электромагнит-
Рис. 10 4. Прянтгипиягтьяя я однолинейная схема (о) и харажтеристн ка (б) максимальной токовой защиты с независимой выдержкой времени
ного реле максимального тока PT 1 и реле времени РВ 2. В нормальном режиме работы защищаемого звена контакты реле 1 и 2 разомкнуты. При увеличении тока в обмотке реле 1 до определенного значения /оз (ток срабатывания защиты), оно срабатывает и замыкает своими контактами цепь обмотки реле времени, которое приходит в действие и через заданную выдержку времени замыкает контактами цепь отключающей катушки 4 привода выключателя; выключатель отключается. В схеме предусмотрена оперативная цепь постоянного тока, через блок-контакты 5 привода
выключателя В. При отсутствии блок-контактов контакты реле 2 при размыкании отключили бы ток в отключающей катушке привода, вследствие чего они могли бы быть повреждены (из-за недостаточной мощности на размыкание).
Время действия защиты /а зависит от времени срабатывания реле 2 и не зависит от силы тока короткого замыкания в обмотке токового реле 7, поэтому такую защиту называют защитой с независимой выдержкой времени.
Указательное реле РУ 3 является вспомогательным и служит для сигнализации срабатывания реле.
В радиальных сетях с односторонним питанием максимальную токовую защиту включают с питающей стороны каждой линии. При этом для обеспечения селективности отключения выдержку времени защиты подбирают по ступенчатому принципу, согласно которому у каждой последующей защиты, считая по направлению к источнику питания, выдержку времени принимают на ступень времени больше, чем у предыдущей защиты.
Рассмотрим пример защиты от однофазного короткого замыкания на землю кабельных линий в сети напряжением 6...10 кВ с заземленной нейтралью (рис. 10.5). Действие защиты основано на том, что в нормальном режиме суммарный поток, создаваемый трехфазной системой токов в жилах кабеля 1, равен нулю. При замыкании на землю одной из фаз кабеля 7 симметрия токов нарушается и возникает магнитный поток в магнитопроводе 2, 216
Рис. 10.5. Защита от зямытания на землю в кабельных сетях: а — установка трансформаторов тока типа ТЗ, б — схема действия защиты
который наведет ЭДС в обмотке 3 трансформатора тока ТЗ и в цепи реле Т появится ток. Реле срабатывает и дает сигнал о наличии повреждения в данной кабельной линии.
Токовая отсечка может быть выполнена быстродействующей или с выдержкой времени. В отличие от максимальной токовой защиты отсечка (рис. 10.6) заранее ограничивается зоной действия. Это делается для соблюдения селективности (избирательности действия), которая обеспечивается путем выбора тока срабатывания отсечки, а не выдержки времени (при максимальной токовой защите).
Известно, что ток короткого замыкания в линии определяется значением сопротивления от источника питания до места повреждения и уменьшается с удалением последнего (см. рис 10.6, б, кривая 7). Наименьший ток короткого замыкания возникает при повреждении в конце линии (в точке Л2), а наибольший — в ее начале (в точке КЗ). Токовое реле РТ отсечки отстраивают от тока короткого замыкания 7К1 при повреждении в точке К1, расположенной в начале линии Л2. Ток короткого замыкания при повреждении в точке К1 численно равен току короткого замыкания при повреждении в точке К2. Для отстройки ток срабатывания токовой отсечки /сагс принимают больше в режиме наибольших токов короткого замыкания, т. е.:
4,otc = ^bZk2> (10-1)
где К* — коэффициент надежности, принимаемый равным 1,2...1,5.
При токе срабатывания /с.отс токовая отсечка (см. рис. 10.6, б) действует только при коротком замыкании на участке Л1а линии и не действует при коротком замыкании на участке Л1б линии
Рис. 10.6. Принципиальная схема сети (а) и характеристики (б). поясняющие принципы действия токовой отсечки линии с односторонним питанием
Л1, а также вне ее, т. е., например на сборных шинах Л2 или на линии Л2 (точка КГ).
Следовательно, токовая отсечка защищает не всю, а только часть линии.
Для защиты участка Л2 на линии со стороны питания устанавливают дополнительную защиту, в качестве которой может быть выбрана, например, максимальная токовая защита с выдержкой времени. Токовую отсечку выполняют по схеме максимальной токовой защиты (см. рис. 10.6, а), но быстродействующую отсечку выполняют без реле времени.
Пример 10.1. Рассчитать для линии 6 кВ максимально-токовую защиту и токовую отсечку, выполняемую с реле времени РТВ и реле токовой отсечки РТМ, если заданы, максимальный расчетный ток линии /м=200 А, ток короткого замыкания в конце защищаемой линии 850 А, то же, в начале линии /,„=6000 А.
Коэффициент трансформации трансформаторов тока Л^ т=300/5.
Решение. Ток срабатывания РТВ максимально-токовой защиты (защиты от перегрузки)
1,4Кс,;
1,4 1 200 --------=4,7 А.
60
Коэффициент чувствительности защиты от перегрузки
*41
850 --------= 1,6, 60 4,7
что больше допускаемого Кч=1,5. Ток срабатывания РТМ
KcJkxx 2 1,73 850
2------ =-------=49 A.
Ът 60
Принимаем 4=50 A.
Коэффициент чувствительности токовой отсечки
jc-зл 6000
-----=--------=2,
KTrIc 60 50
что удовлетворяет допустимому значению чувствительности.
§ 10.5. ЗАЩИТА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
В процессе эксплуатации силовых трансформаторов могут повреждаться его обмотки, магнитопровод и другие части, располагаемые внутри бака, вводы, изоляции и т. д. Возникают режимы недопустимой перегрузки. Для защиты от междуфазных коротких замыканий в обмотках и на выводах, от внутренних повреждений и перегрузок предусматривают дифференциальную защиту как основную защиту трансформаторов мощностью 10 МВ'А и выше, максимальную токовую защиту с выдержкой времени и газовую защиту.
Максимальную токовую защиту трансформатора выполняют по рассмотренной схеме, представленной на рис. 10.4. Схема включения дифференциальной и газовой защиты (рис. 10.7, а) предназначена для подстанций, не имеющих выключателей на стороне высшего напряжения, т. е. для наиболее экономичных современных подстанций, широко применяемых на предприятиях в качестве ГПП и ПГВ.
Питание цепей защиты осуществляется переменным оперативным током. Контакты газовой защиты РГ, действующие на отключение трансформатора, подключены к линейному напряжению, подведенному от трансформатора собственных нужд ТСН. Дифференциальная защита трансформатора выполнена на реле с насыщающимися трансформаторами 1РНТ и 2РНТ (рис. 10.7, б). Насыщающиеся трансформаторы предназначены для снижения силы тока небаланса дифференциальной защиты трансформатора до уровня, при котором сила тока срабатывания защиты
/сл=(1...1,3)/тл,
где Д.н — сила номинального тока защищаемого трансформатора.
Реле 1РНТ и 2РНТ при срабатывании действуют на промежуточные выходные реле защиты 1РП и 2РП (рис. 10.7, в), которые своими мощными контактами подключают электромагниты включения короткозамыкателя 1ЭВК и 2ЭВК и электро-219
Рис. 10.7. Схема защиты трансформатора на переменном оперативном токе при отсутствии выключателей ВН
магнитны отделителя (если он есть), а также электромагниты отключения выключателей 1ЭО и 2ЭО со стороны вторичного напряжения трансформатора к источнику оперативного тока — к трансформаторам тока 777 и 2ТТ, установленным на стороне ВН трансформатора.
Для защиты трансформаторов мощностью 1000 кВ А и выше, а для внутрицеховых трансформаторов, начиная с 400 кВ А, предусматривается газовая защита, которая действует на сигнал и на отключение трансформатора при внутренних его повреждениях. Повреждения деталей трансформатора, расположенных внутри бака, сопровождаются выделением газообразных продук-220
гов вследствие разложения масла и изоляции. При этом газы из бака идут в расширитель по соединяющему их маслопроводу. В этом маслопроводе устанавливается газовое реле. Газовое реле представляет собой небольшой резервуар, внутри которого укреплены два цилиндрических поплавка с ртутными контактами. При повреждениях, сопровождающихся слабым выделением газов, последние постепенно накапливаются в газовом реле, вытесняя масло, что приводит к повороту первого поплавка и к замыканию его контактов на сигнал о повреждении в баке трансформатора. При бурном газообразовании опрокидывается нижний поплавок газового реле, который замкнет контакты на отключение трансформатора. При снижении уровня масла в баке трансформатора также сначала действует верхний поплавок — на сигнал, а затем и нижний поплавок — на отключение трансформатора. На рис. 10.7 показаны оба контакта газового реле, замыкающие цепь оперативного переменного тока и на отключение, и на сигнал.
На современных подстанциях, сооружаемых для электроснабжения предприятий, выключатели со стороны напряжения 35...220 кВ не устанавливают. Вместо них предусматривают схему с короткозамыкателями К и отделителями. На подстанциях без выключателей защита трансформаторов действует на включение короткозамыкателя (см. рис. 10.7).
§ 10.6. АВТОМАТИКА В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Надежность и бесперебойность электроснабжения приемников в электрических системах обеспечивается не только релейной защитой, но и рядом систем противоаварийной автоматики, основными из которых являются:
автоматическое включение резервных источников питания (АВР);
автоматическое повторное включение линий, трансформаторов и шин, отключенных релейной защитой при коротком замыкании (АПВ);
автоматическая частотная разгрузка (АЧР) и др.
Автоматическое включение. Приемники первой категории, для которых перерывы в питании электроэнергией недопустимы, должны быть обеспечены резервным питанием.
Устройство автоматического включения резервных источников питания широко применяют на электростанциях, а также на сетевых подстанциях, питающихся по двум и более линиям или трансформаторам. На электростанциях устройства АВР используют для включения резервных трансформаторов и линий собственных нужд при включении электродвигателей ответственных механизмов (питательных насосов, дымососов и т. п ).
Устройство АВР состоит из двух частей. К первой части относится защита минимального напряжения, дополняющая защиту рабочего источника питания. Эта защита при включенном устройстве АВР обеспечивает отключение рабочего источника питания со стороны приемников во всех случаях, когда их питание электроэнергией прекращается. Ко второй части относится автоматика включения, обеспечивающая автоматическое включение резервного источника питания при отключении выключателя рабочего источника.
На схеме АВР линии (рис. 10.8) контакты всех реле и блок-контакты 1 выключателей показаны для нормального режима работы установки. Распределительное устройство нормально питается по рабочей линии, выключатель которой В1 включен. Выключатель В2 резервной линии нормально отключен. Выключатель В2 снабжен грузовым приводом 2. Включение выключателя грузовым приводом 2 осуществляется за счет падения груза 3. Выключатель может быть включен как вручную, так и дистанционно— замыканием цепи специальной катушки включения, освобождающей рычаг привода.
В рассматриваемой схеме устройство АВР питается от трансформатора напряжения ТН2, установленного на резервной линии.
В случае отключения выключателя В1 замыкаются блок-кон-такты 1 его привода, благодаря чему возникает ток в обмотке катушки включения — второго грузового привода; катушка втя-
Рис. 10 8 Схема электрического устройства АВР линии
гивает сердечник и освобождает груз 3, который, падая, поворачивает вал привода выключателя и включает выключатель В2, восстанавливая питание установки от резервной линии.
В схеме предусмотрены реле минимального напряжения (N<) 5, обеспечивающие пуск АВР при исчезновении напряжения на сборных шинах установки, если выключатель В1 остался включенным. При этом срабатывают реле 5 и 4, выключатель В1 отключается, а В2 включается.
Во избежание ложного действия автоматического устройства, возможного при перегорании предохранителей трансформатора напряжения ТН1, устанавливают два реле напряжения, обмотки которых присоединяют к различным фазам, а контакты соединяют между собой последовательно (см. рис. 10.8).
При срабатывании устройства АВР время перерыва питания потребителей слагается из суммы времени действия защиты, отключения выключателя рабочего источника питания и включения выключателей резервного источника питания. При наличии быстродействующих релейных защит, выключателей и приводов это время составляет 0,4 — 0,5 с.
Автоматическое повторное включение. Большинство коротких замыканий на воздушных линиях электропередачи возникает вследствие грозовых разрядов, вызывающих перекрытие изоляторов, замыкания проводов различных фаз птицами, схлестывания проводов и т. п. Опыт эксплуатации показывает, что большая часть подобных замыканий в воздушных сетях носит кратковременный характер, так как после отключения поврежденного участка изоляция в месте замыкания часто восстанавливается, и линия может быть вновь включена в работу.
Короткие замыкания чаще всего происходят на трансформаторных подстанциях вследствие перекрытия изоляции сборок или предохранителей высокого напряжения и тоже носят кратковременный характер. После короткого замыкания они часто могут быть включены вновь в работу без ремонта, сборки или предохранителя.
Для повторного включения линий широко применяют устройства, с помощью которых отключающиеся линии вновь включаются в работу автоматически. Такие устройства называют устройствами автоматического повторного включения (АПВ). Особенно эффективны АПВ на линиях с односторонним питанием, где каждое успешное действие АПВ предотвращает прекращение питания потребителей. В энергосистемах нашей страны применяются трехфазные и однофазные устройства АПВ как однократного, так и многократного действия. Однократными называют АПВ, включающие линии повторно только один раз, и если линия вновь отключается защитой, то устройство АПВ выводится из действия и вторично не работает. Однофазными
называют АПВ, которые включают повторно только одну отключившуюся фазу.
Устройства АПВ выполняют на электрическом принципе с помощью электрических реле или на механическом принципе при помощи механических приспособлении к приводу выключателя.
Электрические АПВ применяют в выключателях, снабженных электромагнитными и пневматическими приводами с дистанционным и автоматическим включением и отключением. Механические АПВ применяют в выключателях, снабженных ручными автоматическими приводами (грузовыми, пружинными).
Схема электрического АПВ однократного действия с ручным возвратом (рис. 10.9) предусматривает использование промежуточного реле (77) 4 и указательного (У) 6. Нормально верхние контакты реле 4 замкнуты, а нижиние разомкнуты, рубильник 7 включен.
При коротком замыкании на линии срабатывает ее релейная защита, и выключатель В отключается действием катушки отключения СО. После отключения выключателя контакты 3 его привода замыкают цепь промежуточного контактора КП соленоида включения СВ, и выключатель включается (цепь тока: плюс — контакты 3 — верхние контакты реле 4 — катушка реле 6 — рубильник 7 — контакты 1 — катушка КП — минус). При этом срабатывает реле 6 и замыкает свои контакты: последними замыкается цепь катушки реле 4 (цепь тока: плюс — замкнувшиеся при включении выключателя контакты 2 — контакты реле 6 — катушка реле 4 — минус).
Реле 4 срабатывает (размыкая верхние контакты и замыкая нижние контакты) и самоблокируется (цепь тока самоблокировки: плюс — нижние контакты реле 4 — кнопка 5 — катушка реле 4 — минус).
Если автоматическое повторное включение произойдет на неустранившееся короткое замыкание, то релейная защита линии срабатывает вторично и вторично отключит выключатель В. Еще раз автоматический выключатель включиться не сможет, так как цепь промежуточного контактора КП соленоида включения привода разомкнута верхними контактами самоблокировавшегося реле 4.
Для приведения устройства АПВ в первоначальное положение необходимо заблокировать реле 4 и разомкнуть контакты реле б нажатием на кнопку 5 и поворотом штифта реле 6. Рубильник 7 служит для отключения АПВ, когда по условиям эксплуатации необходимо на некоторое время от него отказаться.
Следует отметить, что АПВ в настоящее время широко применяют не только для линии электропередачи, но и для сборных шин подстанций, так как неустойчивые короткие замыкания бы-224
От релейной, защиты
Рис. 10.9. Схема электрического устройства АПВ однократного действия
вают не только на пиниях электропередачи, но и на сборных шинах подстанций.
Система АПВ кроме устранения перерыва в снабжении электроэнергией приемников сокращает время и, следовательно, снижает разрушительное действие дуги при коротких замыканиях, так как линия отключается почти мгновенно после возникновения дуги (0,2...0,3 с).
Автоматическая частотная разгрузка. Характерной особенностью режима работы энергосистем является равенство в каждый момент времени мощности источников энергии Рг сумме нагрузки и потерь:
Рг=^>яг + ^>пот,
где Риг — мощность нагрузки; Рпот — мощности потерь.
Изменение нагрузки требует следящего изменения генерирующих мощностей, в противном случае происходит изменение частоты в системе, так как баланс мощности обеспечивается при При аварийном отключении генераторов на электростанциях или при разделении энергосистемы по любой причине на отдельные части, в последних может возникнуть дефицит генерируемой активной мощности, в связи с чем может снизиться частота тока. Одновременно со снижением частоты тока напряжение может достигнуть столь низкого значения, что начнется массовое затормаживание электродвигателей, при котором возрастут их нагрузочные токи и как следствие произойдет еще большее снижение напряжения в системе. В результате параллельно работающие генераторы выйдут из синхронизма и отключатся. Питание потребителей прекратится.
При возникновении дефицита мощности прежде всего используются имеющиеся в системе резервы, автоматически загружа-225 ' Электроснабжение промышленных предприятий и установок
Рис. 10.10. Схема электрического устройства АЧР
емые с помощью регуляторов скорости турбин. В первую очередь до полной мощности нагружаются паровые турбоагрегаты, но если частота снизится больше определенного значения, то автоматически запускаются резервные агрегаты на гидроэлектростанциях, длительность пуска которых с полным набором нагрузки на современных
автоматизированных гидроэлектростанциях не превышает 30... ...50 с.
Для быстрейшего восстановления частоты до определенного минимума кроме использования имеющегося в системе резерва прибегают к разгрузке системы путем отключения части ее приемников. При этом разгрузку энергосистемы производят автоматически с помощью специального устройства, называемого устройством автоматической частотной разгрузки (АЧР). Устройство АЧР подключают к трансформатору напряжения TH. АЧР состоит из нескольких реле частоты РЧ1 и 4, имеющих уставки срабатывания в диапазоне 48...45 Гц (рис. 10.10).
Выключатели В, подключенные к шинам РУ через разъединители Р, отключают приемники очередями, для чего реле частоты с определенной уставкой с помощью промежуточных реле РП 2 и 3 отключают число питающих линий, устанавливаемое соответствующими расчетами и задаваемое диспетчерской службой энергосистемы.
§ 10.7. САМОЗАПУСК ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
Короткие замыкания в электросетях и приемниках и другие повреждения, приводящие к срабатыванию АПВ, АВР, создают кратковременные большие снижения и полное исчезновение напряжения на сборных шинах РУ и по всей подключенной к ним сети на 0,2...5 с. После этого напряжение восстанавливается от того же (при АПВ) или от другого (при АВР) источника. Рассмотрим процессы, проходящие в электродвигателях при кратковременном перерыве их питания.
В момент отключения (или глубокого снижения) напряжения двигатели быстро снижают частоту вращения — затормаживаются. Этот процесс, продолжающийся у маломощных двигателей доли секунды, а у крупных двигателей — до 10 с, называется выбегом. На выбеге постепенно затухают токи в обмотках, ЭДС, магнитные потоки. И пока они не затухли полностью, двигатели на выбеге работают как генераторы, расходуя запасенную ими энергию вращения на поддержание в не отключенной от них сети остаточного напряжения. При наличии мощных синхронных двигателей время затухания остаточного напряжения может быть таким же, как и время выбега (до полной остановки). Это явление приводит к задержке срабатывания реле автоматики включения АВР и защиты минимального напряжения.
В некоторых случаях для более быстрого включения АВР приходится использовать не реле минимального напряжения, а реле минимальной частоты, более четко срабатывающее в процессе выбега.
Кроме двигателей обычно к сборным шинам подключены и другие статические нагрузки. Они ускоряют затормаживание двигателей, потребляя мощность на остаточном напряжении.
Надежность электроснабжения значительно повышается, если для электродвигателей с приводными механизмами, от которых зависят беспрерывная работа предприятия или установки и безопасность обслуживания, предусматривается самозапуск. Само-запуском называется восстановление нормальной работы электродвигателей ответственных механизмов без участия персонала после кратковременного нарушения электроснабжения.
В момент восстановления питания все двигатели, выключатели которых находятся во включенном положении, начнут самопроизвольный пуск (самозапуск). Часть двигателей к этому моменту остановилась, часть еще находится на выбеге. Ориентировочно можно принять, что сила тока самозапуска /сэ будет равна сумме сил пусковых токов всех включенных двигателей переменного тока плюс сила суммарного номинального тока неотключенных статических электроприемников /и:
Z„=ZnS+Za. (Ю.2)
Этот ток Zt, в несколько раз превышает номинальное значение. Ранее, из опасения повреждения двигателей повышенными токами при восстановлении их питания, отключали двигатели защитой минимального напряжения — на выбеге. Впоследствии практически доказана допустимость самозапуска.
С другой стороны, не всегда можно оставлять включенными для самозапуска все электроприемники: чем большее число дви-
н*
гателей участвует в самозапуске, тем больше 1СЛ и тем больше падение напряжения в линии хя, трансформаторе хт и реакторе хр. Если в предшествующем самозапуску режиме напряжение на выводах трансформатора было номинальным (7„, то в период самозапуска
С/=С4-4э(*т+*₽+Хл). (10.3)
Отсюда видно, что чем больше сила тока самозапуска 1СМ. тем ниже напряжение на сборных шинах подстанции, пока она не дойдет до уровня, при котором пуск двигателей не может состояться. Следовательно, не все приемники следует оставлять включенными после кратковременной потери напряжения, а лишь наиболее важные для продолжения технологического процесса. Приемники вспомогательных установок следует отключать до начала самозапуска. Кроме того, следует отключать те двигатели, самозапуск которых не допускается по технологии или по технике безопасности. На этих двигателях предусматривается защита минимального напряжения, которая и отключит их при перерыве нормального электроснабжения. После восстановления питания эти приемники постепенно включаются в работу как обычно.
Если осуществляется индивидуальный самозапуск одного двигателя, то после исчезновения или значительного снижения напряжения в сети при коротком замыкании двигатель автоматически отключается от сети и после восстановления напряжения включается вновь с заданной выдержкой времени. Если же осуществляется самозапуск большой группы двигателей (групповой самозапуск), то нельзя включать всю группу одновременно, так как суммарный пусковой ток группы может привести к такой посадке напряжения, при которой пусковые моменты двигателей оказались бы ниже значения, обеспечивающего их разгон до нормальной частоты вращения. Поэтому групповой самозапуск двигателей проводится очередями: первая очередь включается без выдержки времени (гх=0), вторая с выдержкой 12, третья с выдержкой t3 и т. д.
Те двигатели, которые не следует включать при самозапуске, имеют в цепи магнитный пускатель. Последний отключается при исчезновении напряжения, так как обесточивается его катушка и вновь не включается до автоматической или ручной (ключом) команды.
На насосных и компрессорных станциях применяют автоматическое повторное включение двигателя после его отключения защитой минимального напряжения. Практически это значит, что групповой самозапуск заменяется автоматическим пуском каждого двигателя или небольшой группы отдельно, в задан-228
ном порядке по команде АПВ. Например, на компрессорных станциях, где устанавливаются 10...16 агрегатов двигатель — компрессор, для успешного самозапуска их разделяют на три группы. При посадке или кратковременном исчезновении напряжения все двигатели остаются включенными, на выбеге. После восстановления напряжения они все начинают разгоняться. Если за 3 с первая группа не достигла частоты вращения, при которой сила пускового тока двигателей снижается ниже 37»^, токовая защита отключит эту группу. При этом улучшатся условия самозапуска второй и третьей групп. Если через 5 — 6 с вторая группа не закончила замозапуск успешно (7щ« < 37ЯОМ), она также отключается токовой защитой и этим создаются условия для самозапуска третьей группы (наиболее ответственных двигателей). Но эти двигатели будут отключены через 8... 10 с, если они не осуществят успешный самозапуск к этому времени. В третью группу включаются и насосы охлаждающей воды компрессоров.
Третью, самую ответственную группу двигателей после их остановки включают в работу действием АПВ после восстановления напряжения на шинах РУ, затем АПВ включает вторую и первую группы. Синхронные двигатели пускаются как асинхронные — с отключением возбуждения на выбеге и прямым включением его при С7=0,85(7а.
Таким образом, обеспечивается без участия персонала восстановление работы многоагрегатной компрессорной станции при потере, например основного независимого источника питания.
§ 10.8. ДИСПЕТЧЕРИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Диспетчерская служба централизованно управляет системой энергоснабжения, контролирует действие отдельных ее элементов и производит оперативные переключения, обеспечивающие нормальную работу данной системы или связанные с ремонтом оборудования и ликвидацией либо локализацией аварий.
Связь между диспетчерским пунктом (ДП) или пунктом управления (ПУ), где находится персонал диспетчерской службы, и объектами управления и контроля (ОУК) на контрольных пунктах (КП) осуществляется с помощью телемеханики, которая включает в себя устройства ТУ-ТС-ТИ (телеуправление, телесигнализация, телеизмерения). В зависимости от объема телемеханики система ТУ-ТС-ТИ может предусматривать:
телеуправление выключателями линий, трансформаторов, автоматизированных выпрямительных агрегатов, контакторов освещения территории предприятия;
телесигнализацию положения (включен, отключен) всех телеуправляемых и нетелеуправляемых объектов, крупных электроприемников, влияющих на распределение нагрузки в системе электроснабжения;
сигнализацию аварийного отключения выключателей релейной защитой о замыкании на землю в сетях напряжением 6...35 кВ, перегрузке телеуправляемого трансформатора или выпрямительного агрегата, неисправностях на КП, связанных с ненормальными режимами работы телемеханики;
телеизмерения напряжения на шинах подстанции и тока в линиях электроснабжения, силовых трансформаторов.
Телеуправление обеспечивает передачу на расстояние сигналов управления, воздействующих на исполнительные механизмы установок. ТУ предусматривается в тех случаях, когда требуется производить частые оперативные переключения в нормальном и аварийном режимах и указанные переключения невозможно осуществить средствами автоматики.
Систему телеуправления применяют для объектов, работающих без постоянного дежурного персонала, а также в качестве дублирующих устройств автоматического управления. Объекты электроснабжения с телеуправлением должны обязательно иметь местное управление.
Передающие телемеханические устройства и приемные устройства соединены каналами связи, для которых используют проводные линии связи, радиолинии, силовые и высоковольтные линии.
По способу использования каналов связи устройства ТУ-ТС-ТИ подразделяются на много- и малоканальные.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
1. Что такое реле?
2. Каковы основные требования, предъявляемые к релейной защите?
3. Что такое селективность защиты?
4. Как классифицируются реле по назначению?
5. В чем заключается различие между реле прямого и косвенного действия?
6. Какие конструкции реле получили наибольшее распространение?
7. Назначение реле времени.
8. Как осуществляется релейная защита от междуфазных коротких замыканий?
9. Что отличает действие токовой отсечки от максимальной токовой защиты?
10. Для каких целей осуществляется автоматическое включение резервных источников питания?
11. Назначение автоматического повторного включения.
12. В чем смысл автоматической частотной разгрузки?
13. Как осуществляется самозапуск электродвигателей? Для чего он нужен? В каких случаях его применение невозможно?
Глава 11
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРИ НАПРЯЖЕНИИ ДО 1000 В
§ 11.1. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В
Сети напряжением до 1000 В различаются между собой в зависимости от конструкции применяемых проводников, способов изоляции и прокладки. Классификация сетей по конструктивным признакам приведена на рис. 11.1.
По способам изоляции сети разделяют на выполняемые шинами и голыми проводами, а также выполняемые кабелями и изолированными проводами.
К первой группе относятся воздушные линии и шинопроводы, ко второй — кабельные линии и электропроводки.
Воздушные линии напряжением до 1000 В применяют в качестве сетей наружного освещения и питания отдельных маломощных потребителей, а также рабочих поселков. Сохранились схемы с подведением к двигателям станков-качалок воздушных линий напряжением 380 В (см. рис. 6.9, 6).
Шинопроводы получили широкое распространение, их разделяют на магистральные (ШМА) и распределительные (ШРА). Для линий групповых распределительных сетей напряжением 380/220 В применяют осветительные шинопроводы (ШОС).
Шинопроводы производят в виде секций, они имеют высокую монтажную готовность. Шины шинопроводов изготовляют алюминиевыми, из алюминиевых сплавов и реже медными. Оболочки шинопроводов имеют различную форму, их выполняют из стали или алюминия (алюминиевых сплавов) и используют в некоторых случаях в качестве нулевого или заземляющего проводника. Оболочка может быть сплошной или перфорированной.
В комплект шинопроводов входят коробки с защитной, коммутационно-защитной аппаратурой и с контактами для присоединения питающего кабеля.
Шинопроводы устанавливают на опорные конструкции: напольные, настенные, потолочные, стойки, кронштейны, подвесы, закрепы. Ответвления от шинопроводов выполняют как шинопроводами, так и кабелями.
Сеть напряжением до 1000 В
Изолированные провода и кабели
1
8 В
Воздушные линии
Токопроводы (шинопроводы)
X s ф &3
Шины и голые провода
I
з
<ь S m 2
я
р
со
<> со
g X
Е
ср со
«> £ &
3
5 ?
2 и с «о|
й| х S
i
Ф А 5
S ф g
Кабельные пинии
I
Электропроводки
I! й ®
со
2| з *>
§ & к §
3
5
§ 2
Рис. 11.1. Классификация сетей по конструктивным признакам
Кабельные линии чаще всего применяют для выполнения сети внутри предприятий и цехов. Наиболее широко используют небронированные кабели. При прокладке кабелей внутри зданий их располагают открыто по стенам, колоннам, конструкциям, в блоках, трубах, каналах, лотках и коробах.
Электропроводки — распространенный вид сетей. Электропроводками принято называть сети постоянного и переменного тока напряжением до 1000 В, выполненные изолированными проводами, а также небронированными кабелями мелких (до 16 мм2) площадей сечений с резиновой и пластмассовой изоляцией жил. Их можно прокладывать открыто, в стальных и пластмассовых (винипластовых, полиэтиленовых, полипропиленовых) трубах, на тросах.
Открытая проводка предпочтительна для проведения электромонтажных работ. Но в некоторых случаях открытая прокладка недопустима (высокое содержание пыли, воздействия тепловых излучений), а в других — неудобна в эксплуатации.
Трубная прокладка проводов (табл. 11.1) и кабелей позволяет надежно защитить проводники от механических повреждений 232
и воздействий агрессивных сред, а также выполнить проводку по кратчайшим расстояниям, однако это приводит к удорожанию сети.
Сети передвижных приемников электроэнергии состоят из троллейных и кабельных (из гибких шлангов) линий. Наиболее распространены схемы с троллейным питанием кранов. Троллеи выполняют из круглой, полосовой и уголковой стали, а при больших токах создается подпитка по алюминиевой ленте, присоединенной к троллеям в нескольких местах.
Гибкие шланговые кабели применяют для питания передвижных токоприемников при небольших длинах перемещения и для приемников пожаровзрывоопасных помещений. Кабель КРПТ или ГРШ наматывают на барабан с пружиной или же подвешивают на роликах вдоль пути движения. Такая схема обеспечивает работу передвижных механизмов без искрения. Применяют также троллейные токопроводы ШТМ в цехах с несколькими кранами.
Таблица 11.1. Марки медных* и алюминиевых (А) проводов в области их применения
Марка Конструкция Область применения
ПР, АПР Одножильный, с резиновой изоляцией, в пропитанной оплетке из хлопчатобумажной ткани Для открытой прокладки на роликах, клипах, изоляторах, в коробах и на лотках
ПВ, АПВ То же, но с поливинилхлоридной изоляцией То же, а также для прокладки в трубах (открыто и скрыто) и в каналах строительных конструкций
ПРТО, АПР ТО То же Для прокладки в стальных и изоляционных трубах
ПВТО » Для прокладки в стальных трубах
АПРВ С резиновой изоляцией, в полихлорвиниловой оболочке Для прокладки на лотках, в трубах и коробах, в канале строительных конструкций
ПРГ Гибкий, одножильный, с резиновой изоляцией Для подвижной электропроводки
ПРВ То же, но с поливинилхлоридной изоляцией То же
ППВ, АППВ Двух- и трехжильный, с поливинилхлоридной изоляцией и перемычкой между жилами, плоский Для открытой прокладки по стенам и перекрытиям
ППВС, АПГГВС То же Для беструбной скрытой прокладки
APT Провод с несущим тросом с алюминиевыми жилами, резиновой изоляцией Для тросовой прокладки внутри помещений в сетях напряжением до 1000 В
АВТ То же, но с утолщенной поливинилхлоридной изоляцией Для наружной прокладки в сетях 380 В
Марки проводов с медными жилами; ПР; ПВ; ПРТО; ПВТО; ПРВ; ПРГ; ППВ; ППВС.
233
Сети сварочных установок питают приемники с очень низким коэффициентом мощности. Поэтому для снижения потерь напряжения в них требуются провода с малым индуктивным сопротивлением (0,02...0,07 Ом/км). К таким проводам относятся многожильные кабели, двухжильные провода АПРТО, прокладываемые в трубах, закрытые шинопроводы со спаренными фазами.
Сети пожароопасных помещений и установок. Электропроводки должны выполняться защищенными изолированными проводами — трубчатыми проводами в металлических оболочках, проводами в стальных трубах или кабелями с металлической, полихлорвиниловой или нейритовой оболочкой, изолированными проводами на тросах. Все соединения проводов выполняются в специальных коробках из жаростойкой пластмассы или стали с непроницаемыми для пыли уплотнениями.
Применение пластмассовых труб запрещается.
Сети взрывоопасных помещений и установок. Электрическая проводка выполняется бронированными или небронированными кабелями, проложенными в стальных трубах, либо изолированными проводами в стальных трубах.
Вид прокладки проводов определяется классом помещения и наличием или отсутствием механических и химических воздействий на проводку.
Для протяжки, соединения и ответвления проводов, прокладываемых в стальных трубах во взрывоопасных помещениях классов В-16, В-Па, В-1г, применяют пыленепроницаемые коробки, а для перехода с кабеля на изолированный провод с площадью сечения 35 мм2 и выше — чугунные коробки, заливаемые компаундной массой.
Для соединения и ответвления проводов, проложенных в стальных трубах, применяют специальные фитинги во взрывонепроницаемом исполнении.
Плотность соединений стальных труб электропроводки после монтажа испытывается под избыточным давлением от 0,05 до 0,25 МПа в зависимости от класса помещения, причем в течение 3 мин давление не должно снижаться более чем на 50%.
Площади сечения проводов и кабелей на ответвлениях к короткозамкнутым электродвигателям напряжением до 1000 В, установленным во взрывоопасных установках (за исключением помещений класса В-16 и наружных установок класса В-1г), должны быть такими, чтобы длительно допустимая для них сила тока превышала силу номинального тока электродвигателя не менее чем на 25%. Силу номинального тока плавких вставок предохранителей и силу тока уставки автоматов следует выбирать по возможности наименьшими, но с учетом кратковремен-234
ного толчка тока (пуск, самозапуск) и не меньше силы расчетного тока.
В помещениях и наружных установках классов В-I и В-1а должны прокладываться провода и кабели с медными жилами, а в помещениях и установках остальных классов могут применяться проводники как с медными, так и с алюминиевыми жилами.
Все электрические силовые цепи переменного тока во взрывоопасных установках всех классов независимо от числа фаз этих цепей при глухозаземленной нейтрали питающего источника должны выполняться с отдельной жилой провода или кабеля, предназначенной для заземления. Это увеличивает надежность работы электрической защиты и снижает напряжение прикосновения. Заземляются все элементы электроустановок, включая и те, которые не требуется заземлять в невзрывоопасных зонах.
§
11.2. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАИР
ЯИЕМ
ДО 1000 В
Сети напряжением до 1000 В осуществляют распределение электроэнергии внутри промышленных предприятий и установок и непосредственное питание большинства приемников электрической энергии. Схема сети определяется технологическим процессом производства, взаимным расположением источника питания подстанции и приемников электроэнергии и их единичной установленной мощностью.
К сетям напряжением до 1000 В, как и ко всякой электрической сети, предъявляются следующие требования. Они должны: обеспечивать необходимую надежность электроснабжения (см. § 3.6);
быть удобными, простыми и безопасными в эксплуатации;
иметь минимальные приведенные затраты;
удовлетворять условиям окружающей среды;
обеспечивать применение индустриальных методов монтажа.
Схемы электрических сетей выполняются радиальными, магистральными и смешанными.
Радиальные схемы (рис. 11.2) характеризуются тем, что от источника питания, например от распределительного щита ТП, отходят линии, питающие непосредственно мощные приемники электрической энергии или отдельные распределительные пункты, от которых по самостоятельным линиям питаются более мелкие приемники.
Примерами радиальных схем могут служить сети насосных или компрессорных станций, а также сети взрыво- и пожароопасных помещений и установок.
Рис. 11.2. Радиальные схемы питания при напряжении до 1000 В:
а — одноступенчатая, б — двухступенчатая, 1 — распределительный щит; 2 — силовой пункт, 3 — потребитель электроэнергии
Выполняются радиальные схемы изолированными проводами и кабелями.
Радиальные схемы обеспечивают высокую надежность питания отдельных потребителей, так как при аварии отключается только поврежденная линия. Все потребители могут потерять питание только при повреждении на сборных шинах.
Радиальные схемы позволяют легче решать задачи автоматизации. Однако они требуют больших капитальных вложений из-за значительного расхода проводникового материала, большого количества защитной и коммутационной аппаратуры и обладают худшими экономическими показателями сети.
Магистральные схемы (рис. 11.3, а) находят наибольшее применение при равномерном распределении нагрузки от распределительных щитов 2 и при питании приемников 3 электрической энергии одного технологического агрегата или одного технологического процесса.
Магистрали 1 — 4 выполняют кабелями, проводами, шинопроводами и присоединяют к распределительным щитам 2 подстанции или к силовым распределительным пунктам (см. рис. 9.3, а), или непосредственно к трансформатору по схеме трансформатор — магистраль (см. рис. 11.3, б).
Магистральная схема менее надежна, чем радиальная, при повреждении магистрали происходит отключение всех потребителей, присоединенных к ней. Применение резервирования по сети устраняет этот недостаток.
В отдельных случаях, когда требуется высокая степень надежности питания приемников электроэнергии, применяется двухстороннее питание ма-236
б
а
Рис. 11.3. Магистральные схемы питания при напряжении до 1000 В:
а — с сосредоточенными нагрузками; б — блок трансформатор — магистраль
Рис. 11.4. Схема сети электроосвещения
гистральной линии или схемы двойных магистралей.
В чистом виде радиальные и магистральные схемы применяют редко. Наибольшее распространение получили на практике смешанные схемы, сочетающие в себе элементы магистральных и радиальных схем и позволяющие рациональнее использовать преимущества как магистральных, так и радиальных схем.
Для повышения надежности применяют схемы с взаимным резервированием, устройством перемычек между отдельными магистралями или соседними подстанциями при радиальном питании.
Схемы сетей электрического освещения (рис. 11.4). Электрическое освещение создает значительную нагрузку на промышленных предприятиях. Питание электроосвещения в большинстве случаев осуществляется от общих ТП, но линии осветительной сети строят отдельно от силовых линий. Радиальные линии освещения подключают к щиту ТП 1, а в схемах блок трансформатор — магистраль (БТМ) — в самом начале магистрали силовой сети. От линий 2 получают питание групповые щиты электроосвещения 3, от которых групповые линии 4 питают по магистральной схеме светильники 5, причем так, чтобы при отключении одной групповой пинии работа цеха не прерывалась из-за отсутствия освещения. Для этого в цехах с двумя (и больше) трансформаторами создается перекрестное питание групповых линий (см. рис. 11.4).
Аварийное освещение подключают к отдельному независимому источнику — к ТП соседней сети, к аккумуляторной батарее, к дизельной станции и т. п.
§ 11.3. ЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И УСТАНОВОК НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В
В сетях и установках напряжением до 1000 В возможны ненормальные режимы, связанные с увеличением силы тока (сверхтоком). К увеличению силы тока приводят перегрузки, пуск и самозапуск электродвигателей, короткое замыкание. Эти нс-
нормальные режимы могут привести к повреждению изоляции и контактов электрических сетей, оборудования, созданию опасности для персонала. Поэтому сети и установки должны быть защищены от перегрузок и токов короткого замыкания.
Согласно ПУЭ, сети разделяют на защищаемые от перегрузки и токов короткого замыкания и защищаемые только от токов короткого замыкания. Защите от перегрузки подлежат сети:
внутри помещений, проложенные открыто незащищенными изолированными проводниками и с горючей оболочкой;
внутри помещений, выполненные защищенными проводниками в трубах, в несгораемых строительных конструкциях и т. п.;
осветительные сети общественных и торговых помещений, служебно-бытовых помещений промышленных предприятий, включая сети для бытовых и переносных электроприемников, а также в пожароопасных производственных помещениях;
силовые — в промышленных предприятиях, в жилых и общественных зданиях, в торговых помещениях, когда по условиям технологического процесса или режиму работы сети может возникать длительная перегрузка проводов и кабелей;
сети всех видов во взрывоопасных наружных установках независимо от условия технологического процесса или режима работы сети.
Все остальные сети не требуют защиты от перегрузки и защищаются только от токов короткого замыкания.
Основные аппараты защиты сетей напряжением 380...660 В — предохранители с плавкими вставками и автоматические воздушные выключатели. От защиты требуется кратчайшее время отключения и обеспечение селективности. Номинальные токи плавких вставок и токи срабатывания расцепителей автоматов должны быть минимально возможными, но не отключать цепь при запуске электродвигателей и при кратковременных перегрузках.
Защитные аппараты устанавливаются в начале каждой ветви сети, т. е. на каждой линии, отходящей от шин подстанции, силовых пунктах, на каждом ответвлении от линий, на трансформаторных вводах.
Предохранители применяют в основном для защиты электроустановок от токов короткого замыкания. Предохранитель (рис. 11.5) представляет собой аппарат, содержащий плавкую вставку 2, калиброванную на определенную силу тока и выполненную из легкоплавких материалов. Плавкие вставки предохранителей выдерживают силу тока на 30...50% выше номинальной ZhoM в течение 1 ч и более. При силе тока, превышающей силу номинального тока плавких вставок на 60... 100%, они плавятся за время меньше 1 ч Для уменьшения времени перегорания 238
плавкой вставки ей придают плоскую форму с несколькими сужениями или на параллельно соединенные проволоки напаивают оловянные шарики.
Предохранитель и плавкую вставку характеризуют следующие параметры:
номинальное напряжение — напряжение, при котором предохранитель работает длительное время;
сила номинального тока патрона, на который рассчитаны его токоведущие и контактные соединения по условию длительного нагрева;
сила номинального тока плавкой вставки — сила
Рис. 11.5. Схема (а) и амперсекундная характеристика (б) предохранителя серии ПР:
1 — фибровая трубка; 2 — плавкая вставка; 3 — латунная втулка; 4 — болтовой контакт; 5 — латунный колпачок; 6 — медный контактный нож
тока, которую она выдерживает, не
расплавляясь длительное время;
разрывная способность, определяемая силой максимального отключаемого тока, при котором происходит перегорание плавкой вставки Z0CJ) без опасного выброса пламени и без разрушения патрона;
времятоковая или защитная характеристика — зависимость времени t полного отключения цепи от силы отключаемого тока 1 (см. рис. 11.5, б).
К наиболее распространенным предохранителям, применяемым для защиты электроустановок напряжением до 1000 В, относятся ПР-2 — предохранитель разборный, НПН — насыпной предохранитель неразборный, ПН-2 — предохранитель насыпной разборный.
По конструктивному выполнению предохранители (табл. 11.2) можно разделить на две группы: 1) с наполнителем (например, ПН-2, НПН, ПП-17, ПП-18), наполненные мелкозернистым кварцевым песком; 2) без наполнителя (например, ПР-2).
В предохранителях без наполнителя с закрытыми разборными патронами из фибры дуга гасится газами, образующимися при разложении фибры во время горения дуги. Электрическая дуга при перегорании плавкой вставки предохранителей с наполнителем из кварцевого песка разветвляется между его зернами
и охлаждается вследствие интенсивной отдачи теплоты наполнителю, что значительно сокращает время ее горения.
Плавкие предохранители выбирают по номинальному току плавкой вставки Д, при этом должны быть выполнены следующие условия:
сила номинального тока плавкой вставки Z, должна быть не меньше силы максимального тока данной цепи в рабочем режиме Zp:
/>>/₽, (11.1)
что предотвращает перегорание предохранителя при нормальном режиме работы;
Таблица 11.2. Технические данные предохранителей
Тип предохранителя Сила номинального тока патронов 1в, А Сила номинального тока плавкой вставки />, А Характеристика предохранителя
ПР-2 15 60 100 350 600 1000 6, 10,15 15, 20, 25, 35, 45, 60 60, 80, 100 200, 225, 260, 300, 350 350, 430, 500, 600 600, 700, 850, 1000 Трубчатый, с закрытым разборным патроном, без наполнителя, токоограничивающий
НИН 2 15 60 6, 10, 15 15, 20, 25, 35, 45, 60 Трубчатый, с закрытым неразборным патроном, с наполнителем, безынерционный
ПН-2 100 400 600 1000 30, 40, 50, 60, 80, 100 200, 250, 300, 350, 400 300, 400, 500, 600 500, 600, 750, 800, 1000 Трубчатый, с разборным патроном, с наполнителем, безынерционный
ГГНБ-3 100 300 500 63, 100 250, 300 400, 500 Трубчатый, с закрытым патроном, с наполнителем, быстродействующий
ПНБ-5 100 250 400 600 40, 63, 100 160, 250 300,400 500,600 То же
плавкая вставка не должна перегорать во время пуска самого крупного электродвигателя, подключенного к данной цепи:
/,>/цув/Ап, (11.2)
где /пул — сила пускового тока наибольшего из двигателей плюс сила максимального расчетного тока цепи; Кп — коэффициент кратковременной перегрузки плавкой вставки, Кц=2,5 для двига
телей, пускаемых без нагрузки, /Сп=2 — для двигателей, пускаемых при наличии нагрузки на валу, и Ка= 1,6 — для сварочных постов;
сила номинального тока плавкой вставки должна быть нс больше трехкратного значения силы длительно допускаемого (номинального) тока 1№и проводов защищаемой линии:
ZB 3Zpnn*
(11.3)
Чтобы выполнить последнее условие, иногда приходится повышать площадь сечения проводов линии.
При защите магистрали
ZB>ZKp/2,5,
(Н.4)
где I^p — сила кратковременного максимального тока линии,
(11.5)
здесь Zp — сила расчетного тока линии группы двигателей без учета электродвигателя с наибольшим пусковым током.
Плавкая вставка подбирается по большей силе тока, рассчитанной по двум первым условиям. При этом выбирается ближайшее большее стандартное значение силы номинального тока вставки. Точно выбор плавких вставок проверяется по типовым времятоковым характеристикам приведенным
в справочниках.
На рис. 11.6 показана кривая силы пускового тока электродвигателя Znys (0 (кривая 5) и время-токовые характеристики ZB(1_4)= При наложении этих характеристик видно, что плавкая вставка с током силой ZBl — нечувствительна, а плавкие вставки с токами силой Zb3 и Zb4 перегорят при пуске двигателя. Следовательно, надо выбрать вставку 1Л.
Автоматические выключатели (рис. 11.7) применяют для защиты элементов сети от токов короткого замыкания и в качестве оперативных коммутационных аппаратов. Управление автоматами может быть ручным и дистанционным. Автоматы выпускают в од-
Рис. 11.6. Зависимость времени t перегорания плавкой вставки от силы тока I в цепи и отстройка плавкого предохранителя в зависимости от силы пускового тока
Рис. 11.7. Автоматический выключатель:
1 — основание, 2 — трминя;
3 — птиня, 4 — неподвижный кон* такт, 5, б — подвижный контакт, 7, 16, 19— механизм свободного расцепителя, 8 — ось, 9 — гибкий проводник, 10— швнха расцепителей; 11 — якорь электромагнита; 12 — сердечник электромагнита; 13 — термо! металлический элемент; 14 — собачка расцепителя; 15 — пружина, 17 — отключающая пружина, 18 — рукоятка;
20 — дугогасительная решетка
но-, двух- и трехполюсном исполнении для цепей переменного и постоянного тока, выдвижными (с втыч-ными контактами, расположенными с обратной стороны панели автомата) и невыдвижными (с передним присоединением). Расцепители автоматов бывают тепловыми Т, электромагнитными М, комбинированными МТ, минимального напряжения, независимого питания.
Выпускают следующие автоматические выключатели: установочные серии АК, А-3100; А-3700, АП-50; подстанционные серии АВМ и «Электрон».
Автоматы характеризуются следующими показателями:
номинальное напряжение — максимальное напряжение постоянного и переменного тока для нормальной работы автомата;
сила номинального тока автомата /НЛ — сила максимального длительного тока главных контактов автомата;
сила тока срабатывания автомата Zcpa — сила наименьшего тока, при котором автомат отключает электрическую цепь;
сила предельного тока отключения 1щ)Л — сила наибольшего тока, который можно отключить автоматом;
сила номинального тока расцепителя /яр — сила максимального длительного тока, при котором расцепитель не сраба-
тывает;
сила тока уставки расцепителя 1У — сила наименьшего тока срабатывания расцепителя, на который он настраивается;
уставка силы тока мгновенного срабатывания электромагнитного расцепителя, называемая отсечкой.
В зависимости от наличия механизмов, регулирующих время срабатывания расцепителей, автоматы делятся на неселективные с временем срабатывания 0,02...0,1 с, селективные с регулируемой
выдержкой времени и токоограничивающие с временем срабатывания не более 0,005 с.
При выборе автоматов (табл. 11.3) должны соблюдаться следующие условия:
сила номинального тока автомата и сила тока расцепителя
1У должны быть больше расчетного /р
^ВЛ^^р'г ^У^^р'г
(11.6)
уставка силы тока мгновенного срабатывания (отсечки) электромагнитного расцепителя 1ум принимается по пиковому току линии Trrtrr.
1,25/пи.
(11.7)
Таблица 11.3. Оаювяце технические дяише АВМ
Тип автомата Сида номинального тока, А У станки силы тока срабатывания максимальных расцепителей, А
автомата катушки максимального расцепителя на шкале, обратно зависимой от силы на шкале, независимой от силы тока характеристики (отсечки)
тока характеристики
АВМ-4С 400 120 150, 250 960,1300
250 250, 400 1600,2200
400 500,800 3200,4400
АВМ-10Н 1000 600 — 600, 900,1200
800 — 800, 1200, 1600
1000 — 1000, 1500, 2000
АВМ-15С 1500 1000 1250, 2000 8000, 10000
1200 1500, 2400 8000, 10000
1500 1800, 3000 8000, 10000
АВМ-20Н 2000 1000 " -Ч 1500, 2000
1500 — 1800, 3000
2000 — 2500,4000
Примечание. Н — неселехтивный, С — селективный.
Таблица 11.4. Характеристика асинхронных короткозамкнутых электродвигателей и их работы (рас. 11.8)
Показатель Электродвигатель
1 2 3
Мощность кВт 7 14 10
Кратность пускового тока К} 5,5 5 5,5
Коэффициент полезного действия t] 0,82 0,85 0,87
Коэффициент мощности cos<p 0,9 0,88 0,92
Коэффициент нагрузки 1 0,8 0,9
Для ответвления к одиночному электродвигателю (табл. 11.4)
Лшх = Др = Дусх>
где — ток уставки комбинированного расцепителя; 7^ — пусковой ток электродвигателя.
Для тепловых расцепителей с регулируемой, обратно зависимой от силы тока характеристикой должно соблюдаться условие
Д.т=1,6Др, (11.8)
где 7У.Т — уставка тока теплового расцепителя.
Весьма важно при выборе предохранителей и автоматов обеспечить селективность (т. е. избирательность), которая заключается в последовательном отключении участков сети с определенными интервалами во времени в направлении от места повреждения к источнику питания. Избирательность срабатывания селективных автоматов достигается изменением времени их срабатывания. Избирательность в работе предохранителей будет обеспечена, если силы номинальных токов каждой предыдущей вставки (по направлению тока) отличаются от последующей не менее чем на две ступени для предохранителей 7в>200 А и на одну ступень — для предохранителей с I, <200 А.
При проектировании сетей напряжением до 1000 В рекомендуется широко применять плавкие предохранители как более дешевое оборудование по сравнению с автоматами и обладающие свойством ограничения силы тока короткого замыкания благодаря перегоранию до того, как сила тока достигает амплитудного значения. Автоматы этим свойством не обладают.
§ 11.4. ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ И ЖИЛ КАБЕЛЕЙ
Выбор площади сечения по нагреву. Надежная работа проводов и кабелей определяется длительной допустимой температурой их нагрева, значение которой зависит от вида изоляции. Учитывая условия надежности, безопасности и экономичности, ПУЭ устанавливают допустимую температуру нагрева в зависимости от материала проводника, изоляции, длительности прохождения тока.
Длительно протекающий по проводнику ток, при котором устанавливается длительно допустимая температура нагрева, называется допустимым током по нагреву. Длительно допустимые токи нагрузки проводов, кабелей, шин указаны в таблицах ПУЭ для температуры воздуха 25 °C и почвы 15 °C.
Выбор площади сечения по нагреву длительным током сводится к сравнению силы расчетного тока 1Р с допустимым табличным значением /доп для провода или кабеля принятых марок и условий их прокладки:
(Н.9)
где Кт — поправочный температурный коэффициент, вводимый в формулу, если температура воздуха отличается от 25 °C, а земли — от 15 °C. При нормальных условиях Ку = 1.
При параллельной прокладке кабелей в земле или трубах условия их охлаждения ухудшаются, что учитывается поправочным коэффициентом на прокладку Тогда
(11.10)
Значения К, и Ки приведены в справочной литературе.
Площадь сечения проводника, выбранного по нагреву, проверяется по условию допустимой нагрузки в послеаварийном режиме после отключения одной из двух параллельных цепей:
(ПН)
где 1рля — сила тока в цепи в послеаварийном режиме.
Выбор площади сечений по экономической плотности тока. Для выбора оптимального варианта электрической сети проводят технико-экономические расчеты (см. § 3.7) сравнением капитальных вложений и ежегодных эксплуатационных затрат для нескольких вариантов. Сумма приведенных годовых затрат при выборе площади сечения будет иметь минимум при так называемой экономической площади сечения:
(П-12)
где 1Р — сила расчетного тока линии, А; /эг — экономическая плотность тока, А/мм2.
Однако в сетях напряжением до 1000 В площадь сечения, выбранная по экономической плотности тока, в 2 — 3 раза превышает площадь сечения, выбранную по нагреву, поэтому проверке по экономической плотности подлежат не все сети напряжением до 1000 В (см. § 6.5), а лишь те, в которых годовое число часов Ти превышает 4000. Например, применяемые для питания установок насосной станции сети напряжением 380 В рассчитываются по экономической плотности тока, если Тм>4000 ч/г.
Выбранные по силе тока нагрузки электрические сети проверяются на потерю напряжения.
Пример 11.1. От трансформаторной подстанции с номинальным напряжением на низкой стороне 380/220 В прокладывают электрическую сеть (рис. 11.8). Электродвигатели, указанные на схеме,— короткозамкнутые, асинхронные, осветительная нагрузка — симметричная. Сеть предполагается выполнить:
от шин ТП до щитка РЩ1 четырехжильным кабелем марки СБ с медными жилами, прокладываемым по стете,
от щитка РЩ 1 до щитка РЩ 2 проводом марки ПР в газовых трубах,
все остальные сети — изолированным проводом марки ПР на роликах по стенам (открытая проводка).
Нагрузка осветительной линии 1 Рр=20 кВт, линии 2 Pv^?& кВт. Требуется расставить и подобрать плавкие вставки предохранителей и выбрать необходимые сечения проводов и кабелей по нагреву. При расчете необходимо учесть, что электродвигатель 1 может быть перегружен.
Решение. Электродвигатель 1 (см. табл. 11.4): номинальный ток двигателя
Рл 7
' ' . — » ед
^/зС4чС08ф «Уз 0.38 0,82 0,9
ток плавкой вставки
4 4*1 14,4-5,5
1-Я*----в=----=----------
2,5 2,5 2,5
31,6 А.
Принимаем стандартную плавкую вставку на ток /,«=35 А. Ввиду того, что электродвигатель 1 подвержен перегрузкам, проводка к нему должна быть защищена от токов перегрузки. Тогда />1,25/в=44 А. По справочным таблицам выбираем сечение медного провода марки ПР«=6 мм2.
Электродвигатель 2 (см. табл. 11.4):
14
--------------=28,3 А;
0,38 0,85 0,88
зво/ггов
Рис. 11.8 Расчетная схема электрической сети
С учетом коэффициента нагрузки потребляемый ток 4шр=“0,8 1Я=0,8x28,3=22,6 А. Ближайшая стандартная плавкая вставка /,=60 А.
По /щпр определяем сечение медных изолированных проводов S=2,5 мм2. Для S-=2,5 мм2, /д=27 А.
Проверяем выбранное сечение на защиту от токов короткого замыкания:
4 60
Гд 27
Электродвигатель 3:
10
у/з- 0,38 0,87 0,92
7потр=0,97в=0,9 19= 17 А;
тогда
7»=60 А.
Выбираем сечение 5= 1,5 мм2, 7д=20 А.
Проверяем на защиту от токов короткого замыкания 60/20=3.
Осветительная линия It
-----=30 А;
73 0,38
7.=35 A; 5-4 мм3; /д=36 А.
Проверка на защиту от токов короткого замыкания: — <3.
Выбираем для прокладки сечения проводов 4 мм3, а нейтрального 2,5 мм2. Осветительная линия 2:
30 ----=45 А,
>/3 0,38
7,=60 А; 5=6 мм3; 7Д=46 А.
60
Проверка на защиту от токов короткого замыкания —<3.
40
Выбираем для прокладки провода сечением 6 мм3, а нейтрального 4 мм3
Прокладка в газовых трубах между РЩ 1 и РЩ 2:
7р=22>6 + 17+45=84,6 А; 5=25 мм3; 7д=90 А;
7М = 28,3 5 + 17 +45 =204 А;
204
—=81,6 А; 7,=100 А.
^2,5
100
Проверка на защиту от действия токов короткого замыкания: —<3.
90
Выбираем для прокладки провода сечением 25 мм3, а нейтральный провод сечением 16 мм3.
Четырехжильный кабель от ТП до РЩ 1:
7р=0,9(22,6 + 17 +45 + 14,4+ 30) = 116 А;
4у«=0,9(17 +45 + 14,4 + 30)+5 28,3 = 238 А;
5=50 мм2; Z„=130 А; =95 А.
2,5
Выберем 4= 125 А из условия селективности.
Проверка на защиту от действия токов короткого замыкания: 125/130 <3.
Выбираем кабель марки СБ сечением 1(3 х 50+1 х 25) мм3.
Существенный недостаток разомкнутых цепей заключается в том, что при аварии на каком-либо участке значительная часть приемников лишается электроснабжения. Замкнутые сети этого недостатка не имеют.
Простая замкнутая цепь может быть выполнена или в виде кольцевой сети с одним источником питания, или в виде сети с двухсторонним питанием, т. е. получающей питание с двух сторон от двух источников питания. Для расчета сечений проводов кольцевую сеть преобразуют в сеть с двухсторонним питанием, разрезая ее по источнику питания.
Расчет простых замкнутых сетей в отличие от расчета разомкнутых должен сопровождаться проверкой в двух режимах: номинальном, когда приемники одновременно получают питание от двух источников питания, и аварийном, когда один из источников питания вышел из строя.
В обоих случаях выбранное сечение провода должно быть проверено на нагрев и удовлетворять условиям допустимой потери напряжения.
В номинальном режиме работы определяют расчетный ток /р, а по нему выбирают стандартное сечение. После этого рассчитывают потерю напряжения, полученное значение сравнивают с допустимым.
При аварийном режиме питание всех нагрузок будет происходить с одной стороны. После определения распределения нагрузок проверяют ранее выбранное сечение на нагрев и допустимую потерю напряжения.
В случае превышения допустимых потерь напряжения (или условий расчета на нагрев, что бывает реже при аварийном режиме) сечения выбираемых проводов увеличивают.
§ 11.5. РАСЧЕТ СЕТЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОСВЕЩЕНИЯ
Сети электрического освещения характеризуются большой разветвленностью и протяженностью. Основное требование ПУЭ к их расчету заключается в выборе такой площади сечения провода, при котором отклонения напряжения на источниках света находятся в допустимых пределах.
Допустимые отклонения напряжения для сетей, согласно ПУЭ, составляют —2,5...+ 5%. Исходя из этого допустимый 248
уровень напряжения у наиболее удаленных светильников должен быть не менее 97,5% от номинального. Расчет осветительных сетей проводится по потере напряжения и по условиям допустимого нагрева проводников. Из двух сечений принимается большее.
Потеря напряжения сети освещения от источника до последней лампы
АС/с=С/и-АС/т-С/л,
где — напряжение холостого хода трансформатора, соответствующее номинальному напряжению на зажимах вторичной обмотки трансформатора и равное 105% номинального напряжения ия лампы; АС7Т — потеря напряжения в трансформаторе, %; Un — минимально допустимое напряжение лампы, % от номинального.
Приняв (7хх=105%17ж и С7Л=97,5%(7В, получим:
А(7С= 105—А С7Т—97,5=7,5—А £7Т. (11.13)
Потеря напряжения во вторичной обмотке трансформатора зависит от его загрузки и параметров, а также от коэффициента мощности сети. Для трансформаторов 160...400 кВ'А А(7Т = 5%.
Сети освещения обычно выполняют проводниками с одинаковыми площадями сечения. Единичные мощности светильников и значения их коэффициентов мощности одинаковы.
Пренебрегая индуктивностью и обозначая сопротивление pl в формуле (6.29) как ЕЛ/ — сумму моментов нагрузок (в кВт м), а величину С72/105у — коэффициентом С (табл. 11.5), зависящим от материала проводника, номинального напряжения, рода тока системы, получаем потерю напряжения для однофазной линии освещения в таком виде:
_гг 2103ЕЛ/
А£7%——- —
откуда площадь сечения провода (мм2)
(П.14)
(1115)
ии
Сумму моментов равномерно распределенной по длине нагрузки можно заменить суммарной нагрузкой ZP, подключенной к середине линии:
ЕЛ/=0,5/ЕР.
Таблица 11.5. Значения коэффициента С
Система сети и род тока Номивальвое напряжение сети, В Коэффициент С для проводов
медных алюминиевых
Трехфазная с нулевым проводом Двухфазная с нулевым проводом Двухпроводная переменного или постоянного тока Трехфазная с нулевым проводом Двухфазная с нулевым проводом Двухпроводная переменного или постоянного тока* Трехфазная Двухпроводная переменного или постоянного тока 380/1200 380/220 220 220/127 220/127 127 120 120 ПО 36 24 12 17 34 12,8 25,6 П,4 4,3 7,6 3,8 3/2 0,34 0,153 0,038 46 20 7,7 15,5 6,9 2,6 4,6 2,3 1,9 0,21 0,022 0,023
§ 11.6. РАСЧЕТ СТАЛЬНЫХ ПРОВОДОВ, ШИНОПРОВОДОВ, ТОКОПРОВОДОВ (ТРОЛЛЕЙНЫХ ЛИНИЙ)
Сечения алюминиевых проводов, выбранные по условиям механической прочности, оказываются неиспользованными в электрическом отношении. Такие случаи часты, когда плотность тока нагрузки мала. Кроме того, сталь имеет проводимость в 5 — 9 раз меньше, чем алюминий и тем более медь. Сталь обладает большей механической прочностью, что позволяет удлинить пролеты между опорами.
Применение стальных шинопроводов и токопроводов (наряду с применением стальных проводов в воздушных линиях с малыми нагрузками в сетях, например, наружного освещения) дает значительную экономию цветного металла.
Порядок расчета стальных проводов (шинопроводов, токопроводов) аналогичен рассмотренному ранее, а именно: сначала по допустимым токовым нагрузкам выбирают сечения проводов (шин или профилей шинопроводов, токопроводов), а затем определяют потерю напряжения и сравнивают ее с допустимой. Такая последовательность расчета определяется тем, что активное и индуктивное сопротивления являются величинами непостоянными, зависящими от тока в проводах.
Зная активное и индуктивное сопротивления стальных проводов выбранного сечения, потерю напряжения АСУ в них можно определить по формулам:
&U—(r0 cos (р+х0 sincp)LZ • /;
Arr ч/3(гоС05ф4-х0а11ф)Е/7
Ac/% =----------------------- lUU о,
17ж
где r0 — активное сопротивление стального провода (шинопровода, токопровода), Ом/км; х0 — индуктивное сопротивление стальной линии, Ом/км; Xq — индуктивное сопротивление, обусловленное внешним магнитным полем, Ом/км; — индуктивное сопротивление, созданное внутренним магнитным полем, Ом/км.
Внешнее индуктивное сопротивление х?0 стальных проводов (шинопроводов, токопроводов) практически такое же, как и у изготовленных из цветных металлов тех же сечений; значение же внутреннего индуктивного сопротивления часто определяют из зависимости
Xo = 0,16/r 10-4.
Однако магнитная проницаемость д в свою очередь является сложной функцией напряженности магнитного поля. Следовательно, как отмечалось, величина х'о зависит от тока в стальном проводнике. Таким образом, расчет выполняют подбором, что требует большего времени.
Вследствие этого определение сечения стальных проводов и шинопроводов (токопроводов) при практических расчетах производится с помощью заранее составленных номограмм (или методом расчетных коэффициентов, учитывающих изменяющийся ток), вычисленных при различных значениях cos<p, напряжения и сечений (проводов, токопроводов).
§ 11.7. ОФОРМЛЕНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ ВНУТРИЦЕХОВОГО
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Для каждого цеха или крупного технологического агрегата схемы сетей низкого напряжения (ниже 1000 В) разрабатывают отдельно. Их выполняют на отдельных чертежах по роду тока (постоянный или переменный), по величине номинальных напряжений и по назначению: питающие, распределительные и специальные. К последним, например, относят сети повышенной частоты, сварочных аппаратов, динамического торможения и др.
На схеме питающей сети должны быть показаны источники ее питания (генераторы, трансформаторы, полупроводниковые выпрямители и т. п.) со сборными шинами их распределительных
ЮМ
Магистраль ОМ
Ряд Р. колонны 41-51
Магистраль 7М Ряб К. колонны 51-62
A31V4
600
Обозначение и наименование злея троцстройства. Установленная мощность поп Расчетный ток,а
Троллеи 8ТР Роан гявКкслен- /А 17 HM«i-62 15 т
Тоеллеа ШАвоЛемн Я»Л*г? налоя яелеле ны 36 ка70т
на 70 т
Обод
V7
Обозначение и наименование злея-трауетроастТа Установленная мощность, кот Расчетный ток, а
ввод
50П
12ЩСУ
Магистраль SM,ряд Ж, колонны 35
AJ124
>100
А3144
600
Фазш \ wo □ П-232 Т Н3№29 ©
Обозначение и наименование злея-троцетройетаа 4U Толь-Фер в 'г 2г о turn и ал -тор Питание ЯМ
Установленная мощность, квт
Расчетный елок,а •
Рве. 11.9. Схема питающей cet*
РО-Э 200
7TP h*-
PO'J
A3J4V 200
AB-ZO
края
нцсу
Питание 5M
края Троллеи 7TP P*li Ря9 к.колен- .
---I HU ЗУ-62 УОри*
/ООО кв a
1000кВа
AB-20
AB-20
У WOO кВа к
J PO-5 к
AB-ZO 1000 ।
1-я секция ^2 секция
6ЩСУ
7ЩСУ
smcy
ZU/СУ
итгж ВДМ\ШЛ\6ДАП УЦЦ, У Afueam преоорам-ватель н верЛа/пов
ЗЩСУ
AJ№/
600
А312Ч
Ъ 100
STP
А312Ч
WO
Троллеи STP Рев Ж. колон ни 37-07 Кран N49 Ют Маеп} ска» <рер
переменного тока 380 В
устройств (силовых щитов, комплектных трансформаторных или преобразовательных подстанций). Сборные шины щитов станций управления электродвигателями (ЩСУ), магистральные токопроводы и троллейные линии, распределительные пункты низкого напряжения (ПР), разъединители и секционные выключатели обязательно вычерчивают на схеме питающей сети. Так же на схеме электроснабжения высокого напряжения,на схеме сети, питающей цех на напряжении до 1000 В, должны быть показаны отдельные электроприемники мощностью выше 50 кВт, получающие питание непосредственно от сборных шин трансформаторных или преобразовательных подстанций или от магистральных токопроводов и троллейных линий. Рядом с графическими обозначениями на схеме наносят условные наименования питающих подстанций и трансформаторов, соответствующих схеме электроснабжения высокого напряжения, маркировки магистралей, марки и сечения шин, проводов и кабелей.
Чтобы лучше ориентироваться на плане цеха около обозначений магистралей и троллейных линий на схеме питающей сети указывают наименования рядов колонн здания, рядом с которыми располагаются эти протяженные элементы сети (рис. 11.9).
Каждая схема питающей сети низкого напряжения должна содержать сведения об установленной мощности и расчетном токе нагрузки распределительных пунктов (ПР), к которым подключены электроприемники, не показанные на схеме. Для большей наглядности схемы желательно основные подстанции, магистральные и троллейные линии указать на чертеже так, как они в действительности расположены в цехе. Если такое расположение элементов сети на чертеже не обеспечивает наглядности схемы, то нужно подобрать такое расположение, при котором схема на чертеже читалась бы проще.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
1. Как классифицируются электрические сети напряжением до 1000 В по конструктивным признакам?
X Для каких целей в сетях напряжением до 1000 В применяются автоматические выключатели, предохранители?
3. Как выбирают площадь сечения проводов сетей напряжением до 1000 В?
4. Как рассчитывается площадь сечения проводов осветительной сети?
5. Как проверить, обеспечивается ли надежная защита сетей выбранным защитным аппаратом?
Глава 12
КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
§ 12.1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Все процессы в электрических системах можно охарактеризовать тремя параметрами: напряжением U, силой тока I и мощностью Р. Но для удобства расчетов и учета применяются и другие параметры, в том числе реактивная мощность Q. Существует несколько определений реактивной мощности. Например, в курсе ТОЭ сказано, что реактивная мощность, потребляемая индуктивностью и емкостью, идет на создание магнитного и электрического полей. Индуктивность рассматривается как потребитель реактивной мощности, а емкость — как ее генератор.
Мощность в цепи постоянного тока равна произведению силы тока I и напряжения U:
P=IU.
Для характеристики мощности цепи переменного тока требуется дополнительный показатель, отражающий разность фаз тока и напряжения — угол (р (рис. 12.1, а).
Произведение показаний вольтметра и амперметра в цепи переменного тока называется полной мощностью 5, для трехфазной цепи S—^/blU. Средняя за период переменного тока мощность называется активной мощностью: P=-v/3ZC7cos^=iS'cos(jD. На основании этих выражений полная мощность S представляется гипотенузой прямоугольного треугольника (рис. 12.1, б), один катет которого представляет собой активную мощность Р— =S-cosq), а другой катет — реактивную мощность Q = S sin(p, Q названа мощностью по аналогии с активной мощностью Р. Из треугольника мощности получают следующие зависимости:
s=V>2+e2; (12.1)
cos(p=P/S; tg<p = g/Р, (12.2)
где costp — коэффициент мощности; tg<p — коэффициент реактивной мощности.
Рис. 12.1. Соотношение полной, активной и реактивной мощностей в цепи переменного тока:
а — изменение тока и напряжения; б — треугольник мощностей
Итак, для характеристики мощности в цепи переменного тока введены понятия полной S, активной Р и реактивной Q мощностей и cosqj. Для расчета реактивной мощности удобней пользоваться не cosp, а tg<p, так как расчетное значение реактивной мощности легко найти из выражения
2P=Pptg(p. (123)
Величина tg<p с приближением угла (р к нулю позволяет найти значение Qp с меньшей погрешностью, чем величина cos^, так как в зоне малых углов где cost?=0,95, изменение коэффициента мощности на 1%
приводит к изменению коэффициента реактивной мощности на 10%. Поэтому в настоящее время tg<p в основном и используют для характеристики Q. Следует помнить об условности толкования Q как мощности.
Работа машин и аппаратов переменного тока, основанная на принципе электромагнитной индукции, сопровождается процес
сом непрерывного изменения магнитного потока в их магнитопроводах и полях рассеяния. Поэтому подводимый к ним поток
мощности должен содержать не только активную составляющую Р, но и реактивную составляющую индуктивного характера Q, необходимую для создания магнитных полей, без которых процессы преобразования энергии, рода тока и напряжения невозможны. Выражение реактивной мощности асинхронного двигателя (АД) можно представить и в таком виде:
2аД = 2о+2и^з2>
(12.4)
где Qo — реактивная мощность намагничивания (т. е. холостого хода АД); Qs — потери реактивной мощности в АД на рассеяние при номинальной нагрузке; /С, — коэффициент загрузки АД, К,= =Р/РЯ-
Реактивная мощность, потребляемая трехфазными силовыми трансформаторами £)т, расходуется, как и в АД, на намагничивание магнитопровода трансформатора и на создание полей рассеяния 2тр:
где Лз.т — коэффициент загрузки трансформатора.
Потребление реактивной мощности трансформаторами на намагничивание в несколько раз меньше, чем АД, из-за отсутствия воздушного зазора в трансформаторе. Но за счет того, что число трансформаций напряжения в системе достигает 3 — 4 и имеет тенденцию к росту до 5 — 6, суммарная номинальная мощность трансформаторов во много раз больше, чем АД. Поэтому расходы реактивной мощности в АД и в трансформаторах в энергосистеме соизмеримы.
Из всей потребляемой трансформаторами реактивной энергии около 80% расходуется на намагничивание.
На рис. 12.2, а показан пример распределения потерь AQn реактивной мощности в эквивалентной электропередаче станция — потребитель, а на рис. 12.2, б приведены векторные диаграммы токов I и напряжений U для узлов Л, Б, В, Г, Д этой конкретной передачи, на которой показано изменение угла <р от 22 до 38,5° по мере приближения от шин электропотребителя, где cos<p=0,927, к шинам генераторного напряжения электростанций, где cost?=0,785. Вырабатываемая на электростанциях реактивная мощность при cost?=0,927 для потребителей составляет около 80% суммарной активной мощности системы. Даже при cos^) = =0,927 все участки электропередачи очень сильно загружены реактивной мощностью: на каждую 1 тыс. кВт мощности от станции требуется передача 800 квар реактивной мощности в начале передачи и 400 квар — в конце. Это приводит к повышенным токовым нагрузкам сетей и, как следствие, к увеличению затрат на сооружение сети и к повышенным потерям электроэнергии, а также к ухудшению качества напряжения вследствие больших его потерь.
Передача значительной реактивной мощности по элементам СЭС невыгодна по следующим основным причинам.
1. Возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактивной мощностью. Так, при передаче активной Р и реактивной Q мощностей через элемент сети с сопротивлением R потери активной мощности
R=— R+~ R=APp+APq. (12.6) и2 и2 и2 u
Дополнительные потери активной мощности ДРС, вызванные передачей реактивной мощности, пропорциональны Q2.
9 Электроснабжение промышленных предприятий н устаиожж
Рис. 12.2. Распределение потерь А(?п реактивной мощности в эквивалентной схеме энергосистемы (а) и изменение угла <р и напряжения в цепи электростанция — потребитель в узлах АБВГД (б)
2. Возникают дополнительные потери напряжения. Например, при передаче мощностей Р и Q через элемент сети с активным R и реактивным X сопротивлениями потери напряжения
дС/=£^?=^+^=д17,+дий> (12.7)
где At7p, АС/с— потери напряжения, обусловленные соответственно активной и реактивной мощностью.
Дополнительные потери напряжения приводят к снижению качества напряжения и к дополнительным затратам на ввод средств регулирования напряжения.
3. Загрузка реактивной мощностью линий электропередачи и трансформаторов требует увеличения площади сечений проводов воздушных и кабельных линий, номинальной мощности или числа трансформаторов подстанций и оборудования ячеек распределительных устройств.
_ Из сказанного следует, что технически и экономически целесообразно предусматривать дополнительные мероприятия по уменьшению потребляемой реактивной мощности, которые можно разделить на две группы:
снижение потребления реактивной мощности приемниками электроэнергии без применения компенсирующих устройств;
применение компенсирующих устройств.
Мероприятия по снижению потребления реактивной мощности должны рассматриваться в первую очередь, поскольку для их осуществления, как правило, не требуется значительных капитальных вложений. К ним относятся следующие:
упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима оборудования;
замена малозагруженных асинхронных двигателей двигателями меньшей мощности;
понижение напряжения у двигателей, систематически работающих с малой загрузкой;
ограничение продолжительности холостого хода двигателей;
применение синхронных двигателей вместо асинхронных той же мощности в случаях, когда это возможно по условиям технологического процесса;
повышение качества ремонта двигателей;
замена и перестановка малозагруженных трансформаторов;
отключение в резерв части трансформаторов в периоды снижения их нагрузки (например, в ночное время).
Мероприятия второй группы по уменьшению передачи реактивной мощности предприятиями от энергосистемы предусматривают установку специальных компенсирующих устройств (КУ) на предприятиях для выработки реактивной мощности в местах ее потребления. Примером КУ может быть конденсаторная батарея (С), подключаемая параллельно активно-индуктивной нагрузке (RL), например асинхронному двигателю. Принцип компенсации при помощи емкости поясняет векторная диаграмма (рис. 12.3). Из диаграммы видно, что подключение конденсатора С уменьшило угол сдвига фаз между током и напряжением нагрузки и соответственно повысило коэффициент мощности нагрузки. Уменьшился потребляемый из сети ток от Zj до Z2, т. е. на А/.
Реактивная мощность, передаваемая из сети энергосистемы Сэ в час наибольшей активной нагрузки системы, указывается в договорах на отпуск электроэнергии. Контроль за реактивной мощностью потребителей осуществляет энергоснабжающая организация и Госэнергонадзор. Контролируется наибольшее потребление реактивной мощности.
Для контроля за наибольшей реактивной мощностью служат счетчики с указателями 30-минутного максимума. При отсутствии специальных счетчиков для контроля за наибольшей потребляемой реактивной энергией используют записи обычных счетчиков. Записи подлежат 30-минутные показания счетчиков в часы максимума системы и их показания к началу и концу суточного ночного провала активной нагрузки данной энергосистемы.
Задачи компенсации реактивной мощности должны решаться в соответствии с Указаниями по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях комплексно с энергосистемами с учетом регулирования напряжения района, в котором расположено промышленное предприятие. Выбор параметров компенсирующих устройств, их размещение в системе электроснабжения представляют собой технико-экономическую задачу и определя-
Рве. 12.3. Схема замещения (а) и векторная диаграмма цепи линия — приемник электроэнергии (б) при параллельном включении конденсатора
ются условиями наибольшей экономичности по минимуму приведенных затрат.
Для стимулирования проведения мероприятии по компенсации реактивной мощности на действующих предприятиях Госэнергонадзором установлена шкала скидок (—) и надбавок (+) к тарифу на электроэнергию. Скидки и надбавки к тарифу определяются по таблице в зависимости от степени компенсации реактивной мощности, которая оценивается коэффициентами
МэФэ-Q»/-?мл = Qu^lPmjm
при tg<?3 — оптимальный коэффициент; Рил — заявленная предприятием активная мощность, участвующая в максимуме энергосистемы и зафиксированная в договоре на пользование электроэнергией, кВт; Q3 — оптимальная реактивная нагрузка предприятия в часы максимума активной нагрузки, заданная энергосистемой на границе раздела сетей системы и предприятия и зафиксированная в договоре на пользование электроэнергией, квар; См.Ф — фактическая реактивная нагрузка предприятия, участвующая в максимуме энергосистемы, квар; tg<pM — фактический коэффициент реактивной мощности.
§ 12.2. КОМПЕНСИРУЮЩИЕ УСТРОЙСТВА
Для компенсации реактивной мощности используются батареи конденсаторов, синхронные машины и специальные статические источники реактивной мощности.
Батареи конденсаторов (БК) — специальные емкостные КУ, предназначенные для выработки реактивной мощности. В настоящее время выпускаются комплектные конденсаторные установки (ККУ) серии УК-0,38 на напряжение 380 В мощностью ПО...900 квар (табл. 12.1) и серии УК-6/10 мощностью 450...1800 квар (табл. 12.2). ККУ собирается в шкафах с аппаратурой защиты, измерения, управления (рис. 12.4).
При отключении конденсаторы сохраняют напряжение остаточного заряда, представляющее опасность для персонала и затрудняющее работу выключателей. По условиям безопасности требуется применение разрядных устройств. В качестве разрядных устройств применяются два однофазных трансформатора напряжения (НОМ) (рис. 12.5). В батареях на 380...660 В вместо НОМ 4 для той же цели включают сопроти
Рис. 12.4. Установка УК-0,38-110:
1 — амперметр, 2 — вольтметр; 3 — предохранитель; 4 — контактор, 5 — панель управления; б — трансформатор тока, 7 — заземляющий болт;
8 — конденсатор
вления или лампы накаливания (две лампы и более, последовательно в каждой разряд-
ной ветви). В новых конденсаторах применяют встроенные раз-
рядные сопротивления. При индивидуальной компенсации электроприемника разрядные сопротивления не требуются.
Таблица 12.1. Технические данные статических конденсаторных установок напряжением до 1000 В
Тип установки Номинальная мощность, квар Число X мощность регулируемых ступеней, квар
УК-0,38-1 ЮН ПО 1x110
УК-0,38-220Н 220 2x110
УК-0.38-320Н 320 3x110
УК-0.38-430Н 430 4x110
УК-0,38-540Н 540 5x110
УК-0,38-150Н 150 1x150
УК-0.38-300НЛ, НП 300 2x150
УК-0,38-450НЛ, НП 450 3x150
УК-0.38-600НЛ, НП 600 4x150
УК-0.38-900НЛ, НП 900 6x150
Примечание. Для защиты и управления установлены предохранители ПН-2 и контакторы КТ-6000
Измерение силы тока в цепи БК осуществляется тремя амперметрами (для контроля за целостью предохранителей и нормаль-261
ной работой каждой фазы) и счетчиком реактивной энергии. Для автоматического отключения батареи при повышении напряжения в данном узле сети свыше заданного значения и для включения при понижении напряжения предусматривается специальная автоматика.
Таблица 12.2. Технические данные статических конденсаторных установок напряжением выше 1000 В
Тип установки Номинальная мощность, квар Число х мощность регулируемых ступеней, квар
УК-6/10-450 ЛУЗ, ПУЗ 450 —
УК-б/10-675 ЛУЗ, ПУЗ 675 —
УК-6/10-900 ЛУЗ, ПУЗ 900 —
УК-6/10-1125 ЛУЗ, ПУЗ 1125 —-
УК-6/10Н-900 Л, П 900 1x900
УК-6/10Н-1350 Л, П 1350 1 х 1350
УК-6/10Н-1800 Л, П 1800 1x1800
Примечания: 1 В УК-6/10 на вводах установлены разъединители; в УК-6/10Н с автоматическим регулированием на вводах установлены высоковольтные выключатели 2. УК комплектуется конденсаторами с встроенными разрядными сопротивлениями
Для расчетов и анализа влияния поперечной емкостной компенсации на работу сети рассмотрим векторную диаграмму цепи (см. рис. 12.3, б) (при параллельном включении приемника электроэнергии 2?п, и батареи конденсаторов Хс к линии Лл, 2Q. Вследствие параллельного нагрузке включения емкости С угол <р уменьшился от (р\ до (р2, сила тока нагрузки от приемника — от
Рис. 12 5 Конденсаторная установка на напряжение б .10 кВ мощностью 450 квар:
1 — конденсатор, 2 — предохранитель; 3 — шины; 4 — НОТ; 5 — металлическая конструкция установки
Ii до I2, т. e. произошла разгрузка линии по току па AZ А Разгрузились на то же значение и генераторы энерюсиск'мы благодаря генерации конденсаторной батареи мощности Qc н сте установки приемников. Кроме того, сеть и генераторы раз грузились вследствие уменьшения потерь на АРХ и Д()ж, так как поток реактивной мощности снизился на Qc:
(Q-Qc)2d а_ (б-Сс)2 -*-^6.=-^
(12.8)
где J?, X — эквивалентные сопротивления цепи энергосистема — потребитель; С7Н — номинальное напряжение сети.
Для проектируемой сети снижение силы тока на Д7 позволяет уменьшить площадь сечения проводов линии на ДГ=Д2]//эх, где Jsx — экономическая плотность тока в линии. Соответственно снижаются установленная мощность трансформаторов и потеря напряжения в сети за счет уменьшения потока реактивной мощности на <2С:
_р я+се-еэ — Л
Ьи
(12.9)
Из векторной диаграммы (см. рис. 12.3, б) можно определить емкость С и реактивную мощность Qci конденсаторов, необходимую для повышения коэффициента мощности от cospj до желаемого значения cos<p2:
C=-^-(tgp1-tg<p2); (12.10)
2с = U2coC=Р (tgp, - tgp2). (12.11)
Основной недостаток конденсаторов — при понижении напряжения в сети они снижают выдачу реактивной мощности пропорционально квадрату напряжения, в то время как требуется ее повышение. Регулирование мощности конденсаторной батареи осуществляется только ступенями, а не плавно и требует установки дорогостоящей коммутационной аппаратуры.
Синхронные машины могут генерировать и потреблять реактивную мощность, т. е. оказывать на электрическую сеть воздействие, тождественное емкости и индуктивности. Из курса «Электрические машины» известно, что при перевозбуждении синхронной машины генерируется реактивная составляющая тока статора и ее значение растет при увеличении силы тока возбуждения. Векторная диаграмма подведенного от се ти напряжения и тока в статоре синхронной машины имес!
тот же вид, что и диаграмма подведенного напряжения и тока в конденсаторной батарее (см. рис. 12.3, б). Перевозбужденная синхронная машина генерирует передающий ток, подобно емкости.
В системах электроснабжения предприятий используют синхронные машины всех видов. Наиболее широкое применение находят синхронные двигатели (СД) в приводах производственных машин и механизмов, не требующих регулирования частоты вращения.
Синхронные генераторы (СГ) обладают, как и СД, плавным и автоматическим регулированием генерации реактивной мощности в функции напряжения сети. В отличие от СД передача реактивной мощности от генераторов осуществляется на значительное расстояние (даже от собственных электростанций предприятий). Поэтому использвание генераторов в качестве источников реактивной мощности ограничивается технико-экономическими условиями режима энергосистемы.
Синхронные компенсаторы (СК) предназначены специально для выработки и потребления реактивной мощности. Удельная стоимость (в руб/квар) и удельные потери (в кВт/ /Мвар) в СК значительно больше, чем в СД, так как они целиком приходятся на реактивную мощность, кроме того, добавляются расходы на их эксплуатацию. При большом дефиците реактивной мощности в точке подключения потребителей, когда требуется в некоторых случаях плавное и быстродействующее средство регулирования напряжения, оказывается выгодным ввод СК. При наличии резкопеременной реактивной нагрузки зона применения СК расширяется.
Недостатки СК связаны с его худшими по сравнению с конденсаторами экономическими показателями:
повышенные потери активной мощности;
повышенные удельные капитальные вложения;
большая масса и вибрация, из-за чего необходима установка СК на массивных фундаментах;
необходимость применения водородного и воздушного охлаждения с водяными охладителями;
необходимость постоянного дежурства эксплуатационного персонала на подстанциях с синхронными компенсаторами.
Кроме того, заданную мощность конденсаторов можно дробить для максимального приближения их к потребителям или при необходимости наращивать мощность БК в процессе роста нагрузок, что невозможно для СК.
§ 123. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СРЕДСТВ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Выбор средств, способов компенсации и мощности компенсирующих устройств, распределение их по сетям напряжением до 1000 В и более проводятся на основании технико-экономических расчетов по минимуму приведенных затрат (рис. 12.6).
Приведенные затраты 3 на генерирование реактивной мощности в общем случае определяют по формуле
3=30+3,е+3222. (12.12)
где Q — генерируемая реактивная мощность, Мвар; Зо — постоянная составляющая затрат, не зависящая от генерируемой мощности Q (затраты на отключающую аппаратуру, устройства защиты и т. п.); 31 — удельные затраты на 1 Мвар генерируемой мощности, руб/Мвар; 32 — удельные затраты на 1 Мвар2 генерируемой мощности, руб/Мвар2.
Для синхронных двигателей
3осл=0»
31сд=Со (D iIQh 4- 2Z>2Cnp/Си -У)»
32сд = СоР2/(С2Л9, (12.13)
где Z>i, D2 — постоянные, зависящие от типа двигателя (табл. 12.3); 0цр — реактивная мощность, генерируемая двигателями предварительно, до подключения вновь проектируемой нагрузки;
— номинальная реактивная мощность СД; N — число однотипных двигателей.
Для конденсаторных батарей параллельного включения Зок, Эн, Згх определяют по формулам
Зох=ЕК$+ЕКр\ 31к=ЕКУ + CqPekJ Згх = 0,
(12.14)
где Е — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; Ку — удельная стоимость батареи конденсаторов, руб/Мвар; Кр— стоимость регулирующего устройства, руб.; Со — удельная стоимость потерь электроэнергии, руб/кВт; Ко — стоимость вводного устройства, руб; РБк — удельные потери электроэнергии в конденсаторах, кВт/Мвар.
Для определения оптимальной реактивной мощности сравниваются затраты на выработку реактивной мощности синхронными источниками с затратами на выдачу той же мощности конденсаторами*
а=(31«-3,сд)/232Сд. (12.15)
СД
P,Q
оол ©©
СД СД БК с Г с г ТЭЦ а
Ю( 110/бкв Б*в
Система
я»=0,1350м
/^=0,0010"
t'A V 1
ТЭЦ Qg БК
Рис. 12.6. Схемы подключения источников редактнвной мощности (а) в чя метле -ния для расчета оптимального распределения реактивной мощности (б)
Таким образом, становятся известными оптимальные реактивные нагрузки синхронных машин. Остается найти оптимальную мощность 0бк конденсаторов, которые следует установить дополнительно. Эта величина определяется из баланса реактин-ной мощности в узле:
Таблица 12.3. Коэффпденгы потерь в сжнхроишх двигателях
Номинальное нанряжазие, кВ Частота вращения, об/мин Номинальная мощность КПД, п % А А
активная, кВт реактивная квар
6 3000 630 320 96,17 2,02 3,25
800 408 9633 2,59 3,95
1000 505 96,52 3 4,49
2000 1000 96,96 4,89 6,72
4000 2000 97,57 7,9 11,4
10 3000 630 320 96,53 2,07 3,44
800 408 95,58 2,47 4,46
1000 505 95,79 3,21 3,03
2000 1000 96,48 4,8 7,56
4000 2000 97,19 8,34 12,6
6 1000 1000 511 95,37 5,09 3,99
2000 1010 96,06 8,06 7,53
4000 2000 96,43 14,1 11,8
10 1000 1250 645 94,45 6,77 6,98
2000 1010 95,73 8,39 7,56
4000 2010 96,43 10,6 11,6
6 500 400 209 92,66 3,88 2,97
1000 511 94,89 6,61 5,88
2000 1020 95,95 9,22 8,29
10 500 1250 642 92,86 9,08 8,53
2000 1020 94,76 10 9,36
4000 2039 95,67 16,4 15,4
i
£?бк=Св~ Qh /-i
где <2в — реактивная мощность, поступающая из системы в узел.
Если значение Qek получится отрицательным, следует принять 0бк=О и уменьшить на полученное отрицательное значение переток £?в из системы.
Электрическая сеть промышленного предприятия представляет собой единое целое, а потому правильный выбор средств компенсации возможен лишь при совместном решении задачи о размещении компенсирующих устройств в сетях напряжением до 1000 В и 6...10 кВ с учетом возможностей получения реактивной мощности от местных электростанций и электросистемы.
На промышленных предприятиях основные потребители реактивной мощности присоединяются к сетям до 1000 В. Источниками реактивной мощности здесь являются БК, а недостающая часть покрывается перетоком из сети высшего напряжения— с шин напряжением 6... 10 кВ от СД, БК, генераторов местной электростанции или из сети электросистемы. Источники реактивной мощности напряжением 6... 10 кВ экономичнее, но передача реактивной мощности в сеть до 1000 В может привести к увеличению числа трансформаторов и потерь электроэнергии в сети и трансформаторах.
Поскольку стоимость трансформаторных подстанций на предприятиях очень велика, при выборе средств компенсации решающее значение имеет число устанавливаемых цеховых трансформаторов. Минимальное их число
Н,=РММ (12.16)
где Ргя — суммарная средняя активная мощность, потребляемая в наиболее загруженную смену в сетях напряжением до 1000 В, МВт; РгЛ — нормативный коэффициент загрузки трансформаторов; — номинальная мощность одного трансформатора, МВ’А, выбираемая в зависимости от плотности нагрузки в цехе.
Наибольшая реактивная мощность, которую можно передать со стороны сети напряжением 6... 10 кВ в сеть напряжением до 1000 В без превышения 0ГЯ и увеличения заданного числа трансформаторов,
(12.17)
Для решения задачи оптимизации следует сравнить расчетные затраты вариантов с минимальным числом трансформа
торов No и с числом трансформаторов, увеличенным на один или два.
Если в цехе устанавливаются один-два трансформатора 6... 10/0,4 кВ, то при выборе степени компенсации реактивной мощности в сети напряжением до 100 В число трансформаторов нельзя изменить, учитывая условия электроснабжения, но можно изменить мощность
Реактивная нагрузка QB в сетях напряжением 6... 10 кВ создается приемниками электроэнергии, подключенными к шинам напряжением 6...10 кВ, с нескомпенсированной нагрузкой сети низшего напряжения QBJl и потерями реактивной мощности AQ в сети напряжением 6...10 кВ, главным образом в трансформаторах, в том числе на ГПП.
При выборе компенсирующих устройств, сделав допущение о незначительной длине линий, можно представить все предприятия как узел напряжением 6... 10 кВ, к которому подключены реактивная нагрузка Qt и в общем случае источники реактивной мощности четырех типов: синхронные двигатели напряжением 6... 10 кВ, энергосистема, БК, генераторы ТЭЦ предприятия, если она имеется (см. рис. 12.6, а).
Задача оптимизации реактивной мощности сводится к определению таких значений реактивной мощности каждого источника, при которых суммарные затраты достигают минимума при соблюдении баланса реактивной мощности.
Если по заданию энергоснабжающей организации из системы можно получить 0Э, то должно быть скомпенсировано 0К=1,15(0В—Сэ) синхронными двигателями и конденсаторами. Коэффициент 1,15 учитывает необходимый 15%-ный резерв реактивной мощности на предприятии, для чего требуется увеличить мощность конденсаторов 0К.
Пример 12.1 Выбрать ТП и мощность конденсаторов в сети НН. Выбрать число No и мощность £т.н цеховых трансформаторов, подключенных к шинам напряжением б кВ ГПП, и определить мощность конденсаторов, которые должны быть установлены в сети НН цеха Исходные данные: средняя нагрузка сети НН цеха Рид =8650 кВт; Сад=5000 квар, напряжение сети НН 380 В, площадь цеха F—70000 м2, удельная стоимость конденсаторов 1200 руб/квар, стоимость однотранспортной КТП-1000 700000 руб, потери в конденсаторах Рбк = =0,0045 кВт/квар. Необходимые данные о сети напряжением б кВ и о затратах на компенсацию реактивной мощности в сети ВН взять из рис. 12.6, а.
Решение. По формуле (12.16) число трансформаторов (КТП) 6/0,4 кВ
No=8650/(0,93 1000)=9,3,
где 5ТЛ= 1000 кВ А определено по плотности нагрузки
п=SpjJF= (86502 + 50002)/70 000=0,143 кВ А/м2;
где /?=0,93 — коэффициент загрузки трансформатора для потреби гелей шорой и третьей категорий при отсутствии резервирования по сети НН. При наличии перемычек 0,4 кВ между ТП следует принимать /5=0,7. Полученное число трансформаторов в цехе 9,3 округляем до ближайшего большего целого числа 7Vb=10, а их мощность STJ!—1000 кВ А.
Тогда реактивная мощность
0,93 1000)2 - 85602 =3460 квар.
Проверяем, ие слишком ли низко значение коэффициента мощности в данном цехе при передаче Рм=8650 кВт и Свл=3460 квар:
cos<pIJ=8650/-v/86502 +34602 = 0,93.
Такое значение cos^ вполне достаточно. При значении cospu меньше 0,85 возникают трудности с местным регулированием напряжения на ТП и значительны потери мощности. Поэтому следует повышать мощность батарей конденсаторов напряжением 380 В, чтобы добиться соотношения со5^ц>0,85.
Находим мощность ККУ (?БК напряжением 380 В при осуществлении передачи реактивной мощности через трансформаторы цеха без их перегрузки.
0БК = Сил - бвл = 5000 “ 3460 = 1540 квар.
На каждой из 10 ТП цеха следует предусмотреть стандартную ККУ, ближайшую по мощности к 154 квар. В данном примере целесообразно поставить на каждой ТП ККУ на 150 квар (см. табл. 12.1). Как показывает опыт проектирования, оптимальным оказывается вариант с минимальным числом трансформаторов Nq. Проверку варианта (М)+1) можно выполнить сравнением приведенных затрат на компенсацию реактивной мощности.
Пример 12.2. Рассчитать оптимальную нагрузку источников реактивной мощности напряжением 6... 10 кВ. Для завода (см. рис. 12.6, а, где показана одна секция, так как вторая аналогична) требуется определить оптимальную реактивную нагрузку всех источников напряжением 6 кВ — синхронных двигателей (2 СД по 2500 кВт, 1000 об/мин); мощность конденсаторной батареи, переток реактивной мощности из энергосистемы на ГПП завода.
Суммарная расчетная нагрузка узла (одной секции) Рр=17 МВт; реактивная нагрузка, включая потери в трансформаторах ГПП и цеховых ТП и нескомпен-сированную нагрузку сети НН, £?,=11 Мвар.
Решение. Определяем составляющие затраты Зож, 3]Ж, 3^ для каждого источника, подключенного к секции шин напряжением 6 кВ. В индексах условных обозначений, принятых в формулах затрат, номера источников следующие* для СД 7=1, для ТЭЦ 7=2, для системы 7=3, для БК 7=4.
Для синхронных двигателей (табл. 12.3) бя=1,26 Мвар, 7)]=8,13, D2 = =7,74. Так как двигатели вводятся вновь и не имеют предварительной нагрузки Спр» ТО
Удельная стоимость потерь активной мощности Со (в руб/кВт) по энергообъединениям различна:
Центр, Поволжье, Юг, Кавказ, Урал, Северо-Запад .......... 6850
Средняя Азия, Дальний Восток, Казахстан, Забайкалье ...... 4760
СЭС Сибири ............................................... 3800
В соответствии с выражением (12.13) составляющие затрат для синхронных двигателей:
3oi=O;
/8,13 \
Зц =68501—^+0 1=44000 руб/Мвар;
7,74
321=685°йб’~2=16 700 руб/Мвар2-
Затраты ва ввод новых конденсаторных батарей напряжением 6 кВ находим по формуле (12.14)
/1,05V 314=0,223I-----)
\0,95/
600000 + 6850 • 2,5= 177 500 руб/Мвар.
Здесь принято, что Е=0,223; Ку=600 руб/квар (в формуле Ку =600000 руб/Мвар); Рвк = 2,5 кВт/Мвар; Go=6850 руб/МВт; U^xJU^ 1,05/0,95.
Далее по формуле (12.15) определяем оптимальную реактивную нагрузку синхронных машин, имеющихся на предприятии, т. е. сравнением затрат на реактивную мощность Зц, получаемую от СД, с затратами на реактивную мощность Зн, получаемую от конденсаторной батареи напряжением 6 кВ.
Оптимальная мощность двух СД
Сед=(314-3n)/232i — (177500 —44000)/(2 • 16700)=4 Мвар.
Но максимально допустимая нагрузка двух СД
1,12 2500 0,53 бм=#-----------=2---------------=3,15 Мвар,
0,95
поэтому принимаем оптимальную мощность СД равной ее максимальному значению бм» т. е. бед=3,15 Мвар.
Другим источником реактивной мощности служит энергосистема. Переток бэ из системы задает энергоснабжающая организация. При отсутствии данных о бэ (например, в учебных расчетах, проектах) можно считать, что бэ задается из условия со5фгпп^0,95, т. е. бэ<Л>^Фэ=0,33/>р. В данном примере переток от системы бэ<0,33‘ 17=5,6 Мвар.
Итак, определены оптимальные значения реактивной мощности, получаемой от синхронных двигателей цехов и энергосистемы. Осталось определить оптимальную мощность батареи конденсаторов, которую требуется подключить к каждой секции шин РУ напряжением 10 кВ. Из условия баланса
Сбк=С«—Сел—йгэц—С<яст=И—3,15—0—5,6=2,25 Мвар.
При этом коэффициент мощности данного предприятия составит 0,98.
§ 12.4. РАЗМЕЩЕНИЕ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Рациональное размещение компенсирующих устройств зависит от многих факторов, в частности от соотношения мощностей синхронных и асинхронных двигателей, установленных в сетях высшего и низшего напряжения.
Дополнительным источником реактивной мощности в распределительных сетях служат БК, место которых определяется 270
в результате приведенных расчетов, так как БК можно устанавливать в сетях напряжением 6...10 кВ или 0,4 кВ. При этом следует учитывать, что разукрупнение мощности БК приводит к увеличению удельных затрат на аппаратуру, измерительные приборы, конструкции и пр. Поэтому не рекомендуется применение БК на напряжение 6... 10 кВ единичной мощностью менее 400 квар, если присоединение выполняется через отдельный выключатель. Если же присоединение выполняется через общий выключатель с силовым трансформатором или другим приемником электроэнергии, то единичная мощность БК снижается до 100 квар.
В связи с внедрением в промышленности СД средней мощности 500... 1600 кВт вопрос о размещении дополнительных компенсирующих устройств приобретает важное значение и усложняется.
Максимальная реактивная мощность, которую может генерировать СД,
См=ОмРжсд1ЕФя/»?и> (12.18)
где ам — коэффициент дополнительной перегрузки.
Приняв cos^=0,9; »? = 0,92; ах=1,2, получим
ем=0,7РнСД. (12.19)
При наличии СД в узле нагрузки они должны быть оптимально использованы для повышения коэффициента мощности узла сосредоточенной нагрузки напряжением 6... 10 кВ, расположенной вблизи установки СД.
В ряде случаев мощность СД на крупных металлургических предприятиях составляет около 70% всей его нагрузки. Тогда располагаемый запас генерируемой опережающей реактивной мощности
2м=0,49Рпр, (12.20)
где Рдр — суммарная активная нагрузка предприятия.
Использовать всю реактивную мощность СД для повышения сояф в цехах предприятия нецелесообразно, так как переток ее по ЛЭП напряжением 6... 10 кВ вызовет дополнительную нагрузку на них и может привести к завышению мощности трансформатора, т. е. экономически он не всегда оправдан. Поэтому компенсация реактивной мощности потребителей проводится с широким применением установок БК (см. примеры 12.1, 12.2).
В отдельных случаях необходимо проверять экономичность установки БК сопоставлением приведенных затрат на установку
БК и на потери в СД на генерацию реактивной мощности. Необходимость в установке БК обычно возникает, если реактивная мощность СД недостаточна для компенсации.
§ 12.5. РЕГУЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ
При минимальной нагрузке потребителя мощность конденсаторной батареи должна быть уменьшена, так как поступление избыточной емкостной нагрузки в сеть вызывает повышение напряжения и увеличивает потери электроэнергии. При максимальной нагрузке и недостаточной мощности конденсаторной батарей наблюдаются недокомпенсация реактивной мощности, снижение уровня и качества напряжения и увеличение потерь электроэнергии. Для более экономичной работы компенсирующих устройств применяют автоматическое регулирование мощности конденсаторных батарей и других видов КУ.
Регулирование может осуществляться в зависимости от силы тока нагрузки, времени суток, коэффициента мощности и напряжения. Наибольшее применение получило регулирование по напряжению, применяемое в тех случаях, когда кроме повышения коэффициента мощности требуется поддержать напряжение потребителей на уровне номинального.
Рассмотрим схему автоматического одноступенчатого регулирования мощности конденсаторной установки по уровню напряжения в сети (рис. 12.7). Схему можно использовать в конденсаторных установках напряжением свыше 1000 В, но преимущественно — в сетях напряжением до 1000 В. В последнем случае реле напряжения подключают непосредственно к сети. При понижении напряжения срабатывает реле напряжения 1Н и, замкнув свой контакт в цепи реле времени 1В, с выдержкой времени включает конденсаторную установку. При повышении напряжения срабатывает реле 2Н и реле 2В отключает установку от сети. Для более точной настройки схемы в цепи реле 1Н и 2Н включены добавочные сопротивления ДС. Для отстройки от кратковременных колебаний напряжения выдержки времени реле принимаются равными 2 — 3 мин.
Для ручного управления установкой ключ управления переводится в положение Р. Подача напряжения на соленоид включения СВ привода выключателя осуществляется кнопкой включения КВ, отключение выключателя — кнопкой КО в цепи соленоида отключения СО. Отключение защитой осуществляет промежуточное реле П, которое срабатывает при кратковременном замыкании контакта 3 реле защиты. Замкнув контакты в цепи своей обмотки и в цепи СО, реле П самоудерживается, обеспечивая надежное отключение выключателя, и предотвращает включение 272
Рис. 12.7. Схемы одноступенчатого автоматического регулирования мощности конденсаторной установки:
а — цепи трансформатора напряжения, б - цепи оперативного тока, в — цепи питания реле 1 В и 2 В при регулировании по времени суток
на короткое замыкание, разомкнув контакт П в цепи СВ. Схема возвращается в исходное положение после срабатывания релейной защиты нажатием кнопки КОЗ, в результате чего реле П теряет питание.
Многоступенчатое автоматическое регулирование комплектными конденсаторными установками серии УК-0,38 мощностью от 220 до 540 квар и серии УК-6(10) мощностью от 660 до 1800 квар обеспечивается устройством типа АРКОН.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
1. Каковы технические результаты компенсации реактивной мощности?
2. Как влияет коэффициент мощности на экономичность СЭС?
3. По каким основным причинам невыгодна передача реактивной мощности по электрическим сетям СЭС?
4. Какие дополнительные компенсирующие средства применяются и в чем их преимущества в недостатки?
5. Какие мероприятия проводят для уменьшения потребляемой реактивной мощности?
б. Почему в качестве показателя, характеризующего реактивную мощность, принят коэффициент реактивной мощности и как он использован в шкале скидок и надбавок за электроэнергию9
7. Каковы сравнительные характеристики основных источников реактивной мощности9
8. В чем заключается и в каком порядке выполняется технико-экономическое обоснование выбора средств компенсации реактивной мощности9
9. Назовите особенности распределения КУ в электрических сетях
10 Электроснабжение промышленных предприятий и установок
Глава 13
ЭЛЕМЕНТЫ ТЕХНИКИ ВЫСОКИХ НАПРЯЖЕНИЙ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
§ 13Л. ИСПЫТАНИЕ ИЗОЛЯЦИИ
Использование высоких напряжений в СЭС требует решения комплекса вопросов, касающихся обеспечения безаварийной работы изоляции. Уровень изоляции (напряжение, которое она может выдержать не повреждаясь) в первую очередь определяется номинальным напряжением установки, в которой изоляция будет работать. Но во время эксплуатации вследствие различных внутренних и внешних причин к изоляции могут прикладываться напряжения, значительно превышающие номинальное,— так называемые перенапряжения, которые можно разделить на:
атмосферные перенапряжения, связанные с разрядами молнии в электроустановку;
внутренние перенапряжения, возникающие при различных нормальных или аварийных коммутациях в СЭС или при резком изменении ее режима.
Чтобы изоляция надежно работала при возникновении таких перенапряжений, она должна выдерживать напряжения более высокие, чем номинальное. Эти напряжения называются испытательными напряжениями и определяют электрическую прочность, или уровень изоляции.
ГОСТ 15161—99 устанавливает кратковременные испытательные напряжения промышленной частоты.
Некоторые элктроусгановки (например, кабельные сети с номинальным напряжением не более 20 кВ) полностью ограждены от воздействия атмосферных перенапряжений и поэтому электрооборудование в этих случаях может иметь облегченную изоляцию.
В процессе эксплуатации первоначальные диэлектрические свойства изоляции постепенно ухудшаются под влиянием внешних воздействий. Многие изоляционные конструкции работают при повышенных температурах, подвергаются механическим воздействиям (например, при коротком замыкании), увлажнению, загрязнению. Все эти факторы способствуют ускорению процесса старения изоляции, во время которого в изоляции могут раз-274
виваться различные дефекты, снижающие ее электрическую прочность. В результате она может уменьшиться настолько, что изоляция будет пробита под действием перенапряжений или даже нормального напряжения установки.
Для своевременного обнаружения развивающихся дефектов в изоляции разработана система профилактических испытаний в соответствии с [9].
Высоковольтное электрооборудование испытывают повышенным напряжением переменного тока 50 Гц в течение 1 мин, при вводе в эксплуатацию и периодически при капитальных
ремонтах.
Изоляцию кабельных линий испытывают повышенным напряжением постоянного тока в течение 5 мин.
Источниками испытательного напряжения промышленной частоты служат высоковольтные испытательные трансформаторы напряжением 100... 1000 кВ. Для получения напряжения выше 1000 кВ применяется каскадное включение трансформаторов. Наибольшее применение нашли масляные испытательные трансформаторы.
Для испытания электрооборудования и кабелей напряжением 10 кВ применяются передвижные испытательные установки, монтируемые на автомашинах. Установка, собранная по схеме, показанной на рис. 13.1, позволяет испытывать выпрямленным током изоляцию кабельных линий и переменным током оборудование РУ.
До и после испытания изоляции повышенным напряжением рекомендуется проводить осмотр испытуемого объекта и измерение сопротивления изоляции мегомметром.
Рис. 13.1. Принципиальная схема установки для испытания кабельных линии и оборудования:
РП — рубильник питания, БК—блок-контакт дверной; П — предохранители, ПП — переключатель питания, РТр — регулировочный трансформатор; МП — waxzzr-иый пускатель, КУ— кнопка управления МП; РТ—токовое реле. ВН—вольтметр напряжения; TH — трансформатор накала, КЛ — кенотронная лампа; ИТр — испытательный трансформатор, ШР1 я ШР2 — шунтирующие рубильники; РЗ — рубильник заземления; 33 и 30 — зажимы для подключения земли и объекта, Р — резистор
Для изоляции каждого вида характерны определенные дефекты, которые можно разделить на сосредоточенные и распределенные.
Сосредоточенные дефекты возникают в относительно небольшой части всего объема диэлектрика, например трещина фарфора под шапкой подвесного изолятора, которая образуется от механических нагрузок. Такая трещина снижает механическую прочность и резко уменьшает пробивное напряжение изолятора.
Примером распределительного дефекта может служить увлажнение наружных слоев многослойной изоляции, которое происходит в результате впитывания влаги из окружающей среды.
Наиболее распространенный способ обнаружения общего ухудшения состояния диэлектрика — измерение tg<5 (тангенса угла диэлектрических потерь). Старение и увлажнение изоляции приводят к росту диэлектрических потерь и может быть обнаружено измерением tg<5 высоковольтным мостом. Но этот метод не обнаруживает многих сосредоточенных дефектов. В изоляции может произойти частичный пробой диэлектрика, в месте которого, как это часто бывает, образовывается проводящий канал за счет обугливания изоляции. Такой дефект приводит к сильному снижению пробивной прочности и может быть обнаружен приложением повышенного испытательного напряжения.
§ 13.2. ЗАЩИТА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
Перенапряжением называется кратковременное повышение напряжения до величины, опасной для изоляции электрооборудования. Перенапряжения возникают вследствие электромагнитных колебательных процессов, вызванных изменением режима работы электрических цепей и при разрядах молнии на землю. Главную опасность в электрических установках напряжением 1...220 кВ представляют возникшие при грозовых разрядах атмосферные перенапряжения.
Процесс атмосферного перенапряжения упрощению можно представить следующим образом. Из рис. 13.2 видно, что нижняя часть грозового облака (обычно заряженная отрицательно) и земля образуют своего рода конденсатор с обкладками облако — земля. По мере накопления отрицательных зарядов облака и положительных зарядов земли растет напряженность электрического поля между ними. И когда напряженность в каком-нибудь месте достигает критического значения 25 ..30 кВ/см, воздух ионизируется и начинается развитие разряда с облака на землю.
Рис. 13.2. Развитие разряда молнии
Перед моментом разряда в проводах линии электропередачи возникает электрический ток, обусловленный притягиванием положительных зарядов с дальних участков линии к месту расположения облака. Как только произойдет разряд молнии вблизи линии и исчезнет электрическое поле, вследствие нейтрализации зарядов облака и земли, накопившиеся на линии заряды больше не удерживаются электрическим полем и начинают растекаться к обоим концам линии. Так возника
ют две электромагнитные волны индуктированного перенапряжения, движущиеся по линии в противоположных направлениях со скоростью света.
Прямой удар молнии в линию электропередачи при этом не обязателен. Но если он происходит, то также приводит к образованию двух волн перенапряжения, идущих вдоль линии в противоположные стороны. В этом случае перенапряжение особенно велико и амплитуда силы тока молнии 1М достигает в среднем 25 кА, а в 1% случаев — 200 кА.
Между проводами и землей создается напряжение (в кВ)
17= 100/м.
(13.1)
Если это напряжение превышает электрическую прочность изоляции в какой-либо точке пинии или на подстанции, то происходит перекрытие изоляции, ее пробой и короткое замыкание.
В электрических установках защита от прямых ударов на подстанциях осуществляется вертикальными стержневыми молниеотводами, а защита линии — горизонтальными молниеотводами. Вертикальный стержневой молниеотвод представляет собой высокий столб с проложенным вдоль него стальным проводом, соединенным с заземлителем. Горизонтальный молниеотвод представляет собой провод, расположенный над фазными проводами пинии на тех же опорах. Чем выше над защищаемым объектом расположен молниеотвод, тем больше его защитная зона, в которой молниеотвод как бы перехватывает молнию и отводит ее в землю.
Защищаемая вертикальным молниеотводом зона представля ется в виде конуса с радиусом гх на высоте hx (рис. 13.3). Значение гх определяют по формуле
(13.2)
где ha—h~hx — превышение высоты молниеотвода над защищаемым объектом; р — коэффициент, равный единице при А <30 м
и 5,5/lVA при А >30 м. Для защиты объектов, занимающих
большую площадь (например, открытых подстанций), применяют два или четыре вертикальных молниеотвода. Защитная зона группы из двух и особенно из четырех молниеотводов значительно больше, чем зона двух или четырех одиночных молниеотводов. Необходимое условие защищенности всей площади четырьмя молниеотводами следующее:
Л=9Ав,
(13.3)
где D — расстояние между молниеотводами по диагонали.
Тросовые молниеотводы защищают линию на всей протяженности тросов. Расстояние гх от вертикальной плоскости подвески провода до границы зоны защиты рассчитывается по формуле
(13.4)
Высота подвески тросов над проводами выбирается таким образом, чтобы провода всех трех фаз линии входили в зону защиты молниеотвода. Достаточно надежная защита обеспечивается в том случае, если угол а, называемый углом защиты, не превышает 30°. Подробнее вопросы защиты от перенапряжений изложены в специальном курсе.
Для отвода токов разряда молнии в землю молниеотводы присоединяются к заземляющему устройству (заземлителю) на подстанции и на каждой опоре линии. Заземлители выполняют из стальных труб, прутков или уголков, вбиваемых в землю. Сопротивление заземлителя опор линий электропередачи должно быть не более
Молниеотвод
Защищаемь'й
объект
"" ............ 30 Ом, сопротивление заземля-
Рис. 13.3. Защитная зона молние- ющего устройства подстан-
отвода
ции — не более 0,5 Ом.
Молниезащита зданий, закрытых подстанций, РУ от цря мых ударов молнии выполняется заземлением железобетонных несущих конструкций кровли или металлического покрытия кро вли. При отсутствии металлических покрытий на крыше эдапнн устанавливаются стержневые молниеотводы. Открытые РУ и подстанции защищают стержневыми молниеотводами, у стана в ливаемыми на опорах РУ. Подходы воздушных линий напряжс нием 35 кВ защищают тросовыми молниеотводами на протяженности линии 1...4 км, а линии напряжением НО кВ и выше защищаются тросами по всей длине. Требования к молниезащите и ее конструкции приведены в ПУЭ.
Однако и при наличии молниезащиты ВЛ и подстанций возникают атмосферные перенапряжения при разрядах молнии вблизи подстанций и линий. Поэтому в комплекс грозозащиты ВЛ, подстанций и РУ входит следующее:
установка на линиях, не защищенных тросами по всей длине, трубчатых разрядников;
установка в РУ вентильных разрядников;
применение на изоляторах защитных промежутков.
Разряд ники настраиваются так, чтобы происходил пробой их разрядных промежутков при возникновении перенапряжения: в установках напряжением до 35 кВ — до 91/н, в установках напряжением 35 кВ — до 4L7H, в установках напряжением ПО кВ и выше — до (2.4...2)С7Я. В результате пробоя происходит отвод импульса напряжения в землю, после чего дуга в разряднике погаснет при переходе тока через нулевое значение.
В пожаро- и взрывоопасных электроустановках возникает повышенное напряжение еще одного вида, с которым необходимо считаться и принимать меры противодействия. При наполнении резервуаров и сливных операциях возможно образование зарядов статического электричества. В результате трения происходит электризация потока сжатого воздуха, ременных передач и т. д. Заряды статического электричества резко увеличиваются при наличии примесей воды, пыли или грязи в потоке жидкости, газа.
Основной мерой защиты от возникновения искр при разряде статического электричества служит заземление резервуаров, тру бопроводов, сливо-наливных устройств. Кроме того, запрещав! ся сливать жидкость свободно падающей струей и примени и« ременные передачи в пожароопасных помещениях.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
1. Для чего проводят испытание электрооборудования и кабелей повышенным напряжением?
2. Как осуществляется защита линий и подстанций от атмосферных перенапряжений?
Глава 14
ЗАЩИТНЫЕ МЕРЫ ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ
§ 14.1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Эксплуатация электроустановок представляет опасность для жизни людей. Это вызывает необходимость соблюдения правил техники безопасности, тем более что опасность поражения электрическим током усугубляется еще и тем, что в токоведущих частях оборудования нет каких-либо внешних признаков, предупреждающих человека.
Значительное число несчастных случаев происходит в результате прикосновения человека к частям установки, которые в рабочем или аварийном режиме в результате нарушения изоляции оказались под напряжением.
Тяжесть поражения человека электрическим током зависит от ряда факторов: силы тока и длительности его воздействия; пути прохождения тока в теле человека; состояния окружающей среды; электрического сопротивления тела человека; частоты тока и др.
Сила тока, протекающего через тело человека, является главным фактором, от которого зависит тяжесть поражения. Человек начинает ощущать протекающий через него ток промышленной частоты 50 Гц со значений 0,6... 1,5 мА (пороговый ощутимый ток). Ток 10...15 мА вызывает сильные и болезненные судороги мышц, которые 50% людей преодолеть не в состоянии (пороговый неотпускающий ток). Ток около 50 мА распространяет свое действие на мышцы грудной клетки и нарушает дыхание, а ток 100 мА, воздействуя на сердце, приводит к его фибрилляции, т. е. к быстрым хаотическим сокращениям сердечной мышцы, при которой сердце перестает работать как насос.
Длительность протекания тока через человека также влияет на исход поражения, так как с течением времени падает сопротивление кожи человека. При уменьшении длительности воздействия токов их поражающее действие снижается. Так, предельно допустимые уровни силы тока, проходящего через тело человека, при продолжительности воздействия до 1с соответствуют отпускающим и неболевым токам.
Продолжительность воздействия тока, с...................... 1 0,7 0,5 0,2 0,1 0,01.-.0,08
Допустимый ток, мА, при напряжении 1 кВ ................... 50 70 100 250 500 650
Существенно влияет на тяжесть поражения путь прохождения тока через тело человека (рис. 14.1). Наиболее опасными являются случаи, когда путь тока проходит через голову (голова — рука, голова — нога), а также через грудную клетку (рука — рука, рука — нога).
Электрическое сопротивление тела человека определяется сопротивлением наружных слоев кожи и сопротивлением внутренних органов. Кожа в сухом и неповрежденном виде обладает значительным сопротивлением, а сопротивление внутренних органов обычно составляет 300..500 Ом. При увлажнении и загрязнении кожи ее сопротивление снижается. В расчетах электрическое сопротивление тела человека принимается равным 1000 Ом.
Сила тока /„ проходящего через какой-либо участок тела человека, зависит от приложенного напряжения (напряжение прикосновения) и электрического сопротивления тела человека Д
Д=С4р/Л. (14.1)
Окружающая среда усиливает или ослабляет опасность поражения током. На электрический ток, проходящий через человека, оказывают влияние: состояние поверхности контакта человека с токоведущими частями оборудования; наличие заземленных металлических полов и конструкций, токопроводящей пыли; повышенная влажность помещений.
ПУЭ, в зависимости от опасности поражения человека электрическим током, следующим образом подразделяют помещения, в которых размещается электрооборудование:
1. Помещения без повышенной опасности — сухие, нежаркие с нетокопроводящими полами без металлоконструкций, без токопроводящей пыли, например жилые, административные и другие общественные здания с деревянными, линолеумными и тому подобными полами.
2. Помещения повышенной опасности — влажные (при относительной влажности выше 75%), жаркие (30 °C и выше), с токопроводящими полами (железобетонными, металлическими, земляными и т. д.), помещения, в которых имеется опасность одновременного прикосновения к металлическим конструкциям, трубопроводам, станкам и металлическим корпусам электрооборудования.
3. Помещения особо опасные — особо сырые помещения, в которых полы, стены и потолок покрыты влагой (например, 282
Рис. 14.1. Пути прохождения тока через тело человека:
1 — рука — рука, 2 — правая рука— ноги; 3—левая рука—ноги; 4 — правая рука — правая нога; 5 — правая рука — левая нога; 6 — левая руха — левая нога; 7 — левая рука — правая нога; в — обе руки — обе вот; 9 — нога — нога; 10 — голова — руки; 11 — голова — ноги; 12 — голова — правая рука; 13 — голова — левая рука; 14 — голова — правая нога, 15 — голова — левая нога
пропарочные камеры), где влажность воздуха близка к 100%, помещения с химически опасной средой, воздействующей на изоляцию.
Для каждой установки, работающей в тех или иных условиях помещения, регламентируется определенный комплекс защитных мероприятий, позволяющих свести к минимуму вероятность электротравматизма.
Заземляющие средства представляют собой электротехнические устройства, предназначенные для создания надежных малоомных заземлений определенных частей электрических машин, аппаратов, токопроводов и молниеотводов с целью обеспечения принятых режимов работы электроустановок, защиты персонала от поражения электрическим током, выполнения грозозащиты и защиты от перенапряжений. Соответственно подразделяют заземление на рабочее, защитное и грозозащитное.
Рабочим называют заземление, определяющее режим работы установки в нормальной эксплуатации.
К рабочему заземлению относят заземления нейтралей силовых трансформаторов, генераторов, реакторов поперечной компенсации на длинных ЛЭП, измерительных трансформаторов напряжения, систем с использованием земли в качестве рабочего провода (электрифицированный транспорт) и др.
Защитным заземлением называют преднамеренное соединение с землей металлических частей электрической установки, нормально не находящейся под напряжением, благодаря которому ток через тело человека при прикосновении к корпусу с поврежденной изоляцией снижается до такого значения, которое не угрожает его жизни и здоровью.
Грозозащитное заземление необходимо для обеспечения эффективной грозозащиты от перенапряжений электроустановок. К грозозащитному заземлению относят заземления стержневых и тросовых молниеотводов металлических крыш зданий и сооружений, металлических и железобетонных опор ЛЭП, заземление разрядников.
Как правило, для выполнения заземления всех типов используют одно заземляющее устройство.
При рассмотрении вопросов, связанных с электробезопасностью, и при расчетах заземления используют основные термины, предусмотренные ПУЭ.
Заземлителем называют металлические проводники, находящиеся в непосредственном соприкосновении с землей. Заземляющим устройством называют совокупность заземлителя и заземляющих проводников. Заземлением какого-либо участка установки называют преднамеренное электрическое соединение ее с заземляющим устройством.
Сопротивлением заземляющего устройства называют сумму сопротивлений заземлителя и заземляющих проводников. Сопротивление на участке растекания зарядов называют сопротивлением растекания. Сопротивление растекания заземлителя, если не учитывать малое сопротивление заземляющих проводов,
Д = ВД, (14.2)
где 17а — напряжение на заземлителе относительно земли (точки, отстоящей на 20 м; это напряжение часто называют напряжением прикосновения); Д — ток в заземлителе.
Под Д понимают не сопротивление между заземлителем и почвой (оно незначительно), а в основном сопротивление почвы между заземлителем и поверхностью нулевого потенциала.
Замыканием на землю называют случайное соединение находящихся под напряжением частей электроустановки с конструктивными частями, не изолированными от земли.
Током замыкания на землю Д называют ток, возникающий в земле в месте замыкания.
Электроустановками с большими токами замыкания на землю называют электроустановки напряжением выше 1000 В, в которых однофазный ток замыкания на землю превышает 500 А. 284
Электроустановками с малыми токами замыкания на землю называют электроустановки напряжением выше 1000 В, в которых однофазный ток замыкания на землю меньше 500 А.
Глухозаземленной нейтралью называют нейтраль трансформатора или генератора, присоединенную к заземляющему устройству, непосредственно или через малое сопротивление (трансформаторы тока, индуктивные катушки).
Изолированной нейтралью называют нейтраль, не присоединенную к заземляющему устройству или присоединенную через аппараты, компенсирующие емкостный ток в цепи, трансформаторы напряжения и другие аппараты, имеющие большое сопротивление. ПУЭ запрещает применение заземления корпусов элктрооборудования без металлической связи с заземленной нейтралью трансформатора.
В одной и той же сети применение средств заземления с глухозаземленной нейтралью и изолированной нейтралью правилами ПУЭ запрещается. Это указание ПУЭ иллюстрируется рис. 14.2, где показано правильное и неправильное применение заземляющего металлического устройства.
Неправильность происходит из-за того, что не обеспечивается безопасность людей, поскольку при замыкании на корпус через два последовательных заземления сила тока однофазного короткого замыкания может оказаться недостаточной для срабатывания защиты (в нашем случае плавкого предохранителя).
Например, при фазном напряжении 17$=220 В; Я3=6 Ом и сопротивлении нейтрали RN= 4 Ом, напряжении касания к кор-
пусу заземленной установки U*=» т- е- ^2 В, а напряжение на нейтрали (7N=88 В — опасное для обслуживающего персона
а б
Ряс. 14 2. Схемы заземления в электроустановках напряжением до ПХК1II • » ъ хозаземленной нейтралью:
а — присоединение к нулевому проводу сети (правильно), б — применение меми<ч<> ш*. • дяющего устройства (неправильно)
_ l/ф 220
ла, а 13=----=----=22 А может оказаться недостаточным для
Л, + Rff 6 4-4
срабатывания защиты.
Напряжением прикосновения называют напряжение, возникающее между двумя точками К и М (L — расстояние между точками) (рис. 14.3) в цепи тока заземления на землю, которых может коснуться одновременно человек. Для электроустановки (см. рис. 14.3) напряжение прикосновения
(14.3)
где <рм — потенциал в точках КъМ.
Это напряжение равно 220— 0 =220 В.
Шаговое напряжение представляет разность потенциалов, под которой могут оказаться ноги человека, расставленные на расстоянии шага, равного 0,8 м на поверхности с разными потенциалами.
Для электроустановки, показанной на рис. 14.4, шаговое напряжение
(14.4)
где tpg, tpe — потенциал в точках опоры ног человека.
Шаговое напряжение зависит от напряжения конкретной ЛЭП. По кривой можно судить о максимуме потенциала в точке М и минимуму на расстоянии L от опоры в точке К.
При падении человека напряжение прикосновения может возрасти до
(14.5)
Рис. 14.3. Напряжение прикосновения
286
где <рп — потенциал в точке опоры человека при падении.
В соответствии с масштабом рис. 14.4 это приведет к увеличению напряжения прикосновения примерно в четыре раза (по сравнению с I7ge). Такое явление может произойти на поверхности прилегающей к опорам высоковольтных ЛЭП, ТП или иных установок в случае порчи средств защиты.
Значение шагового напряжения иш в общем случае
где х — расстояние от заземлителя; р — удельное сопротивление грунта.
На расстоянии от заземлителя х, большем, чем длина шага Z, шаговое напряжение убывает пропорционально квадрату расстояния:
ит=
pJiL 2п х2
(14-7)
Шаговое напряжение достигает максимального значения на границе радиуса эквивалентной полусферы заземлителя (рис. 14.5)
Z =?£3__L_ “ л Л (Л+20
(где D — диаметр полусферы) и убывает практически до нуля на расстоянии 20 м от заземлителя.
Для обеспечения безопасности обслуживания и по условиям работы электрооборудования в сетях до 1000 В создают заземляющие устройства, состоящие из заземлителей и проводников, соединяющих заземлители с корпусами электрооборудования.
При возникновении однофазных замыканий на корпус заземляющие устройства снижают напряжение на корпусах заземленного электрооборудования до безопасного значения, обеспечивая безопасность обслуживающего персонала. В зависимости от режима работы нейтрали трансформаторов или генераторов в сети создаются различные условия при возникновении однофазных замыкании на землю.
Вследствие указанного к заземляющим устройствам в сетях с глухозаземленной и изолированной нейтралями предъявляют различные требования.
При растекании зарядов в грунте по радиальным направлениям (см. рис. 14.5) создается электрическое поле, напряженность Е которого изменяется по закону, близкому к гиперболическому (рис. 14.6). Для упрощения считаем заземлитель полусферическим.
При равномерном распределении тока в грунте вокруг заземлителя через все концентрические полусферы направлен ток замыкания на землю, плотность 8 которого убывает по мере увеличения диаметра полусферы. На некотором расстоянии х от заземлителя
lux2
(14.9)
По известной плотности тока определяют напряженность Е электрического поля в зоне растекания зарядов:
Е=р6=-\, (14.10)
где р — удельное сопротивление грунта, Ом м.
Падение напряжения L7, обусловленное током Д в сопротивлении грунта между электродом и произвольной точкой внутри земли на расстоянии х от заземлителя, определяют по разности потенциалов между этими точками:
U=
DP.
Ph Fdx=— 2я
2 1\
D х/
(14-11)
где D — диаметр заземлителя, м.
При расстояниях, значительно больших D, можно пренебречь вторым членом, тогда
Рис. 14 5. Схема растекания тока замыкания Д с полусферического заземлителя
Рис. 14.6. Изменение напряженности Е электрического поля при растекании тока
и=—£=Л1л, (14.12)
nD
D P
где jR3=----сопротивление заземлителя.
nD
Эти сопротивления будут различными для заземлителей с различной геометрией. Они приводятся в справочной литературе.
Режим нейтрали. В электрических системах применяют два основных режима работы нейтралей: заземленную и изолированную.
Вид выполнения связи нейтралей машин и трансформаторов с землей определяет в значительной степени уровень электроизоляции электроустановок и от этого зависит выбор коммутационной аппаратуры, значения допустимых перенапряжений и способы их ограничения, значения токов при однофазных коротких замыканиях на землю, условия работы релейной защиты, электробезопасности и т. д.
К установкам с напряжением выше 1000 В с большими токами замыкания на землю относят электротехнические установки с нейтралями, присоединенными к заземляющим устройствам непосредственно через малое сопротивление (трансформаторы тока и другие аппараты, имеющие малые сопротивления), т. е. установки с глухозаземленной нейтралью. В этих установках любое замыкание на землю является коротким замыканием и сопровождается большим током. Применение глухого заземления нейтрали стабилизирует напряжение фаз по отношению к земле.
При глухом заземлении нейтрали ток однофазного короткого замыкания может достигать нескольких десятков килоампер. Для ограничения размеров повреждений в этом случае требуется возможно быстрое отключение поврежденного участка. При глухозаземленных нейтралях части электроустановок, находящихся под напряжением, непосредственно соединены с землей, это может способствовать появлению значительных шаговых напряжений.
К электрическим установкам с малыми токами замыкания на землю относят установки с нейтралями, присоединенными к заземляющим устройствам через большое сопротивление (компенсирующие емкости, трансформаторы напряжения и другие аппараты, имеющие большое сопротивление). В этих установках замыкание одной из фаз на землю не является коротким замыканием
В установках с изолированной нейтралью при замыкании одной фазы на землю линейные напряжения остаются неизмен-
ними и электроснабжение не прерывается. Возникшее замыкание можно не отлючать в течение двух часов (за это время отыскивают и устраняют повреждение).
В Российской Федерации при выборе схем электроснабжения вопрос о режиме нейтрали решают следующим образом: электрические сети с напряжением 3...35 кВ работают с малыми токами замыкания на землю (имеют изолированную нейтраль); электрические сети с напряжением НО кВ и выше работают с большими токами замыкания на землю (имеют глухозаземлен-ные нейтрали).
Такие решения объясняются тем, что при изолированной нейтрали, во-первых, отсутствуют затраты на заземляющие устройства, во-вторых, сохраняется возможность работы поврежденной линии в течение времени, достаточного для отыскания повреждения, его устранения или включения резерва при больших токах замыкания на землю. При наличии глухозаземлениой нейтрали, во-первых, увеличение стоимости заземляющих устройств мало сказывается, так как установок на НО кВ и выше мало (по сравнению с установками, работающими на 3 — 35 кВ), во-вторых, стоимость изоляции в установках 110 кВ и выше при глухозаземлениой нейтрали значительно снижается.
Надежность работы сетей с глухим заземлением нейтралей возрастает, так как поврежденный участок немедленно отключается вследствие того, что большинство замыканий после отключения самоустраняется. В этих сетях оказывается особенно полезно применение автоматических повторных включений.
В районах Западной Сибири, местах вечной мерзлоты и в районах со скальными грунтами сети при напряжениях ПО кВ и выше выполняют без глухого заземления нейтрали в связи с высокими удельными сопротивлениями грунта и трудностями осуществления заземляющих устройств.
Электроустановки с напряжением до 1000 В работают как с глухозаземлениой, так и с изолированной нейтралью. При выборе режима работы нейтрали руководствуются соображениями экономики, надежности электроснабжения и электробезопасности.
По экономичности системы с заземленной нейтралью дороже, так как требуют дополнительного трансформатора и реле. Кроме того, всякое замыкание на землю в такой системе вызывает немедленное отключение ее и ущерб от простоя. Системы с изолированной нейтралью не требуют установки дополнительного трансформатора тока и реле, поэтому они дешевле. Кроме того, при замыкании на землю такая система питания не отключается и может работать часами до отыскания и исправления повреждения.
По надежности электроснабжения в системах с заземленной нейтралью всякое замыкание на землю является коротким замыканием и влечет за собой отключение соответствующего элемента или установки системы электроснабжения; в установках же с изолированной нейтралью требование немедленного отключения участка с замыканием на землю отсутствует. Однако для отыскания места замыкания на землю приходится кратковременно отключать многие элементы, прерывая электроснабжение.
Электробезопасность человека при изолированной нейтрали выше, чем при заземленной нейтрали (действительно, при изолированной нейтрали человек может оказаться под частью фазного напряжения, а при заземленной нейтрали, когда, например, одна из фаз в момент прикосновения имела замыкание на землю,— под линейным напряжением).
В соответствии с ПУЭ вопрос выбора режима нейтрали в электроустановках с напряжением до 1000 В решают следующим образом:
в наиболее распространенных четырехпроводных сетях с напряжением до 380 В, общих для силовых и осветительных приемников, нейтраль и нейтральный провод обязательно заземляют;
в электроустановках с напряжением 500 и 660 В нейтраль, как правило, изолируют, что в значительной степени связано с малым значением токов однофазного короткого замыкания и с электробезопасностью. Следовательно, в установках до 1000 В допустимы обе системы — с изолированной и заземленной нейтралью. Электроустановки с изолированной нейтралью применяют при повышенных требованиях безопасности.
§ 14.2. СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ БЕЗОПАСНОСТЬ ОБСЛУЖИВАНИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
Персонал, обслуживающий электроустановки, должен быть снабжен всеми необходимыми электрозащитными средствами, обеспечивающими безопасность обслуживания этих электроустановок. Они служат для защиты людей от поражения электрическим током, от воздействия электрической дуги и электромагнитного поля. По характеру применения средства защиты подразделяют на две категории: средства коллективной защиты и средства индивидуальной защиты (ГОСТ 12.4.011—89).
Электрозащитные средства ПТБ подразделяют также на основные и дополнительные. Основными называют такие защитные средства, изоляция которых надежно выдерживает рабочее напряжение установки. С их помощью можно касаться токоведущих частей, находящихся под напряжением. Дополнительные
защитные средства сами по себе не могут при определенном напряжении предохранять от поражения током. Они усиливают действие основного защитного средства и обепечивают защиту от напряжения прикосновения, шагового, а также от ожогов электрической дугой. Основные защитные средства применяют совместно с дополнительными.
К основным изолирующим защитным средствам при обслуживании электроустановок напряжением выше 1000 В относят:
оперативные и измерительные штанги;
изолирующие и токоизмерительные клещи;
указатели напряжения;
изолирующие устройства и приспособления для ремонтных работ,' как, например, изолирующие лестницы, изолирующие площадки, изолирующие тяги, непосредственно соприкасающиеся с проводом щитовые габаритники, захваты для переноски гирлянд, изолирующие штанги для укрепления зажимов и для установки габаритников, изолирующие звенья телескопических вышек.
Основные защитные средства изготовляют из изоляционных материалов с достаточно устойчивыми диэлектрическими характеристиками (фарфор, бакелит, эбонит, гетинакс, древеснослоистые пластики, пластические материалы и т. п.). Можно применять дерево, проваренное в льняном или других высыхающих маслах. Применение парафина или других аналогичных веществ для пропитки дерева запрещается.
Материалы, поглощающие влагу (бакелит, дерево и пр.), должны быть покрыты влагостойким лаком и иметь гладкую поверхность без трещин, отслоений и царапин. В электроустановках до 15 кВ разрешается применение штанг с фарфоровыми изоляторами в качестве изолирующей части и с удлинителями из сухого дерева и других изоляционных материалов.
К дополнительным защитным изолирующим средствам, применяемым в электроустановках напряжением выше 1000 В, относят:
диэлектрические перчатки;
диэлектрические боты;
диэлектрические резиновые коврики;
изолирующие подставки, переносные заземления, оградительные устройства, плакаты и знаки безопасности.
К основным защитным изолирующим средствам, используемым в электроустановках напряжением до 1000 В, относят:
диэлектрические перчатки;
инструмент с изолированными рукоятками; изолирующие клещи, указатели напряжения, изолирующие штанги.
Для проверки наличия напряжения в сети или электроустановках применяют специальные указатели напряжения, работающие 292
по принципу протекания активного тока. Для проверки ман|.‘Ярения в электроустановках напряжением до 500 В переменною юка применяют специальные указатели напряжения ТИ-2, УИП-10, ИН-92 и др.
§ 143. ЗАЩИТНОЕ ЗАЗЕМЛЕНИЕ, СПОСОБЫ ЕГО ВЫПОЛНЕНИЯ
Многие части электроустановок, не находящиеся под напряжением (корпуса электрических машин, кожухи трансформаторов; осветительная арматура; приводы и кожухи электрических аппаратов; вторичные обмотки измерительных трансформаторов; каркасы распределительных шкафов и щитов управления; металлические конструкции подстанций; металлические оболочки кабелей и кабельные муфты; стальные трубы электропроводок и т. п.) могут во время аварии оказаться под напряжением, что вызывает опасность поражения электрическим током обслуживающего персонала при прикосновении к ним. Обеспечить безопасность прикосновения к таким частям должно защитное заземление.
Заземление снижает потенциал по отношению к земле металлических частей электроустановки, оказавшихся под напряжением при аварии, до безопасного значения.
Защитные действия заземления состоят в уменьшении тока, возникающего в теле человека при соприкосновении с корпусом машины (рис. 14.7, а), оказавшимся под напряжением. Человек включается в электрическую цепь параллельно заземлению; чем больше сопротивление человека гк по сравнению с сопротивлением заземления, тем меньше ток в теле человека Д.
Сопротивление заземляющих устройств для электроустановок при различных напряжениях должно приниматься в соответствии с нормами ПУЭ.
Защитное заземление выполняется различно в зависимости от системы электроснабжающей сети и напряжения электроустановки. В электроустановках напряжением до 1000 В с глухозаземлен-ной нейтралью трансформаторов (или генераторов) защитное заземление выполняют присоединением заземляемых частей установки к заземленному нейтральному проводу электросети. В этом случае при повреждении изоляции и переходе напряжения на металлические части установки создается короткое замыкание одной фазы трансформатора (или генератора) через нейтраль (рис. 14.7, б). В результате повреждения часть электроустановки немедленно автоматически отключается (перегорает плавкая вставка предохранителя или отключается автомат).
Нейтраль заземляют у источника питания (присоединяя ее к заземлению нейтрали трансформатора) и, кроме того, делают
Рис. 14.7. Устройство заземления в трехфазной установке: а — с изолированной нейтралью, б — с глухозаземленной нейтралью
повторное замыкание, в том числе на концах линий или ответвлений, питающих электроустановки.
В электроустановках напряжением до 1000 В с изолированной нейтралью трансформаторов (или генераторов), а также во всех установках напряжением выше 1000 В, защитное заземление выполняется путем сооружения местного заземляющего устройства с малым сопротивлением, к которому присоединяют заземляемые части установки (см. рис. 14.7, а). Действие такого заземления состоит в том, что оно снижает до безопасного значения напряжение относительно земли, появляющееся на металлических частях установки при повреждении изоляции Rm.
Значение сопротивления местного заземляющего устройства нормируется ПУЭ.
Для заземляющих устройств следует по возможности использовать естественные заземлители: водопроводные и другие металлические трубы, проложенные в земле без изоляции (кроме трубопроводов с горючими веществами), имеющие металлические конструкции зданий и сооружений, а также имеющие соединения с землей, шпунты, свинцовые оболочки проложенных в земле кабелей и т. п.
Искусственные заземлители, как правило, выполняют из вертикально забитых в грунт стальных стержней, соединяемых между собой стальными полосами; полосы прокладывают в земле на глубине не менее 0,5 м и приваривают к верхним концам стержней.
Каждый заземляющий элемент установки следует присоединять к заземлителю или заземляющим проводникам при помощи 294
отдельного ответвления. Заземляемые элементы нельзя включать последовательно в заземляющий провод (рис. 14.8). Присоединение заземляющих проводников к электрооборудованию выполняют при помощи болтов или сварки.
Заземляющие устройства начинают действовать только при пов
ет
б
Рис. 14.8. Схема присоединения заземляющих проводов к магистрали заземления: а — правильно, б — неправильно
рождениях изоляции электроустановок. Так, в трехфазной системе с изолированной нейтралью при пробое изоляции фазы А на корпус электродвигателя (см. рис. 14.7, а)
протекает ток Д через заземлитель, землю и далее через повреж-
денную изоляцию к двум другим фазам В и С. Возникший в заземлителе ток обусловливает в земле падение напряжения,
в результате чего человек, прикоснувшийся к корпусу маши-
ны, окажется под напряжением, действующим между корпусом и той частью земной поверхности, где он находится в данный
момент.
Заземление передвижных механизмов, электроинструментов, понижающих трансформаторов и сварочных аппаратов, работающих на напряжении до 1 00 В в сетях с глухозаземленной нейтралью.
Рассматриваемая группа электроприемников получает питание от питающих пунктов (щит или силовой шкаф). Заземление
Рис. 14.9. Заземление однофазных (а) и трехфазных (б, в) понизительных трап сформаторов
корпусов оборудования осуществляется заземляющей жилой питающего шлангового кабеля, один конец которой присоединяется к заземляющему болту на корпусе машины, а другой — к корпусу питающего пункта. Корпуса питающих пунктов через заземляющий зажим присоединяют к нейтральному проводу сети и через него соединяют с заземленной нейтралью источника питания (как правило, трансформатора). Все корпуса электроинструментов, работающие при напряжении свыше 40 В, подлежат заземлению (подсоединению к нейтральному проводу сети) с помощью специального проводника или заземляющей жилы шлангового провода (кабеля). Все корпуса и обмотки низшего напряжения понижающих трансформаторов для электроинструмента заземляют в том же порядке (рис. 14.9).
Для выполнения повторных заземлений нейтрального провода на передвижных установках применяют переносные инвентарные заземлители, к которым присоединяют корпуса и металлические конструкции машин и механизмов.
§ 14.4. ЗАЩИТНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ
Система защиты, обеспечивающая автоматическое отключение всех фаз или полюсов аварийного участка сети с полным временем отключения не более 0,2 с, называется защитным отключением.
Независимо от состояния нейтрали питающей системы любое однофазное замыкание на корпус приводит к появлению напряжения относительно земли на корпусах электрооборудования. Это обстоятельство используют при построении универсальной защиты, которая вызывает отключение поврежденного электрооборудования при появлении некоторой заданной разности потенциалов между корпусом и землей.
Отключение осуществляют автоматами с одновременным контролем исправности их работы. Такая система идентична заземлению и основана на автоматическом отключении электроприемника, если на металлических частях его, нормально не находящихся под напряжением, оно появляется.
Защитное отключение применяют для систем с изолированной и глухозаземлениой нейтралью. При защите человека от напряжения, возникающего на корпусе одиночного электроприемника при повреждении его изоляции, возможны два случая: электроприемник не заземлен и электроприемник имеет заземление.
Первому случаю соответствует положение, когда контакт 9 разомкнут (рис. 14.10). На некотором расстоянии от защищаемого электроприемника забит в землю заземлитель 7 (в том 296
Рис. 14.10. Принципиальная схема защитного отключения:
1 — корпус злектроприемни-ка; 2 — отключающая пружина; 3 — защелка; 4 — отключающая катушка; 5,6 — заземлители, 7 — контактная группа; 8 — блок-контакт;
9 — сердечник катушки
случае, если нет естественных заземлителей, которые не должны иметь электрической связи с корпусом 7). Защитный отключатель имеет катушку 6, позволяющую произвести разрыв цепи электроснабжения в месте сетевого контактора 3 при подаче на нее напряжения.
Отключающая катушка б удерживает отключатель в замкнутом состоянии защелкой 4. На схеме контакты 3 показаны разомкнутыми пружиной 2. Один конец обмотки катушки присоединен к корпусу электроприемника, второй — к выносному заземлителю 7. В случае повреждения изоляции между корпусом электроприемника и выносным заземлителем 7 появится фазное напряжение. Отключающая катушка б окажется под напряжением, и в ней возникнет ток. Ее сердечник 5 втянется и освободит удерживающую защелку 4. Пружина 2 разорвет контакты сетевого контактора 3, и цепь питания электроустановки разомкнется. Напряжение прикосновения на корпусе электроприемника исчезнет, соприкосновение с ним станет безопасным.
Если корпус электроприемника заземлен, разъединитель 9 заземлителя 8 должен быть включен. При возникновении повреждения изоляции на корпусе электроприемника появится напряжение. Значение возникающего напряжения определит падение напряжения в заземлителе, равное току замыкания на землю, умноженному на сопротивление заземления заземлителя. Принципиальной разницы в защите в обоих случаях нет.
Основой защиты с помощью защитного отключения является быстрое отключение поврежденного электроприемника.
Согласно ПУЭ защитное отключение рекомендуется применять:
в электроустановках с изолированной нейтралью, к которым предъявляются повышенные требования в отношении безопасности (в дополнение к устройству заземлений). Схема такого устройства показана на рис. 14.11, а. При появлении в катушке реле Р тока замыкания на землю его размыкающий контакт
Рис. 14.11. Схема защитного отключения электроустановки при изолированной нейтрали (а) и с глухозаземленной нейтралью (б)
Р в цепи управления контактора Л размыкается и контактор своими главными контактами Л отключает электродвигатель Д от сети;
в электроустановках с глухозаземленной нейтралью напряжением до 1000 В, вместо присоединения корпусов оборудования к заземленному нейтральному проводу, если выполнение этого присоединения встречает затруднение; при этом защищаемая электроустановка должна иметь заземляющее устройство (рис. 14.11, б, здесь ТТ —трансформатор тока; I—реле максимального тока);
в передвижных установках, если заземление их не может быть выполнено в соответствии с требованиями ПУЭ.
Защитное отключение отличается универсальностью и быстродействием, поэтому его использование в сетях как с глухозаземленной, так и с изолированной нейтралью весьма перспективно.
Защитное отключение особенно целесообразно использовать в сети 380/220 В.
Недостаток защитного отключения — возможный отказ в отключении в случае пригорания контактов коммутационного устройства или обрыва проводов.
§ 143. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ И РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Для заземления электроустановок различных назначений и напряжений следует применять одно общее заземляющее устройство с наименьшим сопротивлением (рис. 14.12).
298
Рис. 14.12. Устройство сети заземления с изолированной нейтралью (а) и заземленной (б), монтаж заземляющих проводников к электрооборудованию (в), провода заземления электросверла (г), заземления трансформатора с неизолированной (Э) и изолированной (е) нейтралью, зануления однофазного понижающего трансформатора (ж), трехфазного (з) и заземление сварочного трансформатора (и)
В установках напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединяют нейтрали трансформаторов и генераторов, должно быть не более 4 Ом. Для трансформаторов и генераторов мощностью 100 кВ А и менее заземляющие устройства могут иметь сопротивление до 10 Ом.
Такие же пределы значений сопротивления установлены для заземляющих устройств, предназначенных для заземления электрооборудования в установках напряжением до 1000 В с изолированной нейтралью.
Напряжение, под которым может оказаться человек, аналитически определить невозможно, оно будет зависеть от множества факторов (в частности, от соотношения заземления у приемников и источников электроэнергии).
Если численные значения сопротивлений обоих заземлений будут невелики, то на значение напряжения, под которым может 299
оказаться человек, будет влиять соотношение параметров сети и ряд других факторов. Вот почему для сетей напряжением до 1000 В нет необходимости в определении точного значения сопротивления заземлителей.
Если заземляющее устройство одновременно используется для электроустановок напряжением выше 1000 В с малыми токами замыкания на землю (500 А и менее), то сопротивление заземляющего устройства
Л <125/7,
(14.13)
где R — наибольшее, с учетом сезонных колебаний, сопротивление заземления, Ом; I— расчетный ток замыкания на землю, А.
Если же заземляющее устройство одновременно используется в электроустановках напряжением выше 1000 В с большими токами замыкания на землю (более 500 А), то сопротивление заземляющего устройства в любое время года не должно превышать 0,5 Ом. При этом необходимо так размещать элементы искусственного заземлителя (прутковая сталь, стальные полосы и др.), чтобы обеспечить по возможности равномерное распределение электрического потенциала на площади, занятой электрооборудованием (контуры вокруг зданий, выравнивание потенциалов у входов, въездов и т. п.).
Таблица 14.1. Минимальные размеры стальных заземлителе!
Наименование Место прокладки
внутри здания не здания открыто в земле
Круглая сталь диаметром, мм Полосовая сталь: 5 б б
сечение, мм2 24 48 48
толщина, мм 3 4 4
Угловая сталь (толщина полос), мм 2 2,5 4
Для заземляющих устройств любого назначения необходимо использовать в первую очередь естественные заземлители и заземляющие проводники, характеристики которых были даны.
Если естественных заземлителей нет или их использование не дает требуемых результатов, то принимают искусственные заземлители в виде стержней из угловой и прутковой стали, стальных полос. Выбор угловой стали зависит от характера грунта и способа забивки стержней. Длину стержней и глубину их заложения выбирают в зависимости от климатических условий.
В последнее время для всех групп грунтов, кроме вечномерзлых и скальных, рекомендуется применять для заземлителей прутковую сталь диаметром 12 мм.
В качестве искусственных заземляющих проводников приме няют прутковую и полосовую сталь, размеры которой до и* им быть не менее указанных в табл. 14.1.
Голые заземляющие проводники, проложенные в земле, цы полняют одновременно роль заземлителей.
Сопротивление заземляющих устройств растеканию зарядоп зависит от удельного сопротивления грунта, так как основное сопротивление растеканию зарядов оказывает грунт.
Приближенные средние значения удельных сопротивлений грунта р, Ом м, приведены ниже:
Грунт............................................ 10’1
Песок ............................... ........... 102 7
Супесь .......................................... 102 3
Чернозем......................................... 102 2
Суглинок, каменистая глина (верхним слой толщиной 1 —
3 м — глина, глубже — гравий).................... 102 • 1
Глина ........................................... 102 0,4
Торф ............................................ 102 0,2
Эти значения подлежат умножению на коэффициент Кы, зависящий от климатических зон и вида заземлителя (табл. 14.2).
Если удельное сопротивление грунта в наиболее неблагоприятное время года превышает 2' 102 Ом м, то сооружение искусственных заземлителей требует проведения дополнительных мероприятий.
Рассчитывать сопротивление естественных заземлителей растеканию зарядов можно лишь весьма приближенно. Приведенные в табл. 14.3 и 14.4 значения следует пересчитывать пропорционально р и умножать на коэффициент Км (см. табл. 14.2).
Таблица 14.2. Оцределеле удельного сопротивлешя грунта р
Клима-тиче-схая зона Признаки климатических зон Коэффициент
средни многолетни температура, °C среднее годовое количество осадков, см продолжительность периода замерзания грунтовых вод, дней при вертикальных заземлителях и глубине заложения 0,5—0,8 м при горизонтальных заземлителях и глубине заложения 0,8 м
НИЗШЯЯ высшая (июль)
(январь)
I -20-15 + 16— +16 40 170 — 190 1,8 — 2 4,5 — 7
II -15-10 + 18— +22 50 150 1,5 — 1,8 3,5 — 4,5
Ш -10 -0 +22 — +24 50 100 1,4 — 1,6 2 — 2,5
IV 0— +5 +24 — +26 30 — 50 0 1,2 — 1,4 1,5 — 2
Если в траншее находится несколько кабелей, то общее сопротивление их свинцовых оболочек растеканию зарядов Rt с учетом взаимного экранирующего влияния определяют из формулы
Л = Лои/\/Й,
(14.14)
где Дщ — сопротивление растеканию зарядов свинцовой оболочки одного кабеля, Ом; п — число кабелей в траншее.
Таблица 14.3. Сопротивление (Ом) рястекаиию зарядов металлических трубопроводов, уложенных на глубпе 2 м (удельное сопротивление грунта р=1 • 102 Ом м)
Длина подаем- При диаметре трубы, мм
вого участка трубы, м 75 100 150
100 0,35 0,28 0,13
1000 0,25 ОД 0,17
2000 0,20 0,17 0,15
Таблица 14.4. Сопротивление (Ом) растеканию зарядов свинцовых оболочек кабелей, уложешых на глубине 0,7 м (удельное сопроттленне грунта р=1 • 102 Ом м)
Длина подаем-вого участка кабеля, м При сечении кабеля, мм1
16—35 50—95 120 и выше
100 2 1,5 1,1
200 1,8 1,4 1
500 1,4 1,1 0,8
1000 0,9 0,7
Общее сопротивление естественных заземлителей растеканию зарядов
111 л
—= |— ИЛИ Д- =-,
Rc Яс Ra Rc+Ъ
(14.15)
где Д — сопротивления стержневых заземлителей; R^ — сопротивление протяженного заземлителя, объединяющего стержневые заземлители в общий заземлитель, Ом.
В том случае, когда естественные заземлители одинаковы:
R^Ro/n,
где Ro — сопротивление одиночного заземлителя; п — число заземлителей.
Расчет искусственных заземлителей. Если сопротивление растеканию зарядов естественных заземлителей Д> R, где R — максимально допустимое сопротивление заземляющего устройства, то сопротивление искусственных заземлителей Ra определяется по формле
(14.16)
Так как проводимость искусственных заземлителей складывается из проводимости вертикально погруженных заземлителей 1/Лв и проводимости горизонтально проложенных заземлителей 1/Лп то
(14.17)
Сопротивление одиночного заземлителя R^ определяется по известной формуле для стержневого заземлителя:
2^=0,366-I
21 1 4/4-Z
(14.18)
где I — длина стержня, м; d — внешний диаметр, м; t — глубина заложения стержня, равная расстоянию от поверхности земли до середины стержня, м.
Число заземлителей определяется из выражения
и—Roq/t]R3,
(14.19)
где г] — коэффициент использования заземлителя.
Сопротивление растеканию зарядов одиночных заземлителей в виде труб R^ диаметром 50 мм и длиной 2,5 м, забиваемых на глубину 0,7 м, можно вычислить по упрощенной формуле
Rmm 0,3 рКм.
(14.20)
Эквивалентный диаметр заземлителей из угловой стали
4=0,95$, (14.21)
где Ь — ширина полок уголка.
Если пользоваться упрощенной формулой, то сопротивление одиночного стержня R^ длиной 2,5 м может быть принято равным:
для уголка 50 х 50 х 5 мм
2^—0,318р2£м; (14.22)
для уголка 60 х 60 х 6 мм ЛУ=0^98рКм; (14.23)
для уголка 75 х 75 х 8 м Лоу=0,292рКм; (14.24)
Определять сопротивление горизонтальных заземлителей растеканию зарядов можно по формулам:
0,366 „ . 2/а -^ГП . Р Кы 1g > 1 bl (14.25)
0,366 „ , I2 кп- pKu\g I at (14.26)
где R^, — сопротивление соответственно полосового и круг-
лого горизонтальных заземлителей, Ом; р — удельное сопротивление грунта, Ом м; / — длина заземлителя, м; b — ширина полосового заземлителя, м; d — диаметр круглого заземлителя, м; t — глубина заложения заземлителей, м.
Таблица 14.5. Коэффициенты использования вертикальных заземлителей ц, горизонтальных соединительных полос цг
Число вертикаль-пых заземлителей Отношение аЦ*
1 2 3
Чв Пг Пв Пв Яг
При расположении полос по периметру замкнутого контура
6 0,62 0,4 0,73 0,48 0,8 0,64
10 0,55 0,34 0,69 0,4 0,76 0,56
30 0,43 0,24 0,6 0,3 0,68 0,41
70 0,38 0,2 0,54 0,26 0,64 0,35
100 0,35 При рас 0,19 положена 0,52 и полос в 0,24 ряд 0,62 0,33
3 0,78 0,8 0,86 0,92 0,91 0,95
5 0,7 0,74 0,81 0,86 0,87 0,9
10 0,59 0,62 0,75 0,75 0,81 0,82
15 0,54 0,5 0,7 0,64 0,78 0,74
20 0,49 0,42 0,68 0,56 0,77 0,68
30 0,43 0,31 0,65 0,46 0,75 0,58
•в — расстояние между вертикальными заземлителями, I — щшяа. вертикального заземлителя.
Определение общего сопротивления всего заземляющего контура требует учета взаимного экранирующего влияния одиночных вертикальных заземлителей и горизонтальных соединительных полос. Для этого служат коэффициенты использования Ив и ijn приведенные в табл. 14.5.
Сопротивление растеканию зарядов вертикальных заземлителей R, с учетом их экранирующего влияния определяется из выражения
(14.27)
где Д,в — сопротивление одиночного вертикального заземлителя, Ом; t], — коэффициент использования вертикальных заземлителей.
Сопротивление растеканию зарядов горизонтальных полос связывающих между собой вертикальные заземлители, с учетом экранирующего влияния полос определяется из выражения
где R^— сопротивление растеканию зарядов горизон т ими 4 полосы, Ом, без экранирующего влияния на нее; т]г — коирфини ент использования горизонтальных соединительных полос.
Пример 14.1. Рассчитать повторное заземление у конца воздушной лини» 380/220 В с глухозаземлениой нейтралью Мощность питающего трансформмн» ра— 100 кВ А, характер грунта — чернозем, климатическая зона — III, иод»» провода вблизи нет.
Решение. Устанавливаем, что в соответствии с ПУЭ сопротивление повюр кого заземления при мощности питающего трансформатора 100 кВ А не должш превышать 10 Ом. Удельное сопротивление чернозема принимаем равным 2 1(И Ом м. Коэффициент Кы для климатической зоны III (см. табл. 14.2) составляв» для вертикальных заземлителей Км—1,4; для горизонтальных соединений A«r=2.
В качестве вертикальных заземлителей берем уголок 60 x 60 x 6 мм длиной 2,5 м. Сопротивление одиночного заземлителя растеканию зарядов определяем по приближенной формуле
/^=0,298 • 103р^м>=0»298 2 102 1,4«84 Ом.
Отсюда следует, что число заземлителей должно быть порядка десяти.
Намечая размещение вертикальных заземлителей по периметру, замкнуто то контура на расстоянии друг от друга порядка 5 м (d=5, d/l^=2), находим (см. табл. 144), что цв=0,69. Сопротивление всех заземлителей растеканию зарядов
Определяем сопротивление растеканию зарядов у горизонтальных соединений, в качестве которых принимаем круглую сталь диаметром 8 мм.
При намеченном числе вертикальных заземлителей и принятых расстояниях между ними длина горизонтальных соединений (с учетом ответвлений от контура до опоры) составит около 60 м.
Глубина заложения горизонтальных соединений /=0,5 м
Рассчитываем сопротивление горизонтального соединения без учета экранирующего влияния вертикальных заземлителей:
0,366 602
-----2 102 21g---------=14,50 Ом.
60 0,008 0,5
Коэффициент использования горизонтального заземлителя (см. табл. 14 5) *=0,4.
Таким образом, действительное сопротивление растеканию зарядов горизонтальных заземлителей
Яг=14,5/0,4=36,2 Ом
Сопротивление всего заземляющего устройства в соответствии с выражением
(14.17)
11 Электроснабжение промышленных предприятий н установок
12*36,2 --------~ < 10 Ом. 12+36,2
Следовательно, число стержневых заземлителей выбрано правильно.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
1. Что понимается под глухозаземленной нейтралью и изолированной нейтралью?
2. Что понимается под напряжением прикосновения?
3. Что понимается под шаговым напряжением?
4. Перечислите основные режимы нейтрали.
5. - Какие режимы нейтрали выбираются в установках с напряжением выше 1000 В?
6. Почему ПУЭ запрещают применение в одной и той же сети средств заземления с глухозаземленной нейтралью и изолированной нейтралью?
7. Назовите основные причины, вызывающие электротравматизм.
8. Перечислите средства защиты людей от поражения электрическим током.
Глава 15
ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
§ 15.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОХРАНЕ ТРУДА И ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ САНИТАРИИ
Современный научно-технический прогресс вносит принцини альные новшества во все сферы материального произволе ink Автоматизация и электроника, полимеры и физика твердого ichu с ее воздействием на структуру вещества, химизация и микроби ология, кибернетика и ЭВМ, блочное строительства — все -»ш в корне преобразовывает энергетику, орудия и предметы труди, технологию, методы обработки информации и управления, мены ет условия труда.
В большинстве отраслей промышленности научно-техничсс кий прогресс сопровождается улучшением условий труда, лик вцдацией на многих производствах тяжелого ручного труди, широким внедрением новых эффективных средств обеспеченна безопасности. Происходит значительное развитие научно-исследовательских и конструкторских работ в области охраны труда.
В то же время недостаточное использование возможностей научно-технического прогресса, отсутствие рационального управления им приводят в ряде случаев к ухудшению условий труда. Известное положение о том* что механизация и автоматизация трудовых процессов облегчают физическую тяжесть труда, сейчас нуждается в некотором уточнении. Безусловно, если оценивать тяжесть труда только по значению энергозатрат, то труд человека, обслуживающего современные машины, сложные технические комплексы, различные виды транспорта, можно считать легким. Но высокомеханизированный труд совершается в условиях ограниченной подвижности, связан с длительным мышечным статическим напряжением, а это является самой утомительной формой мышечной деятельности.
Труд человека, протекающий в условиях чрезмерного нервного напряжения и длительной статической нагрузки с ограниченной подвижностью, приводит к возникновению неврозов, нервно-психических и сердечно-сосудистых заболеваний.
В охране труда большое значение придается нормативнотехнической документации, требования которой должны вопло-
п
щаться при проектировании и строительстве производственных предприятий, зданий и сооружений; организации производства и труда; конструкциях производственного оборудования; создании и применении средств защиты работающих от опасных и вредных производственных факторов.
Наибольшее значение среди всех этих документов имеют стандарты безопасности труда.
Система стандартов безопасности труда (ССБТ) представляет собой комплекс взаимосвязанных стандартов, содержащих требования, нормы и правила, направленные на обеспечение безопасности, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда. Она устанавливает требования к организации работ по обеспечению безопасности труда и организационно-методические основы стандартизации в области безопасности труда; требования и нормы по видам опасных и вредных производственных факторов; требования безопасности к производственному оборудованию и к производственным процессам, к зданиям и сооружениям; требования и средства защиты работающих.
В ССБТ входят подсистемы, приведенные в табл. 15.1.
В целом ССБТ направлена на решение двух основных задач охраны труда — стандартизации требований, а также средств обеспечения безопасности труда и включения требований обеспечения безопасности труда в стандарты на производственное оборудование и процессы.
Таблица 15.1. Подсистемы стандартов безопасности труда
Шифр Наименование
0 1 Организационно-методические стандарты Стандарты требований н норм по видам опасных и вредных производственных факторов
2 Стандарты требований безопасности к производственному оборудованию
3 Стандарты требований безопасности к производственным процес-
4 5 6 — 9 Стандарты требований к средствам защиты работающих Стандарты требований безопасности к зданиям и сооружениям Резерв
Большое влияние на организм человека при производстве работ наряду с производственными факторами оказывают метеорологические условия, или микроклимат.
В производственных помещениях микроклимат зависит от отопления (мощности источников тепловыделения и теплопог-лощения), расположения рабочего места, движения воздуха, за-308
пыленности и загазованности помещения. Все эти факторы в помещениях являются регулируемыми.
Важным фактором условий труда является подвижность воздуха, которая в зависимости от внешних условий может составлять 0,2 — 1 м/с. Движение воздуха улучшает теплообмен между телом человека и окружающей средой, но излишняя подвижность (сквозняки, ветер) создает опасность простудных заболеваний.
Оптимальная относительная влажность заключена в пределах 40 — 60%, а допустимая — 75%.
Повышенная влажность затрудняет теплообмен между организмом человека и окружающей средой, так как не испаряется пот, а низкая влажность вызывает пересыхание слизистых оболочек дыхательных путей.
Защиту от теплового излучения осуществляют применением теплоизоляционных экранов (из теплоизоляционных материалов, водяных завес и душирования рабочих мест).
Защиту от сквозняков осуществляют путем плотного закрытия окон, дверей и других проемов, а также устройством тепловых завес на дверях.
Защиту от пониженной температуры осуществляют использованием утепленной спецодежды, а от осадков — применением плащей и резиновых сапог.
Оптимальные и допустимые метеорологические условия на рабочих местах нормируются в зависимости от времени года, категории работ по тяжести и характеристики помещения по теплоизбыткам.
Оптимальными считаются такие условия труда, при которых проявляются наибольшая работоспособность и хорошее самочувствие. Допустимые микроклиматические условия предполагают возможность дискомфортных ощущений, но не выходящих за пределы возможностей организма.
Для обеспечения нормальных метеорологических условий на рабочем месте рассмотренные параметры должны быть взаимосвязаны. При низкой температуре окружающего воздуха его подвижность должна быть минимальной, так как большая подвижность его создает ощущение еще большего холода, а недостаточная подвижность воздуха при высокой температуре — ощущение жары.
Оптимальное для организма человека сочетание температуры, влажности, скорости движения воздуха составляет комфортность рабочей зоны.
Параметры микроклимата измеряют комплектом приборов: температуру — термометром или термографом, влажность — гигрографом, аспирационным психрометром, гигрометром; ско
рость движения воздуха — крыльчатым или чашечным анемометром и кататермометром.
Основными мероприятиями для обеспечения нормальной метеорологической среды в рабочей зоне должны быть: механизация тяжелых ручных работ, защита от источников теплового излучения, перерывы в работе для отдыха.
§ 15.2. ПЕРВАЯ ПОМОЩЬ ПРИ ПОРАЖЕНИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ ТОКОМ
При поражении человека электрическим током необходимо применять срочные меры для быстрейшего освобождения его от действия тока и немедленного оказания ему медицинской помощи. Малейшее промедление влечет за собой тяжелые, а порой непоправимые последствия.
Чтобы быстро освободить человека от действия электрического тока, необходимо отключить ток ближайшим выключателем (рис. 15.1) или разорвать цепь (перекусить провода инструментом с изолированными рукоятками). Если это невозможно, пострадавшего следует отделить от токоведущих частей способами, показанными на рис. 15.2 и 15.3.
Если поражение человека произошло на высоте (когда он повис на проводах или на столбе), перед отключением тока принимают меры безопасности против падения и возможных ушибов пострадавшего. При небольшой высоте надо принять человека на руки или натянуть брезент или какую-нибудь ткань, или же положить на место предполагаемого падения мягкий материал.
Для освобождения пострадавшего от токоведущих частей при напряжении до 1000 В используют сухие предметы: шест, доску,
ПЕРВОЕ ДЕЙСТВИЕ \ \ ПРИ ОСВОБОЖДЕНИИ V ПОСТРАДАВШЕГО ОТ ТОКА
Б Ы С ТРОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ
Рис. 15.1. Освобождение пострадавшего от действия тока путем отключения электроустановки
Рис. 15.2. Отделение пострадавшего от токоведущих частей, находя щихся под напряжением до 1000 В
одежду, канат или другие непроводники, причем оказывающий помощь должен применять электрозащитные средства (коврик, диэлектрические перчатки) и браться только за одежду пострадавшего, если она сухая (см. рис.
15.2). При напряжении выше 1000 В для освобождения от действия тока нужно пользоваться штангой или изолирующими клещами, при этом спасающий должен надеть диэлектрические боты и перчатки (см. рис. 15.3).
Бели пострадавший находится в бессознательном состоянии, но с сохраняющимися устойчивыми дыханием и пульсом, его следует ровно и удобно уложить, расстегнуть одежду, создать приток свежего воздуха, давать нюхать нашатырный спирт, обрызгивать его водой и обеспечить полный покой.
Одновременно необходимо срочно вызвать врача. Если пострадавший плохо дышит — очень редко и судорожно (как умирающий), ему следует делать искусственное дыхание и наружный массаж сердца.
При отсутствии у пострадавшего признаков жизни (дыхания и пульса) нельзя считать его мертвым. В таком состоянии пострадавшему следует делать искусственное дыхание и наружный массаж сердца. Искусственное дыхание необходимо производить непрерывно до прибытия врача. Вопрос о целесообразности или бесцельности дальнейшего проведения искусственного дыхания решается врачом.
ж
Рис. 15.3. Защитные средства, применяемые при обслуживании электроустановок:
а — изолирующие штанги; 6 — изолирующие клещи; в — диэлектрические перчатки, г — диэлектрические боты; д — диэлектрические галоши; е — резиновые коврики и дорожки, ж — изолирующая подставка; а — мошерские инструменты с изолирующими ручками, и — тохонзмернтельные клещи; к — указатель напряжения
Способ искусственного дыхания «рот в рот» или «изо рта в нос» заключается в том, что оказывающий помощь производит выдох из своих легких в легкие пострадавшего.
Эффективным является способ подачи воздуха через специальное приспособление, приведенное на рис. 15.4. Количество воздуха, поступающего в легкие пострадавшего за один вдох, при таком способе в 4 раза больше, чем при старых способах искусственного дыхания; обеспечивается возможность контроля поступления воздуха в легкие пострадавшего по отчетливо видимому расширению грудной клетки после каждого вдувания воздуха и последующему спаданию грудной клетки после прекращения вдувания в результате пассивного выдоха воздуха через дыхательные пути наружу.
Приспособление для проведения искусственного дыхания состоит из двух отрезков резиновой или гибкой пластмассовой трубки 1 и 4 диаметром 8... 12 мм, длиной I 60 и 100 мм, натянутых на металлическую или твердую пластмассовую трубку 3 длиной Z 40 мм, и овального фланца 2, вырезанного из плотной резины. Фланец натягивают на стык отрезков трубок 1 и 4, плотно зажимая место их соединения.
Для осуществления искусственного дыхания пострадавшего следует уложить на спину, раскрыть ему рот и после удаления изо рта посторонних предметов и слизи (платком или концом рубашки) вложить в него трубку: взрослому — длинным концом 1, а ребенку (подростку) — коротким концом 4. При этом необходимо следить, чтобы язык пострадавшего не запал назад и не закрыл дыхательный путь и чтобы вставленная в рот трубка попала в дыхательное горло, а не в пищевод. Для предотвращения западания языка нижняя челюсть пострадавшего должна быть слегка выдвинута вперед.
Для раскрытия гортани следует запрокинуть голову пострадавшему назад, подложив под затылок одну руку, а второй рукой надавить на лоб пострадавшего (рис. 15.5, а) так, чтобы подбородок оказался на одной линии с шеей (рис. 15.5, б). При таком положении головы просвет глотки и верхних дыхательных путей значительно расширяется и обеспечивается их полная проходимость, что является основным условием успеха искусственного дыхания по этому методу.
Рис. 15.4. Приспособление для проведения искусственного дыхания
Рис. 15.5. Положение пострадавшего перед проведением искусственного дыхания «рот в рот» или «рот в нос»
Чтобы трубку направить в дыхательное горло, следует также слегка подвинуть вверх и вниз нижнюю челюсть пострадавшего.
Затем, встав на колени над головой пострадавшего (рис. 15.6), следует плотно прижать к его губам фланец 2 (см. рис. 15.4), а большими пальцами обеих рук зажать пострадавшему нос, с тем чтобы вдуваемый через приспособление воздух не выходил обратно, минуя легкие. Сразу после этого оказывающий помощь делает в трубку несколько сильных выдохов и продолжает их со скоростью около 10 — 12 выдохов в минуту (каждые 5 — 6 с) до полного восстановления дыхания пострадавшего или до прибытия врача.
Для обеспечения возможности свободного выхода воздуха из легких пострадавшего оказывающий помощь после каждого вдувания должен освободить рот и нос пострадавшего (не вынимая при этом изо рта пострадавшего трубки).
При каждом вдувании грудная клетка пострадавшего должна расширяться, а после освобождения рта и носа самостоятельно опускаться. Для обеспечения более глубокого выдоха можно
Рис. 15.7 Места расположения рук при проведении наружного массажа сердца
Рис. 15.6. Искусственное дыхание с применением приспособления
Рис. 15.8. Проведение искусственного дыхания и наружного массажа сердца одним лицом
легким нажимом на грудную клетку помочь выходу воздуха из легких пострадавшего.
Когда у пострадавшего появляются признаки самостоятельного вдоха, оказывающий помощь должен согласовывать свой вдох со вдохом пострадавшего.
Если у пострадавшего не работает сердце (отсутствует пульс), одновременно с искусственным дыханием ему делают наружный массаж сердца (рис. 15.7).
Для проведения массажа требуется достаточное усилие, поэтому оказывающий помощь делает массаж двумя руками, согнувшись (рис. 15.8). Он надавливает на грудь толчками (примерно один раз в секунду) и после каждого надавливания быстро отнимает руки от грудной клетки, чтобы не мешать ее свободному выпрямлению. После трех-четырех надавливаний делают перерыв. Во время этого перерыва оказывающий помощь делает вдувание «изо рта в рот». В процессе вдувания нельзя надавливать на грудь.
Во время оказания помощи пострадавший должен лежать на телогрейке, фанере, коврике или другом материале, препятствующем охлаждению. Появление пульса у пострадавшего проверяют на сонной артерии, как показано на рис. 15.9.
Рис. 15.9. Положение рук при проведении наружного массажа сердца и определении пульса на сонной артерии (пунктир)
§ 15.3. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЕ
Биосфера (окружающая среда) — это область распространения жизни на Земле, включающая в себя верхнюю часть земной коры, воды рек, озер, водохранилищ, морей и океанов и нижнюю 314
часть атмосферы. Биосфера представляет собой равновесную систему, в которой процессы обмена веществ и энергии происходят главным образом за счет жизнедеятельности организмов. Однако поступающие в окружающую среду загрязнения от естественных источников (вулканы, лесные пожары и др.) и загрязнения, например, от промышленных объектов и средств транспорта нарушают равновесие протекающих процессов. Окружающая среда под действием загрязнений постепенно разрушается — отравляются воздух и водоемы, уничтожаются фауна и флора. Проблема осложняется ростом народонаселения планеты и его концентрацией в городах.
Самыми распространенными вредными веществами, загрязняющими атмосферу, являются оксид углерода, диоксид серы, оксиды азота, углеводороды и пыль. В выбросах многих промышленных предприятий содержатся пары ртути, аммиак и др.
На долю США, население которого составляет 6% населения земного шара, приходится 40% мировых отходов, выбрасываемых в атмосферу (табл. 15.2).
Примерно такое же соотношение выбросов в атмосферу существует в большинстве промышленно развитых стран.
Таблица 15.2. Ежегодный выброс в атмосферу отходов, производимый США
Источник Всего По видам, млн. т Твердых частиц, млн. т
млн. т % СО, SO, СО NO,
Автомобили 86 60 66 1 12 6 1
Промышленность 23 17 7 9 4 2 6
Электростанции 20 14 1 12 1 3 3
Отопление 8 6 2 3 1 1 1
Мусоросжигалке 5 3 1 1 1 1 1
Всего 142 100 72 26 19 13 12
В сточных водах промышленных предприятий могут содержаться механические примеси, нефтепродукты, эмульсии, фенолы и другие вещества. Сточные воды литейных цехов загрязнены глиной, песком, частицами стержневой смеси. В механических цехах сточные воды содержат металлическую и абразивную пыль, эмульсии, масла. Сточные воды гальванических цехов загрязнены химическими веществами (кислоты, щелочи). В остальных цехах (сварочных, лакокрасочных и др.) сточные воды содержат механические примеси, маслопродукты, кислоты и т. п. Кроме того, в состав сточных вод предприятия входят бытовые сточные воды (от раковин, душевых, санитарных узлов и т. п.) и атмосферные сточные воды, образующиеся в результате смывания дождевыми, снеговыми и поливочными водами загрязнений, имеющихся на территории предприятий, крышах
и т. п. Промышленные предприятия Российской Федерации потребляют ежегодно около 12 млрд, м3 воды, при этом 90% этого количества возвращается обратно в водоемы с различной степенью загрязнения.
В процессе производства образуется большое количество отходов в виде лома, стружки, опилок, шлаков, золы, шламов, пылей и др. Все промышленные отходы делятся на твердые и жидкие. К твердым отходам относятся отходы металлов, дерева, пластмасс и других материалов, пыли от очистных сооружений в системах очистки газовых выбросов, а также промышленный мусор, состоящий из резины, бумаги, тканей, песка, шлака и т. п. К жидким отходам относятся осадки сточных вод после их обработки, а также шламы пылей из систем мокрой очистки газов. В небольшом количестве в жидких отходах может содержаться ртуть.
В отдельных случаях возможно загрязнение окружающей среды шумами, вибрациями, тепловыми выбросами, электромагнитными полями и т. п.
Выбросы промышленных предприятий, энергетических систем и транспорта в атмосферу, водоемы и недра на современном этапе достигли таких размеров, что в ряде районов земного шара, особенно в крупных промышленных центрах, уровни загрязнений существенно превышают допустимые санитарные нормы.
В современном обществе резко возросли роль и задачи экологии. На основе оценки степени вреда, приносимого природе индустриализацией производства, совершенствуются инженерно-технические средства защиты окружающей среды, всемерно развиваются замкнутые безотходные технологические производства.
Важное место отводится воспитанию всех членов общества в духе бережного отношения к окружающей среде. На современном этапе развития общества любое техническое решение должно приниматься с учетом не только технологических и экономических требований, но и экологических аспектов.
§ 15.4. ВЛИЯНИЕ ЭНЕРГЕТИКИ НА БИОСФЕРУ
Любая деятельность человека, требующая производства энергии и превращения ее в формы, пригодные для конечного использования, оказывает сопутствующие воздействия, которые при достижении определенного уровня наносят ущерб окружающей среде. Воздействия такого рода возникают как на тепловых электростанциях, преобразующих энергию различных видов органического топлива в электрическую, так и на гидравлических электростанциях, у которых в отличие от тепловых нет никаких вредных выбросов в атмосферу.
Величины загрязнений тепловыми электростанциями окружающей среды зависят от типа и мощности станций. Выбросы диоксида серы, оксида азота, оксида углерода, а также золы имеют место на всех тепловых станциях (за исключением атомных), разница заключается только в объеме этих выбросов.
В окружающую среду рассеивается и более 60% исходной энергии топлива в виде подогретой воды и горячих газов. Это является характерным показателем используемых в настоящее время термодинамических циклов. Указанные потери тепла не могут быть радикально снижены при дальнейшем совершенствовании существующей технологии паротурбинных электростанций, если не учитывать комбинированное производство тепла и электроэнергии, доля которого в общем производстве энергии ограничена. Необходимо также учитывать, что выработанная энергия в процессе ее передачи и потребления также в значительной мере превращается в тепло и рассеивается в окружающую среду — природные водоемы и атмосферу.
При подборе места сооружения тепловых электростанций нужно уделять особое внимание выбору площадей для золоотва-лов, имеющих внушительные размеры: так, для первой очереди Рязанской ГРЭС отвал шлаков занял площадь более 150 га.
Если раньше гидроэлектростанции считались чистыми и безвредными предприятиями по выработке электроэнергии, то в последнее время их подвергают критике из-за затопления обширных территорий.
Замедление течения рек из-за сооружения плотин электростанций ведет к загрязнению воды, появлению вредных синезеленых водорослей, способствующих размножению бактерий, несущих эпидемии; искусственно созданные водохранилища преимущественно низконапорных электростанций занимают большие площади, что ведет к размыву и переформированию берегов; не последнюю роль играют и нарушение режима рыбного хозяйства, и изменение микроклимата, что иногда ведет к природному комфорту, а иногда и к дискомфорту (туманы, повышенная влажность и т. д.).
Строительство гидротехнических сооружений оказывает отрицательное влияние на окружающую среду, характер которой во многом зависит от правильности инженерных решений, от глубины комплексного изучения разнообразных сторон взаимодействия гидротехнических объектов с окружающей средой.
Высокогорные водохранилища, как правило, не оказывают отрицательного влияния на окружающую среду; водохранилища, созданные на равнинных реках и в районах предгорий, оказывают положительное влияние на окружающую среду, хотя выдвигают некоторые серьезные проблемы.
Таким образом, водохранилища оцениваются как элемент обогащения ландшафта, за исключением кратковременных периодов срабатывания и заполнения.
Как показала Чернобыльская авария, атомные электростанции могут оказать вредное влияние на биосферу.
За рубежом в отношении безопасности работы атомных станции и хранения отходов имеются весьма пессимистические высказывания. Ряд зарубежных авторитетов считают, что развитие ядерной энергетики создает потенциальную опасность для жизни всего человечества.
Передача электроэнергии на расстояние связана с сооружением ЛЭП и созданием значительных полос земли, отведенных под них. ЛЭП создают электромагнитные поля, вызывающие не только помехи в системах связи, но и неблагоприятно влияют на человека, на все живые организмы. В настоящее время это влияние еще плохо изучено; проблема приобретет особую остроту при переходе к Единой энергетической системе на 500 — 750 кВ и внедрении сверхвысоких напряжений 1150, 1500 и 3000 кВ.
Уже сейчас в Правилах техники безопасности при эксплуатации электроустановок сказано: «В ОРУ и на ВЛ 400...750 кВ, когда напряженность электрического поля на рабочем месте превышает 5 кВ/м, необходимо ограничить время пребывания людей в этих условиях или принимать меры защиты».
Работы, ведущиеся в настоящее время, по компенсации электромагнитных полей от высоковольтных ЛЭП (в частности, путем расщепления фаз и создания в этих фазах сдвига максимумов) дают обнадеживающие прогнозы.
§ 15.5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В РОССИИ
В интересах настоящего и будущих поколений в России принимаются необходимые меры для охраны и научно обоснованного рационального использования земли и ее недр, водных ресурсов, растительного и животного мира, для сохранения в чистоте воздуха и воды, обеспечения воспроизводства природных богатств и улучшения окружающей среды. Эти положения нашли свое отражение в Конституции России.
В настоящее время поставлены задачи по совершенствованию технологических процессов с целью сокращения выбросов вредных веществ в окружающую среду и улучшения очистки отходящих газов от вредных примесей, увеличения выпуска высокоэффективных газопылеулавливающих аппаратов, водоочистного оборудования, а также приборов и автоматических станций контроля за состоянием окружающей среды и др.
Использование природных ресурсов следует осуществлять при соблюдении правил, выработанных научно-техническими исследованиями:
охрану природы нужно строить на научной основе;
местные интересы должны подчиняться общенародным; интересы текущего момента — интересам будущего;
проводить немедленно в жизнь регламентирующие указания по использованию природных ресурсов.
Мероприятия по борьбе с загрязнением атмосферы электрическими станциями, транспортом и промышленностью сводятся к следующему:
увеличение высоты труб на электростанциях и металлругичес-ких производствах с целью обеспечения нормы выбросов для сернистых отходов и рассеяния оксидов азота до требуемых норм;
применение ротоклонов, электрофильтров и механических золоуловителей, обеспечивающих улавливание до 99...99,5%;
удаление оксидов серы из дымовых газов;
улучшение сжигания топлива;
удаление серы из топлива;
переход на малосернистое топливо;
переход в городах на централизованное теплоснабжение, чтобы избегать загрязнения воздуха от мелких котельных;
переход в больших городах на электрификацию быта, включая отопление;
внедрение безотходных технологий в промышленности и транспорте;
строгое соблюдение санитарных норм для всех источников, загрязняющих атмосферу.
На Земле водой занято около 3/4 всей поверхности. Основным ресурсом для промышленности и быта является пресная вода, распределенная неравномерно.
В России большое количество воды течет в малонаселенных местах и уходит в Северный Ледовитый океан с малым использованием для народного хозяйства. Самым большим хранилищем пресной воды самого высокого качества является озеро Байкал, в котором заключено 10% мирового запаса пресной воды.
Много воды расходуется на нужды быта, еще больше требуется промышленности. Большое количество воды потребляют тепловые электростанций. При использовании проточных рек происходит повышение температуры воды, что пагубно отражается на рыбном хозяйстве, так как губит икру и низшие организмы.
Основными мероприятиями по борьбе с загрязнением воды являются:
внедрение оборотных систем водоснабжения;
создание надежных очистных сооружении;
создание и внедрение новых безотходных технологии; разработка и применение новых санитарных норм.
Охрана почвы и ландшафта является важным звеном комплексной проблемы охраны окружающей среды.
Мероприятия по борьбе с убыванием полезной территории и ухудшением ландшафта неукоснительно базируются на соблюдении «Основ земельного законодательства России», где говорится, что предприятия, организации и учреждения, разрабатывающие месторождения полезных ископаемых открытым или подземным способом, производящие геологоразведочные, строительные или иные работы на предоставленных во временное пользование сельскохозяйственных землях или лесных угодьях, обязаны за свой счет приводить эти земельные участки в состояние, пригодное для использования в сельском, лесном или рыбном хозяйстве.
На основании этого постановления производится рекультивация земель. В целях борьбы с эрозией почвы сажают лесозащитные полосы, строят пруды; используют кабельные линии, ведут разработки сверхпроводящих и криогенных ЛЭП для уменьшения расхода плодородной земли под полосы «отчуждения».
Открытые распределительные устройства, занимающие большие территории в городах, в будущем будут сооружаться закрытыми, наполненными изолирующим газом и расположенными под землей.
Для уменьшения загрязнения окрестностей ТЭС твердыми отходами предпринимают меры к поставке на электростанции топлива с меньшим содержанием породы, а также всемерно увеличивают масштабы использования золы и шлака для строительства.
§ 15.6. ОХРАНА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В
В целях обеспечения сохранности электрических сетей напряжением до 1000 В, предотвращения несчастных случаев необходимо при проектировании, сооружении, эксплуатации воздушных, подземных кабельных линий электропередачи, вводных и распределительных устройств соблюдать действующие в России правила их охраны.
Для охраны электрических сетей напряжением до 1000 В устанавливаются:
а) охранные зоны:
вдоль воздушных линий электропередачи (за исключением ответвлений к вводам в здания) в виде участка земли, ограничен-320
ного параллельными прямыми, отстоящими от проекций крайних проводов на поверхность земли (при неотклоненном их положении) на 2 м с каждой стороны (рис. 15.10);
вдоль подземных кабельных линий электропередачи в виде участка земли, ограниченного параллельными прямыми, отстоящими от крайних кабелей на 1 м с каждой стороны, а при прохождении кабельных линий в городах под тротуарами — на 0,6 м в сторону зданий и сооружений и на 1 м в сторону проезжей части улицы (рис. 15.11);
б) минимально допустимые расстояния между линиями электропередачи напряжением до 1000 В и ближайшими зданиями и сооружениями, а также древесными и другими многолетними насаждениями, определяемые Правилами устройства электроустановок приведены на рис. 15.12.
Производить всякого рода действия, которые могут нарушить нормальную работу электрических сетей или привести к их повреждениям, запрещается, и в частности:
набрасывать на провода, приставлять и привязывать к опорам и проводам посторонние предметы, влезать на опоры, загро-
Рис. 15 10 Охранные зоны воздушных тиний электропередачи напряжением до 1000 В
Рис. 15.11. Охранные зоны подземных кабельных линий электропередачи напряжением до 1000 В, проложенных: а — под тротуарами; б — в других местах
мождать подходы к ним и сбрасывать на провода снег с крыш здании;
сбрасывать большие тяжести (свыше 5 тонн), выливать растворы кислот, щелочей и солей, устраивать всякого рода свалки на трассе кабельных линий электропередачи;
открывать помещения электросетевых сооружений, производить подключения и переключения в электрических сетях, разводить огонь вблизи вводных и распределительных устройств, воздушных линий электропередачи и в охранных зонах кабельных линий электропередачи;
производить снос или реконструкцию зданий, дорог и других сооружений в местах, где проходят воздушные и кабельные линии электропередачи или установлены вводные и распределительные устройства, без предварительного выноса указанных 322
Рис 15 12. Минимально допустимые расстояния между линиями электропередачи ва зданиями и сооружениями, а также древесными и другими многолгтя
линий и устройств застройщиками по согласованию с организациями, эксплуатирующими электрические сети.
Предприятия и организации, производящие земляные работы, при обнаружении кабеля, не указанного в технической документации на производство этих работ, обязаны немедленно прекратить работы, принять меры к обеспечению сохранности кабеля и сообщить об этом организации, эксплуатирующей электрические сети.
Техническому персоналу организаций, эксплуатирующих электрические сети напряжением до 1000 В, предоставляется право беспрепятственного доступа к электрическим сетям для их ремонтно-эксплуатационного обслуживания. Если электрические сети расположены на территории специальных объектов, то соответствующие организации должны выдавать работникам, обслуживающим эти сети, пропуска для проведения осмотров и ремонтных работ в любое время суток.
Организациям, эксплуатирующим линии электропередачи напряжением до 1000 В, разрешается производить в охранных зонах земляные работы, необходимые для ремонта этих линий.
Порядок эксплуатации линий электропередачи напряжением до 1000 В на территории промышленных предприятий, в местах пересечения с железными и автомобильными дорогами, в полосах отвода железных дорог должен согласовываться организациями, эксплуатирующими линии электропередачи, с соответствующими предприятиями и организациями.
На автомобильных дорогах I — IV категорий с движением машин и механизмов, имеющих общую высоту (с грузом или без груза) от поверхности дороги более 4,5 метра, в местах пересечения дорог с воздушными линиями электропередачи с обеих сторон этих линий должны устанавливаться сигнальные знаки, указывающие допустимую высоту движущегося транспорта. Сигнальные знаки устанавливаются организацией, в ведении которой находится дорога, по согласованию с организацией, эксплуатирующей линии электропередачи.
Если на территории или вблизи строительных площадок проектируемых зданий и сооружений расположены электрические сети напряжением до 1000 В, в проектах и сметах на строительство этих объектов по согласованию с организациями, эксплуатирующими электрические сети, должны предусматриваться мероприятия по обеспечению сохранности указанных сетей.
Организации, выполняющие работы, вызывающие необходимость переустройства электрических сетей обязаны выполнять работы по их защите своими материалами и средствами по согласованию с организацией, эксплуатирующей электрические сети.
Граждане, обнаружившие оборванный, лежащий на земле или провисший провод воздушной линии электропередачи, а также опасность падения опор или обрыва проводов, обязаны немедленно сообщить об этом ближайшему энергоснабжающему предприятию или местному органу власти.
Предприятия и организации, в ведении которых находятся действующие и строящиеся сооружения, являющиеся источниками блуждающих токов, должны осуществлять мероприятия по ограничению утечки электрического тока в землю. Организации, в ведении которых находятся строящиеся и действующие кабельные линии электропередачи, должны осуществлять мероприятия по защите указанных линий от блуждающих токов.
Организации, эксплуатирующие электрические сети, имеют право приостановить работы в охранной зоне линий электропередачи, выполняемые другими организациями при нарушении ими правил их охраны.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
1. Что подразумевается под системой стандартов безопасности труда?
2. Как оказать первую помощь при поражении электрическим током?
3. Какими вредностями загрязняется в основном биосфера?
4. Как влияет развитие энергетики на биосферу?
5. Как осуществляется охрана окружающей с еды в России?
ПРИЛОЖЕНИЕ!
Для успешной подготовки к экзаменам по основам электроснабжения промышленных предприятий и установок ниже приводятся вопросы, наиболее часто встречающиеся в экзаменационных билетах.
Билет № 1
1. Устройство воздушных линий, типы проводов и опор, влияние на их выбор номинального напряжения, категории потребителей.
2. Как определить потери мощности и электроэнергии в трехфазной линии и в трансформаторе при переменной нагрузке?
3. Способы повышения коэффициента мощности и распределение компенсирующих устройств на промышленном предприятии.
Билет № 2
1. Виды кабелей и кабельных линий, выбор способа прокладки их по территории предприятий и цехов.
2. Нарисуйте схемы замещения линий и трансформаторов, применяемые в расчетах электроснабжения, и объясните, как определяются их параметры.
3. Основные причины и последствия низкого коэффициента мощности в системах электроснабжения предприятий.
Билет № 3
1. Устройство, применение гибких и жестких токопроводов, их сравнение с другими видами электропроводок.
2. Процесс короткого замыкания, действие токов к.з., мероприятия по их ограничению.
3. Сравните синхронные двигатели и конденсаторные батареи как источники реактивной мощности промпредприятий с учетом работы в нормальных и аварийных условиях.
Билет № 4
1 Какие схемы и основное электрооборудование главных понизительных подстанций рекомендуется применять на предприятиях?
2. Практические методы определения токов трехфазного короткого замыкания с учетом влияния электродвигателей.
3. Каковы цели и способы регулирования реактивной мощности емкостных и синхронных источников?
Балет № 5
1. Одноступенчатые и двухступенчатые схемы распределительных сетей 6...10 кВ. Выбор схем с учетом состава электроприемников и их категории.
2. Как производится проверка кабельной линии и ее ячейки в распределительном устройстве 6...10 кВ по условиям короткого замыкания?
3. Какие причины вызывают отклонение и колебание напряжении в системах электроснабжения н их влияние на эффективность работы электропотребителей?
Балет № 6
1. Какие типовые схемы и состав электрооборудования применяются в цеховых ТП, компоновки трансформаторов и сети низкого напряжения?
2. Какие методы применяются для расчета средней нагрузки предприятия, цеха и для каких расчетов используется этот параметр?
3. Средства централизованного н местного регулирования напряжения и их назначение.
Балет № 7
1. Схемы, конструкции, компоновки и выбор токоведущих частей сетей напряжением ниже 1000 В.
2. Какие методы применяются для расчета пиковой нагрузки электроустановки и для каких расчетов используется этот параметр?
3. Максимальная токовая защита — ее принцип действия, расчет тока срабатывания и применение на предприятиях.
Балет № 8
1. Назовите достоинства, недостатки и области применения радиальных, магистральных и кольцевых распределительных сетей. Приведите примеры таких схем 6...10 кВ.
2. Какие методы применяются для определения расчетной нагрузки и каков порядок расчета по основному методу?
3. Какие типы источников оперативного тока применяются в системах электроснабжения предприятий?
Балет № 9
1 Какие схемы и режимы нейтралей применяются в сетях разных напряжений и производств?
2. Как выбираются провода воздушных линий высокого напряжения?
3. Дифференциальная защита — ее принцип действия, принципиальная схема, применение в системах электроснабжения промпредприятий.
Билет № 10
1. Причины перенапряжений в системах электроснабжения, назначение и выбор горизонтальных молниеотводов.
2. Как выбираются кабели для сетей до и выше 1000 В?
3. Объясните принцип действия АВР, линий, трансформаторов и секционных выключателей.
Билет № 11
1. Определение расчетных средних и среднеквадратичных нагрузок.
2. Охарактеризовать схему глубокого ввода, ее применение, преимущества; пример
3 Область прим нения и устройство шинопроводов в качестве электросети цеха. Расчет шинопроводов.
Билет № 12
1. Расчет осветительной нагрузки и схемы сетей электрического освещения.
2. Изложите методику и порядок технико-экономического расчета при выборе числа трансформаторных подстанций цеха.
3. Как оценивается надежность электроснабжения?
Билет № 13
.1. Как определить годовой расход электроэнергии на металлургическом заводе?
2. Дайте краткую характеристику электропотребителей на металлургических заводах.
3. Назначение и устройство автоматического повторного включения (АПВ).
Билет № 14
1. Выбор числа и мощности трансформаторов понизительных подстанций.
2. Как определяется расход электроэнергии на промышленном предприятии9
3. Особенности выбора электросетей для передвижных электроприемников, сварочных установок, высокочастотных электропотребителей.
Билет № 15
1. Резервирование электроснабжения на различных ступенях распределительной сети
2. Способы прокладки кабельных линий 6...10 кВ по территории промышленного предприятия.
3. Область применения и расчет троллейных линий
Билет № 16
1 Выбор напряжения в питающих и распределительных сетях предприятии
2 . Назначение распределительных пунктов (РП) и в каких случаях они нужны на промышленных предприятиях?
3 Особенности определения расчетной нагрузки для выбора мощности трансформаторов ГПП
Таблица П.1
Удельные расходы электроэнергия ва наиболее эеергоеыкж изделия промышленную продукцию
Вял продухции Единица измерения Фактические удельные расходы
Чугун Электросталь Сталь мартеновская и бессемеровская Сталь кислородно-конверторная Прокат черных металлов Трубы стальные Сжатый воздух Кокс валовой (60% влажности) Кислород Добыча железной руды Агломерат Добыча марганцевой руды Ферросилиций 18% Ферросилиций 25% Ферросилиций 45% Ферросилиций 65% Ферросилиций 75% Ферросилиций 90% Феррохром безуглеродисгый и малоуглеродистый Феррохром среднеуглероднстый Феррохром углеродистый и передельный Ферромарганец среднеуглеродис- ^Феуромарганец углеродистый Силикомарганец (82%) Марганец металлический (90%) Силикохром (40%) Окатыши Сода кальцинированная (100%) Сода каустическая, электролитическая (100%) В том числе полученная: ртутным методом диафрагменным методом Химические волокна (всего) В том числе: шелк вискозный шелк капроновый шелк ацетатный шелк триацетатный шелк хлориновый шелк анид для корда и технических изделий J ► кВт ч/т кВт‘ч/тыс. м3 кВт ч/т кВт ч/тыс. м3 кВт‘ч/т ► кВт ч/т 11.0 693,2 12,5 26,2 107,6 134,6 80,4 30,9 469,7 60,9 33,5 90,2 2078,6 2791,8 4834,6 7179,1 9107,1 12450,3 2387,1 2007,9 3356,0 1475,0 3496,6 3980,3 9125,2 4355,2 62,1 163,0 3289,9 3955,8 3060,3 4861,8 8937,6 11652,3 6263,4 7643,3 2396,1 5572,7
Вад продукции Единица измерения Фахтнчесхие удельные расходы
штапель вискозный штапель медно-аммиачиый искусственный шелк для корда и технических изделий шелк капроновый для корда и технических изделий шелк лавсановый для корда и технических изделий штапель капроновый штапель лавсановый Прочие виды химических волокон Добыча апатитовой руды Апатитовый концентрат Нефелиновый концентрат Спирт этиловый синтетический Каучук синтетический и латексы (всего) В том числе: СКСМ СКВ скд скн ски БК скс ПИБ Прочие виды каучука Латексы Дивинил товарный Аммиак конверсионный Аммиак электролитический Фосфор желтый Сера Автопокрышки кВт ч/т кВт-ч/дал > кВт ч/т кВт • ч/пгг 2349,0 1981,5 4180,0 6409,7 5383,2 3355,3 3507,4 5286,0 6,5 67,8 23,2 7,6 2842,2 2407,0 1220,8 1623,0 1673,4 3163,8 10097,9 1454,7 2137,0 1316,6 1524,5 2704,0 1573,8 13575,3 15883,1 165,7 39,3
Аммиачная селитра Карбамид (мочевина) Калийные удобрения Метанол Кислота серная Синтетические смолы и пластмассы (всего) В том числе: карбамидные смолы капролактам Диметилфталат Ацетат Полиэтилен высокого давления Полиэтилен низкого давления Ацетаты целлюлозы Ионообменные смолы Поливинилацетатная эмульсия Прочие виды смол и пластмасс Карбид кальция ► кВт ч/т 51,2 237,3 181,0 1624,6 118,5 1414,4 160,7 4053,1 1663,2 6098,6 2285,5 3797,2 2053,9 2378,8 428,9 780,9 3033,9
Вид продукции Единица измерения Фагтеакио удельные расходы
Этилен Л 2214,4
Ацетилен 3234,8
Карбид кремния черный 7382,1
Карбид кремния зеленый 8815,9
Добыча угля > 30,0
В том числе: кВт ч/т
добыча подземным способом 38,0
добыча открытым способом 11,9
переработка угля (обогащение) 6,9
угольные брикеты 27,6
Добыча нефти 30,7
Бурение разведочное кВт ч/м 74,0
Бурение эксплуатационное кВтч/м 101,5
Переработка нефти: 30,4
первичная переработка 14,2
крекинг термический 14,7
крекинг каталитический V 60,6
гидроформинг и каталитичес-
кий риформинг кВт • ч/т 81,1
Коксование 273
Пиролиз 19,8
Производство масел J 309,9
Производство катализатора 2106,2
Переработка газа кВт ч/тыс. м3 16,1
Транспортировка нефтепродут-
тов по магистральным продуктоп-
роводам 15,4
Транспортировка нефти по маги-
стральным нефтепроводам кВт ч/(тыс. т км) 13,4
Транспортировка газа по магист-
ральным газопроводам 20,2
Искусственный газ из сланцев кВт ч/тыс. м3 267,3
Добыча торфа 2,8
Добыча сланцев 9,3
Бумага гНт п/т 667,3
Картон 525,0
Целлюлоза 367,1
Древесная масса 1171,3
Пиломатериалы кВт ч/м3 19,4
Древесно-стружечные плиты кВт ч/м3 172,8
Древесно волокнистые плиты кВт ч/м2 2,1
Фанера клееная кВт • ч/м3 104,6
Мебель кВт ч/тыс. руб. 430,9
Цемент кВт ч/т 109,0
Кирпич красный кВт ч/тыс. шт. 77,2
Кирпич силикатный кВт ч/тыс. шт. 34,9
Стекло листовое кВт ч/т 98,4
Стекло полированное кВт ч/м2 11,0
Шифер кВт • ч/тыс. пгт. 55,7
Железобетонные конструкции кВт’ч/мЗ 28,9
и детали
Строительно-монтажные работы кВт ч/тыс. руб 22,63
Вид продукции FrrwHuit» тмердтиа Фактические удельные расходы
Асбест кВт ч/т 604,9
Гипс кВт ч/т 24,3
Хлопковолокно кВтч/т 463,0
Хлопчатобумажные и штапель-
ные ткани кВт'ч/тыс. м2 1100,9
Шерстяные ткани кВт ч/тыс. м2 2478,9
Шелковые ткани кВт ч/тыс. м2 1249,4
Льняные ткани кВт ч/тыс. м2 1061,4
Чулочно-носочные изделия кВт ч/тыс. пар 200,6
Обувь кожаная кВт ч/тыс. пар 791,5
Трикотажные изделия кВт ч/тыс. шт. 525,0
Мясо 57,3
Колбасные изделия 85,5
Мука и крупа ( клт ч/т 67,8
Масло растительное 169,2
Производство холода кВтч/Гкал 490,8
Консервы плодоовощные кВт-ч/тыс. банок 23,4
Сахар-песок (переработка свек-
лы) кВт ч/т 27,0
Переработка сахара-сырца кВт-ч/т 78,5
Спирт-сырец этиловый кВт ч/дал 1,3
Спирт этиловый ректификат кВтч/дал 1,3
Цельномолочная продукция (в
перерасчете на молоко) > 11,5
Хлеб и хлебобулочные изделия J кВт ч/т 25,8
Дрожжи кормовые (всего) 2943,4
В том числе.
гидролизные 1 кВтч/т 2567,5
из углеводов нефти (ЕВК) 6360,6
йз отходов пищевой промыш-
ленности 1818,2
Антибиотики (биомицин) 105,6
Продукция машиностроения
и металлообработки кВт ч/тыс. руб. 74,8
Электротяга железных дорог
МПС кВт • ч/(10 тыс. т км брутто) 124,6
Электротяга поездов метрополи-
тена кВт ч/(тыс. т км брутто) 51,6
Электротяга трамвая кВт ч/(тыс. вагоно-км) 1156,1
Электротяга троллейбуса кВт ч/(тыс. приведенных 1879,9
машино-км)
Пропуск сточных вод кВт ч/тыс. м3 224,5
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Васильев А. А. Электрическая часть станции и подстанции.— М.: Энергия, 1980.
2. Глушков Г. Н. Электроснабжение строительно-монтажных работ.— М.: Стройиздат, 1982.
3. Голубев В. А. и др. Справочник энергетика карьера.— М.: Недра, 1986.
4. Инструкция по проектированию электроснабжения промышленных предприятий СН 174—75.— М.: Госстрой СССР, 1976.
5. Иванов В С., Соколов В. И Режимы потребления и качество электроэнергии систем электроснабжения промышленных предприятий.— М.: Энергоатомиз-дат, 1987.
6. Лукьянов Т. П, Егоров Е. П. Техническая эксплуатация электроустановок промышленных предприятий.— М.: Энергоатомиздат, 1985.
7. Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок.— М.: Высшая школа, 1981.
8. Меньшов Б Г, Сибикин Ю. Д., Яшков В. А. Электроэнергетик-нефтяник.— М.: Недра, 1992.
9. Правила устройства электроустановок.— М.: Атомиздат, 1986.
10. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.— М.: Атомиздат, 1985
И. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию /Под общ. ред. А. А Федорова. - М.: Энергоатомиздат, 1987.
12. Сиоикин Ю. Д. Обслуживание электроустановок промышленных предприятий. М.: Высшая школа, 1989.
13. Сибикин К). Д.. Яшков В. А. Электроснабжение предприятий и установок нефтяной Л|ЮМЫ111ЛС1Шости.— М.: Недра, 1997.
14. Укншнин по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях. -= М/ ’hirpiMM, 1984.
15. Федоров А А , Каменева В. В. Основы электроснабжения промышленных предприяшй М ’ )нспгия, 1979.
16. Федор/м А А , Ристхейн Э. М. Электроснабжение промышленных предприятий. М ' )|||‘ри<М. 1981.
Оглавление
Предисловие. ........................................................ 3
Введение............................................................. 5
Глава 1. Общие вопросы э ктросвабжеявя............................... 8
§ 1.1. Общие сведения об электроснабжении........................ 8
§ 1.2. Типы электрических станций и электроэнергетика мира . . 10
§ 1.3. Современное состояние электроэнергетики России.............14
§ 1.4. Схемы электрических соединений.............................15
Вопросы для самопроверки..............................................20
Глава 2. Потребителе в преемника электроэнергии.......................21
§ 2.1. Основные характеристики установок электропривода ... 21
§ 2.2. Основные характеристики установок электротехнологий ... 24
§ 2.3. Источники света как приемники электроэнергии..............27
§ 2.4. Характеристики установок электроосвещений.................30
Вопросы для самопроверки.............................................32
Глава 3. Род тока в напряжения промышленных предприятий .... 33
§ 3.1. Классификация приемников электроэнергии по роду тока, напряжению и частоте................................................33
§ 3.2. Выбор напряжения электрической сети, питающей промышленное предприятие...................................................35
§ 3.3. Выбор напряжения внутризаводского распределения электроэнергии ..........................................................36
§ 3.4. Выбор напряжения электрических осветительных сетей ... 37
§ 3.5. Показатели качества электроэнергии .......................39
§ 3.6. Надежность электроснабжения...............................46
§ 3.7. Технико-экономические расчеты в электроснабжении .... 54
Вопросы для самопроверки.............................................58
Глава 4. Основное электрооборудование электрических станции в подстанций ..............................................................59
§ 4.1. Синхронные генераторы.....................................59
§ 4.2. Шинные конструкции и изоляторы............................62
§ 4.3. Силовые трансформаторы и автотрансформаторы .... 64
§ 4.4. Выключатели высокого напряжения...........................74
§ 4 5. Разъединители, отделители, короткозамыкатели -и заземлители 81
§ 4.6. Выключатели нагрузки, предохранители, разрядники, реакторы 85
§ 4.7. Измерительные трансформаторы .... .... 90
Вопросы для самопроверки............................................ 95
Глава 5. Электрические нагрузки .....................................96
§ 5.1. Характеристики электрических нагрузок ................... 96
fi 57 Истиной графикой нагрузки..................................101
S 5.3. Определение расчетной нагрузки............................106
5 А Определение расхода электроэнергии........................110
9 5.5. Рекомендации по последовательности расчетов электрических нагрузок .........................................................111
Вопросы для самопроверки..........................................113
Глава 6. Электрические сета напряжением выше 1000 В.....................114
§ 6.1. Основные понятия и определения...............................114
§ 6.2. Конструктивное выполнение электрических сетей................115
§ 6.3. Расчет электрических сетей................................. 120
§ 6.4. Определение потерь электрической мощности и электроэнергии 126
§ 6.5. Выбор площади сечений проводов и жил кабелей .... 130
Вопросы для самопроверки................f...............................134
Глава 7. Подстанции распределительные устройства......................135
§ 7.1. Назначение и классификация подстанций........................135
§ 12. Схемы и основное электрооборудование главных понизительных подстанций..................................................136
§ 7.3. Подстанции на 6...10/0,4...0,66 кВ .........................145
§ 7.4. Распределительные устройства................................147
§ 7.5. Электрические измерения, контроль, управление и сигнализация на подстанциях .................................................154
§ 7.6. Выбор числа и мощности трансформаторов.......................159
Вопросы для самопроверки................................................162
Глава 8. Схемы электроснабжения.........................................163
§ 8.1. Принципы построения схемы электроснабжения и картограммы электрических нагрузок .........................................163
§ 82. Виды схем электроснабжения...................................165
§ 8.3. Особенности схем электроснабжения объектов нефтяной и металлургической промышленности...................................169
§ 8.4. Технико-экономическая оценка вариантов схем электроснабжения ............................................................184
Вопросы для самопроверки................................................186
Глава 9. Токи короткого замыкания. Выбор и проверка токоведущих частей, изоляторов в аппаратов ........................................187
§ 9.1. Изменение силы тока в трехфазной цепи при коротком замыкании ..........................................................187
§ 9.2. Расчет силы токов короткого замыкания ..................189
§ 9.3. Действие токов короткого замыкания и ограничение их силы 200
5 9.4. Выбор и проверка токоведущих частей, изоляторов и аппаратов 204
Вопросы для самопроверки................................................209
Глава 10. Релейная защита в автоматика в системах электроснабжения промышленных предприятий................................................210
§ 101 ОГнцис вопросы релейной защиты...............................210
6 10? Кимггификация реле .........................................211
й 10 1 Киш фумшм вторичных реле . . . . ...........213
§ 10 4 iuktmiw Uintnift............................................215
§ 10 5 1 In non к t Hiioofjx трансформаторов ......................219
§ 10 6 AiiioMHiitkit п «истомах электроснабжения...................221
§ 10 / t имишиуцк ।пекipoдвигателей 226
§ ЮН Дипп ।чг||ц 1||цим и телемеханизация в системах электроснаб-•I ним ........................................ 229
Вопросы л ж । iM>iii|iH)i) рм) . ................................... 230
Глава 11. Распределение электроэнергии при напряжении до 1000 В ... 231
§ 11.1. Конструктивное выполнение сетей напряжением до 1000 В 231
§ 11.2. Схемы электрических сетей напряжением до 1000 В ... 235
§ 11.3. Защита электрических сетей и установок напряжением до 1000 В 237
§ 11.4. Выбор площади сечения проводов и жил кабелей .... 244
§ 11.5. Расчет сетей электрического освещения..........................................................................248
§ 11.6. Расчет стальных проводов, шинопроводов, токопроводов . 250
§ 11.7. Оформление чертежей внутрицехового электроснабжения . . 251
Вопросы для самопроверки.................................'. . . . 254
Глава 12. Компенсация реактивной мощности..................................................................................255
§ 12.1. Основные положения...........................................................................255
§ 12.2. Компенсирующие устройства.260
§ 12.3. Технико-экономическое обоснование выбора средств компенсации реактивной мощности....................................... 265
§ 12.4. Размещение компенсирующих устройств .270
§ 12.5. Регулирование работы компенсирующих устройств .... 272
Вопросы для самопроверки................................................................................................. 273
Глава 13. Элементы техники высоких напряжений в системах электроснабжения ............................................................274
§ 13.1. Испытание изоляции.............................................................................................274
§ 13.2. Защита электрооборудования от перенапряжений .... 276
Вопросы для самопроверки...................................................................................................280
Глава 14. Защитные меры электробезопасвоств................................................................................281
§ 14.1. Основные сведения и определения................................................................................281
§ 14.2. Средства защиты, обеспечивающие безопасность обслуживания электроустановок ..............................................291
§ 14.3. Защитное заземление, способы его выполнения....................................................................293
§ 14.4. Защитное отключение............................................................................................296
§ 14.5. Конструктивное выполнение и расчет заземляющих устройств 298
Вопросы для самопроверки...................................................................................................306
Глава 15. Охрана труда и окружающей среды..................................................................................307
§ 15.1. Общие сведения об охране труда и производственной санитарии 307
§ 15.2. Первая помощь при поражении электрическим током . . . 310
§ 15.3. Общие сведения об окружающей среде.............................................................................314
§ 15.4. Влияние энергетики на биосферу.................................................................................316
§ 15.5. Охрана окружающей среды в России ..............................................................................318
§ 15.6. Охрана электрических сетей напряжением до 1000 В . . . . 320
Вопросы для самопроверки...................................................................................................325
Приложение 1...............................................................................................................336
Приложение П...............................................................................................................329
Список литературы..........................................................................................................333
www пр клдаfu н°н0 125.00 р
Профессия 3noinpocna'wo>ii Г
с пром предприятии и уста Р 4
о
9'2