/
Author: Прохорский А.А.
Tags: электротехника электроника электрооборудование электроснабжение
Year: 1983
Text
АА ПЯОХОРСКИИ
ТЯГОВЫЕ
И ТРЙКСФОРМЯТВРНЫЕ
падтжии
•1л.«ГОЯТ-
А. А. ПРОХОРСКИЙ
ТЯГОВЫЕ
И ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ
ПОДСТАНЦИИ
ИЗДАНИЕ ЧЕТВЕРТОЕ,
ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ
Утверждено
Главным управлением
учебными заведениями МПС
в качестве учебника для техникумов
железнодорожного транспорта
Техническая «
ст,ТюЕаеяьгвердлайскгС”."? "
МОСКВА «ТРАНСПОРТ» 1У83
УДК 621.331 : 1621.311.4+621.311.42) (076.3)
Прохорский А. Л. Тяговые и трансформаторные подстан-
ции: Учебник для техникумов ж.-д. трансп. — 4-е изд., нс»
рераб. и доп. — М.: Транснор i, 1983, — 496 с.
В книге изложены основные сведения по электрооборудо-
ванию и релейной защите тяговых подстанций электрифици-
рованных дорог постоянного и переменного тока и трансфор-
маторных подстанций. Описаны современные схемы электри-
ческих соединений и конструкций тяговых к трансформаторных
подстанций железнодорожного транспорта, постов сскнпонн-
рования постоянного и переменного тока. Даны методики рас-
чета токов короткого замыкания, выбора оборудования п ре-
лейной защиты, а также расчета заземляющих устройств и
устройств питания собственных нужд. Изложены основные
сведения по технике безопасности п эксплуатации оборудова-
ния электроустановок.
По сравнению с 3-м изданием, вышедшим в 1978 г., 4 с
издание дополнено описанием новых электрических схем и
KOiieipyKiuin.
Книга утверждена Главным управлением учебными заве-
дениями МПС в качестве учебника для техникумов железно-
дорожного транспорта по специальности «Энергоснабжение п
энергетическое хозяйство железнодорожного транспорта». Она
может быть полезна эксплуатационному персоналу тяговых и
трансформаторных подстанций.
Ил. 290, табл. 23, бпблиогр. 24 иазв.
Рецензент Проектно-конструкторское бюро ЦЭ МПС
Заведующий редакцией Н. В. Зенькович
Редактор Т. В. Шерстина
© Издательство «Транспорт», 1983
3602030000-055
049(01)-83 Б5’83
ОТ АВТОРА
Книга написана в соответствии с программой предмета «Тяговые
и трансформаторные подстанции» для техникумов железнодорожного
транспорта по специальности «Энергоснабжение и энергетическое хо-
зяйство железнодорожного транспорта».
Из всего многообразия оборудования, схемных и конструктивных
решений, используемых на тяговых и трансформаторных подстанциях,
в книге отражены наиболее широко применяемые, современные и
перспективные, при усвоении которых не трудно будет разобраться
с другими типами, приводимыми в специальной периодической и
справочной литературе.
Поскольку железнодорожные электроустановки подключают к
электрическим сетям напряжением не выше 220 кВ, в книге рассмот-
рено электрооборудование на напряжения до 220 кВ.
При написании данного учебника учитывалось, что учащиеся уже
изучили электротехнику, электрические измерения, электрические
машины, основы электроники, автоматики и телемеханики, на базе
которых рассматриваются более сложные электротехнические вопросы
практического назначения.
При подготовке книги к переизданию автором учтены пожелания
и замечания преподавателей техникумов и вузов, а также работников
производства.
В отличие от третьего в четвертом издании расширены сведения
по противоаварийной автоматике — релейной защите линий и транс-
форматоров на электромеханических реле и особенно по релейной
защите па электронных приборах, приведены основные сведения по
новым схемам выпрямления, быстродействующим выключателям
постоянного тока, вакуумным и элегазовым выключателям перемен-
ного тока, подстанциям метрополитенов*, тяговым подстанциям пере-
менного тока электрической тяги по системе 2 X 25 кВ, приборам для
наладки и испытания оборудования тяговых и трансформаторных
подстанций.
Автор выражает большую благодарность рецензентам тт. Окуне-
ву В. В. и Шипареву Ю.А. за] полезные советы при подготовке ру-
кописи к печати.
Автор с благодарностью примет все пожелания и замечания по книге,
которые следует направлять по адресу: Москва, 107174, Басманный
туп., 6а, издательство «Транспорт».
3
ВВЕДЕНИЕ
Значение электрификации в создании материально технической
базы социализма и коммунизма ярко выражено в гениальной формуле
В. И. Лепина «Коммунизм — это есть Советская власть плюс электри-
фикация всей страны», которая является программой действия КПСС
на всех этапах социалистического строительства. Высокая оценка
электрической энергии в развитии общества объясняется большими
преимуществами ее перед всеми другими видами энергии, а именно
транспортабельностью на большие расстояния, дробимостью и лег-
костью превращения в другие виды энергии, что позволяет применять
се для самых различных нужд общественного производства и потреб-
ностей населения.
11ачало целеустремленной электрификации нашей страны было
положено планом ГОЭЛРО, разработанным по указанию В. И. Лени-
на Государственной комиссией под председательством Г. М. Кржижа-
новского и одобренным VIII Всероссийским съездом Советов в де-
кабре 1920 г. Планом ГОЭЛРО было намечено в течение 10—15 лет
построить 30 районных тепловых и гидравлических электростанций
общей установленной мощностью 1750 МВт. Этот план был перевы-
полнен, и к концу 1935 г. вместо 30 было построено 40 районных
электростанций. В 1935 г. было произведено 26,3 млрд. кВг • ч.
I Ipon июдство wiPKipo^neprnii в 1970 г. по сравнению с 1935 г. увели-
чилось примерно в 28 раз (740,9 млрд. кВт-ч), в 1975 г. — в 40 раз
(1038,6 млрд. кВт • ч), а в 1985 г. увеличится примерно в 59—60 раз.
За годы послевоенных пятилеток построено много крупных тепло-
вых и гидравлических электростанций. Тепловые электростанции
СССР мощностью 4—6 млн. кВт являются самыми мощными в мире,
строительство которых предусмотрено продолжить в одиннадцатой
пятилетке. Сооружены гигантские гидроэлектростанции: на Волге —
Куйбышевская и Волгоградская, на Енисее — Красноярская, в Си-
бири — Братская. Разработана программа строительства атомных
электростанций на перспективу. Строящиеся и намеченные к строитель-
ству атомные электростанции расположены преимущественно в евро-
пейской части страны, что вызвано ограниченными запасами топливно-
энергетических ресурсов этого района.
Основными направлениями социального и экономического разви-
тия СССР па 1981—1985 годы и па период до 1990 года, утвержден-
ными XXVI съездом КПСС, предусмотрено ввести в действие на
электростанциях 69 млн. кВт новых мощностей и довести выработку
электроэнергии в 1985 г. до 1550 — 1600 млрд. кВт • ч.
Действует Единая энергетическая система СССР (ЕЭС) — уникаль-
ная организация энергетического хозяйства. ЕЭС полностью обеспе-
чит возрастающие потребности страны в электроэнергии и повысит
надежность электроснабжения промышленности, транспорта и сельс-
кого хозяйства при меньшей общей установленной мощности генерато-
4
ров электростанций. Это осуществимо потому, что максимумы электри-
ческих нагрузок на Востоке и Западе страны не совпадают по времени.
Поэтому, когда в западной части страны дневное время, электроэнер-
гия будет поступать из восточной в западную часть страны, а в ноч-
ное время — наоборот.
Электрификация железных дорог в плане ГОЭЛРО рассматрива-
лась как создание сверхмагистралей, которые будут не только решать
чисто транспортные задачи, но и будут способствовать электрифика-
ции прилегающих районов. В настоящее время по электрическим
железным дорогам не только перевозят грузы, но и создают вокруг
них промышленные и культурные центры.
О г электрификации отдельных участков с интенсивным пригород-
ным движением, таких как Баку — Сабунчи — Сураханы протя-
женностью 19 км (1926 г.), Москва — Мытищи протяженностью
17,7 км (1929 г.), в СССР, начиная с 1956 г., стала осуществляться
электрификация целых направлений. На электротяге работают круп-
нейшие в мире магистрали: Москва — Киев — Львов — Чоп, Ле-
нинград — Москва — Ростов — Ленинакан, Москва — Горький —
Свердловск, Москва — Челябинск — Новосибирск — Чита — Ка-
рымская и др. На 1 января 1983 г. протяженность электрифицирован-
ных железных дорог СССР составила 45,7 тыс. км, из них на перемен-
ном токе— 19,3 тыс. км. В одиннадцатой пятилетке предусмотрено
электрифицировать более 6 тыс. км. в результате чего протяженность
электрифицированных железных дорог в 1985 г. достигнет 50 тыс. км.
Электрификация железных дорог СССР до 1956 г. проводилась
преимущественно на постоянном токе напряжением 3 кВ. В настоящее
время она осуществляется как на постоянном, так и на переменном
токе промышленной частоты напряжением 25 кВ и 2 х 25 кВ. При-
менение переменного тока для электрической тяги более экономично
ио сравнению с постоянным током как по капитальным вложениям, так
н но эксплуатационным расходам. При напряжении 25 кВ среднее
расстояние между тяговыми подстанциями составляет 50 км вместо
20 км при напряжении 3 кВ постоянного тока, что уменьшает пример-
но и 2 раза общее количество дорогостоящих тяговых подстанций для
одного и того же электрифицированного участка. Кроме того, при
потреблении электроподвижным составом одной и той же мощности
потери энергии в контактной сети при напряжении 25 кВ во много
раз меньше, чем при напряжении 3 кВ, что позволяет выполнить
контактную подвеску проводами меньшего сечения.
При электрификации по системе 2 X 25 кВ переменного тока
среднее расстояние между тяговыми подстанциями составляет 80 км.
Электрическая тяга является основным потребителем электроэнер-
гии на железнодорожном транспорте. Кроме того, электроэнергия
на железных дорогах расходуется на различные технические нужды:
освещение вокзалов и станций, выполнение работ по ремонту подвиж-
ного состава, пути, изготовление запасных частей и т. д. Удовлетворе-
ние потребности железнодорожного транспорта в электроэнергии
осуществляется в основном путем присоединения железнодорожных
мскгроустановок к районным сетям энергосистемы.
5
ГЛАВА
I
КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ
ОБ ИСТОЧНИКАХ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
1. Типы электростанций
Электростанции предназначены для производства электрической
энергии. По роду первичной энергии, преобразуемой специальными
агрегатами в электрическую энергию, электростанции подразделяют-
ся на тепловые, гидравлические и атомные. Трудами советских и
зарубежных ученых и опытными установками доказаны технические
возможности использования других энергетических источников для
производства электрической энергии (энергия солнца, морских при-
ливов и отливов, тепло земных иедр и т. д.). В настоящее время элек-
трическая энергия вырабатывается главным образом на тепловых,
гидравлических и атомных электростанциях. Мощность атомных
электростанций, строящихся в нашей стране, возрастает из года в
год; возрастает и их удельный вес в общем энергобалансе страны.
В Основных направлениях социального и экономического разви-
тия СССР предусмотрено «довести выработку электроэнергии в 1985 г.
па аюмных алектросганциях до 220—225 млрд. кВт • ч и на гидро-
унч»।рис шпинях до 230 235 млрд. кВт • ч. Обеспечить прирост про-
тиодегна элекipoMieprnn в европейской части стран!! СССР в основ-
ном па атомных и гидроэлектростанциях». Однако основными источни-
ками электроэнегрии останутся пока тепловые электростанции. В
1985 г. на них должно быть произведено 1100—1140 млрд. кВт • ч.
Тепловые электростанции. Тепловые электростанции (ТЭС) пре-
образуют химическую энергию топлива в электрическую энергию и
тепло. К ТЭС относятся конденсационные электростанций (КЭС),
теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), газотурбинные, с МГД-генераторами и
дизельные.
КЭС — это тепловая электростанция, оборудованная паровыми .
турбинами, работающими по конденсационному циклу. На КЭС пар,
отработавший в паровых турбинах, поступает» в конденсаторы, где он,
охлаждаясь, конденсируется в воду. Затем эту воду подают в паровые
котлы, в которых из воды создают пар, поступающий в паровую тур-
бину. Получается замкнутый цикл: вода—пар—турбина — вода.
Потери воды в этом цикле пополняются из спецальных водоемов. На
КЭС устанавливают турбогенераторы (турбогенератор — это блок
из паровой турбины и генератора трехфазного переменного тока) боль-
шой мощности — 200, 300, 500, 800, 1200 МВт. К. п. д. КЭС, работаю-
щей на твердом топливе, составляет 25—28%, а на пылеугольном
топливе — от 34 до 40%.
ТЭЦ — это тепловая электростанция с комбинированным произ-
водством электрической энергии и тепла в теплофикационных паро*
6
турбинных установках. ТЭЦ, вырабатывающие как электрическую,
так и тепловую энергию (пар, горячая вода), сооружают обычно возле
производственных и бытовых тепловых потребителей. В отличие от
конденсационных электростанций ТЭЦ оборудуют специальными
теплофикационными турбинами, в которых часть пара проходит не
все ступени. Отбираемый на промежуточных ступенях турбины пар
используют для производственных и бытовых нужд — центрального
отопления, пропарочных цехов, сушилок фабрик и заводов. Коли-
чество отбираемого пара можно регулировать в зависимости от спроса
тентовых потребителей на пар и горячую воду. Чем больше спрос на
пар и горячую воду, тем выше к. п. д. тепловой части ТЭЦ, так как
меньше гспла уносится из конденсатора охлаждающей водой. Полный
к. п. д. ТЭЦ, характеризующий использование топлива при комбини-
рованном отпуске электрической и тепловой энергии, достигает 60—
7096 и выше.
Научно-исследовательские и конструкторские перспективные
разработки в области тепловых электростанций направлены на совер-
шенствование существующих и на создание принципиально новых
сиг гем. К ним относятся электростанции с газовыми турбинами и
мигпнтогидродинамическими генераторами.
Газотурбинная электростанция — это тепловая электростанция,
|’|цч)бразующая химическую энергию топлива в электрическую с по-
мощью газовых турбин. Образование рабочей газовой смеси высокого
давления осуществляется в специальной камере сгорания турбины. В
чгу камеру многоступенчатым компрессором нагнетается под большим
давлением воздух, затем с помощью форсунки впрыскивается топли-
во, которое, сгорая, вызывает значительное возрастание давления в
камере. По соответствующим каналам газы поступают на лопатки
турбины и приводят во вращение ее ротор и соединенный с ним ротор
генератора. К., п. д. электростанции с газовыми турбинами ниже, чем
с паровыми турбинами, что объясняется следующим: водяные пары
являются лучшим теплоносителем, чем продукты сгорания органи-
ческого топлива, на котором работает газовая турбина; на приведение
в действие компрессора расходуется более половины мощности, раз-
виваемой турбиной. Основной недостаток газовой турбины состоит в
том, что она может работать только на очень чистых продуктах сгора-
ния в виде природного газа или специально очищенного и поэтому
дорогого жидкого топлива. На электростанциях же с паровыми
турбинами используется преимущественно низкосортное топливо.
Магнитогидродинамический генератор (МГД-генератор) позволя-
ет получить электрическую энергию непосредственно из плазмы.
Ml 71-генератор не имеет котла, турбины, ротора и вообще каких-либо
подвижных частей. Он представляет собой резервуар, заполненный
газами. Газы, разогретые до температуры 2600 — 2700°С, образуют
плазму, обладающую хорошей проводимостью. Плазма перемещается
мощным магнитным полем, под действием которого в ней, как в про-
воднике, наводится э. д. с. Таким образом, тепло непосредственно
превращается в электричество. Тепло продуктов сгорания, выходящих
ИI канала МГД-генератора, используют для получения пара в паро-
7
генераторе. Пар направляют в паровую турбину. Сочетание МГД-ге-
нератора е паровой турбиной позволяет на такой электростанции
достигнуть к. п. д. 50—55%, что выше к. п. д. тепловых электростан-
ций с турбинами конденсационного типа.
Дизельная электростанция (ДЭС) — это тепловая электростанция,
преобразующая химическую энергию жидкого топлива в электричес-
кую с помощью дизельных агрегатов. Мощность ДЭС колеблется
от нескольких сотен до нескольких тысяч киловатт. Основное преиму-
щество ДЭС — быстрый пуск, поэтому они нашли широкое приме-
нение в качестве передвижных электростанций на стройках, удален-
ных от электрических сетей, для питания электрифицированного
инструмента при выполнении ремонтных работ в путевом хозяйстве,
выполнение ремонтных работ в коммунальном хозяйстве, городов и
т. п. ДЭС применяют также для электрификации небольших поселков,
удаленных от государственных электрических сетей, а также в каче-
стве источников резервного питания устройств СЦБ. Д. и. д. ДЭС со-
ставляет 30—32%.
Тепловые электростанции работают на угле, нефти и газе, запасы
которых в недрах земли не бесконечны. Следует иметь в виду, что
нефть, газ и уголь являются ценным сырьем для химической промыш-
ленности и их нужно разумно расходовать, чтобы не оставить без
этого сырья будущие поколения. Чем больше мы расходуем тради-
ционные виды энергетического сырья — нефть, газ и уголь, тем меньше
их остается и тем дороже с каждым днем они нам обходятся. Поэтому
уже сегодня настала задача увеличить масштабы использования не-
исчерпаемых и возобновляемых источников энергии — гидравли-
ческой, атомной, геотермальной, солнечной и ветровой.
Гидроэлектростанции. На гидроэлектростанциях преобразуется
механическая энергия водного потока в электрическую. Гидроэлек-
тростанции делятся так: ГЭС — приплотинные, плотинные, дерива-
ционные; ГАЭС — гидроаккумулирующие; ПЭС — приливные. При-
плотинные и плотинные ГЭС строят на многоводных реках, дерива-
ционные и гидроаккумулирующие — на немноговодных реках с боль-
шим перепадом воды, приливные — на побережьях морей и океанов.
На ГЭС устанавливают гидрогенераторы (гидрогенератор — это
блок из гидравлической турбины и генератора трехфазного перемен-
ного тока) большой мощности: 225, 500, 640 МВт и более. Например,
на Саяно-Шушенской ГЭС установлено 10 гидрогенераторов мощнос-
тью по 640 МВт. ГЭС строят в местах наилучшего использования рек,
так как мощность ГЭС зависит от разности бьефов (уровней воды до
и после турбины) и количества воды, проходящей через турбину в
единицу времени.
Преимущества ГЭС: высокий к. п. д. использования энергии падаю-
щей воды, который с учетом потерь в гидротехнических сооружениях,
гидротурбинах и генераторах составляет 80—90%; самая низкая се-
бестоимость 1 кВт • ч электроэнергии (по данным Минэнерго СССР
за 1979 г., себестоимость электроэнергии составляла на ТЭС — 0,752
коп., на АЭС — 0,786 коп., на ГЭС — 0,149 коп); сохраняются при-
родные энергетические ресурсы, которые можно использовать для
8
других технических целей; освобождается транспорт от лишних пе-
ревозок.
ГАЭС — это электростанция, работающая на воде, перекаченной
из нижнего бьефа в верхний. ГАЭС применяют для покрытия остропи-
ковой части графика нагрузок в утренние и вечерние часы суток.
В ночное время воду из нижнего бьефа в верхний перекачивают гидро-
агрегатами, питаемыми от электрической системы. Этим достигается
улучшение экономических показателей ТЭС, загружаемых в периоды
спада нагрузок для наполнения бассейнов суточного регулирования
ГАЭС.
ПЭС создается отсечением плотиной морского залива или бухты от
моря. Волна прилива, движимая космическими силами, дважды в
сутки наступает на берег океана. Общая мощность прилива составляет
1 млрд. кВт. Энергия прилива оказывалась до недавнего времени не
использованной ввиду ее зависимости от ритма движения Луны (оста-
новка, падение и нарастание через каждые 6 ч 50 мин, уменьшение
мощности при убывании видимости лунного диска в течение месяца).
В СССР разработана конструкция ПЭС, которая позволяет получать
от нее соответствующее количество энергии независимо от положения
Луны.
Атомные электростанции (АЭС). На АЭС преобразуется энергия
расщепления ядер атомов химических элементов в электрическую
энергию и тепло. В АЭС на тепловых нейтронах используется
тепловая энергия распада атомного ядра изотопа 235 урана (со-
держание U235 в природном уране 0,712%) или тория. Чтобы по-
лучить тепловую энергию распада атомного ядра длитель-
но (а не в виде взрыва) и управлять ею, применяют
атомные реакторы со специальными замедлителями. По существу, АЭС
является тепловой, так как тепловая энергия распада атомного ядра
через специальные теплоносители передается воде, преобразуемой в
пар, который приводит в движение турбогенератор. Однако вследст-
вие интенсивного радиоактивного излучения требуется сооружение
специальных средств для защиты от него, что существенно отличает
АЭС от ТЭС. К. п. д. АЭС на тепловых нейронах составляет 25—30%.
Природный уран содержит в себе 99,283% изотопа U238, т. е. при-
мерно в 140 раз больше, чем изтопа U235. Мировые запасы урана со-
держат в 20—40 раз больше энергии, чем разведанные запасы угля и
нефти. Энергетические показатели изтопа урана U238 характеризуются
следующими данными: 1 кг урана соответствует примерно 2000 т пер-
восортного угля или 20 млн. кВт • ч электроэнергии; при распаде
ядер атома из 1 г урана выделяется 2,3 • 104 кВт • ч энергии, 90%
которой превращается в тепло. Однако использование изотопов U238
до недавнего времени вызывало технические трудности, так как ядра
И238 делятся только под действием быстрых нейтронов с энергией,
превышающей 1 МэВ, тогда как ядра U235 эффективно делятся под
действием нейтронов малой скорости с затратой небольшой энергии.
В настоящее время в нашей стране и за рубежом строятся АЭС пре-
имущественно с реакторами на быстрых нейтронах для использования
9
Затраты на строительство АЭС с реакторами на быстрых нейтронах
экономически оправдывают себя, так как в них полностью использует-
ся добываемый уран и, кроме того, воспроизводится атомное горючее —
плутоний. В АЭС с реакторами на тепловых нейтронах использует-
ся только 1—2% сжигаемого урана, остальное — отходы (плутоний,
который теперь будет использоваться на АЭС с реакторами на быст-
рых нейтронах). Единичная электрическая мощность построенных
реакторов на быстрых нейтронах достигла 600 МВт. Перспективными
являются реакторы мощностью 800 и 1600 МВт. В одиннадцатой пяти-
летке предусмотрено «продолжать работы по освоению реакторов на
быстрых нейтронах».
На начало 1980 г. только 22 страны имели АЭС, суммарная мощ-
ность которых превысила 120 млн. кВт. Ожидается, что к 1995 г.
мощность АЭС достигнет 480—500 млн кВт.
Геотермальные электростанции. Они работают на принципе исполь-
зования глубинного тепла Земли. Источниками глубинного тепла
Земли являются радиоактивные превращения, химические реакции и
друтге явления, происходящие в земной коре. Температуры пород а
глубиной непрерывно увеличиваются и па глубинах 2—3 тыс. м пре-
вышают' 100сС. Воды, циркулирующие на больших глубинах, нагрева-
ются водосодержащими породами до значительных температур и мо-
гут быть выведены на поверхность буровыми скважинами. В вулкани-
ческих районах глубинные воды часто подогреваются горячими газами»
поднимающимися по трещинам земной коры от магматических очагов.
В этих районах термальные воды имеют наиболее высокие температуры
и расположены близко к поверхности земли. Доступными являются
термальные воды и пароводяные смеси с теплосодержанием до
200 ккал/кг. Сверхглубинное бурение дает возможность освоить тепло
более энергоемких земных недр. Пароводяная смесь с теплосодержа-
нием до 200 ккал/кг, выведенная на поверхность земли с глубины 200—
450 м с помощью скважин, направляется по трубопроводам в сепара-
ционные устройства. Отсепарированный пар поступает в турбины, а
горячая вода при температуре 120°С используется для теплоснабжения
населения и технических целей. Преимущество геотермальной элек-
тростанции состоит в том, что она не расходует энергетического сырья.
Основной недостаток — ограниченная мощность.
Солнечные электростанции. Земля каждый день получает от Солн-
ца в тысячу раз больше энергии, чем ее вырабатывают все электростан-
ции мира. Задача состоит в том, чтобы научиться практически исполь-
зовать хотя бы ее небольшое количество. Разработка технологии ис-
пользования энергии Солнца только начинается. В нашей стране
исследования в области солнечной энергетики ведутся уже несколько
десятилетий. Над проектами крупных солнечных электростанций ра-
ботают в ряде стран Европы, в Японии и США. Некоторые из них
будут введены в строй уже в самые ближайшие годы. Создание
большого количества солнечных электростанций займет несколько
десятилетий. В месте нахождения электростанции Солнце светит не
круглосуточно. Поэтому в солнечной энергетике одной из важных
проблем, кроме получения электроэнергии, является обеспечение дли-
Ю
тельного хранения и передачи энергии в больших масштабах. Иссле-
дователи пришли к выводу, что в качестве партнера солнечной энергии
должны выступать различные виды жидкого или газообразного топли-
ва. Наиболее вероятной кандидатурой является водород. Получение
водорода с использованием солнечной энергии, например путем
электролиза, может быть достаточно дешевым, а сам этот газ с высо-
кой температурной способностью может преобразоваться в электро-
энергию на солнечной электростанции, длительно храниться, транс-
портироваться по трубопроводам или перевозиться танкерами на
другие электростанции.
В стадии технических экспериментов находится преобразование
солнечной энергии, получаемой искусственными спутниками Земли
па стационарных орбитах в районе экватора, в коротковолновое элек-
тромагнитное излучение, которое на Земле превращается в электро-
энергию.
Главное перспективное направление в мировой электроэнергетике
состоит в максимальном использовании атомной энергии и возобнов-
ляемых источников энергии — гидравлической, геотермальной, сол-
нечной, ветровой, разницы температур глубинных и поверхностных
вод Мирового океана.
2. Подстанции
На электростанциях 1 (рис. 1) генераторами вырабатывается трех-
фазный переменный ток промышленной частоты 50 Гц напряжением
10 кВ и выше и подается на повышающие подстанции 2. Переменный
ток повышенного напряжения 35; ПО кВ и выше по линии электро-
передачи (ЛЭП) передается к потребителям через трансформаторы
понижающей подстанции 3, понижающие напряжение до 10 кВ. Транс-
форматоры понижающей подстанции 4 понижают напряжение до
380/220 В. От шин пониженного напряжения энергия поступает к
потребителям 5. Потребители 6 питаются от шин электростанции через
понижающую подстанцию 7. Совокупность воздушных и кабельных
линий электропередачи и подстанций, работающих на определенной
территории, называются электрической сетью.
Электрическая подстанция — это электроустановка, предназна-
ченная для преобразования и распределения электрической энергии.
Подстанции бывают повышающие и понижающие.
Повышающие подстанции 2 (см. рис. I) сооружают обычно непо-
средственно при электростанциях. Они служат для связи электростан-
ции с электрической системой и передачи электроэнергии до потребите-
лей высоким напряжением.
Понижающие подстанции 3 (см. рис. 1) предназначены для пре-
образования напряжения питающей сети в более низкое напряжение,
при котором электроэнергия передается потребителям, присоединен-
ным к данной подстанции. Они бывают с одним вторичным напряжени-
ем 10 (11) кВ и двумя вторичными напряжениями 10 (11) и 35 (38,5) кВ,
как подстанция 2. На первых устанавливают двухобмогочные транс-
11
Рис. 1. Схема электрической
сети
форматоры, а на вторых — трехобмоточные. Напряжение 35 кВ ис-
пользуют для питания удаленных от подстанций потребителей, а на-
пряжение 10 кВ — для питания потребителей, расположенных вблизи
подстанции.
Трансформатор является основным оборудованием в любом типе
подстанции. Рассмотрим его устройство. Стальной сварной бак 22
(рис. 2) закреплен дном на тележке 19, а сверху закрыт крышкой 26 с
прокладкой из маслостойкой резины для надежной герметизации бака.
На крышке установлены: вводы высшего 2 (ВН), среднего 3 (СН) и
низшего 5 (НН) напряжений; привод 6 переключателя обмотки выс-
шего напряжения; выхлопная труба 7 для предохранения бака 22 от
взрыва в случае повышения давления масла и газов в нем (масло вы-
давливает стеклянную крышку на торце трубы, происходит выброс
масла наружу и снижение давления в баке); расширитель 9 с указате-
лем уровня масла 10 и соединительной трубой, в рассечку которой
установлено газовое реле 8. На баке трансформатора закреплены:
Рис. 2. Устройство мощного трехобмоточного трансформатора
13
трубчатые охладители 23, в середине которых установлены вентиля-
торы 25 е двигателями 24; фильтр 17 для непрерывной регенерации
трансформаторного масла; кран 2.1 для спуска масла, крюк 1 для подъе-
ма трансформатора и скоба 20 для домкрата. Внутри бака расположе-
на выемная часть трансформатора, основанием которой служит магни-
топровод 12, на котором установлены обмотки низшего, среднего и
высшего напряжения 15 с отводами 13 для присоединения к вводам
2, 3 и 5; емкостные экраны 16; однофазные переключатели 4 регулиро-
вочных ответвлений обмотки ВН; изоляционные цилиндры 14 для
нижней части ввода ВН. Проушина 11 служит для подъема выемной
части, направляющий штифт 18 на дне бака — для фиксации выемной
части в баке трансформатора.
Трансформатор может иметь однофазный переключатель ответвле-
ний ОП, позволяющий ступенчато изменять число витков его первич-
ной обмотки для регулирования напряжения под нагрузкой (рис. 3).
Кроме однофазных и трехфазных двух- и трехобмоточных транс-
форматоров, применяют однофазные и трехфазные автотрансформато-
ры, а также трансформаторы с расщепленными фазами на стороне
низшего напряжения.
Часть обмотки высшего напряжения (ВН) автотрансформатора
(рис. 4, а), заключенная между точками Al-1, Bl-2, С1-3, называется
последовательной обмоткой, остальная часть между 1-Х, 2-Y, 3-Z
называется общей обмоткой и соответствует среднему напряжению
(СН). Обмотки ВН и СН, имеющие общие точки, связаны между собой
гальванически (электрически), а с обмотками НН они связаны электро-
магнитно. Автотрансформатор (АТ) характеризуется номинальной
SII0M и типовой STIID мощностями. Номинальная мощность представ-
ляет собой п; о введение высшего напряжения С/вн и тока последо-
Рис. 3. Схема соединения обмоток трехибмоточного трансформа topa
7/0 или 220кВ
35кВ
14
a)
220 К. В
ОВщая
оВнот-
M(Cti')
Последо-
ватель-
ная oB-
мотка
(ВН)
B1
Рис. 4. Схема трехфазного автотрансформатора (о) и трансформатора с расщеп-
ленными фазами (б)
нательной обмотки /х, т. е. SH0„ = V3 С/вн Л- Типовая мощность
отображающая экономическую сторону конструкции АТ, т. е. расход
активных материалов, зависит от номинальной мощности и коэффи-
циента трансформации: STIln = SH0M [1 — 1/(ивн-сн1 = a SH0M, где
лвн-сн — коэффициент трансформации между ВН и CH; а = (1 —
— 1/(лвп-сн)1 — коэффициент выгодности АТ. Установлено, что при
а 0,5 изготовление АТ вместо трехобмоточных трансформаторов
становится невыгодным. АТ применяют для связи электрических
систем 220—ПО, 330—220, 500—220 кВ. В последнем случае коэффи-
циент выгодности а = [1 — 1/(500 : 220)1 = 0,56. Для связи между
системами 110 и 35 кВ АТ невыгодны, так как а = [1 — 1/(110 : 35)1 =
= - 0,68. Кроме того, АТ на напряжение 110/35 кВ нельзя выполнять
из-за разных режимов нейтралей.
У трансформаторов с расщепленными фазами (рис, 4, б) обмотка
низшего напряжения разделена на две по мощности равные части и
каждая часть имеет отдельные выводы на крышке бака трансформато-
ра. Такие трансформаторы позволяют уменьшить токи КЗ на стороне
низшего напряжения и применить в РУ-6 или 10 кВ более дешевое
оборудование, так как каждая часть обмотки может работать на от-
дельную систему или секцию сборных шин.
Режим работы, для которого машины и аппараты спроектированы
и изготовлены, называется номинальным. Номинальный режим работы
трансформатора характеризуется номинальными величинами, обозна-
ченными на заводском щитке: мощностью, напряжением, током, ис-
пытательным напряжением короткого замыкания. ГОСТ 9680—77Е
предусматривает следующие номинальные мощности трансформаторов
и автотрансформаторов в кВ • А: 10; 16; 25; 40; 63; 100; 160; 250; 400;
630; 1000; 1600; 2500; 4000; 6300; 10 000; 16 000; 25 000; 40 000; 63 000
и более. Номинальная мощность однофазного трансформатора, пред-
назначенного для работы в трехфазной группе, должна составлять
одну треть мощности, указанной выше. Например, однофазный транс-
15
форматор мощностью 10 000 кВ • А должен работать в трехфазной
трансформаторной группе мощностью 30 000 кВ • А.
Номинальным напряохением генераторов, трансформаторов и при-
емников электроэнергии называется такое напряжение, при котором
они предназначены для нормальной работы. Номинальные напряже-
ния генераторов приняты на 5% выше номинальных напряжений при-
емников электроэнергии для компенсации потери напряжения в сетях.
Первичные обмотки понижающих трансформаторов изготовляют
на те же номинальные напряжения, что и приемники электроэнергии.
Вторичные обмотки повышающих и понижающих трансформаторов
изготовляют на напряжения, превышающие на 5—10% номинальные
напряжения приемников электроэнергии из тех же соображений, что
и для генераторов.
Номинальные напряжения электрических сетей и присоединяемых
к ним источников и приемников энергии до 1000 В общепромышленного
назначения приведены в табл. 1, выше 1000 В—в табл. 2 (ГОСТ 721—77
и ГОСТ 21128—75). Кроме указанных в табл. 1 и 2, имеются следую-
щие напряжения: 3: 150; 330; 500; 750 и 1150 кВ. Напряжения 3 и
150 кВ не рекомендованы для новых электроустановок. Для общепро-
мышленного применения допускаются напряжения однофазного пере-
йенноУ©Тока 24 и 36 В и постоянного тока — 12, 24, 36, 48 и 60 В.
Номинальным током электрических машин, трансформаторов и
аппаратов является наибольший допустимый ток, при прохождении
которого сколь угодно длительное время температура нагрева токове-
дущих частей и изоляции не превышает установленной нормами ве-
личины при определенной расчетной температуре окружающей среды.
Наибо ее предпочтительными являются номинальные токи, кратные
и дольные следующим значениям (ГОСТ 6827—76): 1,0; 1,6; 2,5; 4,0
и 6,3 А. Например, 0,1; 1,0; 10; 100; 1000; 10 000 и 100 000 А.
Испытательное напряжение короткого замыкания зависит от
мощности трансформатора, напряжения обмотки высшего напряже-
ния, количества фаз и обмоток (одно- или трехфазные, двух- или трех-
обмоточные), способа регулирования напряжения.
Буквы и цифры, обозначающие тип трансформатора или автотранс-
форматора, имеют следующие значения в порядке их написания.
Таблица I
Напряжение постоянного тока. В Напряжение переменного тока, В
Источники и преобра- зователи Сети и приемники Источники и преобразова- тели Сети и приемники
Однофазный ток Трехфазный ток Однофазный ток Трехфазный ток
28,5 27 42 42 40 40
115 11® 230 230 220 220
230 220 230 400 380 У 380
1Ь
Таблица 2
Номинальное междуфазное напряжение, кВ
Генераторы Сети и приемники Трансформаторы и автотрансформаторы (в числителе — без РПН, в знаменателе — с РПН) Наибольшее рабочее напряжение электрообо- рудования, кВ
Первичные обмотки Вторичные обмотки
6,3 6 6 И G.3 6,3 и 6,6 7,2
10,5 10 10 н 10,5 10,5 и 11 12
35 38,5 40,5
оэ 35 и 36,75
110 — 121 126
ПО И 115 115 и 121
220 — 242 252
220 и 230 230 и 242
Исполнение-. А — автотрансформатор (трансформатор не имеет отли-
чительного буквенного обозначения); Т — трехфазный; О — одно-
фазный; Р — наличие расщепленной обмотки НН. Вид охлаждения
обозначается одной или двумя буквами. Сухие трансформаторы с
естественным воздушным охлаждением: С — открытым, СЗ — защи-
щенным, СГ—герметичным исполнением и СД—с воздушным дутьем.
Масляные трансформаторы-. М — естественная циркуляция масла и
воздуха; Д — принудительная циркуляция воздуха и естественная
циркуляция масла; МЦ — естественная циркуляция воздуха и при-
нудительная циркуляция масла; ДЦ — принудительная циркуляция
воздуха и масла; МВ — принудительная циркуляция воды и естест-
венная циркуляция масла; Ц — принудительная циркуляция воды и
масла. Трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком: Н — ес-
тественное охлаждение негорючим жидким диэлектриком; НД — ох-
лаждение негорючим жидким диэлектриком с дутьем. Количество обмо-
ток-. Т — трехобмоточный (двухобмоточный трансформатор не имеет
специального буквенного обозначения). Наличие устройства регули-
рования напряжения под'нагрузкой (РПН) в одной из обмоток трансфор-
матора — Н. В числителе дроби после буквенного обозначения типа
указывается номинальная мощность трансформатора в кВ • А, в
знаменателе — класс напряжения обмотки ВН в кВ. Пример обозна-
чения трансформатора: ТРДН-25000/110— трехфазный с расщеплен-
ной обмоткой НН, принудительной циркуляцией воздуха и естествен-
ной циркуляцией масла, регулированием напряжения под нагрузкой
мощностью 25 000 кВ • А, напряжением 110 кВ обмотки ВН.
3. Энергетическая и электрическая системы
В СССР электростанции объединены в Единую энергетическую сис-
тему, от которой питаются потребители тепловой и электрической энер-
гии.
Энергетическая система представляет собой совокупность элект-
рических станций, трансформаторных подстанций, линий электро-
передачи и тепловых сетей, приемников тепловой и электрической
энергии, связанных между собой общностью процесса производства,
распределения и потребления тепловой и электрической энергии.
Часть энергетической системы, состоящая из генераторов, повышаю-
щих и понижающих подстанций, линий электрической сети и прием-
ников электроэнергии, называется электрической системой.
Районная электрическая сеть, состоящая из ТЭЦ, КЭС, ГЭС, АЭС
и ГАЭС (рис. 5), высоковольтных линий Л1-Л12 и трансформаторных
подстанций П1-П4 обеспечивает надежное электроснабжение потреби-
телей. Например, при повреждении двухцепной линии Л7 подстанция
П4 имеет связь по Л8 с ГАЭС и соединенными с ней электростанциями
и подстанциями. Поэтому у потребителей, питающихся от шин 35 и
10 кВ подстанции П4, не будет перерыва в электроснабжении. Рас-
сматриваемая районная электрическая система линиями Л2 и Л6 на-
пряжением 500 кВ связана с другой районной электрической системой.
В зависимости от положения в электрической сети подстанции
подразделяют на тупиковые, транзитные и узловые. Тупиковой под-
станцией является такая, которая принимает, преобразует и распре-
деляет энергию пониженного напряжения по потребителям. Примером
Рис. 5. Схема районной электрической системы
18
такой подстанции является подстанция П1, которая по двухцепной
линии Л1 питается от шин 220 кВ КЭС. Транзитной или проходной
(П4) называется такая подстанция, через первичные шины (ПО кВ)
которой проходит энергия к другим подстанциям без изменения напря-
жения. Узловой (П2, ПЗ) называется такая подстанция, которая свя-
зывает электрические сети различного напряжения. Отличие П2 от
ПЗ состоит в том, что П2 линиями ЛЗ, Л4, Л9, ЛЮ и Л12 связывает
сети напряжением ПО, 220 и 500 кВ своей электрической системы, а
ПЗ связывает данную сеть с сетями другой электрической системы.
Районные электрические системы имеют громадное народнохозяй-
ственное значение. При совместной работе всех электростанций на
общую электрическую сеть обеспечивается более надежное электроснаб-
жение потребителей электроэнергии и достигается более экономное
использование оборудования отдельных электростанций и энергети-
ческих ресурсов страны. Известно, что потребность в электрической
энергии в течение суток, месяца, года неодинакова. Максимум годовой
нагрузки обычно бывает в вечерние часы зимних месяцев, а минимум
приходится на ночные часы. При этом летом расход энергии меньше,
чем зимой. Исходя из этого совместная работа гидравлических, тепло-
вых и атомных электростанций осуществляется следующим образом.
Тепловые и атомные электрические станции ежесуточно покрывают
определенную величину мощности потребителей почти при полной
загрузке всех работающих турбогенераторов. На гидроэлектростан-
ции в течение дня обычно работает часть установленных агрегатов,
которые покрывают какую-то определенную заданную часть мощности
системы. В момент наступления максимума нагрузки в системе на
гидроэлектростанциях включают резервные гидрогенераторы, которые
работают за счет накопленной за день в водохранилище воды.
В настоящее время на территории СССР имеется около 60 районных
электрических систем, от которых осуществляется централизованное
снабжение электрической энергией железнодорожных, промышленных
и сельскохозяйственных потребителей.
В результате соединения высоковольтными линиями отдельных
районных электрических систем создана Единая электрическая систе-
ма (ЕЭС) нашей страны. Создание ЕЭС позволило повысить экономику
тепловых, атомных и гидроэлектростанций, уменьшить потребную
мощность электрических станций, так как ЕЭС объединило районы,
расположенные на западе и востоке, и поэтому совмещенный максимум
электрической нагрузки ЕЭС стал меньше, чем сумма максимумов
объединенных систем; повысило надежность электроснабжения по-
требителей; создало благоприятные условия для равномерного терри-
ториального развития промышленности и электрификации железно-
дорожного транспорта.
В настоящее время связаны линиями электропередачи 220, 400 и
750 кВ электрические системы Болгарии, Венгрии, Румынии, Польши,
Чехословакии, Германской Демократической Республики и Советско-
го Союза. Между этими странами происходит взаимовыгодный обмен
электроэнергией, который приводит к уменьшению потребного резерва
мощностей, снижению максимума нагрузки и др.
19
ГЛАВА
II
АППАРАТУРА И ТОКОВЕДУЩИЕ ЧАСТИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
4. Изоляторы
Изолятор — это электротехническое устройство, предназначенное
для электрической изоляции и механического крепления электроустано-
вок или их отдельных частей, находящихся под разными электричес-
кими потенциалами. Для этого изолятор должен обладать достаточной
электрической и механической прочностью, теплостойкостью и влаго-
стойкостью. Электрическая прочность характеризуется напряжением
пробоя и напряжением поверхностного сухого и мокрого разрядов
при промышленной частоте, а также импульсным (стандартной формы)
напряжением разряда. Допускаемая механическая нагрузка на изо-
лятор принимается равной 60% разрушающей, т. е. такой нагрузки,
при которой начинается полное или частичное разрушение изолятора.
Изолирующим материалом служит фарфор, стекло; в последнее время
внедряются изоляторы из полимерных материалов. Для повышения
влагостойкости внешнюю поверхность фарфоровых изоляторов покры-
вают слоем блестящей глазури белого или коричневого цвета. Оте-
чественные заводы освоили изготовление многих типов тарельчатых и
штыревых линейных изоляторов из закаленного или отожженного
стекла. Они имеют меньшие габариты, легче и дешевле по сравнению
с фарфоровыми.
По конструктивному выполнению электроизоляционного проме-
жутка изоляторы делятся на опорные, опорно-штыревые, опорно-
стержневые. проходные, маслонаполненные и подвесные тарельчатые.
Опорные изоляторы для внутренней установки (рис. 6, а) состоят
из полого фарфорового корпуса 2, покрытого с внешней стороны гла-
зурью. Для крепления к конструкциям они имеют металлические флан-
цы 1 круглой, овальной или квадратной формы. Последние соединяют
(армируют) с телом фарфора посредством специальной мастики. Для
крепления шин имеются металлические колпачки 5, армированные на
фарфоре таким же способом. Колпачки имеют отверстия 4 для крепле-
ния шинодержателей. Обозначаются опорные изоляторы буквами и
цифрами, указывающими тип, материал, напряжение в киловольтах,
разрушающую нагрузку на изгиб в кгс, которую нужно умножить
на 9,81 для перевода в ньютоны, и климатическое исполнение, например
ИО-Ю-375 УЗ означает: изолятор опорный, на 10 кВ, разрушающая
нагрузка не менее 3690 Н, умеренное климатическое исполнение для
работы в закрытых устройствах.
Опорно-штыревые изоляторы наружной установки (рис. 6, б) обозна-
чают буквами ОНШ и цифрами, указывающими напряжение и разру-
шающую нагрузку. Фарфоровую часть изолятора ОНШ-35-2000, go-
стоящую из трех элементов 3, соединяют со штырем 2 при помощи спе-
циальной мастики 4. Фланец 1 изолятора крепят к опорной конструк-
ции; колпачок 5 служит для крепления токоведущих частей к изоля-
тору. Число элементов выбирают в зависимости от необходимой элек-
трической прочности. Штыревые изоляторы на напряжение ПО кВ и
выше изготовляют в виде колонок из отдельных изоляторов на напря-
жение 35 кВ. Разрушающая нагрузка ОНШ-35-2000 составляет
Опорно-стержневые изоляторы типа ОНС изготовляют на напряже-
ния 35—220 кВ и применяют в открытых распределительных устройст-
вах для крепления неизолированных токоведущих частей. Их выполня-
ют в виде многоюбочного фарфорового стержня 1 (рис. 6, в), армиро-
ванного фланца 2 с обеих сторон. Эти изоляторы получили широкое
применение благодаря компактности и высокой электрической проч-
ности.
Проходные изоляторы имеют вид полых фарфоровых втулок,
через которые проходят токоведущие части. Проходные изоляторы
изготовляют для соединения частей электроустановок внутри помеще-
ний и для соединения наружно-внутренних частей установок. Обо-
значение походного изолятора состоит из букв и цифр, характеризую-
щих тип, напряжение, ток и механическую прочность, климатическое
и конструктивное исполнение. Изолятор типа ИП для соединения час-
тей электроустановок внутри помещений состоит из полых фарфоровых
втулок 2 и 4 (рис. 7, а), внутри которых проходит токоведущий стер-
жень, оканчивающийся контактными выводами 1 и 5 с отверстиями
для присоединения к ним шин, проводов и кабелей при помощи бол-
тов или сварки. Фланец 3 предназначен для соединения втулок 2 и 4
и для крепления изолятора в проеме стены, разделяющей помещения.
Для прохода через стены шин большого сечения применяют изоляторы
типа ИПК (рис. 7, б), представляющие собой полые фарфоровые втул-
ки 5, на торцах которых укреплены металлические планки 4 с пазами
для фиксации шин. На фланцах 2 предусматриваются болты 1 для
присоединения изоляторов к контуру заземления.
Вводы маслонаполненные на 110 кВ и выше состоят из фарфоровых
втулок, заполненных между фарфором и токоведущим стержнем транс-
Рис. 6. Опорный (а), опорно штыревой (6) и опорно-стерженевой (в) изоляторы
21
Рис. 7. Проходные изоляторы типов ИП (а) и ИПК (б)
форматорным маслом, уровень которого контролируется по масло-
укателю.
Подвесные изоляторы применяют на подстанциях для открытых
распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше. Их фарфо-
ровая часть 4 (рис. 8, а) имеет форму опрокинутой тарелки, в которую
армированы металлический пестик 5 или серьга. Сверху фарфоровую
часть обхватывает шапка 1 из ковкого чугуна. В последнюю может
входить пестик другого изолятора. Фарфор между основанием пестика
и краями шапки работает на сжатие. Фарфоровую часть соединяют с
шапкой цементирующей мастикой 5, а со стержнем пестика или серь-
ги—свинцово-сурьмянистым сплавом 2. В обозначение изолятора вхо-
дят буквы и цифры, указывающие конструкцию, материал, минималь-
ную разрушающую нагрузку на растяжение, исполнение; например
ПФ-160-А (ПС-160-А): подвесной, фарфоровый (стеклянный), разру-
шающая нагрузка 160 000 Н, исполнение А. При напряжении 35 кВ и
выше подвесные изоляторы комплектуют в виде натяжных (рис. 8, б)
или подвесных (рис. 8, в) гирлянд. Число изоляторов в гирлянде при-
нимают в зависимости от типа изолятора, рабочего напряжения сети
и условий работы: для напряжения 35 кВ обычно принимают четыре-
пять, а для 110 кВ—восемь—десять изоляторов. При соединении в
гирлянду пестик одного изолятора входит в шейку другого, где запи-
рается специальным замком. Изолятор 2 (см. рис. 8,6 и в) снабжают серь-
гой 1 с пестиком, служащей для крепления к конструкции. К серьге 4
изолятора 3 через натяжной зажим 5 или седло 5 крепят подвешивае-
мый провод 6.
22
5. Токоведущие части
К токоведущим частям относятся неизолированные и изолирован-
ные проводники, предназначенные для соединения источников с при-
емниками энергии через различные переключающие аппараты.
Шины—неизолированные проводники распределительных уст-
ройств. Шины должны обладать необходимой электрической проводи-
мостью и достаточной механической прочностью. Первое требование
вытекает из необходимости обеспечения малых потерь энергии, второе
диктуется необходимостью обеспечения механической устойчивости к
действию сил, возникающих при коротком замыкании (КЗ). Шины
бывают медные, алюминиевые, стальные. Медные шины имеют малое
удельное электрическое сопротивление и достаточную механическую
прочность. Они применяются в мощных электроустановках с большими
токами. Алюминий обладает большим, чем медь, удельным электричес-
ким сопротивлением и меньшей механической прочностью. Стальные
шины имеют большое удельное сопротивление, по по механической
прочности они превосходят медные и алюминиевые. Материал шин
выбирают с учетом наибольшей экономии цветных металлов. По этим
соображениям притоке до 300—400 А целесообразно применять сталь-
ные шины. Медные шины применяют в исключительных случаях (вви-
ду дефицитности) при достаточном технико-экономическом обоснова-
нии. Наибольшее применение получили алюминиевые шины.
Сечение жестких шин бывает прямоугольное и круглое. Шины о
прямоугольным сечением лучше охлаждаются, особенно при соотноше-
нии сторон 1/5 — 1/10. Допускаемая плотность тока для прямоуголь-
ных шин вследствие большей поверхности охлаждения выше, чем для
круглых. Прямоугольные шины из-
готовляют в виде полос размером
от 15 х 3 до 120 х 10 мм. Круг-
лые шины сплошного или трубча-
того сечения имеют диаметры от 6
до 100 мм.
В распределительных устройст-
вах напряжением 35 кВ и выше ши-
рокое распространенна получили
гибкие шины, выполняемые из алю-
миниевого или сталеалюминиевого
троса. В распределительных уст-
ройствах 35 кВ могут применяться
шины из алюминиевых труб, так
как они уменьшают коронирование.
Жесткие прямоугольные шины
распределительных устройств на-
пряжением до 10 кВ устанавливают
в вертикальной (рис. 9, а), гори-
зонтальной (рис. 9, б и е) и наклон-
ной плоскости. К изоляторам пря-
моугольные шины крепят или на
Рис. 9. Расположение шин в верти-
кальной плоскости (а) и горизонталь-
ной плоскости плашмя (б) и на реб-
ро (в, г)
23
ребро (см. рис. 9, а и в), или плашмя (см. рио. 9,6). При укладке этих
шин плашмя допускаемая токовая нагрузка уменьшается на 5—8%
вследствие ухудшения условий охлаждения. При большой величине
тока применяют шины из нескольких полос (рис. 9, г); полосы кре-
пят пакетом с расстоянием d между ними не менее их толщины 6;
h — высота полосы. Допускаемый ток для пакета полос не пропор-
ционален числу полос, а несколько уменьшен из-за худшего их
охлаждения и влияния магнитного поля соседних полос.
Кабелями называются проводники тока, изолированные между
собой и от земли бумажной, пластмассовой или резиновой изоляцией
и помещенные в свинцовую, алюминиевую, полихлорвиниловую или
резиновую оболочку. Оболочка служит гидроизоляцией жил. В целях
предохранения от механических повреждений гидроизолирующей
оболочки кабель покрывают броней. Броню покрывают асфальтиро-
ванным жгутом. Различают кабели силовые и кабели связи.
Силовые кабели служат для электрических соединений оборудова-
ния и аппаратуры между собой и с шинами распределительных уст-
ройств, а также для линий, соединяющих между собой отдельные
электроустановки. Кабели характеризуются конструкцией, числом и
сечением жил, а также напряжением. Конструкцию кабеля принято
обозначать прописными буквами. Значение букв или сочетания букв:
А — алюминиевая жила; АС — алюминиевая жила и свинцовая обо-
лочка; АА — алюминиевая жила и алюминиевая оболочка; Б — броня
из двух стальных лент с антикоррозионным защитным покровом;
БН — то же, но с негорючим защитным покровом (не поддерживающим
горение); Г — отсутствие защитных покровов поверх брони оболочки;
П (К) — броня из оцинкованных плоских (круглых) проволок, поверх
которых наложен защитный покров. Силовые кабели изготовляют
одно-, трех- и четырехжильными на стандартные напряжения от 1 до
35 кВ, с сечениями, соответствующими стандартным сечениям прово-
дов 2,5; 4; 6; 10 ;16; 25; 35; 50; 70; 95; 120; 150; 185; 240; 300; 400; 500;
625 и 800 мм2. Четвертая жила четырехжильного кабеля, которая слу-
жит нулевым проводом, имеет сечение в 2 раза меньше, чем каждая из
фазных. В полное обозначение силового кабеля входят: конструкция
кабеля — прописными буквами, число жил и сечение одной жилы, но-
минальное напряжение в кВ. Например, АСБ-3 X 95-10 означает:
кабель с алюминиевыми токоведущими жилами, свинцовой гидроизоли-
рующей оболочкой, бронированный с антикоррозионным защитным
покровом, трехжильный, сечением 95 мм2 каждая, номинальное на-
пряжение 10 кВ; АСБГ-3 X 95-10 — кабель с алюминиевыми токо-
ведущими жилами, свинцовой гидроизолирующей оболочкой, брони-
рованный без защитного покрова, трехжильный, сечением 95 мма
каждая, номинальное напряжение 10 кВ.
Кабели связи изготовляют с числом жил от 4 до 37 (4, 5, 7, 10, 14,
19, 27 и 37) с сечением каждой жилы от 1 до 10 мм2 согласно стандарту.
Кабели связи применяют для цепей управления, автоматики, сигна-
лизации и защиты, поэтому их изготовляют на напряжение до 1 кВ
(0,66 кВ). Жилы кабелей в большинстве случаев применяют с резино-
вой и полиэтиленовой изоляцией. Кабели с такой изоляцией жил очень
24
удобны при монтаже. Для удобства проверки цепей при монтаже и
эксплуатации жилы кабелей изолируют цветными изоляционными
материалами. Кабели связи по конструкции и маркировке аналогичны
силовым. В полное обозначение кабеля связи входят конструкция
кабеля (прописными буквами), число жил и сечение одной жилы.
Напряжение не указывают, так как кабели связи изготовляют на на-
пряжение до 1 кВ.
6. Электрические контакты
Электрическим контактом называется место соединения двух или
нескольких проводников электрической цепи, по которой проходит
ток. Принято также термином «контакты» называть соприкасающиеся
конструктивные детали аппаратов, обеспечивающие соединение эле-
ментов электрической цепи. Различают постоянно замкнутые контакты
(жесткие или гибкие), обеспечивающие постоянное соединение токо-
ведущих частей с аппаратурой, и размыкающие и замыкающие кон-
такты коммутационной аппаратуры. Для постоянно замкнутых кон-
тактов применяют различные зажимы, которые обеспечивают необ-
ходимую поверхность соприкосновения проводников и требуемое
удельное давление между ними. Основным требованием, предъявляе-
мым к постоянным контактам, является обеспечение высокой проводи-
мости между ними и тем самым исключение перегрева при длительном
прохождении токов рабочего режима.
Контакты аппаратов, размыкающие и замыкающие цепи без тока,
например разъединителей, кроме высокой проводимости и отсутствия
перегрева при рабочем режиме, должны быть термически и механичес-
ки стойкими при КЗ. Размыкающие и замыкающие контакты аппара-
тов, предназначенные для отключения цепей под током, например вы-
ключателей, в дополнение ко всем перечисленным выше требованиям,
не должны оплавляться при отключении исключении цепи под током,
в том числе и при КЗ. Так как электрическая дуга между контактами
выключателей неизбежна, то они в большинстве случаев снабжаются
главными и дугогасительными контактами, причем сначала размыка-
ются главные, а затем дугогасительные контакты; замыкание происхо-
дит в обратном порядке. Этим устраняется действие дуги на гла вные
контакты и их преждевременный износ. Оплавляющиеся же дугогаси-
тельные контакты являются вспомогательными и они заменяются при
износе; их значение в переходном сопротивлении ничтожно мало.
Переходным сопротивлением контактов называют сопротивление
прохождению тока переходного слоя между проводниками при их
соприкосновении и нажатии. Соприкасающиеся поверхности контактов
независимо от тщательности их обработки прилегают одна к другой
при малом нажатии на них только в отдельных точках. При увели-
чении нажатия происходит смятие точечных контактов и соприкосно-
вение становится плоскостным, однако общая плоскость соприкосно-
вения значительно меньше всей контактной поверхности. Переходное
сопротивление контактов зависит от металла, из которого они изго-
25
Рис. 10. Плоские (о), торцовые (о), розеточные (в), щеточные (г), пальцевые
(д) и скользящие (е) контакты
товлены, удельной силы нажатия, состояния поверхности и конструк-
тивного выполнения. Размыкающие и замыкающие контакты чаще всего
Изготовляют из меди. Основным фактором, обусловливающим величи-
ну переходного сопротивления и соответственно нагрев контактов,.
Является величина удельного давления между ними. Поэтому проверь
кб этой силы уделяется при эксплуатации большое вниманий.
Размыкающие и замыкающие контакты по конструкции делятся на
Й/бящие, торцовые, розеточные, щеточные, пальцевые и скользящие,
лоские контакты рубящего типа создают нажатие за счет упругости
пружинящих плоскостей 1 (рис. 10, а) при нахождении между ними
подвижного контакта 2. Торцовые контакты в виде соприкасающихся
металлических стержней или труб (рис. 10, б) применяют во многих
высоковольтных выключателях напряжением 35 кВ. При включенном
положении выключателя его подвижной контакт 7 в виде сплошного
стержня соприкасается с неподвижным контактом 8, выполненным
в виде плоской детали с гибкими соединителями 6. Для устранения
ударов и вибрации при включении неподвижные контакты снабжают
пружинами 5. Розеточные контакты, применяемые в ряде типов вы-
соковольтных выключателей, состоят из подвижного контакта 17
(рис. 10, в) и сегментов 16, закрепленных на стойках 19. Пружинами
18 обеспечивается необходимое контактное нажатие. Щеточные кон-
такты состоят из щеток 3 (рис. 10, г), набранных из упругих медных
листов, прижатых к плоскому контакту 4. В щеточных контактах
больше точек соприкосновения по сравнению с торцовыми контактами.
Однако при больших токах вследствие нагрева щетки деформируют-
ся, поверхность касания уменьшается и переходное сопротивление
резко возрастает. В щеточных контактах не допускается оплавление,
и поэтому в случае их применения необходимы вспомогательные дуго-
гасительные контакты. Пальцевые контакты состоят из двух рядов
26
деталей 14, называемых пальцами, между которыми входит контакт 15
(рис. 10, б). Пальцы закреплены на скобах 13 и к подвижному контак-
ту 15 прижимаются пружинами 12. Скользящие контакты выполняют
из роликов 10 (рис. 10, е) конического типа, прижимаемых пружинами
11 к стержням 9. Каждый ролик соприкасается с цилиндрическим
стержнем только в одной точке, что обеспечивает хороший токосъем и
устойчивость при коротких замыканиях.
7. Условия образования и гашения электрической дуги
При разрыве электрической цепи, по которой проходит ток, в воз-
душном промежутке или другой среде (рис. 11, а) межу разомкнув-
шимися контактами аппаратов возникает электрическая дуга. Дуга
представляет собой мост из раскаленных ионизированных газов,
обладающих очень высокой температурой и высокой проводимостью.
Поэтому, несмотря па расхождение контактов аппарата и наличие
разрыва в цепи, электрический ток не прерывается. Следовательно,
для отключения электрической цепи недостаточно только разомкнуть
контакты аппарата, необходимо еще погасить электрическую дугу-
возникающую между ними.
При отрыве контактов друг от друга один из них, к которому при-
ложен отрицательный потенциал, становится катодом К, а другой
с положительным потенциалом — анодом А. Несмотря на высокую про-
водимость дугоразрядной плазмы, распределение падения напряжения
вдоль дуги (рис. 11, б) неодинаково. Катодное падение напряжения
происходит на весьма малом участке длины дуги /к « 10_в м, со-
ставляет 10—20 В и зависит в основном от среды, материала катода
и его температуры. Анодное па-
дение напряжения (7Л происхо-
дит также на весьма малом участ-
ке длины дуги /А = IO"6 4- 10-7 м;
оно значительно меньше катодно-
го падения напряжения и зави-
сит от среды, материала анода и
особенно от величины тока. При
больших токах падение напряже-
ния t/д близко к нулю. Область,
заключенная между катодным и
анодным пространством, называет-
ся столбом дуги, имеет падение
напряжения t/CT, которое пропор-
ционально длине столба /ст и для
воздуха составляет 0,15—0,20 В/м.
Область катодного падения напря-
жения, несмотря на тонкий слой,
играет важную роль в процессе
образования и поддержания дуги.
В ней (см. рис. 11, бив) при не-
Рис. 11. Электрическая дуга (а) и
распределение напряжения (б) и на-
пря?кенности (в) по ее длине
27
большом катодном падении напряжения создается электрическое
поле с весьма высоким градиентом потенциала — до 104 В/м и более,
которое обеспечивает большой выход электронов в поверхности
катода.
При нормальных условиях воздух, газ или жидкость, в среде кото-
рых могут находиться контакты аппарата, представляют собой ди-
электрики с большой электрической прочностью и не проводят элек-
трического тока. Однако при расхождении контактов, как указано
выше, промежуток между ними переходит из состояния диэлектрика
в состояние электрического проводника. Такой переход промежутка
происходит вследствие возникновения термоэлектронной и автоэлек-
тронной эмиссий, ударной и термической ионизации.
В процессе размыкания контактов сначала происходит уменьшение
площади их соприкосновения и увеличение переходного сопротивле-
ния гконт. Вследствие этого при протекании тока /конт увеличивается
выделение мощности в контактах PKOWr = /2К0НТ /'копт, повышается
температура нагрева контактов и возрастает энергия их электронов.
При размыкании контактов между анодом и катодом, как указывалось
выше, образуется сильное электрическое поле, под действием которого х
электроны, обладающие большой энергией, вырываются с поверхности
катода и направляются к аноду, что представляет собой автоэлектрон-
ную эмиссию. Автоэлектронная эмиссия возникает и существует только
В начальный момент размыкания контактов аппарата, когда между
Ними образуется ничтожно малый разрыв. Электроны, обладающие
большой скоростью, на своем пути к аноду встречают нейтральные ато-
мы среды и, ударясь о них, выбивают с их оболочек один или несколь-
ко электронов. Происходит ударная ионизация, образуются не только
электроны, но и положительно заряженные ионы. Первые направля-
ются к аноду, вторые — к катоду (см. рис. П, а). Ионизация дуги со-
провождается выделением большого количества тепловой энергии.
Расщепление атомов среды дугового промежутка на электроны и ионы
под действием тепловой энергии дуги называется термической иониза-
цией. Кроме того, электрическая дуга нагревает до высокой температу-
ры контакты аппарата, с поверхности которых выбрасывается поток
электронов, представляющих собой термоэлектронную эмиссию. Срав-
нивая рассмотренные источники ионизации в дуге, следует отметить,
что основная роль принадлежит термической ионизации. Высокая тем-
пература дуги является основным фактором, обусловливающим боль-
шую проводимость дугового промежутка.
При горении дуги одновременно существует два противоположных
процесса: ионизация и деионизация. Деионизация — это образова-
ние нейтральных атомов из положительных ионов и отрицательных
электронов. В зависимости от преобладания одного из них определяет-
ся режим электрической дуги: при зажигании дуги преобладает иони-
зация; в устойчивой дуге ионизация и деионизация уравновешиваются;
при гашении дуги преобладает деионизация. Деионизация происходит
в основном двумя путями: нейтрализацией противоположно заряжен-
ных частиц в результате их соприкосновения в дуге и диффузией за-
ряженных частиц из дугового промежутка в окружающее пространсг-
28
во благодаря разности температур. Частицы, диффундирующие из
дуги, хотя и не теряют своего заряда, но уменьшают концентрацию
их в дуге, способствуя ее деионизации. Нейтрализация диффундиро-
ванных частиц происходит в среде, окружающей дугу.
Процесс интенсивной ионизации в дуге развивается самостоятель-
но; для интенсивной же деионизации необходимо применение специаль-
ных средств, к которым относятся дутье сжатым воздухом, дутье
масляное, газовое, магнитное и др. Различными способами дутья
достигается не только выбрасывание заряженных часгиц из области
горения дуги, но и эффективное охлаждение ее в результате удлинения,
поперечного и продольного дробления и соприкосновения с холод-
ными слоями окружающей среды и стенками камер диэлектриков . Во
всех случаях происходит возрастание сопротивления дуги, уменьшение
тока в ней и погасание дуги.
Учитывая значение приведенных выше факторов, при конструиро-
вании аппаратов, служащих для замыкания и размыкания цепи с
током, предусматривают специальные деионизирующие устройства,
которые обеспечивают охлаждение дуги посредством перемещения ее
в окружающей среде; обдувание дуги воздухом или холодными
неионизированными газами; расщепление дуги на несколько па-
раллельных дуг малого сечения; удлинение дуги и соприкоснове-
ние ее с твердым диэлектриком; разделение длинных дуг на после-
довательные короткие; создание высокого давления в дуговом про-
межутке и т. п.
8. Гашение электрической дуги постоянного тока
На рис. 12, а приведена электрическая цепь постоянного тока,
состоящая из источника питания с напряжением U, активного сопро-
тивления /? и индуктивности L. При расхождении контактов Д1—7(2
аппарата на них появляется напряжение и немедленно возникает
процесс ионизации среды. Когда напряжение на контактах достигает
определенной величины, называемой напряжением зажигания (73,
дуговой промежуток, уже в определенной степени ионизированный,
пробивается и на нем зажигается электрическая дуга. Процесс зажига-
ния, горения и погасания дуги при постоянной ее длине изображается
статической С и динамической Д вольт-амперными характеристиками
(рис. 12, б). Статическая характеристика дуги снимается при медлен-
ном, а динамическая — при быстром изменении тока.
Динамическая характеристика располагается ниже статической
потому, что при изменении тока с большой скоростью процесс деиони-
зации дуги не успевает следовать за изменением тока. В этом случае
сопротивление дуги R д отстает от изменения тока I и падение напря-
жения в дуге U д = IR д будет отличаться незначительно от преды-
дущего значения U д. При уменьшении тока до нуля дуга гаснет. На-
пряжение, соответствующее погасанию дуги, называется напряженней
гашения (7Г. Для нового зажигания дуги, следующего непосредствен-
но за ее погасанием, требуется напряжение зажигания меньше перво-
начального, так как в момент исчезновения тока и последующего
2J
Рис. 12. Электрическая цепь (а), вольт-амперная характеристика (6), условия
горения и гашения (в, г) дуги постоянного тока
зажигания дуговой промежуток будет еще в некоторой степени иони-
зирован.
При гашении электрической дуги преобладает деионизация, в
результате чего увеличивается сопротивление дугового промежутка,
дуга начинает гореть неустойчиво, ток в дуге уменьшается до нуля
и дуга' гаснет. Условия неустойчивого горения и гашения дуги рас-
смотрим по рис. 12, а и в. При размыкании контактов R1—R2 ('см. рис.
12, а) и возникновении дуги сумма падений напряжения в любой момент
времени равна приложенному напряжению U источника тока. Поэтому
уравнение баланса напряжений можно записать в следующем виде:
/7= + U я,
0)
Графическое изображение формулы (1) приведено на рис. 12, в,-
где показаны вольт-амперная характеристика дуги — кривая с ор-
динатами (/п; падение напряжения IR в сопротивлении R — прямая
линия с ординатами U — IR', индуктивное падение напряжения,
связанное с возникновением э. д. с. самоиндукции eL в цепи с электри-
ческой дугой, равное разности ординат между вольт-амперной харак-
теристикой и прямой (U — IR). Э. д. с. самоиндукции выполняет роль
автоматического регулятора в цепи с электрической дугой: изменяясь
по величине и знаку в зависимости от изменения тока, она одновремен-
но оказывает влияние на изменение этого тока.
Из уравнения (1) видно, что дуга может гореть устойчиво, если ток
в дуге не изменяется (dlldt = 0) и, следовательно, eL — 0. Тогда
уравнение (1) примет вид
U= IR+Ua,
(2)
30
которому на диаграмме (см. рис. 12, в) соответствуют точки 1 и 2 с
токами /г и /2. Рассмотрим, как поведет себя дуга при отклонении
токов от значений /j и /2. Для этого используем формулу (1), из кото-
рой будет видна зависимость напряжения на дуге U д = U — eL — IR
от знака э. д. с. еь. Если ток в дуге станет больше /2, то э. д. е. самоин-
дукции на этом участке вольт-амперной характеристики принимает
отрицательное значение, вследствие чего напряжение на дуге U д =
= U — (—eL) — JR — U-\-eL — 1R увеличивается, а ток уменьша-
ется. Однако уменьшение тока происходит не до нуля, а только до
значения /2, т. е. до точки устойчивого горения 2, при котором eL — О
и соблюдается уравнение (2). Если каким-либо способом уменьшить
ток дуги до значения меньше /2, то э. д. с. самоиндукции попадет в
зону положительных значений, т. е. в зону с малым сопротивлением
дуги, напряжение на дуге уменьшится ((/ д — U — eL — IR), что
будет способствовать увеличению тока до значения /2, соответствую-
щего точке 2. Таким образом, благодаря регулирующему действию
э. д. с. самоиндукции, возвращающему ток /2 к своему устойчивому
состоянию при отклонении от него в ту или иную сторону, точку 2
называют точкой устойчивого горения дуги.
Иначе ведет ведет себя дуга при отклонении тока от точки 1. Если
ток в дуге станет несколько больше /,, то э. д. с. самоиндукции примет
положительное значение, напряжение на дуге будет уменьшаться
(U я — U — eL — IR), вследствие чего ток в дуге будет увеличивать-
ся и расти до тех пор, пока не достигнет устойчивого значения /2 в
точке 2. Когда ток дуги становится меньше /2, то э. д. с. самоиндукции
принимает отрицательное значение, напряжение на дуге увеличивает-
ся (U п — U -\-eL — IR), в результате чего ток будет уменьшаться
еще больше, и при достижении нулевого значения дуга погаснет Из
этого следует, что в точке 1 дуга может гореть только при токе 1г.
При значении I > Ц ток увеличивается до /2, а при значении / < /г
ток уменьшается до нуля. Поэтому точку 1 называют точкой неустой-
чивого горения дуги.
Из уравнения (1) и диаграммы (см. рис. 12, в) видно, что для сниже-
ния тока до нуля и гашения дуги необходимо обеспечить отрицатель-
ное значение э. д. с. самоиндукции при токе, меньшем /v Этому тре-
бованию удовлетворяет условие
U д = U-Yer. — JR, или (/п> U — IR. (3)
Гашение дуги во всем диапазоне токов согласно условию (3) осу-
ществляется в том случае, если вольт-амперная характеристика дуги
нигде не пересекается с прямой U — IR. Этому удовлетворяет кривая
Б на рис. 12, г. Кривая А не обеспечивает гашения дуги во всем диа-
пазоне токов, хотя по этой характеристике положительного значения
eL нет, но при токе э. д. с. самоиндукции равна нулю и дуга может
длительно гореть согласно уравнению (2).
Поднять вольт-амперную характеристику дуги выше прямой U —
— IR можно двумя способами: или увеличить сопротивление дуги R д
путем ускорения деионизациии дугового промежутка, вследствие чего
будет увеличиваться U R— IR д, или увеличить сопротивление R,
31
снижая ординаты U—1R. В большинстве современных выключате-
лей используют первый способ, применяя для этого дугогасительные
камеры, в которых деионизация дугового промежутка осуществляет-
ся удлинением дуги и разделением ее на мелкие дуги в продольном и
поперечном направлениях. Однако в последние годы разработаны
дугогасительные камеры быстродействующих выключателей, в кото-
рых в цепь удлиняющейся дуги автоматически включается активное
сопротивление и снижаются ординаты U — IR.
Из рис. 12, в и г видно, что напряжение гашения дуги UP выше
напряжения источника питания U. Это объясняется тем, что в про-
цессе гашения дуги наводится э.д. с. самоиндукции, величина которой
зависит от скорости уменьшения тока во времени dlldt до нуля и ин-
дукт юности цепи L. При погасании дуги (/ = 0 и 1R = 0) уравнение
(1) принимает вид
U = Вь + V д,
откуда величина перенапряжения
АП = U д - U = —eL. (4)
Величина перенапряжения достигает трех-, четырехкратного зна-
чения напряжения источника питания и может быть опасной для
изоляции как самого источника питания, так и электрически связан-
ных с ним устройств, в том числе и выключателя. Поэтому для
гашения дуги постоянного тока не применяют сильно деионизирую-
щих средств, например трансформаторное масло, так как в нем про-
исходит очень быстрое принудительное уменьшение тока до нуля.
9. Гашение электрической дуги переменного тока
Процессы ионизациии и деионизации электрической дуги перемен-
ного тока аналогичны таким же процессам дуги постоянного тока,
условия же гашения дуги имеют существенные отличия. В дуге по-
стоянного тока уменьшение тока до нуля всегда осуществляется при-
нудительно при достаточно интенсивной деионизации дугового про-
межутка. При переменном же токе ток в дуге через каждый полу период.
проходит через нуль самостоятельно независимо от степени ионизации
дугового промежутка. Поскольку ток переменный, ток дуги изменяется
не только по величине, но и по знаку, что видно из приближенной
вольт-амперной характеристики дуги за один период переменного тока
(рис. 13, а). В верхней части характеристики изображено изменение
тока дуги за первую половину периода, в нижней — за вторую. Стрел-
ки указывают направление изменения тока, точки А и Б — напряже-
ния дуги, соответствующие амплитудам переменного тока, (/в и Ur —
напряжения зажигания и гашения дуги.
Напряжение на дуге имеет седлообразную форму. В начале первого
полупериода оно возрастает (рис. 13, б) до значения U3, а после зажи-
гания до середины полупериода уменьшается,что соответствует наи-
большей ионизации дугового промежутка и соответственно наиболь-
32
Рис. 13. Вольт-амперная характеристика (<з), изменение тока и напряжения во
времени (6), условия горения и гашения (в, г) дуги переменного тока
тему значению тока дуги /. К концу полупериода напряжение дуги
опять увеличивается до значения Ue вследствие уменьшения иони-
зации и увеличения сопротивления дугового промежутка. Во второй
полупериод после перехода через нуль процесс повторяется, но с про-
тивоположным знаком. Дугу переменного тока можно погасить двумя
способами: в середине полупериода принудительным уменьшением
тока до нуля; в конце полупериода в один из моментов естественного
перехода тока через нуль, когда дуга самостоятельно погаснет на
время бестоковой паузы. В первом случае процесс гашения дуги совер-
шенно аналогичен процессу гашения дуги постоянного тока; он со-
провождается большими перенапряжениями и для переменного тока
не применяется. Во втором случае условия гашения дуги являются бо-
лее легкими, так как при прохождении тока через нуль дуга гаснет са-
мостоятельно независимоот степени ионизации дугового промежутка,
и задача гашения дуги сводится к тому, чтобы не допустить ее по-
вторного зажигания. Величина тока становится очень малой несколь-
ко раньше момента естественного перехода синусоиды через нуль;
такое же явление имеет место и после. прохождения через нуль.
Поэт ому считают, что ток в дуге отсутствует в течение некоторого ко-
нечного времени /бп, представляющего бестоковую паузу. Длитель-
ность бестоковой паузы /бп лежит в пределах от нескольких десятков
до нескольких сотен микросекунд и зависит от скорости деионизации
дугового промежутка и вида нагрузки цепи (R, L, С). За очень корот-
кий отрезок времени бестоковой паузы развиваются процессы, имею-
щие решающее значение для гашения дуги. В течение ^бп подвод
энергии к дуге прекращается, резко снижается температура дуги
(до 3500—4000°С) и термическая ионизация исчезает, идет интенсив-
ный процесс деионизации и возрастания сопротивления столба дуги,
особенно около катода. Околокатодное пространство почти мгновенно
(~0,1 мкс) приобретает высокую электрическую прочность. Но од-
новременно на расходящихся контактах восстанавливается синусои-
дальное напряжение, которое стремится пробить деионизированный
промежуток и зажечь дугу. Возникнет ли новое зажигание или дуга
останется погашенной, это зависит от скорости развития этих противо-
положных процессов в дуговом промежутке, т. е. от того, что будет
2 Л Л Нрохорский 33
преобладать — скорость деионизации или скорость восстановления
напряжения. Условия повторного зажигания дуги в зависимости
от процессов, развивающихся в дуговом промежутке за время fen
(см. рис. 13, б), изображены на рис. 13, виг, где А и К — расходящие-
ся контакты; 1 — кривая роста электрической прочности дугового
промежутка; 2— синусоида восстанавливающегося напряжения UB
на контактах Аи К, поступающего от источника питания; Ua — на-
пряжение, необходимое для зажигания дуги в зависимости от расстоя-
ния между контактами и степени деионизации дугового промежутка.
На рис. 13, в видно, что восстанавливающееся напряжение растет
быстрее электрической прочности; кривые 1 и 2 пересекаются, т. е.
дуговой промежуток пробивается, и дуга зажигается повторно. Напря-
жение на дуговом промежутке опять изменяется седлообразно и дли-
тельность горения дуги увеличивается по крайней мере еще на один
полупериод. На рис. 13, г кривая электрической прочности 1 идет
круче кривой 2, эти кривые не пересекаются, дуговой промежуток не
пробивается, так как восстанавливающееся напряжение U в меньше
напряжения зажигания U3, и дуга гаснет окончательно.
10. Коммутационная аппаратура напряжением до 1000 В
Для замыкания и размыкания цепей постоянного и переменного
тока напряжением до 1000 В включительно применяют следующие
аппараты: рубильники и переключатели, пакетные выключатели,
магнитные пускатели, контакторы и автоматические выключатели
Рубильники бывают одно, двух, трех, а иногда четырехполюсные.
Контактную систему рубильников выполняют без мгновенного отклю-
чения и с мгновенным отключением. Управление рубильниками про-
изводят рукоятками или рычажными приводами. Рубильник (риб. 14, а)
состоит из главных ножей (контактов) 7, которые пружинами 6 соеди-
нены с вспомогательными- контактами 77-образной скобы 3, ко-
торая с одной стороны соединена с изолированной планкой, сое-
диняющей ножи 7, а с другой — через тягу 8 и сегмент 2, вращающий-
ся вокруг оси 9, с рычажной рукояткой 1. При включении сначала в
Рис. 14. Рубильник без цугогасптель-
ной (а) и с дугогасительной (б) ка-
мерой
34
неподвижные пружинные контакты
4 входят вспомогательные контак-
ты 5, а затем главные контакты 7.
При отключении сначала выходят
из пружинных контактов 4 главные
контакты, а затем уже цепь разры-
вается вспомогательными контакта-
ми под действием пружин. Скорость
разрыва цепи последними зависит
от характеристики пружин.
Наша промышленность выпус-
кает также рубильники с дугогаси-
тельными камерами, которые вслед-
ствие хороших условий гашения
дуги обладают важным преимуще-
ством перед рубильниками без ду-
гогаснтельных устройств. Пример
такого рубильника приведен на
рис. 14, б, где 1 — подвижной нож;
2 — дугогасительная камера с не-
подвижными контактами в ней;
3 — основание, на котором смонти-
рован рубильник; 4 — рукоятка;
5 — соединительная планка из изо-
ляционного материала.
Те же функции, что и рубиль-
ников при малых токах и напряже-
ниях до 380 В, выполняют пакет-
ные выключатели.
Л\агнитные пускатели отли-
чаются от рубильников тем, что их
подвижные контакты замыкают
цепь и удерживаются во включен-
ном положении под действием элек-
тромагнита, через катушку кото-
рого при включении и во время
нахождения пускателя во включен-
ном положении проходит ток.
Магнитный пускатель (рис. 15) раз-
мыкает свои контакты при разрыве
цепи питания катушки электромаг-
нита или понижении напряжения
в сети. Цепь катушки питается от
той же сети переменного тока, ко-
торую замыкает пускатель. Одно-
именные элементы на рис. 15, а, б
и п имеют одинаковые цифровые
обозначения. Для включения маг-
iininoro пускателя необходимо на-
Рис. 15. Электрическая схема (а),
элемент тепловой защиты (6) и уст-
ройство (в) магнитного пускателя
35
окать кнопку пуска КнП (см. рис. 15, а). При этом образуется
цепь: фаза С, предохранитель 3, контакты кнопок КнС и КнП, кон-
такты 7 теплового реле 8, катушка 10 электромагнита, контакты It
теплового реле 13, фаза /4. Сердечник 9 электромагнита перемещает
вверх крестовину 4 из изоляционного материала, замыкая силовые
контакты 1 и 2 магнитного пускателя. Одновременно с силовыми за-
мыкаются вспомогательные (блокировочные) контакты 5, через кото-
рые образуется цепь на катушку 10 после того, как будет отпущена
кнопка КнП. Для отключения пускателя достаточно нажать кнопку
«стоп» КнС. Тогда разрывается цепь катушки электромагнита 10, и
контакты 1 под действием собственного веса размыкают силовую цепь
потребителя. Магнитные пускатели применяют для дистанционного
управления асинхронными двигателями и другими приемниками
энергии переменного тока. Для защиты от перегрузок двигателя или
другого аппарата в схеме магнитного пускателя предусмотрены два
тепловых реле 8 и 13 (см. рис. 15, с и в).
При возникновении перегрузки в цепи потребителя нагревательный
элемент 12 теплового реле (см. рис. 15, б) нагревает до температуры
срабатывания биметаллический элемент 16, состоящий из двух свар-
ных по всей длине пластин с разными коэффициентами линейного рас-
ширения. Биметаллический элемент, изгибаясь в сторону пластины
с меньшим коэффициентом линейного расширения, освобождает дву-
плечий рычаг 17, левое плечо которого под действием пружины 18
через планку 19 размыкает контакты 11 (см. рис. 15, а и б) в цепи ка-
тушки 10. После охлаждения биметаллического элемента кнопкой 15
восстанавливают замкнутое положение контактов 11. Для ускорения
гашения дуги контакты 1 и 2 (см.
рис. 15, а) силовой цепи заключают
в дугогасительную камеру 14 (см.
рис. 15, в).
Магнитный пускатель отклю-
чается автоматически при пониже-
нии напряжения в питающей сети;
в этом случае уменьшается ток в ка-
тушке 10, и магнитная сила электро-
магнита не в состоянии удержать •
контакты / и 2 в замкнутом поло-
жении. Этим обеспечивается защита
двигателя от понижения или исчез-
новения напряжения. Двигатель
от КЗ защищен предохранителями,
так как они срабатывают быстрее,
чем тепловые реле.
Контакторы применяют в цепях
постоянного и переменного тока
напряжением до 1000 В. Их изго-
товляют одно, двух и трехполюсны-
ми. Двухполюсные контакторы при-
меняются для дистанционного уп-
36
Рис. 16. Контактор постоянного тока
равления электромагнитными при-
водами или другими аппаратами
при значительной частоте включе-
ний и отключений. При подаче на-
пряжения U (рис. 16) на катушку 1
якорь 7 притягивается к сердечни-
ку 6 электромагнита, и неподвиж-
ный 3 и подвижный 4 контакты кон-
тактора замыкают силовую цепь с
током /.
При размыкании цепи катуш-
ки подвижной контакт отходит
от неподвижного под действием
Л потребителю
Рис. 17. Схема автоматического воз-
душного выключателя
пружины 8.
Для гашения дуги контакторы снабжают дугогасительными каме-
рами 5 с катушками магнитного дутья 2.
Автоматическое управление контактором осуществляет реле, кон-
такты которого замыкают и размыкают цепь катушки электромагнита
в зависимости от режима работы аппарата в цепи. На тяговых и транс-
форматорных подстанциях одно- и двухполюсные контакторы приме-
няют главным образом для замыкания и размыкания цепей электромаг-
нитов включения высоковольтных выключателей переменного и по-
стоянного токов. Трехполюсные контакторы применяют в цепях
трехфазного переменного тока для питания различных потребителей
подстанции.
Автоматические воздушные выключатели служат для включения и
отключения цепей большой мощности и для защиты этих цепей от КЗ,
а также для защиты потребителей при изменении направления тока и
понижения напряжения. Автоматы бывают максимального тока и
минимального тока, понижения напряжения (нулевые), обратного
тока, максимально-нулевые, реагирующие на ток перегрузки или
КЗ и на понижение напряжения.
Наиболее распространены максимально-нулевые автоматы. Их
включают либо вручную рукояткой, либо дистанционно электромаг-
нитным приводом. Защелка 5 (рис. 17) удерживает подвижные контакт-
ты 4 во включенном положении вследствие притяжения якоря 7 ры-
чага защелки магнитным потоком, создаваемым током в катушке 8
минимального (нулевого) напряжения. При уменьшении напряжения
ниже установленной величины пружина 6 оттягивает защелку 5
и автомат под действием пружины 3 отключается. Отключение автома-
та при КЗ или перегрузке обеспечивается токовыми расцепителями /
и 2, контакты 9 и 10 которых включены в цепь катушки 8.
11. Предохранители
Предохранители служат для защиты цепей от тока КЗ и длитель-
ных перегрузок. Наибольшее распространение получили предохрани-
тели для защиты цепей напряжения до 1000 В, реже их применяют в
37
Рис. 18. Предохранитель типа ПР.
Рис. 19. Предохранитель типа ПН
38
установках более высокого напря-
жения
Предохранители напряжением
до 1000 В бывают пробочные и
трубчатые. Пробочные предохрани-
тели применяют для защиты цепей
электрического освещения и отопле-
ния, двигателей малой мощности и
других потребителей. Трубчатые
предохранители изготовляют с за-
крытой фибровой трубкой(типа ПР)
и с закрытой фарфоровой трубкой,
заполненной песком (типа ПН).
Предохранитель ПР с закрытой
фибровой трубкой без наполнителя
(рис. 18) состоит из фибровой труб-
ки 2, имеющей латунные обоймы 1 и
контактные ножи 6. Трубку закры-
вают латунными колпачками 4. Но-
жами 6 предохранитель соединяют
с неподвижными контактами 5,
укрепленными на изолирующей
плите. Болты 7 'служат для при-
соединения проводников с задней
стороны изолирующей плиты.
Плавкую вставку 3, помещаемую
внутри фибровой трубки, изготов-
ляют из цинка в виде пластинки,
имеющей несколько суженных мест.
Плавкая вставка перегорает в су-
женных местах ввиду повышенного
сопротивления в них и большого
выделения мощности,, расходуемой
на нагревание. При расплавлении
вставки фибра нагревается и выде-
ляемые ею газы создают высокое
давление, что способствует быстро-
му гашению дуги. Предохранители
ПР удобны для монтажа, компакт-
ны, надежны и безопасны для пер-
сонала, их выполняют на токи от
15 до 1000 А.
Предохранитель ПН, заполнен-
ный песком 13 (рис. 19), состоит из
фарфоровой трубки 12, закрытой
с обеих сторон металлическими
крышками 8 с винтами 9. Внутри
трубки 12 помещают плавкие встав-
ки 5 из медных проволочек 11 с на-
паянными оловянными шариками 6.
Олово, расплавляясь, играет роль
металлического растворителя меди.
Поэтому вставка перегорает в месте
напайки шарика, имеющего мень-
шую температуру плавления, чем
медь. Предохранители ПН работа-
ют без выброса газов, бесшумно.
При перегорании вставок их заме-
няют новыми. Предохранители в
неподвижные контакты 3 вставляют
Рис. 20. Рубильник-предохранитель
съемной рукояткой, которая захватывает выступы 10 предохранителя.
Пружины 2 обеспечивают необходимое контактное нажатие па ножи 1.
Предохранитель, снабженный зажимами 4, устанавливают на изоля-
ционной плите 7. Предохранители ПН выполняют на токи от 100 до
630 А.
Рубильник-предохранитель типа РП на напряжение до 500 В и
токи от 63 до 400 А хорошо зарекомендовал себя в эксплуатации
вследствие компактности и достаточной надежности в работе. Он со-
стоит из металлического корпуса 1 (рис. 20), в который встроены
контактные стойки 4, укрепленные на изоляционном основании, предо-
хранителей 2 типа ПР, смонтированных на подвижной траверсе,
управляемой рукояткой 3. Установка блока вертикальная.
Предохранители на напряжение свыше 1000 В применяют для
защиты силовых трансформаторов и линий переменного тока малой
мощности, а также измерительных трансформаторов напряжения (TH).
Наибольшее применение получили трубчатые предохранители типов
ПК и ПКТ с кварцевым заполнителем.
Предохранитель ПК имеет патрон, состоящий из фарфоровой труб-
ки 2 (рис. 21, а), которая закрыта
пачками 1. В трубку вставляют
медную плавкую вставку и запол-
няют чистым сухим кварцевым пес-
ком 5, после чего трубку гермети-
чески запаивают. Плавкая вставка
состоит из спиралей 3, проходя-
щих в песке вдоль трубки. Предо-
хранитель на большой ток имеет,
кроме рабочей плавкой вставки,
еще вспомогательную вставку 4,
облегчающую гашение дуги и кон-
тролирующую срабатывание предо-
хранителя. Плавкая вставка 4 сжи-
мает пружину 6, к которой присое-
диняют указатель срабатывания 7.
При перегорании плавкой вставки
пружина 6 освобождается, и указа-
тель 7 вместе с пружиной 6, опус-
с обеих сторон латунными кол-
Рис. 21. Предохранитель типа ПК
киясь вниз, сигнализирует о том,
39
что предохранитель сработал. Интенсивное гашение дуги-в кварцевом
песке объясняется чрезвычайно большой деионизацией ее в прост-
ранстве между песчинками.
Несмотря на интенсивное гашение дуги при разрыве цепи с током,
не равным нулю, перенапряжений не возникает. Это достигается при
помощи вспомогательной вставки, имеющей меньшее сечение, чем
рабочие плавкие вставки, и большее удельное сопротивление. Снача-
ла плавится рабочая вставка, так как ток проходит в основном через
нее. После ее перегорания дуга быстро гаснет, так как шунтируется
вспомогательной вставкой. Возникающая при перегорании плавкой
вставки 4 дуга быстро гаснет и на этом заканчивается срабатывание
предохранителя. Предохранители ПК обладают большой разрывной
мощностью (до 200 МВ • А), их изготовляют на номинальный ток до
1000 А и номинальное напряжение 3; 6; 10 и 35 кВ. Отключение тока
КЗ происходит раньше, чем он достигнет наибольшего значения. Пат-
рон 2 (рис. 21, б) устанавливают в пружинных контактах 8 и 9, укреп-
ленных на верхних фланцах изоляторов 10, которые своими нижними
фланцами присоединяются к металлоконструкциям 11.
Предохранители ПКТ применяют для защиты TH при напряжениях
6; 10 и 35 кВ. Конструкция предохранителей ПКТ аналогична конст-
рукциям силовых предохранителей ПК. Плавкую вставку предохра-
нителя ПКТ выполняют из серебряной проволоки, намотанной на
керамический сердечник. Указателей срабатывания не имеют. О пере-
горании предохранителей ПКТ судят по показаниям вольтметров,
включенных во вторичную цепь защищаемых TH.
, Предохранители характеризуются номинальным напряжением,
номинальным током и номинальным током отключения. Различают
номинальный ток предохранителя и номинальный ток плавкой встав-
ки. Номинальный ток плавкой вставки — наибольший ток, при кото-
ром плавкая вставка не должна перегорать при длительной работе.
Номинальный ток предохранителя — наибольший из всех номиналь-
ных токов плавких вставок, которые могут быть применены в патроне
данного предохранителя. Таким образом, номинальный ток плавкой
вставки может отличаться от номинального тока предохранителя, в
который она вставлена, но не может превышать последний. Наруше-
ние этого условия ведет к перегреву и разрушению предохранителя.
Номинальным током отключения называется наибольший ток КЗ,
который предохранитель способен отключить без повреждения. Плав-
кая вставка у всех предохранителей перегорает не мгновенно, а в
зависимости от величины тока: чем больше ток, тем время перегорания
меньше. Эта зависимость называется характеристикой предохраните-
ля / == f (/). При выборе и эксплуатации предохранителей необходимо,
чтобы номинальный ток предохранителя и его плавкой вставки был
больше наибольшего рабочего тока в цепи, где он установлен, а пре-
дельный отключаемый ток должен превышать возможный ток КЗ.
40
12. Назначение, классификация и основные параметры
высоковольтных выключателей переменного тока
Высоковольтные выключатели — основные аппараты для вклю-
чения и отключения высоковольтных цепей (выше 1000 В) перемен-
ного тока при нормальном и аварийном (КЗ) режимах.
По роду дугогасящей среды выключатели подразделяют на мас-
ляные, воздушные, газогенерирующие, вакуумные и элегазовые.
Выключатели различают также по следующим признакам: по
числу фаз — одно, двух и трехфазные; месту установки — для внут-
ренней и наружной; способу управления — с ручным или дистанци-
онным приводом; времени отключения — быстродействующие (до
0 08 с), ускоренного действия (до 0,12 с), небыстродействующие (до
0,25 с).
Работа высоковольтных выключателей нормального исполнения
предусматривается при температуре окружающей среды от -J- 35 до
—40°С на высоте не более 1000 м над уровнем моря Кроме нормального
исполнения, выпускают высоковольтные выключатели специальных
конструкций для работы в северных, тропических, высокогорных, хи-
мически активных средах и др.
Выключатели должны удовлетворять следующим требованиям:
надежно отключать цепи при гарантированных заводом условиях;
обеспечивать удобство и безопасность эксплуатации; допускать авто-
матическое повторное включение (АПВ) после отключения.
Все параметры выключателя указываются в прилагаемом паспорте,
а основные — на его щитке; они характеризуют условия надежной
работы выключателя. Важнейшими параметрами выключателя явля-
ются следующие.
Номинальное напряжение UIIOM (линейное), которое определяет
качество и размеры изолирующих частей, а следовательно, все раз-
меры выключателя и его массу. Выключатель может быть использо-
ван в установках с рабочим напряжением ниже номинального, так как
это не вызовет повреждения его изоляции. Заводы-изготовители га-
рантируют также работу выключателей при повышенных напряжениях,
которые не должны превышать номинального на 20% для выключа-
телей напряжением до 35 кВ и на 15% для выключателей напряжением
110 и 220 кВ. Ниже приведены соотношения между номинальным UHOM
и наибольшим рабочим /7наиб раб напряжениями в кВ: 6/7,2; 10/12;
35/40,5; 110/126; 220/252.
Номинальный ток /иом — это наибольший ток (действующее зна-
чение), который выключатель способен длительно проводить при номи-
нальном напряжении, номинальной частоте и номинальной темпера-
туре окружающей среды, при этом температура частей выключателя
не должна превышать допускаемую для длительной работы. Таким
образом, номинальный ток характеризует длительную работу вы-
ключателя без перегрева токоведущих частей и контактов, он опреде-
ляет их размеры, однако не влияет на габариты выключателя.
Номинальный ток отключения /ном. отил — это наибольший той
КЗ (действующее значение периодической составляющей тока КЗ)
41’
который способен надежно отключить выключатель при напряжении,
равном наибольшему рабочему напряжению в определенном цикле
работы при восстановлении напряжения в соответствующей электри-
ческой цепи. Для выключателей переменного тока установлены два
цикла работы: с АПВ й без АПВ.
Цикл с АПВ имеет вид О-Т-ВО-180-ВО, где О — отключение вы-
ключателя релейной защитой при КЗ на защищаемой цепи; Т — га-
рантируемая для выключателя минимальная бестоковая пауза для
деионизации среды до АПВ; ВО — включение выключателя устройст-
вом АПВ и немедленное за ним отключение релейной защитой; 180—
промежуток времени, с, до следующего включения; ВО — включение
и отключение. В цикле без АПВ после отключения выключателя ре-
лейной защиты при КЗ в цепи он может быть включен на это КЗ еще
2 раза, но с интервалом не менее 180 с. Этот цикл обозначается
О-180-ВО-180-ВО.
Большинство современных выключателей удовлетворяет циклу
АПВ, особенно быстродействующие, у которых процесс деионизации
дугового промежутка и среды осуществляется активно. Необходимость
быстродействия отключения и полной деионизации среды обусловлена
тем, что АПВ обеспечивает устойчивую работу электрической системы
только в том случае, если оно происходит не более чем через 0,5 с
после отключения выключателя.
Номинальная мощность отключения SH0M. 0™ — это наибольшая
мощность, которую надежно отключает выключатель в режиме КЗ
без механического повреждения и оплавления контактов. Она представ-
ляет для однофазного выключателя SH0M. Откл = /Ном. откл ЦНом>
для ^трехфазпого выключателя откл ~ /ном. откл ^/ном*
Ток динамической стойкости — это наибольшее значение
амплитуды полного тока КЗ, который выключатель выдерживает во
включенном положении без повреждений, препятствующих его даль-
нейшей работе.
Ток термической стойкости Ц — это такой ток, при протекании
которого в течение времени t,r температура токоведущих частей вы-
ключателя не должна превышать допустимую для кратковременного
режима работы.
Время отключения выключателя с приводом /0Т1!Л. в представляет
промежуток времени от подачи команды на отключение до момента
погасания дуги на всех полюсах. Оно равно сумме собственного вре-
мени отключения выключателя с приводом /с.в и времени горения
дуги /д, т. е. /Откл. в = /с. в + /д- Собственное время отключения
представляет отрезок времени от момента подачи импульса тока на
отключающую катушку привода выключателя до момента расхожде-
ния дугогасительных контактов. Время горения дуги — это промежу-
ток времени от начала расхождения дугогасительных контактов до
момента погасания дуги на всех полюсах.
Технические решения в области производства высоковольтных
выключателей направлены на повышение параметров и уменьшение
габаритов выключателей за счет применения более качественных изо-
ляционных материалов И эффективных способов гашения дуги.
42
43. Масляные выключатели
Классификация и обозначения выключателей. Масляные выключа-
тели получили большое применение в электроустановках благодаря
простым и достаточно эффективным дугогасительным свойствам транс-
форматорного масла. Масляные выключатели подразделяют на много-
объемные и малообъемные. В многообъемных выключателях масло
служит дугогасительной и изолирующей средой (для изоляции токо-
ведущих частей от заземленных баков, в которых они расположены),
в малообъемных — только дугогасительной средой.
Обозначение выключателя состоит из букв и цифр. Буквы в опре-
деленном сочетании обозначают тип выключателя, цифры — номиналь-
ное напряжение, на которое изготовлен выключатель. Значения букв:
В — выключатель, М — масляный (второе значение М — малообъем-
ный), П — подвесной или подстанционный, К — камерный или колон-
ковый, Г — горшковый; одной буквой обозначают типы: С — «Сверд-
ловск», У — «Урал».
Принцип гашения дуги. Гашение электрической дуги в дугогаситель-
ных камерах выключателей происходит следующим образом. При
расхождении подвижных и неподвижных контактов в каждой фазе
образуются, дуги, количество которых зависит от конструкции выклю-
чателя и его дугогасительных камер. Под действием высокой темпера-
туры масло в дуговом промежутке разлагается и превращается в газ
(около 70% водорода, 20% этилена и 10% метана). Газ образует газо-
вый пузырь, окружающий дугу. Интенсивная деионизация дуги и
ее гашение происходят благодаря следующим факторам, характерным
для всех типов выключателей с дугогасительными камерами: наличие
водородной среды, высокое давление в газовом пузыре, охлаждение
газового пузыря благодаря вихревому движению масла вокруг него,
интенсивное охлаждение дуги холодными слоями масла, что достига-
ется дроблением дуги на несколько мелких дуг и растягиванием ее
в продольном и поперечном направлениях. В начальный момент рас-
хождения контактов расстояние между контактами еще невелико,
дуга коротка, и она, погасая в момент прохождения тока через' нуль,
затем снова зажигается. С увеличением длины дуги растет ее сопротив-
ление, восстанавливающееся напряжение на расходящихся контак-
тах становится меньше пробивной прочности промежутка и дуга
гаснет.
Многообъемные выключатели на напряжение 35 и ПО (220) кВ.
В установках напряжением 35; 110 (220) кВ применяют многообъем-
ные выключатели типов С-35, МКП-35, МКП-110 (220) и др.
Выключатель С-35 (рис. 22) состоит из трех баков 5 с проходными
изоляторами (вводами) 1, установленными на крышках 3, электромаг-
нитного привода 10, соединенного с фазами (баками) выключателя
посредством вертикальной и горизонтальной штанг, сварного каркаса
7 и лебедки 8 для опускания и подъема баков 5 с маслом при осмотре
и ремонте рабочих деталей выключателя, укрепленных на крышках 3.
Выключатель снабжен газоотводом 4, предохранительным клапаном 2,
маслоуказательным стеклом 6, и маслоспускным краном 9.
43
Стальная крышка 1 (рис. 23, а) является основанием, к которому
крепятся все основные узлы. Каждая фаза имеет по два ввода, закреп-
ленные на крышке с помощью шпилек. Основной частью ввода явля-
ется бакелитовая втулка 5, через которую пропущен токоведущий
стержень 15, заканчивающийся наконечником 2 с гайками. Для повы-
шения влагостойкости пространство между, бакелитовой втулкой 5 и
фарфоровой покрышкой 6 заполнено морозостойкой мастикой 4; свер-
ху это пространство закрыто круглой литой крышкой 3. На вводах
установлены трансформаторы тока 7. К нижней части токоведущих
стержней прикреплены медные Г-образные неподвижные контакты 9.
Подвижная дугогасительная камера 10 закреплена на изолирующей
штанге 16, соединенной с приводным механизмом 18 и перемещающей-
ся в направляющей втулке 8. Бак 14 имеет форму эллиптического
конуса, выполнен из стали, внутри обшит в 2 ряда изоляцией 11 из
высокопрочного электрокартона и снабжен краном 13 для спуска масла.
Под дном бака размещено нагревательное устройство 12, которое
включается для подогрева масла при температуре воздуха ниже —20°С,
если опа держится не менее суток. Бак с маслом подвешен к крышке а
помощью четырех стяжных шпилек 17.
Корпус 5 дугогасительной камеры (рис. 23, б) состоит из двух
одинаковых частей, изготовленных из материала АГ-4С и соединенных
между собой посредством стяжных болтов 10. Внутренняя полость
камеры облицована дугостойким изоляционным материалом 7. В вы-
хлопные отверстия, расположенные в верхней части и с боков камеры,
установлены втулки 4 и 6 из дугостойкого материала. В камере раз-
мещается подвижной контакт 8, выполненный в виде перемычки о
металлокерамическими напайками 12, который опирается на четыре
контактных пружины 9. Пружины обеспечивают надежное контакт-
Рис. 22. Общий вид выключателя С-35
44
ное соединение между неподвижны-
ми контактами 14, снабженными
металлокерамическими пластинами
13, и подвижным контактом 8. Они
служат также буфером, смягчаю-
щим удар подвижного контакта о
неподвижные контакты при вклю-
чении и сообщают камере перво-
начальное ускорение при отключе-
нии. Ход подвижного контакта
ограничивается двумя парами вы-
ступов 11. Корпус 3 воздушной
подушки камеры гайкой 2 соеди-
няется с изолирующей штангой 1,
которая посредством приводного
механизма перемещает камеру
вверх и вниз при операциях вклю-
чения и отключения.
При отключении образуются две
дуги между подвижным и непод-
вижным контактами, повышается
давление масла и газов в камере,
и дуга растягивается в сторону
выхлопных отверстий, как показа-
но стрелками. Дуга удлиняется как
в поперечном, так и в продольном
направлениях по мере передвиже-
ния вниз камеры с подвижным кон-
тактом. Соприкасаясь с холодными
слоями масла, дуга охлаждается,
деионизируется и гаснет.
Важную роль в работе выклю-
чателя играет буферное простран-
ство — не заполненный маслом
верхний объем бака. Давление газа,
образующееся при гашении дуги,
передается через масло стенкам и
дну бака. Буферное пространство
позволяет маслу расширяться
вверх, из-за чего уменьшается дав-
ление на стенки и дно бака. Если
это пространство недостаточно (вы-
сокий уровень масла), то возможен
вызрыв бака. При низком уровне
масла в баке охлаждение газов мас-
лом может быть недостаточным, и
входящий в состав газов водород,
имеющий высокую температуру,
соединяясь с кислородом воздуха,
Рис. 23. Фаза (а) и разрез дугога-
сительной камеры (б) выключателя
С-35
45
может вызвать взрыв. Следовательно, взрыв масляного выключателя
возможен как при высоком, так и при низком уровне масла. Во время
эксплуатации строго следят за уровнем масла, для этого баки снаб-
жают специальными указателями. Предохранителями от взрывов слу-
жат выхлопные трубы и предохранительные клапаны. Параметры
выключателя: f7n0M — 35 кВ; /пом — 630 А; /Пом. откл = Ю кА;
^ном. откл = 700 МВ • А; 1дин = 26 кА; /т = /6С = 10 кА; ^откл
= 0,08 с.
Выключатель МКП-35 (масляный, камерное гашение дуги, под-
станционный) состоит из трех баков овальной формы. Его основной
отличительной особенностью от выключателя С-35 являются дугога-
сительная камера и процесс гашения дуги в ней. Неподвижный кон-
такт 3, расположенный в дугогасительной камере (рис. 24, а), отжи-
мается пружиной 7 для предупреждения ударов и вибрации при вклю-
чении, а также для создания контактного нажатия во включенном
положении выключателя. Корпус дугогасительной камеры имеет
дугогасительный отсек 2, сообщающийся с основной частью камеры 1.
В отсеке 2 после заполнения бака маслом образуется буферная воздуш-
ная среда, так как в нем нет отверстий для выпуска воздуха, которым
снабжена камера 1 (отверстие 8). Нижнюю часть камеры выполняют
из изолирующих пластин 5, образующих отверстие для прохода
подвижного контакта 4 и две поперечные щели 6 с выходом в общий
масляный бак, а также отверстие, соединяющее эти щели с отсеком 2.
Процесс гашения дуги в камере выключателя схематично показан
на рис. 24, б. После расхождения контактов 3 й 4 возникает дуга, вы-
зывающая образование газов. Газы создают давление в основной
камере 1 и отсеке 2. При движении контакта 4 вниз сначала открыва-
ется верхняя поперечная щель 6, и масло под давлением устремляет-
ся в бак, пересекая дугу. При дальнейшем движении контакта 4 вниз
открывается вторая (нижняя) щель, через которую масло из камеры
также направляется в бак. Интенсивное гашение дуги обеспечпвает-
дугогасительной камеры выклго-
(а) и этапы гашения дуги в
ней (б)
46
ся удлинением и дроблением
ее в двух поперечных щелях,
охлаждением в результате со-
прикосновения с холодными
слоями масла и наличием
деионизирующей среды с вы-
соким давлением. Параметры
выключателя: UUOM — 35 кВ;
I пом ~ 1000 А; /пом. откл =
= 16,5 кА; SUOM. откл =
= 1000 МВ • А; /дпн = 45 кА;
/т /,Г>С 16,5 кА, ~
г= 0,08 с. Имеются исполне-
ния выключателя МКП-35 с
более высокими параметрами.
Выключатель МКП-ПОМ.
на напряжение ПО кВ имеет
три цилиндрических бака 7
(рис. 25, а и б), на крышках
которых установлены проход-
ные маслонаполненные изо-
ляторы 5 с указателями уров-
ня масла в них 18, встроен-
ные трансформаторы тока 16,
механизм для включения и
отключения 17. К токоведу-
щим стержням проходного
изолятора внутри баков при-
креплены дугогасительные
устройства 14. Подвижные
контакты торцового типа,
укреплены на траверсе 12, пе-
ремещаются штангой 13 в на-
правляющем устройстве 15.
В нижней части показан лаз
8, через который проникают
в бак для осмотра и ремонта
выключателя. Нормально лаз
герметически закрыт крыш-
кой. Внутренняя поверхность
бака изолирована электротех-
нической фанерой 11. Кран 10
служит для спуска масла, а
лаз 9 — для производства ра-
бот под баком по подогреву.
На рис. 25, а и б также по-
казаны: 6 — предохранитель -
ный клапан; 4 — газоотвод;
3 — указатель включенного
Рис. 25. Выключатель МКП-ПОМ с приво-
дом (а) и разрез одной фазы (б)
47
и отключенного положения выключателя; 2 — маслоуказатель; 1 —
привод. Выключатель МКП-110М устанавливают на низких фунадмен-
тах с высотой не менее 200 мм над уровнем планировки.
Дугогасительное устройство (рис. 26, а и б), присоединенное к
каждому стержню проходного изолятора,. состоит из бакелитового
цилиндра 2, закрепленного на стержне проходного изолятора держа-
телем /. В цилиндре помещаются неподвижные контакты 3 и 5, на-
кладки с отверстиями 4, соединяющими камеру с баком, и изолирую-
щая штанга 11 с двумя подвижными контактами 12. На штанге 11
установлены пружины 6, создающие контактное нажатие во включен-
ном положении выключателя и способствующие увеличению скорости
движения подвижного контакта в процессе отключения. При движении
траверсы 8 вниз и расхождении контактов 5-12 и 3-12 между ними соз-
даются дуги, из которых дуга I генерирующая, а дуга // гасимая.
Генерирование газов создается из-за искусственного уменьшения
дугового промежутка между подвижными контактами 12 и неподвиж-
ными 5. Гашение дуги начинается вслед за расхождением контактов
благодаря поперечному дутью через отверстия 4. Параллельно не-
подвижным контактам присоединен шунтирующий резистор 13 из
нихромовой спирали, намотанной на бакелитовый цилиндр 2, закрытый
сверху вторым бакелитовым цилиндром с отверстиями. Эти резисторы
обеспечивают равномерное распределение напряжения между двумя
дугогасительными камерами, снижение скорости восстановления на-
Рпс. 26. Процесс гашения дуги (а) и устройство дугогасительной камеры (б)
выключателя МКП-110М
48
пряжения и уменьшения пика напряжения, появляющегося на кон-
тактах выключателя после отключения, уменьшение мощности дуги
при окончательном разрыве цепи. Выключатель МКП-НОМ при от-
ключении работает по двухступенчатому циклу: сначала размыкают-
ся контакты внутри дугогасительных устройств и в них обрывается
цепь тока; затем ток, протекающий от держателя 1 через резистор 13
и гибкий соединитель 7, рвется контактами 9 и 10 в открытом про-
странстве. Параметры выключателя: Uнт — ПО кВ; 7НОМ = 600 ~
-г 1 000 А; /Ном. откл = 18,4 кА; 5НОМ_ откл = 3500 МВ • А; 1ЯИН =
= 50 кА; /т = /зс = 18,4 кА; *откл = 0,05 4- 0,08 с.
Малообъемные масляные выключатели. В настоящее время вместо
масляных выключателей с большим объемом масла на напряжения 6;
10; 35 и ПО кВ широко применяют масляные выключатели с малым
объемом масла. Уменьшения объема масла в этих выключателях
достигают за счет того, что масло в них используется только как среда
для гашения дуги, а для изоляции токоведущих частей служат фар-
форовые изоляторы. Масса масла в таких выключателях незначитель-
на (от 4,5 до 600 кг в зависимости от напряжения и отключаемой
мощности). Конструкция малообъемных выключателей проще вы-
ключателей с большим объемом масла из-за отсутствия у них дорого-
стоящих и громоздких проходных изоляторов.
Выключатель В МП-10 имеет баки 8 (рис. 27, а) закрепленные на
опорных изоляторах 7, установленных на раме 1. В подшипниках
рамы свободно вращается вал 4, на котором устанавливают рычаг (на
рис. 27, а не показан), соединяющий выключатель с его приводом.
На валу 4 жестко закреплен двуплечий рычаг 3, одним концом при-
соединяемый к отключающей пружине 2, а другим — к тяге 11 привод-
ного механизма выключателя. Для смягчения ударов предусмотрены
буфера: пружинный 5 (при включении) н масляный 9 (при отключении).
Уровень масла в выключателе контролируется маслоуказателем 10.
Выключатель при монтаже поднимают с помощью ушка 12. Болт 6
служит для заземления рамы выключателя.
Рассмотрим фазу выключателя ВМП-10. К цилиндру 9 (рис. 27, б),
выполненному из стеклоэпоксида, прикреплен металлический фланец
17 с нижней крышкой 14, на которой размещен неподвижный кон-
такт 16. Над последним находится камера поперечного дутья 19.
В алюминиевом баке 5 размещен механизм управления подвижного
контакта 20, соединенный с рычагом 6. Токосъем с подвижного кон-
такта выполнен роликами 22, имеющими через направляющие стерж-
ни 7 электрическое соединение с верхним выводом 21. Нижний вывод
15 является продолжением крышки 14. Стеклоэпоксидный и металли-
ческий баки соединяются фланцем 8. Сверху бак 5 закрыт крышкой 3
с газоотводным колпачком 1 и пробкой 2 для долива масла. Под крыш-
кой размещен маслоотделитель 4. В нижней части выключателя уста-
новлен маслоуказатель 12.
Дугогасительная камера поперечного масляного дутья (рис. 27, в)
состоит из пакета изоляционных пластин 1,3 и 5, стянутых изоляцион-
ными шпильками 4. В нижней части камеры расположены один над
другим поперечные дутьевые каналы 8, 9 и 10, а в верхней — масляные
49
Рис. 27. Общий вид (а), разрез фазы (б) и дугогасительная камера (в) выклю-
чателя ВМП-10
50
карманы 2. Поперечные дутьевые каналы имеют раздельные выходы
6 и 7, направленные кверху. Большие и средние токи гасятся дутьем
в поперечных каналах, а малые токи, если они не будут погашены в
поперечных каналах, гасятся с помощью дутья в масляных карманах.
Процесс гашения дуги (см. рис. 27, б) происходит следующим обра-
зом: после отрыва подвижного контакта 20 от неподвижного J6 воз-
никщие под действием дуги газы, не имея выхода через центральное
отверстие 10 и поперечные каналы 13 камеры, которые вначале закрыты
контактом 20, создают большое давление в нижней части цилиндра.
Масло заполняет часть буферного пространства 18, увеличивая давле-
ние в нем. По мере перемещения стержня вверх газы вместе с маслом
буферного пространства 18 устремляются через поперечные каналы 13
в продольные боковые каналы 11 и гасят дугу. Дуга, тянущаяся за
подвижным контактом 20, разлагает масло в масляных карманах 19\
газы способствуют гашению дуги. Масло при срабатывании выключа-
теля почти не расходуется, так как выбрасываемое масло, охлаждаясь
в баке, стекает в дугогасительную камеру. Для повышения дугостой-
1820
Рис. 28. Выключатель ВМК-35
51
кости съемный наконечник подвижного контакта и верхние торцы
розеточного контакта имеют облицовку из металлокерамики (кирита).
Параметры выключателя: UBOM — 10 кВ; /ном = 630 4- 1500 А;
Iво,м. откл = 20 кА, SHOm. откл = 350 МВ • А, /дин = 64 кА; /т =ч
— /4С = 20 кА; /откл = 0,12 с. Выключатель ВМП-10 имеет несколь-
ко исполнений, которые отражаются дополнительными буквенными
обозначениями: К — для комплектных распределительных устройств;
Т — для районов с тропическим климатом; У — усиленное испол-
нение.
Выключатели ВМК (выключатель малообъемный колонковый)
изготовляют на напряжение 25; 35 и 110 кВ. Они относятся к выключа-
телям ускоренного действия. В колонке, укрепленной на основании
8 (рис. 28), в изоляторе 3 находится дугогасительпая камера 9, а в
изоляторе 5—изоляционная тяга 7 с подвижным контактом 6, пред-
ставляющим медный стержень в виде свечи. Неподвижный контакт 2
выполнен розеточного типа подобно выключателю ВМП-10; подвиж-
ный контакт снабжен роликовым токосъемным 4. Дугогасительная
камера 9 представляет собой цилиндр, набранный из гетинаксовых
дисков 10 с отверстиями в центре для подвижного контакта. Между
дисками образованы масляные карманы 11. При размыкании контак-
тов 2 и 6 между ними возникает дуга, которая растягивается по кар-
манам 11 и гасится в них газами с избыточным давлением, дости-
гающим (4 4- 5) 10® Па. Чтобы разгрузить фарфоровые изоляторы от
высокого давления, дугогасительную камеру помещают внутри толсто-
стенного бакелитового цилиндра 1. Сегменты розеточного контакта
выполнены из дугостойких киритовых пластин, наконечник под-
вижного контатка снабжен металлокерамической облицовкой. Приме-
нение дугостойких материалов значительно удлиняет срок службы кон-
тактируемых элементов, подвергающихся высоким температурным
воздействиям при отключениях больших токов нагрузки и особенно
токов КЗ.
Параметры выключателя ВМК-35: t/HOM = 35 кВ; /ном =1000 А;
I пом. откл 16 кА, SHOM откл 1000 МВ • А, /дцн — 45 кА; /т =
= /4С = 16,5 кА; /Откл = 0,11 с. Выключатель ВМК-25 представляет
одну фазу выключателя ВМК-35 и применяется в РУ-27,5 кВ тяговых
подстанций переменного тока.
14. Воздушные выключатели
В воздушных выключателях дугу гасят сжатым воздухом, пода-
ваемым к выключателям по воздухопроводам от центральной компрес-
сорной установки. Для отключения выключателя в любой момент
времени в резервуаре имеется необходимый запас сжатого воздуха.
Эти выключатели изготовляют на избыточное давление воздуха (8 4-
4- 20) 10® Па и напряжения 10; 35: ПО; 220 кВ и выше. Воздушные
выключатели выполняют с наружными отделителями и без них. Дугога-
сительные устройства выключателей бывают с одним и несколькими
разрывами в фазе с продольным или поперечным воздушным дутьем.
52
Воздушные выключатели по
скорости отключения являются
быстродействующими. Они способ-
ны прекращать горение дуги после
первого прохождения тока через
нуль и производить автоматиче-
ское повторное включение через
2—3 периода после отключения.
Их недостатком является необходи-
мость иметь на подстанциях ком-
прессорные установки для получе-
ния сжатого воздуха, а также по-
стоянно следить за его сухостью,
Рис. 29. Принцип работы воздушного
выключателя (а) и гашение дуги в
нем (6)
так как повышенная влажность
воздуха при низких температурах
окружающей среды может привести
к примораживанию подвижных ча-
стей (в основном воздушных клапанов) и отказу в работе выключателей.
Принцип работы воздушных выключателей следующий. С помощью
электромагнита отключения И (рис. 29, а) открывается клапан от-
ключения 12, и сжатый воздух устремляется по каналам в гасительную
камеру 5 и камеру 8 над поршнем 7. Вслед за размыканием гаситель-
ных контактов 6 и 4 (рис. 29, б) и гашением дуги межу ними поступаю-
щий по узкому каналу 3 (см. рис. 29, а) сжатый воздух создает необ-
ходимое давление на поршень 9. Поршень 9 быстро перемещается
влево, отделитель 2 мгновенно выходит из неподвижных контактов 1
(примерно через 0,05 с после размыкания контактов 6 и 4). После этого
замыкаются гасительные контакты 6 и 4. Выключатель включается
отделителем. Для этого электромагнитом включения 13 открывается
Клапан включения 14, и сжатый воздух, поступая в полостть 10, пере-
мещает поршень 9 вправо.
Наша промышленность изготовляет воздушные выключатели типа
ВВБ на 110—750 кВ, номинальный ток от 2 до 3,2 кА и номинальный
ток отключения от 31,5 до 40 кА. Они снабжены взрывобезопасными
гасительными камерами и экранной аппаратурой, обеспечивающей
равномерное распределение напряжения по опорной изоляции, полную
ликвидацию короны при рабочем напряжении и минимальный уровень
радиопомех.
15. Выключатели нагрузки
Выключатели нагрузки с предохранителями (ВНП) позволяют
размыкать и замыкать цепи напряжением свыше 1000 В при прохожде-
нии по ним тока не более номинального. ВНП применяют в маломощ-
ных электроустановках, так как они просты и дешевы. Наша промыш-
ленность выпускает ВНП на 6 и 10 кВ.
ВНП на 10 кВ с газогенерирующей дугогасящей средой имеет
дугогасительную камеру 3 (рис. 30, а), изготовленную из пластмассы
в виде двух частей, стянутых между собой винтами 7 так (рис. 30, б),
53
A-A
Рис. 30. Выключатель нагрузки ВНП-16 (в) и его дугогасительная камера (б)
чтобы между ними не было щелей. В камеру помещают неподвижный
контакт 8 и два вкладыша 9 из газогенерирующего вещества. На под-
вижном контакте 5 (см. рис. 30, а) закреплены согнутые по радиусу
камеры медные полосы 4, служащие контактами. Полоса 4 входит при
включении внутрь камеры 3 и представляет собой дугогасительпый
контакт. Полосы 6, обхватывая камеру 3 снаружи и соединяясь с на-
ружным неподвижным контактом 2, укрепленным на опорном изоля-
торе 10, служат главными контактами, через которые проходит рабо-
чий ток. При включении сначала замыкаются контакты 4 и 8, а затем
контакты 6 и 2. При отключении контакты 4 и 8 размыкаются поз-
же контактов 6 и 2 Во время отключения ВНП подвижной дугогаси-
тельный контакт 4 выходит из камеры, отрываясь от неподвижного
контакта 8. Вследствие разрыва цепи образуется дуга, вызывающая
выделение газов из газогенерирующего вещества вкладышей. Газы
устремляются наружу через зазоры между подвижным контактом и
стенками вкладыша и гасят дугу. Отключение тока КЗ йыключателя-
ми нагрузки не производят, защита от тока КЗ и от перегрузок осу-
ществляется предохранителями 11, смонтированными на раме 12.
Управление выключателями нагрузки ВНП-16 осуществляют
ручными рычажными приводами. Для того чтобы длительность га-
шения дуги не зависела от работника, производящего отключение, и
для ускорения процесса отключения применяют отключающие пружи-
ны 1. Выключателями нагрузки ВНП-17 управляют дистанционно,
так как они снабжены электромагнитами отключения.
16. Электромагнитные и вакуумные выключатели
Выключатели електромагнитные (ВЭМ) бывают с дугогасительны-
ми устройствами щелевого типа и с деионными решетками. ВЭМ изго-
товляют на напряжения 6 и 10 кВ и применяют в комплектных распре-
54
делительных устройствах (КРУ) для электроустановок, расположен-
ных в помещениях. Преимуществами ВЭМ по сравнению с другими
выключателями являются небольшие габариты, быстродействие (0,05—
0,06 с), взрыво- и пожаробезопасность, кроме того, они допускают
большое количество переключений без подгара контактов. Эти важные
качества определили применение ВЭМ на подземных подстанциях
метрополитена, для работы которых характерна большая частота пе-
реключений; условия сооружения подземных подстанций требуют
размещения их оборудования в помещениях минимальных размеров.
На рис. 31, а показан общий вид выключателя ВЭМ-6, имеющего
параметры; Ппом = 6 кВ, /дом = 1600 А, 5НОМ.ОТКЛ = 400 МВ • А.
На каркасе 2, установленном на тележке 7, закреплены дугогаситель-
ные камеры 1, которые расположены непосредственно над неподвиж-
ными контактами. Подвижные контакты 4 соединены тягами 5 с при-
водом 6. Подвижные и неподвижные контакты снабжены штепселями 3.
Применение штепсельных разъемных соединений позволяет выкаты-
вать выключатель из комплектной ячейки и производить ремонтные
работы в выключателе в безопасных условиях с высокой произво-
дительностью труда и высоким качеством, гак как ко всем деталям и
узлам выключателя обеспечен свободный доступ при отсутствии опас-
ности высокого напряжения.
Принцип гашения дуги приведен на рис. 31, б. При отключении
выключателя подвижной контакт 1, отрываясь от неподвижного кон-
такта 2, перемещается вправо, и электрическая дуга переходит на
Рис. 31. Общий вид выключателя ВЭМ-6 (а)’, принцип гашения дуги (б) и фа-
сонные перегородки камеры (в)
55
дугогасительный контакт 5. С этого момента в цепь дуги включается
дугогасительная катушка 3, при протекании тока через нее создается
магнитный поток, который затягивает дугу в камеру 4, где она растя-
гивается по щелям и деионизируется, замыкаясь через дугогаситель-
ные контакты 5 и 7. Выключатель снабжен дополнительным воздуш-
ным дутьем, необходимым при отключении малых токов, когда магнит-
ное дутье не обеспечивает достаточных сил'для растягивания и гаше-
ния дуги в камере, в результате чего камера может сгореть. Воздушное
дутье осуществляется из цилиндра 6, поршень которого кинематичес-
ки связан с подвижным контактом выключателя.
Дугогасительная камера (рис, 31, в) собрана из огнестойких изоля-
ционных перегородок с вырезами в нижней части. В начале камеры на
сечении А длина дуги равна ширине камеры (/А = L). По мере втя-
гивания в лабиринты камеры длина дуги увеличивается в сечении Б
до /б >В, а в сечении В—до /в » В, достигая длины 1,5 м. Такое рас-
тягивание дуги обеспечивает хорошую деионизацию дугового проме-
жутка.
Вакуумные выключатели представляют собой герметизированные
камеры, из которых откачан воздух. Давление среды в камере, где
размещены контакты, ничтожно мало и составляет 1,33 (10-2 ~ 10~4)
Па. Поэтому при размыкании контактов не образуются мощные дуги,
так как очень разряжена среда, которая могла бы быть ионизирована.
Вследствие этого длительность горения дуги в вакуумных камерах
выключателей, как правило, не превышает 0,01 с. Процесс гашения
дуги выглядит так. При расхождении контактов уменьшается площадь
их соприкосновения, что приводит к резкому повышению температу-
ры контактируемых поверхностей. Между этими поверхностями обра-
зуется мостик из расплавленного металла, который очень быстро нагре-
вается и испаряется. В среде паров металла загорается дуга. Глубокий
вакуум способствует быстрой диффузии заряженных частиц в окружаю-
щее пространство, не ионизируя его. Дуга гаснет при первом переходе
тока через нуль. Электрическая прочность между контактами восста-
навливается примерно через 10 мкс.
На электрифицированных железных дорогах нашей страны про-
ходит эксплуатационные испытания выключатель ВВФ-27,5 (выклю-
чатель вакуумный для фидеров тяговых подстанций переменного
тока). ВВФ-27,5 (рис. 32, а) представляет собой колонку из фарфоровых
втулок 1, установленных на основании 2, в которое вмонтирован при-
вод типа ПЭ-11. Три дугогасительные вакуумные камеры типа
КДВ-10-1600-20 расположены в трех верхних втулках, в нижней втул-
ке—тяги и рычаги привода. Составные части выключателя рассмотрим
по рис. 32, б. ВВФ-27,5 состоит из трех (7, II, III) одинаковых последо-
вательно соединенных дугогасительных камер. Каждая камера состоит
из керамического корпуса 3, нижнего 9 и верхнего 16 металлических
фланцев с неподвижным 19 и подвижным 2 контактами, сильфона 20,
обеспечивающего необходимую герметичность между камерой и под-
вижным контактом, экрана 4, защищающего керамические стенки
камеры от запыления продуктами горения дуги, чтобы не разрушалась
изоляция между подвижным и неподвижным контактами. Гибкой ши-
56
Рис. 32. Общий вид (а) и упрошенная кинематическая схема (б) вакуумного
выключателя ВВФ-27,5
ной 6 соединены токопровод подвижного контакта и контактная шина
18 неподвижного контакта. Под контактными шинами расположены
демпферы 5 для поглощения энергии подвижных контактов при от-
ключении выключателя. Между кольцами 17, закрепленными на
концах подвижных контактов, и траверсами 8, укрепленными в кор-
пусе выключателя, находятся пружины 7. Электромагнитом 14 приво-
да посредством рычажной системы 15 производят включение выключа-
теля. При этом сжимаются пружины 7. Защелка 11 с пружиной 13
удерживает выключатель во включенном положении. Отключение
выключателя производят электромагнитом 12. Скорость размыкания
подвижного и неподвижного контактов обеспечивают пружины 7.
Зажимы 1 и /Услужат для подключения выключателя в электрическую
цепь. Параметры выключателя: f/HOM = 27,5 кВ; /ном=1,2кА;
/ном. откл = 18 кА; /т = /4С = 18 кА; /диИ уточняется; /откл не
более 0,05 с.
57
17. Приводы высоковольтных выключателей
Приводами осуществляют включение и отключение выключателей
и удержание их во включенном положении. Для выполнения этих
функций каждый привод имеет механизм включения, запирающий
механизм и механизм отключения. При включении требуются большие
усилия для преодоления сил натяжения отключающих пружин, трения
в механизме, массы подвижных контактов, а также электродинами-
ческих сил, возникающих при включении выключателя на КЗ. Вы-
ключатели должны включаться с достаточной скоростью, для чего не-
обходима сравнительно большая мощность от 10 до 50 кВт в зависи-
мости от типа выключателя. При медленном включении возможно об-
разование дуги между сходящимися контактами и сваривание их»
особенно при включении на КЗ. Слишком быстрое включение также
опасно, так как вызывает вибрацию подвижных частей и удары под-
вижных контактов о неподвижные, возможны поломки.
Отечественная промышленность выпускает электромагнитные,
электродвигательные, пневматические, ручные и пружинные приводы.
Электромагнитные и пневматические приводы применяют преимущест-
венно в установках большой и средней мощности. Источник питания
электромагнитных и пневматических приводов должен быть неза-
висим от питающей сети, чтобы включение можно было произвол! тз
при отключенной установке. Таким источником питания электромаг-
нитных приводов служит аккумуляторная батарея, пневматических—
резервуар с запасом сжатого воздуха. На электроустановках малой
мощности нецелесообразно устанавливать аккумуляторную батарею,
поэтому на них применяют выключатели с пружинными или ручными
приводами. Электромагнитные и пневматические приводы конструи-
руют так, чтобы при необходимости их можно было включать также
вручную. Электромагнитные, электродвигательные, пневматические
и пружинные приводы позволяют применять дистанционное управле-
ние выключателями, ручные этого не позволяют.
Для действия механизма отключения, роль которого сводится к
отводу защелки удерживающего механизма, требуется небольшая
мощность — примерно 0,5 кВт. Сила, действующая при отключении
на траверсу с подвижными контактами, создается мощными пружина-
ми, освобождаемыми защелкой. Во всех типах приводов механизм от-
ключения приводят в действие электромагнитом отключения. Это не-
обходимо для обеспечения автоматического отключения выключателя
при включении на КЗ или другой ненормальный режим.
Приводы выполняют с механизмом свободного расцепления, поз-
воляющим автоматически отключать от защиты выключатель в момент
его включения в цепь с КЗ, несмотря на замкнутую цепь включения.
Свободное расцепление осуществляется системой ломающихся рычагов,
позволяющей нарушать механическую связь между механизмом вклю-
чения и валом выключателя при действии электромагнита отключения.
Электромагнитный привод ПЭ-11 (рис. 33, а) имеет простую и
достаточно надежную кинематическую систему (рис. 33, б, в, г и д).
Электромагнит включения привода состоит из сердечника /, к которому
58
стопором 2 крепится шток 6, и катушки включения 4 с защитным ци-
линдром 5, расположенным между стальными плитами 3 и 29. Ци-
линдр 5 является также магнитопроводом электромагнита включения.
Для смягчения удара сердечника 1 при цикле включения предусмотре-
ны демпферная пружина 7 и латунная шайба 8. Выключатель включает-
ся подачей напряжения на катушку 4, создается магнитный поток,
который втягивает вверх сердечник 1 со штоком 6. Шток 6 упирается
в ролик 13, перемещает его вверх, отводя защелку 11 с плоской пру-
жиной 9 влево, и через серьгу 14 и рычаг 16 поворачивает вал вы-
ключателя 17 по часовой стрелке. Во включенном положении ролик
13 удерживается защелкой 11, заскакивающей под него под действием
пружины 9. Одновременно с подъемом серьги 14 через серьгу 18 по-
ворачивается рычаг 21, ролик 22 которого заходит за защелку 24,
удерживаемую пружиной 25.
Привод отключается поворотом защелки 24 вокруг оси 27, что мо-
жет быть сделано рукояткой 26 или бойком 28 электромагнита отклю-
чения. При этом ролик 22 скатывается вниз с защелки 24 и освобождает
рычаг 21. Последний, поворачиваясь на оси 23, через серьгу 18 осво-
бождает ролик 13, который скатывается вниз с защелки 11, и выклю-
Рис. 33 Привод ПЭ-11 (а) и состояние его рычажной системы в положения?
Отключено (6), Включение (в), Включено (г) и Отключение (<?)
5J
Рис. 34. Устройство сигнальных контактов (а) и сигнализация с помощью их о
положении выключателя (6)
пика пита~
ник
чатель отключается под действием своих отключающих пружин.
После отключения пружина 20 устанавливает рычаг 21 в исходное
положение.
Винт 10 служит для регулировки глубины зацепления ролика 22
с защелкой 24\ блок-контакты 12, 15 и 19 соединены тягами с валом 17.
К клеммнику 30 подходят цепи управления.
Блокировочные контакты КСА (контакты сигнальные аппаратные)
представляют собой фасонные медные шайбы 4 (рис. 34, а), изолирован-
ные от оси 5 втулками 6. Шайбы 4 на оси располагают так, чтобы одна
их часть замыкалась с неподвижными контактами 2 во включенном, а
другая часть в отключенном положении выключателя В (рис. 34, б),
соответственно образуя, например, цепь для лампы красного ЛК и
лампы зеленого ЛЗ цветов. Плоские пружины 1 обеспечивают необ-
ходимое контактное нажатие, винты 3 предназначены для присоеди-
нения проводов. Ось комплекта блок-коитактов посажена в подшип-
ники щечек 7, стянутых винтами 8.
Ручные приводы позволяют осуществлять местное оперативное
управление (включение и отключение) выключателями, а также авто-
матическое и в некоторых случаях дистанционное отключение. Их
применяют преимущественно в установках напряжением до 10 кВ с вы-
ключателями ВМГ-10, ВМП-10 и др., не требующими больших усилий
при включении (когда к рукоятке или штурвалу необходимо прило-
жить усилие не более 300 Н). Ручные приводы изготовляют двух ти-
пов: ПРА — привод ручной автоматический и ПРБА — привод ручной
е сигнализацией автоматического отключения выключателя. В совре-
менных электроустановках ручные приводы применяют сравнитель-
но редко, так как они не имеют устройств дистанционного включения,
что исключает осуществление автоматизации управления выключате-
лями.
Пружинные приводы снабжены устройствами дистанционного вклю-
чения и отключения, что позволяет использовать их в автоматизиро-
ванных установках для автоматического повторного включения (АПВ)
и автоматического включения резерва (АВР). Приводы применимы к
выключателям напряжением до 35 кВ, у которых максимальный мо-
мент при включении не превышает 400 Н. В приводах данного типа
для включения выключателя используется энергия заведенных или
60
натянутых пружин. Предварительное натяжение пружин производит-
ся автоматически управляемым электродвигателем небольшой мощно-
сти с редуктором. Это дает возможность осуществлять автоматизацию
электроустановок без установки на них мощных и дорогих аккуму-
ляторных батарей (и зарядных устройств к ним), необходимых для пи-
тания электромагнитных приводов.
18. Общие сведения © быстродействующих выключателях
постоянного тока
Быстродействующие автоматические выключатели (БВ), применяе-
мые на тяговых подстанциях, являются основными аппаратами распре-
делительных устройств постоянного тока напряжением 3,3 кВ. Они
служат как для оперативного включения и отключения под током пи-
тающих линий и выпрямителей, так и для автоматического отключения
их в аварийном режиме. БВ сочетают две функции: собственно выклю-
чателей, разрывающих цепь постоянного тока и гасящих возникающую
при этом дугу, и одновременно являются мгновенной направленной или
ненаправленной (в зависимости от типа выключателя) максимальной
токовой защитой.
В цепях постоянного тока выключатель должен гасить дугу при
токе большой величины, возникающем при КЗ, перегрузке, а также
при оперативном отключении рабочего тока по эксплуатационной на-
добности. Самое грудное — обеспечение надежного гашения дуги при
аварийном отключении, когда установившийся ток КЗ достигает 20—
30 тыс. А, что имеет место при КЗ вблизи подстанции. Во избежание
выхода из строя выпрямителей и для обеспечения гашения дуги стре-
мятся, чтобы БВ отключал поврежденный участок в течение несколь-
ких миллисекунд, т. е. до того, как возрастающий ток КЗ достигнет
установившегося значения 7^.
Процесс размыкания цепи постоянного тока Б В при КЗ можно
расчленить на три отрезка времени (рис. 35): время 1п, за которое ток
КЗ возрастает до тока уставки срабатывания выключателя /у.ср;
собственное время выключателя tlf
равное отрезку времени, за кото-
рый ток изменяется от значения
величины уставки (точка А) до зна-
чения, когда начинается расхожде-
ние контактов (точка Б); время га-
шения дуги /3, состоящее из /а, в
течение которого ток после начала
расхождения контактов возрастает
(точки Б, В), и 13 — t2, в течение
которого ток уменьшается от мак-
симума (точка В) до нуля (точка
Г). Следовательно, полное время
отключения
70ткл = 70 + /! + ts. (5)
Рис. 35. Изменение тока при КЗ в
сети постоянного тока
61
Током уставки выключателя принято называть ток, при котором
приходит в действие его механизм отключения. Время нарастания
тока КЗ до тока уставки выключателя определяется параметрами цепи
(омическим сопротивлением и индуктивностью). На рис. 35 показана
кривая нарастания тока КЗ для случая, когда в момент, предшество-
вавший КЗ, в цепи не было нагрузки. Эта кривая характеризуется вы-
ражением
где — мгновенное значение тока КЗ, A; Ud — выпрямленное на-
пряжение, В; — индуктивность короткозамкнутой цепи, включая
питающую сеть и обмотки трансформаторов, Гн; RK — сопротивление
короткозамкнутой цепи, Ом; t—время, отсчитываемое с момента воз-
никновения КЗ, с.
Ток КЗ достигает значения 95% расчетной установившейся вели-
чины в течение 0,02—0,1 с в зависимости от соотношения /?|( и LK.
Поэтому основной задачей конструкторов Б В является уменьшение
отдельных составляющих /откл. В том случае, когда ток уставки сраба-
тывания БВ /у.ср значительно меньше установившегося тока КЗ,
а время ti + составляет тысячные доли секунды, отключение по-
врежденной цепи происходит при токе КЗ, меньшем установившегося
значения, что облегчает гашение дуги. Время 13 — t2, в течение ко-
торого ток КЗ уменьшается от достигнутого наибольшего значения до
нуля и происходит гашение дуги, не может быть чрезмерно уменьшено
вследствие возможного возникновения в цепи перенапряжения из-за
большой э. д. с. самоиндукции eL = — L (di/dl). Перенапряжение не-
желательно, так как оно может вызвать повторное зажигание дуги
между контактами БВ. По указанным соображениям от БВ требуется
большое быстродействие в отношении собственного времени которое
должно быть меньше 0,003 с. Кроме того, необходимо в идеаль-
ном случае до нуля уменьшить t2, в течение которого ток КЗ при разомк-
нувшихся контактах продолжает возрастать до наибольшего значения.
Уменьшение времени может быть достигнуто за счет резкого увели-
чения сопротивления горящей дуги. Собственное время 4 зависит от
принципа действия и конструкции механизма БВ, а время t2 — от
конструкции дугогасительной камеры. Полное время отключения сов-
ременных БВ /отвл 0,08 с.
Б В характеризуется отключающей способностью, выражающейся
наибольшим значением тока КЗ, который они надежно могут отклю-
чить при наиболее неблагоприятных условиях.
БВ принято классифицировать так: по назначению — линейные
(фидерные) и катодные; по направленности действия — поляри-
зованные, срабатывающие автоматически в зависимости не только от
величины тока, но и от его направления, и неполяризовапиые, сраба-
тывающие только в зависимости от величины тока; по способу дости-
62
Таблица 3
Тип выклю- чателя Номи- нальное напря- жение, В Номи- нальный ток, А Пределы токов устав- ки, А Наибольший ток отклю- чения, А Ток в цепи при напря- жении 110 (220) В А
включаю- щей ка- тушки держащей катушки
ВАБ-28 3000 3000 1600—4000 15 000 50 (25) 0,8—1,0
АБ-2/4 4000 2000 800—2000 20 000* 80 (40) 0,42—0,5
ВАБ-43 3300 4000 2000—5000 13 500* 73 (36) 0,54-0,05
* Для двух последовательно включенных выключателей АБ-2/4 наибольший ток отклю-
чения— 40 000 А, а для ВАБ-43 — 27 ООО А.
женин быстродействия —с пружинным, магнитопружинным и электро-
магнитным отключением. Основные электрические характеристики
Б В, применяемых на тяговых подстанциях, приведены в табл. 3
19. Дугогасительные камеры быстродействующих
выключателей постоянного тока
Гашение дуги в БВ осуществляется в дугогасительнои камере
с воздушной средой с применением магнитного дутья. Дугогаситель-
ные камеры выполняют в виде двух асбоцементных стенок прямоуголь-
ной или веерной формы с небольшим постоянным или увеличивающим-
ся кверху расстоянием между этими стенками. Пространство между
стенками разделяют асбоцементными перегородками на щели, в кото-
рые под действием магнитного дутья втягивается дуга. БВ снабжены
катушками магнитного дутья, которые расположены с наружной сто-
роны дугогасительной камеры и включены последовательно в цепь по-
стоянного тока, чем достигается интенсивное дутье при отключении
токов КЗ, Катушку магнитного дутья включают так, чтобы создавае-
мый ею магнитный поток, воздейст-
вуя на дугу с током (как магнитное
поле на проводник с током — по
правилу левой руки), выталкивал
ее вверх камеры, где она, удли-
няясь и соприкасаясь с неионизи-
рованным воздухом, стенками и пе-
регородками камеры, гасится.
Принцип гашения дуги постоян-
ного тока рассмотрим на примере
продольно-щелевой дугогаситель-
ной камеры. При расхождении
главных контактов (подвижного П
и неподвижного Н, рис. 36) обра-
зуется дуга с током I, которая,
Рис. 36. Принцип гашения дуги по-
стоянного тока
63
взаимодействуя с магнитным полем катушек магнитного дутья,
условно показанных одной катушкой 6, быстро выталкивается
силой F на главные рога 1 и 5, чем предотвращается оплавление
главных контактов. Вследствие наличия дутья дуга переходит на вспо-
могательные рога 2 и 4, в результате чего включается в действие вспо-
могательная катушка магнитного дутья 3. При совместном действии
главной и вспомогательной катушек магнитного дутья дуга получает
дальнейшее удлинение. Удлиненная дуга при соприкосновении с холод-
ными слоями воздуха, стенками и перегородками камеры интенсивно
деионизируется и гаснет при токах, не превышающих отключающей
способности выключателя. Дугогасительная камера такого типа при-
меняется на БВ типа ВАБ-28. Недостаток камер этого типа заключает-
ся в том, что их конструкция не позволяет растягивать на большую дли-
ну дуги значительной мощности.
Дугогасительная камера лабиринтно-щелевого типа (рис. 37, а),
способная растягивать дугу до 4,5 м, применяется на выключателях
типа АБ-2/4. Магнитное дутье в камере осуществляется сильно разви-
Рпс. 37. Лабиринтно-щелевая камера (о), полюсы камеры (б), растягивание ду-
ги в камере (в, г)
64
тыми полюсами (на рис. 37, б показано правильное положение лучей
полюса), прилегающими к камере снаружи с обеих ее сторон. Полюсы
П устанавливают на магнитопроводе М дугогасительных катушек,
j Стенки камеры непараллельны и расходятся кверху.
' С внутренней стороны стенок камеры имеются клинообразные пере-
; межающиеся перегородки (рис. 37, в), расходящиеся из одного центра
! по радиусам (см. рис. 37, а и г). Эти перегородки (см. рис. 37, в) обра-
зуют зигзагообразную щель — лабиринт, по которой растягивается
дуга. Дугогасительные рога 1 и 4 размещены внутри камеры. Первый
из них закрепляется изолированно от стенок и деталей на пластмассо-
вом держателе 2, второй является продолжением шарнира 5, с по-
мощью которого камеру устанавливают на выключателе. Внизу
для входа дуги в камеру имеется небольшое окно между дугогаситель-
ными рогами.
В верхней части камеры лабиринт прерван и установлены пламе-
гасительные решетки 3, представляющие собой пакеты тонких сталь-
ных пластин, служащие для охлаждения и деионизации пламени, со-
провождающего дугу. Правильное гашение дуги в камере обеспсч' ва-
ется, если щели лабиринта одинаковые (см. рис. 37, г).
Лабиринтно-щелевая камера способна гасить дуги с током до
20 кА. Для отключения больших токов необходимо дугу растянуть до
5—6 м. В этом случае дуга, растягиваясь по лабиринтным щелям, не
гаснет. Магнитное дутье выталкивает дугу за пределы камеры, и она,
ионизируя воздушную среду, перебрасывается на заземленные ме-
таллические конструкции, вызывая пожар в РУ-3,3 кВ. По этой при-
чине на фидерах 3,3 кВ устанавливают по два БВ типа АБ-2/4. В двух
БВ дугу можно растягивать до 8—9 м, не опасаясь выброса ее за пре-
делы камер.
Дугогасительная камера с автоматическим включением активного
сопротивления в отключаемую цепь самой дугой и одновременным
дроблением дуги на ряд мелких дуг значительно повышает отключаю-
щую способность выключателя любого типа.
На ацеидовой плите 2 (рис. 38) с ацеидовыми фигурными брусья-
ми 8, являющимися основанием камеры, уложены пакеты 7. Эти паке-
I ты набраны из скоб 3, изготовленных из полосового фехраля. В сред-
ней части камеры между пакетами уложен каскад раздвоенных U-
образных рогов 5 из круглых латунных стержней. Использование ла-
туни вызвано тем, что из нее при высокой температуре выделяются
пары олова, оказывающие деионизирующее воздействие на горящую
дугу. Применение U-образных рогов обеспечивает равномерное рас-
пределение напряжения по высоте камеры, снижая величину напряже-
I ния па рогах до значения, при котором в любом месте камеры исключа-
' ется повторное зажигание угасающей дуги вследствие возникающей при
этом э. д. с. самоиндукции. Обе ацеидовые плиты, в которых заключены
пакеты 7, снабжены отверстиями 6, через которые при гашении дуги
выбрасываются газы из камеры. Этим достигается снижение высокого
(Давления, опасного для целостности камеры, охлаждение и деионизация
газов вследствие соприкосновения их с холодным воздухом. Зажимы
9 предназначены для электрического соединения камеры с контактами
3 А. А. | |рохорскнй 66
выключателя. Разветвления U-образных рогов изолированы ацеидо-
выми прокладками 4.
Вдоль вертикальной оси камеры, начиная от горловины 10, распо-
ложена решетка 11 клиновидного типа (на рисунке для наглядности
решетка показана повернутой на 90° по отношению к плоскости каме-
ры). Решетка, составленная из клиньев с определенным углом заостре-
ния, способствует легкому прохождению газов внутрь камеры, вверх
вдоль ее оси и препятствует движению газов в обратном направле-
нии — вниз на контакты выключателя.
Из-за магнитного дутья выключателя и аэродинамического эффек-
та давления газов дуга легко проходит по щелям, обтекая клинья ре-
шетки, а затем автоматически включает фехралевые сопротивления
в отключаемую цепь. Ток, протекая через фехралевые скобы (они об-
разуют катушку при помощи замыкающих их дуг), создает магнитный
поток, который вызывает дополнительную силу по удлинению дуги В
камере и способствует включению новых скоб в отключаемую цепь.
На рис. 38 буквами А, Б, В и Г показаны этапы включения дугой ак-
тивного сопротивления в отключаемую цепь, дробления дуги на мел-
кие дуги и погасания дуги на рогах 1.
Принцйп работы данной камеры основан на условиях гашения
дуги при искусственном понижении ординат U — 1R (рис. 38, б) по
отношению К вольт-амперной характеристике дуги и выведения
э. д. с. самоиндукции еъ в область отрицательных значений. Допол-
нительно к этому дуги дробятся на ряд мелких дуг.
Рис. 38. Дугогасительная камера с автоматическим включением активного со-
противления в отключаемую цепь (а)' и графики (б, в), характеризующие ее
работу
66
На рис. 38, «приведены сравнительные кривые изменения тока
во времени при отключении выключателя с лабиринтно-щелевой ка-
мерой (кривая ОАБВГ)ъ камерой с автоматическим включением актив-
ного сопротивления (кривая ОАБВ'Г'). Для обеих кривых одинако-
во время нарастания t0 до тока уставки срабатывания /у.ср (точка А)
и собственное время 4 до момента расхождения контактов (точка Б).
Однако после расхождения контактов возрастание тока /откл (точка
S') и времени у камеры с автоматическим включением сопротивления
значительно меньше возрастания тока /откл (точка В) и времени t2
выключателя с лабиринтно-щелевой камерой. Соответственно t'3 < t3,
«ОТКЛ I от К Л И /©ТКЛ*^ /от к л •
Уменьшение нарастания тока после расхождения контактов из-за
автоматического включения дугой активного сопротивления в от-
ключаемую цепь и сокращение времени нарастания тока после рас-
хождения контактов увеличили быстродействие выключателя и повы-
сили его отключающую способность, так как камера с автоматическим
включением активного сопротивления гасит дугу при токе /оТКЛ, мень-
шем тока /откл лабиринтно-щелевой камеры.
20. Быстродействующий выключатель АБ-2/4
Устройство и принцип работы. Выключатели АБ-2/4 имеют магни-
топровод в виде стального прямоугольного бруска 14 (рис. 39), к ко-
торому с одной стороны прикреплен стержень 11 держащей катушки 13,
а с другой — сердечник 16 в виде перевернутой буквы П, состоящий
из изолированных один от другого листов стали. Коней стержня 11
соединяют с бруском 8, на котором шарнирно на оси 22 размещается
специальной формы рычаг 9. Между щеками этого рычага закреплен
якорь 19. На конце бруска 8 помещается регулировочный винт 21 для
изменения воздушного зазора и тем самым регулировки тока уставки
срабатывания выключателя.
На правый конец П-образного сердечника надета включающая
катушка 15, а на левый —размагничивающий виток 17 катушки глав-
ного тока и вспомогательная калибровочная катушка 18. В положении
Включено якорь 19 плотно притянут к сердечнику 16 со стороны вклю-
чающей катушки и удерживается в таком положении магнитным пото-
ком держащей катушки 13, по которой протекает ток от источника опе-
ративного постоянного тока. В положении Отключено якорь 19 под
действием отключающих пружин 6 прижат к сердечнику 16 со стороны
размагничивающего витка 17.
Для перевода якоря 19 в положение Включено необходимо подать
во включающую катушку 15 ток такого направления, при котором
магнитные потоки катушек 13 и 15 имели бы одинаковое направление.
При переходе якоря 19 в положение Включено растягиваются пружины
6, которые стремятся повернуть контактный рычаг 4 вокруг оси 3
до замыкания подвижного контакта 2 с неподвижным контактом /
Однако этому препятствует якорек 12, притягиваемый к скошенной
части П-образного сердечника в момент подачи тока во включающую
8* 67
катушку 15. Якорек 12 через тягу 10 воздействует на скобу 5, которая,
нажимая на хвостовик рычага 4, не позволяет замкнуться подвижному
контакту 2 с неподвижным контактом 1. При снятии напряжения о
включающей катушки якорек 12 удерживается на П-образном сердеч-
нике только силой магнитного потока держащей катушки, которая
легко преодолевается пружинами 6. Пружины, воздействуя на рычаг 4,
поворачивают его вокруг оси 3 и замыкают подвижной и неподвижный
контакты. Натяжение пружин для создания необходимой скорости
движения контакта 2 обеспечивается винтом 7. При включенном поло-
жении выключателя ток проходит от неподвижного контакта 1 через
подвижной контакт 2, гибкое соединение 23, параллельно соединенные
виток 17 главного тока и индуктивный шунт 20.
Оперативное отключение выключателя производится путем сня-
тия напряжения с держащей катушки 13, после чего растянутыми пру-
жинами 6 подвижной контакт 2 быстро отводится от неподвижного
контакта.
Выключатель АБ-2/4 поляризованный, т. е. срабатывает при проте-
кании токов КЗ и перегрузок определенного направления и не реаги-
рует на протекание токов противоположного направления. На тяговых
подстанциях постоянного тока данный выключатель используется для
защиты питающих линий контактной сети напряжением 3 кВ.
Автоматическое отключение выключателя АБ-2/4 основано на пере-
распределении магнитных потоков при КЗ и перегрузках в защищае-
мой цепи. В П-образном сердечнике поток держащей катушки Фдк
Рнс. 39. Устройство выключателя АБ-2/4
68
ввиду наличия воздушного зазора разветвляется на две неравные ча-
сти — ФдК и ФдК. Поток витка главного тока Ф, направленный в пра-
вом конце П-образного сердечника встречно потоку держащей катушки
Фдк, представляет для него большое магнитное сопротивление, вслед-
ствие чего ФдК вытесняется в левый конец сердечника 16. Вытесне-
ние магнитного потока держащей катушки в параллельный участок
магнитной цепи (левый конец сердечника) уменьшает действую-
щую на якорь магнитную силу правого конца и увеличивает маг-
нитную силу левого конца П-образного сердечника. Такое перерас-
пределение магнитных сил обеспечивает совместно с пружинами 6
быстрое переключение якоря 19 из положения Включено в положе-
ние Отключено. При нормальном режиме работы питающей линии
вытясняющее действие магнитного потока витка главного тока не-
значительно, и якорь 19 удерживается магнитным потоком держа-
щей катушки в положении Включено.
Ток уставки срабатывания БВ регулируется изменением магнит-
ного сопротивления путем изменения зазора между левым концом
бруска 8 и сердечником 16 с помощью винта 21. Ток срабатывания тем
больше, чем больше зазор между винтом 21 и левым концом сердечника
16. В отличие от выключателей других типов в выключателе АБ-2/4
предусмотрена калибровочная катушка 18, которая позволяет настраи-
вать выключатель на ток уставки срабатывания без включения раз-
магничивающего витка 17 от специального многоамперного низковольт-
ного агрегата. Калибровочная катушка представляет собой многовит-
ковую катушку, при протекании через которую небольших токов со-
здаются такие же ампер-витки, как и при протекании большого тока
по размагничивающему витку главного тока.
Быстродействие выключателя зависит как от скорости возрастания
тока, так и от величины последнего. При большом токе быстродействие
обеспечивается в основном электромагнитными силами, а при малом
токе или перегрузках — силами пружин. Для повышения быстродейст-
вия отключения КЗ выключатель АБ-2/4 снабжен индуктивным шун-
том 20 с большой индуктивностью. Этот шунт включен параллельно
витку 17 главного тока. При нормальном режиме индуктивное сопро-
тивление шунта незначительно и шунт практически не влияет на пере-
распределение токов в параллельной цепи «индуктивный шунт — ви-
ток главного тока». Когда возникает КЗ в защищаемой цепи, то резкое
возрастание тока вызывает скачкообразное увеличение индуктивного
сопротивления шунта, вследствие чего большая часть тока КЗ проте-
кает через виток главного тока. Резкое возрастание тока в главном вит-
ке благодаря влиянию шунта вызывает ускоренное действие механиз-
ма и тем самым способствует уменьшению собственного времени вы-
ключателя.
На рис. 40 показан выключатель АБ-2/4 с дугогасительной камерой,
на котором обозначены следующие узлы и детали: 1 — рама; 2 — ин-
дуктивный шунт; 3 — калибровочная катушка; 4 — регулировочный
винт; 5 и 7 — шины электрической цепи, в которую включен БВ;
6 —катушка магнитного дутья; 8 — магнитопровод с разветвленными
полюсами; 9 — дугогасительная камера; 10 — пламегасительные ре-
69
тетки; 11 — контактный рычаг; 12 — держащая катушка; 13 — ком-
мутатор с замыкающими и размыкающими блок-контактами; 14 —
включающая катушка; 15 — магнитопровод; 16 — виток главного
тока; 17 — П-образный сердечник; 18 — опорные изоляторы.
Схема управления выключателем АБ-2/4. Держащая катушка 13
(рис. 41) находится все время под напряжением. Для включения БВ
нажимают кнопу КнГГ, образуется цепь 32-29, и ток проходит по об-
моткам контактора КВА и блокирующего реле БВА. Сопротивление
обмотки контактора КВА в 2,5 раза больше сопротивления обмотки
блокирующего реле БВА. Поэтому ток в цепи вначале имеет небольшую
величину, достаточную для срабатывания только контактора. Контак-
тор КВА своим контактом подает напряжение на включающую катуш-
ку 15 (цепь 34-31). После притяжения якоря выключателя к сердечни-
ку включающей катушки контактная стойка (коммутатор) под дейст-
вием рычажной системы шунтирует своими контактами АЗ катушку
контактора КВА и все напряжение оперативного тока приходится тогда
на катушку блокирующего реле БВА (цепь 26-АЗ-БВА-КнП-29).
В цепи катушки реле БВА значительно возрастает ток, оно срабаты-
вает и своими контактами БВА еще раз шунтирует обмотку контактора
КВА (цепь 28-контакты ВвЛ-катугцка БВА-КнП-29). Вследствие
шунтирования обмотки контактор КВА своим контактом размыкает
70
3,3 кВ
Рис. 41. Схема управления выключателем ЛБ-2/4
цепь включающей катушки, после чего под действием пружин 6 за-
мыкаются главные контакты 1 и 2. Блокирующее реле БВА обеспе-
чивает независимость времени включения выключателя от времени
замкнутого положения кнопки КнП и не позволяет БВ включиться
повторно при замкнутом положении кнопки КнП в случае отклю-
чения БВ от тока КЗ. Это происходит потому, что контактами реле
БВА шунтирована катушка контактора КВА, вследствие чего
даже при замкнутой кнопке КнП она не может возбудиться и свои-
ми контактами не создает цепь на включающую катушку 15.
Как любой выключатель, АБ-2/4 имеет механизм свободного рас-
цепления, который состоит из якорька 12, тяги 10 и стопорной скобы 5.
Принцип свободного расцепления в отключающем механизме выключа-
теля осуществляется за счет того, что якорь 19 под действием импульса
тока во включающей катушке переходит из положения Отключено
в положение Включено до замыкания контактов 1 и 2. Замыкание этих
контактов, как показано выше, происходит только при отсутствии на-
пряжения на включающей катушке. Этим обеспечивается отключение
выключателя при замыкании контактов 1 и 2 на цепь КЗ.
Для отключения выключателя кнопкой КнС размыкают цепь 30-27
держащей катушки 13. Вследствие исчезновения удерживающего маг-
нитного потока контактный рычаг под действием пружин поворачи-
вается и главные контакты быстро расходятся.
Автоматическое отключение выключателя происходит при проте-
кании тока уставки через виток главного тока 17 в результате пере-
грузки или КЗ питающей линии.
Об отключенном положении выключателя сигнализирует зеленая
лампа ЛЗ, цепь 24-25 которой замыкается блок-контактами А2, а о
включенном положении — красная лампа ЛК через блок-контакты А1.
Резистор R предназначен для регулирования тока держащей ка-
тушки, а резистор Rp — для создания цепи разряда опасной для дер-
71
жащей катушки э. д. с. самоиндукции, возникающей при ее отключении.
В цепь 7?р включен диод Д, который исключает протекание тока через
7?р при замкнутой кнопке КнС, чем сокращают расход энергии. По-
следовательно с контактами 1 и 2 включена катушка магнитного дутья
24, магнитный поток которой обеспечивает гашение дуги в дугогаси-
тельной камере БВ.
21. Быстродействующий выключатель ВАБ-28
Особенностью выключателей ВАБ-28 является наличие у них
двойного последовательного разрыва цепи напряжением 3300 В и
двух дугогасительных камер, производящих гашение дуги в местах
этих разрывов с применением магнитного дутья.
Общий вид выключателя ВАБ-28 показан на рис. 42, где 1 — якорь;
2 —неподвижный контакт; 3 — дугогасительная камера; 4 — подвиж-
ной контакт; 5 — магнитопровод; 6 — механизм свободного расцепле-
ния; 7 — коммутатор с блок-контактами.
Основным элементом выключателя является электромагнит 1
(рис. 43), который удерживает после включения якорь 2 притянутым.
Усилие электромагнита, преодолевающее силы отключающих пружин
8, действующих на якорь 2, создается держащей катушкой 14, которая
Рис. 42. Устройство выключателя ВЛБ-28
72
в отличие от держащей катушки
выключателя АБ-2/4 одновременно
является включающей. В отклю-
ченном положении выключателя
ток держащей катушки ограничен
резистором R (цепь 15-28)-, он со-
ставляет 0,8—1 А и недостаточен
для включения выключателя. Для
включения выключателя нажимают
кнопку КнП, возбуждается контак-
тор КВА (цепь 19-24), замыкающи-
ми контактами которого шунти-
руется резистор 7?; на катушку 14
подается напряжение ПО или 220 В
(цепь 15-26), в результате чего
через катушку 14 протекает ток
50 (25) А. Этот ток создает магнит-
ный поток, необходимый для притя-
жения якоря и преодоления усилий
отключающих пружин 8. При пово-
роте якоря сначала пружиной 9
замыкаются только контакты 7 и 6
(первая стадия включения); замы-
канию контактов 5 и 4 препятс-
твует механизм свободного расцеп-
ления 13, якорек которого притя-
гивается к сердечнику и удержи-
вает контакты 5 и 4 в разомкнутом
положении. Якорь 2 через тягу 11
воздействует на стойку коммута-
тора 12, переключая ее в положе-
ние Включено. Блок-контактами
АЗ шунтируется катушка контак-
тора КВА (цепь 19-20). Контакты
КВА, размыкаясь, дешунтируют
резистор R, вследствие чего ток в
катушке 14 уменьшается от 50
(25) до 0,8—1 А. При этом якорек
механизма свободного расцепления
13 не удерживается сердечником 1,
и пружина 3 замыкает контакты
Рис. 43. Схема управления выклю-
чателем ВЛБ-28
Рис. 44. РДШ (реле-диффсренциаль-
ный шуит)
4 5 силовой цепи: шина + 3,3 кВ, РДШ, виток главного тока, кон-
такты 4-5, гибкий соединитель, контакты 7-6, контактная сеть.
Оперативное отключение выключателя производят размыканием
цепи 15-28 кнопкой КнС, автоматическое — контактами реле РДШ
(реле-дифференциальный шунт). В обоих случаях размыкается цепь
держащей катушки, в которую вводится емкость С, обеспечивающая бы-
строе затухание тока в катушке 14 и способствующая быстроте от-
ключения под действием мощных отключающих пружин 8 и толкателя
73
10. Сигнализация включенного и отключенного положений выключа-
теля осуществляется красной ЛК и зеленой ЛЗ лампами через блок-
контакты А1 и А2 (цепи 17-16 и 17-18).
Выключатели ВАБ-28 изготовляют катодные — ВАБ-28-3000/30К
и линейные (фидерные) — ВАБ-28-ЗООО/ЗОЛ. Для автоматического от-
ключения используют виток главного тока у катодных выключателей
и РДШ — у фидерных выключателей.
РДШ изготовляют на номинальные токи 3000 А (РДШ-I) и 6000 А
(РДШ-II). Дифференциальным элементом реле является шина 8
(рис. 44), разделенная на две параллельные ветви неравного сечения.
На ветвь меньшего сечения насажены пластины 9 из электротехниче-
сюл стали. К шине 8 прикреплен магнитопровод 7 с якорем 6. На маг-
нитопроводе 7 установлена планка 1 со скобой 2. К скобе 2 прикрепле-
на шкала 3 с четырьмя значениями уставки, которые указывает стрел-
ка 4. Уставка регулируется пружиной 5, изменяющей зазор 6. Под-
вижной размыкающий контакт 10 жестко связан с якорем 6, что обес-
печивает быстродействие реле. Работа реле основана на измерении раз-
ности токов ветвей, проходящих через магнитопровод 7. Ветви шины 8
выполнены восьмеркой, в результате чего проходящие через магнито-
провод 7 токи К и /2 направлены встречно. Величина тока ветви за-
висит от ее сопротивления. При медленном изменении тока защищаемой
цепи, характерном для нормального режима работы, токи в ветвях
шины отличаются незначительно друг от друга, так как определяются
в основном активными сопротивлениями этих ветвей, которые имеют
небольшую разницу. При КЗ ток в защищаемой цепи возрастает очень
быстро, и соотношение между токами двух ветвей определяется глав-
ным образом их индуктивным сопротивлением. Атак как на шину мень-
шего сечения насажены стальные пластины 9, то ее индуктивное со-
противление будет велико, ток /2 мал и разность токов /х — /2 возра-
стает. Под действием этой разности токов в магнитопроводе 7 создает-
ся поток, достаточный для быстрого притягивания якоря 6 и размыка-
ния контактов 10.
22. Быстродействующий выключатель ВАБ-43
Выключатель автоматический быстродействующий типа ВАБ-43 -
4000/30-Л-У4 (ВАБ-43) предназначен для защиты установок и линий
постоянного тока при КЗ и недопустимых перегрузках. Включение
ВАБ-43 в защищаемую цепь предусмотрено только по два последова-
тельно. Основные установочные размеры и узлы выключателя показа-
ны на рис. 45 (1 — дугогасительная камера с краном 6; 2 — контакт-
ный блок; 3 — блок сигнализации; 4 — блок быстродействующего
привода; 5 — рама).
Устройство ВАБ-43 показано на рис. 46, его кинематическая
схема в отключенном, предвключенном и включенном положениях —
на рис. 47—49, направление магнитных потоков в магнитной систе-
ме — на рис. 50. Все рисунки рассматриваются совместно, поэтому
на них приняты одинаковые цифровые обозначения деталей.
74
Рис. 45. Общий вид выключателя ВАБ-43
Блок быстродействующего привода (см. рис. 46, 47 и 50) включает
в себя: электромагнит, состоящий из верхнего 17 и нижнего 22 брусь-
ев, четырехсекционной держащей катушки 20, П-образного сердеч-
ника 26 с включающей катушкой 25 (она также используется в каче-
стве калибровочной) и размагничивающего витка 60, якоря 24, магнит-
ного шунта 19 и индуктивного шунта 23 на шине 21; механизм сво-
бодного расцепления, состоящий из магнитопроводящей скобы 30,
сердечника 29, защелки 40 с пружиной 31 и якорька 28 с пружиной 59.
Блок сигнализации (см. рис. 46 и 47), закрепленный на скобе 30
через изоляторы, состоит из блок-контактов 37, рычага 38 с механиче-
ским указателем включенного и отключенного положений ВАБ-43,
пружины 36, регулировочной гайки 34, изоляционного основания 32,
металлических экранов 33 и 35, тяги 39.
Контактный блок (см. рис. 46 и 47) состоит из: шины 13; неподвиж-
ного контакта 14 с катушкой магнитного дутья; полюсов магнитного
дутья 15, закрепленных на неподвижном контакте; подвижного кон-
такта 50, который через гибкие связи 46 соединен с шиной 21; скобы
52 с упором 48 и изоляционным экраном 49, закрепленным на том же
металлическом основании, что и подвижный контакт; гибких связей
10, соединяющих неподвижный и подвижный контакты с рогами 9
и 12 дугогасительной камеры. Все сборочные детали контактного бло-
ка установлены на изоляционном основании 16. Главные контакты 14
и 50 (см. рис. 47) с серебряными накладками защищены от обгорания
дугогасительными контактами 51 и 54. Дугогасительный контакт 51
вращается на оси 53 и электрически связан гибкой связью 58 g глав-
75
ным подвижным контактом 50. Между скобой 57, укрепленной на под-
вижном контакте, и дугогасительным контактом 5/ установлена пружи-
на 55, нажатие которой на контакт 51 регулируется гайкой 56. Под-
вижной контакт связан g быстродействующим приводом тягой 45,
проходящей через отверстие в оси 43. На тяге имеются гайки 47 для
регулирования натяжения пружины 44 и упор 42. Тяга 45 с помощью
вилки и оси 27 связана с рычагом 41.
Рис. 46. Устройство выключателя ВАБ-43
76
Рис. 47. ВАБ-43 в отключенном положении
Рис. 48. ВАБ-43 в предвключенном положении
Рис. 49. ВАБ-43 во включенном положении
78
В отключенном положении ВАБ-43 (см. рис. 47) действует магнит-
ный поток только держащей катушки Фдк (см. рис. 50, а), разветвляю-
щийся на ФдК и Фда. При включении ВАБ-43 магнитный поток вклю-
чающей катушки Фв„ направлен встречно потоку ФдЯ в левом стерж-
не П-образного сердечника. Так как Фвк >> ФдК, то происходит вытес-
нение Фдк в правый стержень П-образного сердечника, где он совпа-
дает с направлением Фвк. Под действием суммы магнитных потоков
ФВк + Фдк якорь 24 переключается из левого положения в правое
(см. рис. 48). Однако ни главные, ни дугогасительные контакты зам-
кнуться не могут, так как тяга 45, соединенная с подвижным кон-
тактом 50, останавливается, когда между контактами ВАБ-43
еще имеется зазор Это происходит по следующей причине. Одно-
временно с переключением якоря 24 в правое положение к сердечни-
ку 29 притягивается якорек 28. Пружина 59, натягиваясь, переме-
щает защелку 40 на зуб рычага 41, останавливая движение вверх тяги
45. При этом снимается пружина 44, находящаяся между осью 43 и гай-
кой 47. Когда включающая катушка 25 обесточивается, якорь 24 ос-
тается в притянутом положении, удерживаемый магнитным потоком
держащей катушки. Якорек 28, ранее притянутый магнитным потоком
рассеяния включающей катушки 25, под действием пружины 59 воз-
вращается в исходное положение, ударяет по защелке 40, освобождая
тягу 45. Сжатая пружина 44, действуя на гайку 47, перемещает
вверх тягу 45, производя замыкание сначала дугогасительных, а за-
тем главных контактов. Как и у ранее рассмотренных БВ, контакты
ВАБ-43 замыкаются только после того, как обесточена катушка вклю-
чения. Этим обеспечивается немедленное отключение ВАБ-43 при
включении его на имеющееся в цепи КЗ. Ток защищаемой цепи про-
ходит по шине 13, катушке магнитного дутья и неподвижному кон-
такту 14, подвижному контакту 50, гибким связям 46, размагничиваю-
щему витку 60 и шине 21.
ВАБ-43 имеет индуктивный 23 и магнитный 19 шунты (см. рис. 46).
Первый повышает быстродействие отключения КЗ, второй предназна-
чен для плавной регулировки тока уставки срабатывания. Магнит-
ный поток Фдк (см. рис. 50, а) делится на две части: ФдК проходит по
основной магнитной цепи, ФдК — через магнитный шунт. При переме-
щении шунта 19 вверх уменьшается сечение левой части магнитопро-
вода, увеличивается ее магнитное сопротивление, вследствие чего
уменьшается поток ФдК, а поток ФдК увеличивается и соответственно
ему увеличивается ток уставки срабатывания ВАБ-43. Верхнее и
нижнее положения шунта соответствуют наибольшей и наименьшей
величинам тока уставки срабатывания. Магнитный шунт имеет шкалу
уставок срабатывания.
Оперативное отключение осуществляют снятием напряжения с
держащей катушки. Под действием отключающих пружин 18 происхо-
дит перебрасывание якоря 24 из правого в левое положение. Верхняя
часть якоря 24 (см. рис. 49) проходит вниз путь 62 и ударяет по упору
42 тяги 45. Сначала размываются главные контакты 14 и 50, а затем
дугогасительпые контакты 51 и 54.
79
Автоматическое отключение линейного ВАБ-43, поляризованно-
го на прямой ток, т. е. на ток через выключатель в линию, происходит
следующим образом. Магнитный поток Ф, создаваемый частью тока
размагничивающего витка 60 (вторая часть тока проходит через ин-
дуктивный шунт) в правом стержне П-образного сердечника 26 (см.
рис. 50, б), направлен встречно магнитному потоку ФдК, создавае-
мому держащей катушкой 20. ФдК вытесняется из правого стержня
сердечника в левый, суммируясь с потоком Ф, и при достижении в
линии величины тока уставки срабатывания происходит отключение
ВАБ-43 под действием магнитной силы и силы отключающих пружин
18. Этим достигается быстродействие отключения аварийного режима
линии.
Дугогасительная камера (см. рис. 46) состоит из внешних двойных
щитов 7, скрепленных болтами 2, косынки 8 с прорезью 11, магнито-
проводов 6 с наконечниками 4, V-образных щитов 5, внутренних разде-
ляющих перегородок 3, рогов 9 и 12, экрана с жалюзями 1 для умень-
шения выброса ионизированных газов в окружающее пространство.
Процесс гашения дуги выглядит так. При отключении ВАБ-43 размы-
каются главные 14 и 50, а затем дугогасительные 51 и 54 контакты.
Возникающая на дугогасительных контактах дуга выдувается вверх
магнитным полем, создаваемым катушкой и полюсами магнитного ду-
тья 15. Попадая на рога 12, дуга под действием магнитного поля втя-
гивается в щель, предварительно разворачивается и, поднимаясь вверх,
попадает на рог 9. С этого момента дуга делится на две части и горит в
двух разных секциях. Принцип гашения дуги в обеих секциях анало-
гичен, поэтому рассмотрим процесс гашения дуги в одной из них. Ду-
га горит и растягивается между рогами 9 и 12. Растянутая до верхних
концов V-образных перегородок 5 дуга полностью выходит в широ-
кую щель, ограниченную наружными стенками и внутренними перего-
родками. В широкой щели дуга стабилизируется, охлаждается и гас-
нет. Вследствие стабилизации дуги при ее гашении ВАБ-43 не созда-
ет больших перенапряжений.
Схема управления ВАБ-ФЗ. Принцип, заложенный в схему управ-
ления ВАБ-43, такой же, как АБ-2/4. Отличие состоит в способе его
реализации другими приборами. Управление ВАБ-43 может быть на
оперативном токе напряжением ПО В (рис. 51, а) и 220 В (рис. 51, б).
Принципиальное отличие этих схем управления состоит в применении
типов транзисторов Т для стабилизации токов в цепях держащих ка-
тушек ДК, так как от постоянства тока в них зависит точность работы
ВАБ-43 на заданную уставку тока срабатывания. Для напряжения
110 В применен транзистор типа р-п-р, а для напряжения 220 В —
транзистор типа п-р-п. Держащие катушки включены в цепи коллекто-
ров транзисторов. Величина тока коллектора зависит от величины и
знака напряжения на базе. Независимо от колебания напряжения опе-
ративного тока со стабилитрона Ст на базу транзистора подается не-
изменное отрицательное напряжение в схеме рис. 51, а и положитель-
ное напряжение в схеме рис. 51,6. В обеих схемах стабилитроны
включены в цепь 5-6 через диоды и резисторы. Кроме того, стабилиза-
ции коллекторного тока способствуют резисторы R3, подключенные
80
Рис. 51. Схема управления
ВАБ-43 на оперативном токе напряжением ПО В
(а) и 220 В (б)
к эмиттерам и коллекторам транзисторов. Резисторы R1 служат для
установки тока ДК до значения (0,5 + 0,05) А. Обе схемы аналогичны,
поэтому рассмотрим только работу схемы управления на напряжение
ПО В.
Для включения ВАБ-43 замыкают цепь 7-8 кнопкой КнП. Воз-
буждается контактор К1, контакты которого замыкают цепь 1-2.
Возбуждается катушка включения ВК, производя первую стадию
включения ВАБ-43. Замыкаются блок-контакты Al, А2, АЗ и размы-
каются А4. Блок-контактами АЗ и А4 создаются цепи сигнализации
включенного (9-12) и отключенного (9-14) положения выключателя.
Блок-контакты А2 замыкают цепь 7-10 контактора К2, контакты ко-
торого размыкают цепь 7-8 контактора К.1. Последний обесточивается
и размыкает свои контакты в цепи 1-2. Теряет возбуждение включаю-
щая катушка ВК, происходит включение ВАБ-43. Контактор К2
становится через собственные контакты на самоподпитку и находит-
ся в возбужденном состоянии до тех пор, пока замкнуты контакта
КнП. Контактор К2 выполняет роль блокирующего элемента, как ре-
ле БВА в схеме управления АБ-2/4, исключающего многократное
включение ВАБ-43 при отключении его от токов КЗ при замкнутых
контактах КнП. Многоконтактное реле РПУ (3-4) предназначено для
размножения цепей, согласованных с отключенным и включенным по-
ложением ВАБ-43. Оперативное отключение ВАБ-43 выполняют кноп-
кой КнС, которая снимает напряжение с ДК в цепи 5-6.
81
23. Разъединители
Назначение. Разъединителями называют аппараты, применяемые
в установках напряжением свыше 1000 В и предназначенные для раз-
мыкания и замыкания предварительно обесточенных электрических
цепей. Создавая видимый разрыв цепи, разъединители обеспечивают
безопасность работы персонала, производящего осмотр или ремонт
отключенной части электроустановки. Разъединители не имеют уст-
ройств для гашения дуги и поэтому не допускают отключения ими
цепи под нагрузкой, так как это приводит к возникновению устойчивой
дуги, вызывающей КЗ между фазами. Для того чтобы произвести ос-
мотр или ремонт оборудования, необходимо сначала отключить выклю-
чатель цепи и лишь после этого разъединители. При включении обору-
дования в работу необходимо сначала включить разъединители, а затем
выключатель. Таким образом, отключению разъединителей должно
предшествовать отключение выключателей, а включению выключате-
лей — включение разъединителей.
Разъединителями разрешается включать и отключать измеритель-
ные трансформаторы напряжения ввиду малых величин токов их пер-
вичных обмоток, ток холостого хода силовых трансформаторов, за-
рядный ток линий, токи нагрузки трансформаторов небольшой мощ-
ности, переключать электрические цепи под током при наличии
замкнутой шунтирующей токоведущей цепи.
Разъединители изготовляют однополюсными и трехполюсными, для
наружной и внутренней установок. Конструктивно разъединители
выполняют рубящего, поворотного, качающегося и других типов.
В установках железнодорожного транспорта применяют преимущест-
венно разъединители вертикально-рубящего и горизонтально-поворот-
ного типов.
Условное обозначение разъединителя состоит из букв и цифр. Бук-
вы означают: Р — разъединитель; Л •— линейный; Н — наружной
установки; Д — с двумя изоляционными колонками; У — с усиленной
изоляцией; 3 — с заземляющими ножами; О — однополюсный; Ф —
фигурный; М — модернизированный; К — коробчатый; В — высоко-
вольтный. Цифры означают число заземляющих ножей, номинальное
напряжение и ток. Например, РНД-1-110/2000— разъединитель, на-
ружной установки, с двумя изоляционными колонками, с одним за-
земляющим ножом, номинальное напряжение НО кВ, номинальный ток
2000 А.
Разъединители внутренней установки. Трехполюсный разъедини-
тель (рис. 52, а) вертикально-рубящего типа на напряжение 10 кВ со-
стоит из рамы 1 с изоляторами 9, на которых укреплены неподвижные
контакты 8, имеющие форму стоек с ребрами для создания линейного
контакта с подвижными контактами 5, выполненными в виде ножей,
снабженных пружинами 6 для обеспечения необходимого контактно-
го нажатия. Число контактных полос у подвижных контактов 5 и сто-
ек неподвижных контактов зависит от тока, на который изготовлен
разъединитель: чем больше ток, тем больше их число. Движение под-
вижных контактов 5 осуществляют посредством изолирующих стоек
82
7, соединенных через рычаг 10, вал 4, рычаг 3 и тягу, указанную штри-
ховой линией, с рукояткой 14 привода ПР-2. Упор 2 служит для огра-
ничения угла поворота вала разъединителя. При включенном положе-
нии разъединителя рукоятка привода находится вверху, при отклю-
ченном — внизу. Для сигнализации положения разъединителей пре-
дусмотрены блок-контакты 11 типа КСА, переключаемые посредством
рычага 12 и тяги 13, соединенной с приводом.
Привод ПР-2 (ручной, второй серии), применяемый для управле-
ния разъединителями внутренней установки (рис. 52, б), имеет передний
6 и задний 3 комплектные подшипники, которые устанавливают по
обе стороны камеры распределительного устройства и стягивают
шпильками 8. Рукоятка 4, вращающаяся на оси 7 между щечками под-
шипника 6, воздействует на рычаг 1 через тягу 9 и сектор 2. Рычаг 1
соединен с валом разъединителя тягой. Отверстия в секторе 2 служат
для регулировки угла поворота рычагов привода и разъединителя
Фиксацию рукоятки 4 во включенном или отключенном положении
Рис. 52. Трехполюсный разъединитель внутренней установки (а) и привод
ПР-2 (б)
аз
Рис. 53. Однополюсный разъедини-
тель типа РВК
осуществляют защелкой 5, которую при переключениях оттягивают;
после переключения она под действием пружины заскакивает в от-
верстие на башмаке рукоятки 4.
Однополюсный разъединитель РВК (рис. 53) состоит из рамы 1,
на которой укреплены Изоляторы 10, неподвижного 8 и подвижного
6 контактов с установленными в них чугунным контактодержателем
9 и стальной полосой 5 для повышения механической стойкости при
КЗ, фарфоровой тяги 7, соединяющей подвижной контакт с валом: 2,
контактной пружины 4 и оси 3 подвижного контакта. Для получения
трехполюсного разъединителя валы каждого полюса соединяются меж-
ду собой Муфтами. '
Трехполюсные и однополюсные разъединители изготовляют с 6д-
ним и двумя стационарными заземляющими ножами, которые замы-
каются на специальные губки, соединенные с неподвижным и подвиж-
ным контактами. Применение заземляющих ножей повышает степень
безопасности оперативного и ремонтного персонала, а в отдельных
случаях позволяет отказаться от наложения переносных заземлений.
Разъединители наружной установки. Разъединители типа РНД
на напряжения 35; ПО; 220 кВ относятся к числу горизонтально-
поворотных и имеют исполнение без заземляющих ножей, с одним и
двумя заземляющими ножами. Поворот ножей у разъединителей
происходит в плоскости, перпендикулярной осям изоляторов.
Разъединитель РНДЗ-2 на напряжение 35 кВ и ток 630 А с приво-
дом ПРН-220М (привод ручной, наружной установки, серии 200, мо-
дернизированный) изображен на рис. 54. В подшипниках рамы 1,
выполненной из швеллерной стали, установлены опорно-стержневые
изоляторы 4 и 11 типа ОНС-35. К фланцам изоляторов приварены рыча-
ги 12, соединенные тягой 18. Пос-
редством этих рычагов и тяг обра-
зуется междуполосная связь между
изоляторами 4 и 11. На изоляторах
закреплены плоские ножевые под-
вижные контакты 8 и 10. На ноже-
вом контакте 8 укреплены медные
контактные ламели 9, снабженные
снаружи плоскими пружинами. За-
жимы 5, к которым присоединяют •
шины распределительного устрой-
ства, соединены с ножевыми под-
вижными контактами 8 и 10 гибки-
ми пакетами медных лент 6. При-
водные рычаги трех фаз соединены
тягами, состоящими из наконечни-
ков и регулируемх вставок, а ось
13 крайнего изолятора соединена
трубой с вертикальной осью 14 при-
вода, имеющего рукоятки 15 и
блок-контакты, защищенные ко-
жухом 16.
84
620
760
Рис. 54. Разъединитель наружной установки РНДЗ-2/35
356
85
Включение и отключение главных ножей разъединителя осущест-
вляют рукояткой РГ, на которую надевают рычаг с изолированной
рукояткой. Включение и отключение трех фаз происходит одновремен-
но, что обеспечивают регулируемые вставки тяг. При включении нож
10 входит между ламелями 9. Возникающий в зимнее время на контакт-
ных поверхностях гололед ломается, не создавая значительных из-
гибающих усилий на изоляторе.
К заземляющим ножам 3 прикреплены контакты 2. Оси заземляю-
щих ножей связаны между собой соединителями из стальных труб.
Передача движения от рукояток заземляющих ножей РЗ к заземляю-
щим ножам 3 производится через вертикальные трубы, горизонталь-
ные тяги и рычаги 19, которые жестко насажены на трубу, соединяю-
щую три фазы. Между рукоятками рабочих РГ и заземляющих РЗ
ножей устраивают механическую блокировку, не позволяющую при
включенных рабочих ножах включать заземляющие ножи и, наоборот,
при включенных заземляющих ножах включать рабочие ножи. На ри-
сунке показано взаимное расположение шайб механической блокировки
привода при включенном положении рабочих ножей разъединителя.
При отключенном положении рабочих ножей разъединителя (поворот
рукоятки РГ влево в положение Откл) можно включить рукоятками
РЗ заземляющие ножи, так как в этом положении шайба, соединенная
с рукояткой РГ, устанавливается своими вогнутыми частями против
выпуклых частей шайб, связанных с рукоятками РЗ. В отключенном
положении разъединителя ножи 8 и 10 устанавливаются так, что при
включении заземляющих ножей 3 их контакты 2 надежно замыкаются .
с контактами 7, закрепленными па ножах 8 и 10. Цепь заземления от-
ключенного разъединителя выглядит так: контакты 7 и 2, заземляю-
щий нож 3, гибкая связь 17, соединяющая нож с рамой 1. Последняя
надежно соединена заземляющим проводником с контуром заземления.
Применение разъединителей с заземляющими ножами обеспечивает
более надежное заземление и повышает степень безопасности оператив-
но-ремонтного персонала.
Для заземления нейтралей силовых трансформаторов применяют
заземлители 3OH-110M-I и ЗОН-ПОМ-П, которые представляют одно-
полюсные разъединители.
Разъединители характеризуются следующими параметрами: t7noM—
номинальное напряжение, кВ; /ном — номинальный ток, А; гдип— .
ток динамической стойкости, кА; /т — ток термической стойкости, кА.
Физическая сущность этих параметров та же, что и у параметров высо-
ковольтных выключателей.
Приводы разъединителей. Для управления одно- и трехполюсны-
ми разъединителями применяют ручные, червячные и электродвига-
тельные приводы. Управление однополюсными разъединителями, не
снабженными приводами, производят оперативной штангой, пред-
ставляющей собой изолирующую штангу с пальцем на конце для зах-
вата за ушко разъединителя. В настоящее время в электроустановках
широкое применение находят электродвигательные приводы ПДН-1,
УЛ1П-П и др., которые позволяют осуществлять дистанционное управ-
ление и телеуправление разъединителями.•
86
Универсальный моторный привод УМП-П (рис. 55, а) предназна-
чен для дистанционного управления и телеуправления однополюсным
разъединителем наружной установки РС-3000/3,3. Механизм 2 привода,
представляющий редуктор, установлен в литом чугунном корпусе 3
и закрыт крышкой 1. Электродвигатель УЛ-0,62 (220 В, 270 Вт, 8000
об/мин) расположен в кожухе 4. Максимальный момент на выходном
валу 5 привода составляет 280 Н-м. Время переключения разъедини-
теля при номинальном напряжении не более 2,5 с.
Схема управления моторным приводом УМП-Н (рис. 55, б) обес-
печивает изменение направления вращения двигателя М при включе-
нии и отключении разъединителя, осуществляемое контактами 1Л и 2Л
конечного переключателя привода, изменяющими направление тока
в цепи обмотки якоря двигателя М. Для управления приводом
используют кнопки включения КнП и отключения КнС с двумя па-
рами контактов каждая. Одна пара имеет замыкающие контакты, дру-
гая — размыкающие. Этим достигается одновременное замыкание и
размыкание соответствующих цепей при выполнении операций вклю-
чения и отключения и образование необходимых цепей после отпуска-
ния кнопки КнП или КнС. Для включения разъединителя нажимают
кнопку КнП, в результате чего образуется цепь 11-2-. фаза Ь, контакты
1Л, обмотка ОВ, контакты 1Л, якорь М; реле РВР, кнопка КнП,
фаза а. Одновременно по цепи 7-2 возбуждается промежуточное реле
ПР, сигнализирующее о положении разъединителя. По цепи 7-4 ре-
ле ПР становится на.самоудержание через свои контакты, замкнутые
контакты ОТ реле отключения по телеуправлению и замкнутые кон-
такты кнопки отключения КнС. В конце цикла включения разъедини-
теля размыкаются контакты 1Л и замыкаются контакты 2Л переклю-
чателя моторного привода. Двигатель останавливается, так как он ока-
зывается включенным только на одну фазу (цепь 4-8). Однако реле
ПР не теряет возбуждения, питаясь по цепи 7-4, и своими контактами
замыкает цепь 13-id красной лампы ЛК. Для отключения разъедини-
теля нажимают кнопку КнС, благодаря чему образуется цепь 3-8 для
противоположного вращения якоря двигателя.
Включение (цепь 11-6) и отключение (цепь 1-8) разъединителя
по телеуправлению осуществляют замыканием контактов ВТ (на вклю-
чение) и ОТ (на отключение) при замкнутых контактах ключа теле-
управления КТУ. Реле РВР предназначено для шунтирования сво-
87
разъединителем
ими контактами совместно с контактами ВТ и ПР (цепь 5-8) реле ПР
в цикле отключения разъединителя. Это осуществляется так: при
замыкании контактов кнопки КнС одновременно происходит возбуж-
дение реле РВР и шунтирование реле ПР, которые замыкают свои кон-
такты в цепи 5-8, обеспечивая шунтирование реле ПР и протекание
тока в цепи двигателя М до окончания цикла отключения при отпу-
щенной кнопке КнС. Электрической схемой предусмотрено замыкание
цепи 9-8 контактами реле РЗ на отключение разъединителя от соот-
ветствующих защит.
Блокировки. Для предотвращения неправильных действий эксплу-
атационного персонала применяют следующие виды блокировок:
блокировку безопасности, препятствующую доступу персонала к аппа-
ратуре, находящейся под напряжением (блокировка входных дверей
или ограждений в камерах высоковольтных аппаратов); блокировку,
запрещающую включение оборудования под напряжение при наличии
заземления в его цепи, например блокировку между приводами глав-
ных и заземляющих ножей разъединителя, которая запрещает вклю-
чение главных ножей при включенных заземляющих ножах; блокиров-
ку оперативную, устанавливающую определенную последовательность
отключения разъединителя и выключателя цепи, исключающую воз-
можность отключения разъединителя при включенном выключателе
(сначала должен быть отключен выключатель, а затем разъединитель).
Оперативные блокировки бывают механические (непосредственные
и замковые) и электромагнитные. Непосредственные механические бло-
кировки применяют в тех случаях, когда приводы выключателя и разъе-
динителя одной цепи могут быть механически сблокированы при помо-
щи тяг и рычагов. Электромагнитные блокировки работают на прин-
ципе электрической зависимости между приводами выключателя и
разъединителя одной цепи.
Блокировка между выключателем 1 и разъединителем 3 (рис. 56)
состоит из двух частей — замка 5 и электромагнитного ключа 10, вы-
полняемых в виде отдельных механизмов. Замок крепится к приводу 4
разъединителя, а ключ (один на все распределительное устройство) пред-
ставляет собой съемную переносную часть. Замок служит для запира-
88
ния поворотной части привода разъединителя с помощью стержня 14,
заскакивающего под действием пружины 13 в отверстие 15 поворотной
части привода при включенном положении разъединителя и в отверстие
16 при отключенном положении. Ключ представляет собой электро-
магнит, состоящий из стального стержня 12 и катушки 8, соединенной
с контактными стержнями (вилкой) 7. Для выполнения операций с
разъединителем необходимо отпереть замок его привода, что можно
сделать только при отключенном выключателе / и замкнутых блок-
контактах 17. Отключив выключатель, вставляют вилку 7 ключа 10
в гнездо 6 замка 5. При этом образуется цепь: шинка + 110 В, ка-
тушка 8, блок-контакты 17, шинка —110 В, и намагничивается
стержень 12. Нажимая рукой на правый выступающий конец стерж-
ня 12, перемещают его влево до соприкосновения с правым концом
стержня 14-, стержни 14 и 12 надежно сцепляются. После этого
стержни 14 и 12 перемещаются вправо под действием пружины 9,
вытягивающей их за кольцо 11. Стержень 14 освобождает привод
для выполнения операции отключения или включения разъедини-
теля. После выполнения операции переключения вытаскивают
ключ 10 из замка 5 и стержень 14 под действием пружины 13 за-
скакивает в отверстие 15 или 16 и фиксирует привод в соответству-
ющем положении. Если выключатель включен, то цепь питания
катушки 8 оказывается разомкнутой блок-контактами 17 и приво-
дом нельзя выполнить операцию отключения или включения разъ-
единителя. Аналогичные электромагнитные блокировки применяют
и для других видов оборудования и устройств электроустановок.
24. Короткозамыкатели и отделители
Короткозамыкатсли предназначены для создания искусственно-
го КЗ в сетях напряжениями 35; 110 и 220 кВ при повреждениях внутри
трансформаторов, присоединенных к сети без выключателей. Они вы-
пускаются в однополюсном исполнении.
Короткозамыкатель КЗ-ПО состоит из сварной рамы 4' (рис. 57, а),
на которой установлена колонка 3' из трех изоляторов ОНШ-35.
Рама 4' установлена на изоляторах 5'. На колонке укреплен непод-
вижный контакт Г с экранирующим кольцом 2'. Нож 14' короткозамы-
кателя сделан из стальной трубы, оканчивающейся сверху медным кон-
тактом. Рама и нож электрически соединены гибкой связью 8'. У ос-
нования нож закреплен на валу, вращающемся в двух подшипниках.
С валом жестко скреплен двуплечий рычаг 9', который одним плечом
соединен с тягой 11', идущей к валу 13' привода 12' типа ШПК коротко-
замыкателя через изолирующую вставку 10' из винипластовой труб-
ки, а другим плечом — с включающим пружинным механизмом, по-
мещенным в раме 4'. При нормальном режиме работы нож короткозамы-
кателя отключен, а пружина включающего механизма привода коротко-
замыкателя натянута. Приведение короткозамыкателя КЗ-ПО в от-
ключенное положение производится вручную. Шина 7', соединяющая
нож короткозамыкателя с землей, пропущена через специальный транс-
форматор тока 6' типа ТШЛ-0,5.
89
Рис. 57. Короткозамыкатель КЗ-110
(а) и его привод (6)
Привод представляет со-
бой шкаф, внутри которого вмонти-
рован ручной автоматический при-
вод короткозамыкателя (рис. 57, б).
При отключенном короткозамыка-
теле вал 11 привода под воз-
действием пружинного механизма
короткозамыкателя стремится по-
вернуться против часовой стрелки.
Однако этому повороту препятст-
вует защелка 14. Для включения
короткозамыкателя необходимо
замкнуть цепь отключающего элек-
тромагнита мгновенного действия
2 через устройства релейной защи-
ты или цепь электромагнита 3 через
контакты ключа управления.
В обоих случаях планка 1 повора-
чивается и нажимает на удержи-
вающую стойку 12, на которую
опирается планка 10 серповидного
рычага 9. Последний падает и уда-
ряет по нижнему концу запираю-
щей защелки 14, освобождая рычаг
13, жестко соединенный с валом 11. -
Освобожденный вал 11 не препятст-
вует включению короткозамыка-
теля.
Для отключения короткозамы-
кателя рукоятку привода надевают
на втулку 4 квадратного сечения и
поворачивают против часовой
стрелки до отказа, а затем, вращая
рукоятку привода по часовой
стрелке, рычагом 8 захватывают
рычаг 13, который в конце хода
запирается защелкой 14. Вместе с •
рычагом 13 поворачивается жестко
соединенный с ним вал 11, переда-
вая через рычаги и тяги усилие на
отключение короткозамыкателя.
Одновременно с рычагом 8 (при по-
вороте по часовой стрелке) повора-
чивается рычаг 5; он, упираясь в
планку 7, поднимает вверх серпо-
видный рычаг 9, который защелки-
вается роликом удерживающей
стойки 12. Таким образом, привод
подготовлен к действию на вклю-
90
авщ
чение короткозамыкателя. Тяга 6 воздействует на блок-контакты.
Короткозамыкатели разных лет изготовления имеют приводы
ШПК, ШПКМ и ПРК, принцип работы которых показан на рис.
57, б. Параметры КЗ-110У1: {7цаиб=126 кВ; наибольший сквозной
ток КЗ /Ктах==20 кА; 7Т=/ЗС — 20 кА; Анл^0,2 с.
Быстродействующие отделители на напряжения 35; НО и 220 кВ
изготовляют на базе разъединителей РНД соответствующего напря-
жения. Они предназначены для отключения силовых трансформаторов
в режиме холостого хода или при снятом напряжении. Отделитель
ОД-ПО состоит из рамы Т (рис. 58, а), в подшипниках 6' которой за-
креплены изоляторы 4' типа ОНС-НОс подвижными ножами 1' и 3'.
На ноже 1' укреплены медные контактные‘ламели 2'. Отделители снаб-
жены приводами одностороннего действия (только на отключение
отделителя) или двустороннего действия (на включение и отклю-
чение отделителя). Последний обладает большими преимущества-
ми, так как позволяет дистанционно включать и отключать отде-
литель. Отделитель, управляемый приводом, помещенным в шкаф
10', включают вручную, а отключают дистанционно и автомати-
чески.
Кинематическая схема привода (рис. 58, б) принципиально не
отличается от привода, приведенного на рис. 57, б. В отличие от
привода (рис. 57, б) привод (рис. 58, б) предназначен для удержа-
ния отделителя во включенном положении. Привод (рис. 58, б)
снабжен одним электромагнитом 2 и специальным блокирующим
реле 3.
Включение отделителя производят при открытой двери шкафа Iff
с помощью съемной рукоятки, надеваемой на квадратный конец 4
91
11 не препятствует отключению
которые обеспечивают его
вала привода. Сначала рукоятку
привода поворачивают против часо-
вой стрелки до отказа, затем,
вращая по часовой стрелке, за-
щелкой 8 захватывают рычаг 13,
который в конце хода запирается
защелкой 14. Поворачивающийся с
рычагом 13 вал 11 передает через
рычаг 1Г, тягу 9' и рычаг 8' уси-
лие на включение отделителя. При
этом сжимаются отключающие пру-
жины отделителя, помещенные в
защитный кожух 5'.
Отключают отделитель воздей-
ствием на отключающий электро-
магнит 2 или блокирующее реле 3.
В обоих случаях планка 1 повора-
чивается, нажимает на удерживаю-
щую стойку 12, освобождая планку
10 серповидного рычага 9. Послед-
ний падает и освобождает вал 11
от защелки 14. Освобожденный вал
отделителя под действием пружин.
Детали 5, 6, 7 имеют то
быстродействие.
же назначение, что и в приводе короткозамыкателя.
Отделители изготовляют без заземляющих ножей, с одним и
двумя заземляющими ножами. Параметры ОД-110У/1000У1 с при-
водом ПРО-1У1: (/Наиб=126 кВ; /]10М= 1000 А; /т=Лс = 22 кА;
^откл^0>5 С.
Совместное действие короткозамыкателя и отделителя рассмо-
трим по рис. 59. Во включенном положении отделитель ОД удерживает-
ся защелкой 5 с пружиной 9. При КЗ внутри трансформатора Тр ка-
тушка электромагнита 2 привода КЗ возбуждается от трансформа-
тора тока 1, и втягивая вверх сердечник электромагнита 2, освобожда-
ет защелку 12, удерживаемую пружиной 3. Под действием пружины 11
включается короткозамыкатель КЗ, в результате чего образуется цепь
однофазного КЗ с током 1К для трансформаторов районной подстанци и
РП, имеющих заземленную нейтраль (нуль). Ток КЗ наводит ток /2
во вторичной обмотке трансформатора тока 10, к которому присоеди-
нено блокирующее реле 7. Последнее втягивает вверх сердечник, кото-
рый сжимает пружину 6, удерживая ее в сжатом состоянии до тех пор,
пока через трансформатор тока 10 проходит ток КЗ. В результате сра-
батывания релейной защиты РЗ районной подстанции отключается ее
выключатель В, прекращается прохождение тока КЗ через трансфор-
матор тока 10, и реле 7 перестает возбуждаться. Под действием сжатой
пружины 6 сердечник реле 7 бойком 8 ударяет по хвостовику защелки
5, и пружина 4 отключает отделитель. После отключения отделителя
устройство автоматического повторного включения АПВ включает вы-
92
ключатель В и вводит в работу ЛЭП-110 или 220 кВ. Кратковремен-
ное до (1 с) снятие напряжения с трансформаторов, присоединенных
к ЛЭП-110 или 220 кВ, не ощущается потребителями.
25. Элегазовые аппараты
Широко применяемые масляные и воздушные выключатели имеют
следующие недостатки: масло является пожаро- и взрывоопасным;
для воздушных выключателей необходимо производство, осушение
и хранение сжатого воздуха; затруднительна эксплуатация масляных
и воздушных выключателей при низких температурах. Короткозамы-
катели и отделители открытой конструкции недостаточно надежно ра-
ботают при гололедах и низких температурах (наблюдались случаи
отказа). Для устранения указанных недостатков велись поиски новых
принципов коммутации электрических цепей и новых сред, которые
сохранили бы преимущества традиционных сред (масло, воздух при
атмосферном и избыточном давлении), но не имели бы их недостатков.
В сороковые годы в электроаппаратостроении наметилось три новых
направления: использование полупроводниковых приборов для целей
коммутации; применение вакуума или элегаза в качестве дугогаситель-
ных и изоляционных сред. Широкое использование полупроводнико-
вых приборов в коммутационных аппаратах высокого напряжения ог-
раничено уровнем развития силовой полупроводниковой техники на
данном этапе. Вакуумные выключатели, рассмотренные выше, изготов-
ляют пока на напряжения средних классов. Наибольшее распростра-
нение в мировой практике (особенно в США, Франции, ФРГ, Японии)
получили элегазовые аппараты. В СССР разработка и изготовление
элегазовых аппаратов начались сравнительно недавно, хотя исследо-
вания и рекомендации советских ученых по применению элегаза в ком-
мутационных аппаратах были известны в конце 30-х и начале 40-х
годов.
В элегазовых аппаратах гашение дуги, происходит в среде шести-
фтористой серы SF6. За весьма благоприятное сочетание электриче-
ских, физических и химических свойств, таких, как ничтожная прово-
димость, хорошая дугогасительная и теплоотводящая способность, не-
токсичность, химическая нейтральность к материалам устройства,
пожаро- и взрывобезопасность и др., шестифтористой сере дали назва-
ние электрический газ — сокращенно элегаз, а аппараты с примене-
нием элегаза называют элегазовыми. При нормальных условиях SF6
представляет собой бесцветный, не имеющий запаха газ, который при-
близительно в 5 раз тяжелее воздуха. Обладая хорошей дугогаситель-
ной способностью, элегаз позволяет производить отключение очень
больших токов при чрезвычайно больших скоростях восстановления
напряжения на расходящихся контактах. В однородном поле электри-
ческая прочность элегаза в 2,3—2,5 раза выше электрической проч-
ности воздуха. Низкие температуры перехода из газообразного в
жидкое состояние позволяют при обычных условиях эксплуатировать
элегазовые аппараты без специального подогрева.
93
Рис. 60. Элегазовый короткозамыка-
тель КЭ-110
Рис. 61. Контактная камера КЭ-110
94
Недостатком элегазовых аппа-
ратов является необходимость со-
здания в них надежной герметиза-
ции, так как полости контактных
камер заполняют элегазом с избы-
точным давлением 30 Н/см2 и более.
Следует всегда помнить, что
хотя элегаз и не токсичен, он в то
же время не поддерживает и жизни.
Поэтому при выполнении ремонт-
ных работ элегазовых аппаратов и
другого высоковольтного оборудо-
вания содержащийся в них элегаз
должен быть удален и внутренние
объемы хорошо провентилированы.
Элегазовый короткозамыкатель
К.Э-110 (рис. 60) состоит из осно-
вания 5, установленного на изо-
ляторах 10, и контактной камеры
2 с зажимом /. В основании рас-
положен пружинный механизм
включения и масляный буфер 3.
Утечки элегаза компенсируются из
баллона 11, соединенного через
фильтр 12 с полостью контактной
камеры, давление в которой конт-
ролируется мановакуумметром 6.
Привод, расположенный в шкафу
8, соединен тягой 9 с подвижным
контактом КЭ-110. Заземляющая
шина 4 пропущена через транс-
форматор тока 7.
Контактная камера КЭ-110
(рис. 61) состоит из фарфорового
корпуса 3, внутри которого распо-
ложены неподвижный 2 и подвиж-
ной 5 контакты и мешочек 1 с си-
ликагелем. Неподвижный кон-
такт — розеточного типа, подвиж-
ной контакт — стержень, переме-
щающийся в направляющем ци-
линдре 4, соединенным гибкими
связями 6 с металлическим коль-
цом. Герметичность камеры обес-
печивается кольцевыми проклад-
ками из специальной резины (на
рис. 61 не показаны) и гидравли-
ческим затвором 7 с сальниковым
уплотнением 8.
Рис. 62. Элегазовый отделитель ОЭ-ПО
Элегазовый отделитель ОЭ-ПО (рис. 62) представляет собой три
полюса, установленные на общем основании 8. Полюс ОЭ-ПО состоит
из изолирующей 6 и рабочей 13 фарфоровых
В колонке 13 расположена контакт-
ная камера с неподвижным контактом 2 розе-
точного типа и полым подвижным контактом 5,
снабженным пружиной 4 и экраном 3. Давле-
ние в камере контролируется мановакууммет-
ром И. Герметичность уплотнения тяги- 12
подвижного контакта обеспечивается масля-
ным гидрозатвором 7 такой же конструкции,
как и у КЗ-110. Масляный буфер 10 компенси-
рует удары подвижных частей. Токоведущие
части присоединяют к контактным выводам
14 и 15, расположенным на верхнем 1 и сред-
нем 16 фланцах. Тяга 9 соединяет ОЭ-110 с
приводом. Включение ОЭ-НО осуществляется
за счет силы пружин привода, отключение —
за счет силы отключающих пружин, располо-
Рис. 63. Контактная система элегазового вы-
ключателя
КОЛОНОК.
95
женных в основании отделителя. ОЭ-110 обеспечивает автоматическое
включение и отключение.
Элегазовые выключатели по конструкции аналогичны отделителям,
но в отличие от них снабжены устройствами для вращения дуги в
элегазе (рис. 63). Между корпусами 2 и 5 неподвижного и подвижного
контактов и их трубчатыми токопроводами 1 и 6 встроены постоянные
магниты 3 из феррита, которые создают радиальные встречно направ-
ленные магнитные поля. При размыкании контактов образуется дуга,
ток которой взаимодействует с радиальным магнитным полем. Соглас-
но правилу левой руки создается сила F, перемещающая дугу по коль-
цевым контактам. Вращение дуги способствует выносу ионизирован-
ных частей из дугового пространства, ее охлаждению и быстрому га-
шению. Чем больше отключаемый ток, тем больше скорость вращения
дуги. С увеличением скорости вращения дуги уменьшается обгорание
контактов. Дугостойкая изоляционная шайба 4 защищает магниты 3
от действия дуги. Контактная система данной конструкции помещает-
ся внутри герметически закрытого фарфорового корпуса, заполнен-
ного элегазом. Выключатель снабжают баллоном со сжатым элегазом
для подпитки при возможных утечках.
На фидерах тяговых подстанций переменного тока предусматрива-
ется применять ВЭО-27,5-1000-16 — выключатель с элегазовым запол-
нением, однофазный; {/ном = 27,5 кВ; /иом = 1000 А; /ном. откл=
= 16 кА; /Д1Ш = 40 кА; /т = 11с = 16 кА; £откл = 0,08 4- 0,09 с.
26. Трансформаторы тока
Назначение и принцип действия. Трансформаторы тока (ТТ) при-
меняют в установках напряжением до 1000 В и выше. Они относятся
к измерительным трансформаторам и предназначены для расширения
предела измерения измерительных приборов, а в высоковольтных це-
пях, кроме того, — для изоляции приборов и реле от высокого напря-
жения. Благодаря им приборы для измерения тока и реле не только
изолируются от высоковольтной цепи, но могут быть удалены от нее
на значительное расстояние и сосредоточены на щите управления. Для
измерения токов с применением ТТ, имеющих различные коэффициенты
трансформации, амперметры, счетчики, реле и прочие приборы изго-
товляют с токовыми обмотками, рассчитанными на одинаковый и не-
большой ток. Поэтому облегчается их конструкция и повышается чув-
ствительность. ТТ изготовляют с расчетом получить во вторичной об-
мотке ток 5 или 1 А при номинальном токе в первичной обмотке. Транс-
форматор тока ITT (рис. 64, а) состоит из замкнутого магнитопровода,
первичной обмотки w1, включаемой последовательно в высоковольтную
цепь, и вторичной обмотки w2, к которой присоединяют последователь-
но приборы. Основное отличие трансформаторов тока ITT и 2ТТ от
силовых трансформаторов состоит в том, что ток в их первичной об-
мотке определяется нагрузкой первичной цепи, в которую они включе-
ны, и не зависит от нагрузки, присоединенной к вторичной обмотке.
Ток же во вторичной обмотке, к которой присоединяют приборы, за-
96
Рис. 64. Схема включения (а) и векторные диаграммы (б, в) трансформатора
тока в зависимости от нагрузки вторичной обмотки
висит от первичного тока. Ток первичной обмотки /, во много раз боль-
ше тока вторичной обмотки /2. Приближенно соотношение между эти-
ми токами определяют исходя из того, что намагничивающие силы обе-
их обмоток почти равны между собой и направлены противоположно:
/fu'i (7)
В действительности намагничивающая сила /fWj немного больше
так как незначительная часть намагничивающей силы первичной
обмотки, равная /0®1> затрачивается на намагничивание трансформа-
тора тока, т. е. создание магнитного потока Фо Поток Фо создает во
вторичной обмотке э. д. с. £2, отстающую от него на 90° (рис. 64, б).
Под действием £2 через сопротивление нагрузки z'2, состоящей из ак-
тивных 2г2 и реактивных 2х2 сопротивлений приборов и проводов,
протекает ток /й, пропорциональный току /Р На этих сопротивлениях
образукнся сдвинутые по фазе па 90” падения напряжений /22г2и 722х2>
геометрическая сумма которых равна /2з2, где z2 = F +
Э. д. с. £2 всегда равна падению напряжения на сопротив-
лении г2, т. е. £2 = /2г2. Из этого следует, что с увеличением на-
грузки z2 должна автоматически увеличиваться э. д. с.£2, а следова-
тельно, и создающий ее магнитный поток Фо. Соответственно этому
должна возрастать намагничивающая сила /ощъ что приводит к большой
разности между намагничивающими силами и /2ж2 и, как следст-
вие, к увеличению погрешности при измерении тока.
При разомкнутой вторичной обмотке намагничивающая сила пер-
вичной обмотки не уравновешивается и весь поток, создаваемый ею,
индуцирует э. д. с. весьма большой величины, которая опасна для изо-
ляции вторичной обмотки, а также для персонала, ведущего измерения.
Кроме того, в таких случаях возможен большой нагрев стали из-за
увеличения магнитного потока. Поэтому, если к вторичной обмотке не
присоединен прибор, ее замыкают накоротко и размыкать вторичную
обмотку при наличии тока в первичной обмотке опасно. Вторичную об-
мотку ТТ, кроме того, обязательно заземляют для обеспечения безопас-
ности в случае пробоя изоляции между первичной и вторичной обмот-
ками
4
Л Л I Июкорскпй
97
Каждый ТТ характеризуется номинальным коэффициентом транс-
формации, представляющим отношение номинального тока первичной
обмотки /1НОМ к номинальному току вторичной обмотки /2Ном или от-
ношение числа витков ш2 к т. е.
ном = Дном/^2ном (8)
Как и любой измерительный прибор, ТТ дает погрешность в изме-
рении, определяемую из выражения, %,
К. Л—А
ЛI = - 'пом-—- 100. (9)
А
Погрешность зависит не только от величины нагрузки, присоеди-
ненной к вторичной обмотке, но и от пропорциональности между пер-
вичным током и создаваемым им магнитным потоком. Как известно,
такая пропорциональность нарушается при малом или большом токе
по отношению к номинальному. Вследствие этого ТТ непригоден для
измерения тока, значительно отклоняющегося от поминального.
При рассмотрении намагничивающих сил в ТТ необходимо учиты-
вать их сдвиг по фазе. Сдвиг по фазе между токами и намагничиваю-
щими силами первичной и вторичной обмоток виден из векторной диа-
граммы (см. рис. 64,6). На этой диаграмме показаны векторы намагни-
чивающих сил и соответствующих им токов, которые всегда совпадают
по направлению. Для определения векторов Ц и производят
геометрическое сложение векторов /0 с — /2 и I охщ с — /2ш2. Векторы
— /2 и — /2w2 равны по величине и противоположны по знаку (фазе)
векторам /2 и /2ю2 как уравновешивающие их па первичной стороне
ТТ. Величина фазового угла б между токами /х и /2 зависит от нагруз-
ки z2, что видно из сравнения векторных диаграмм (см. рис. 64, б
и в). При нагрузке z2 > г" угол сдвига б' > б", т. е. угловая погреш-
ность возрастает с увеличением нагрузки вторичной обмотки, так как
при возрастании г2 увеличивается Д2 и соответственно Фо й /оюх.
Таким образом, кроме погрешности измерения тока, ТТ имеют уг-
ловую погрешность, которая представляет угол сдвига вектора тока
вторичной обмотки /2 по отношению к вектору тока первичной обмотки
/х. Угловая погрешность возрастает с увеличением нагрузки вторич-
ной обмотки. Влияние угловой погрешности учитывают при сложных
системах релейной защиты. Погрешность в измерении тюка должна
учитываться во всех случаях применения ТТ.
По степени точности измерений ТТ подразделяются на пять клас-
сов: 0,2; 0,5; 1; 3 и 10. Класс точности указывает погрешность соглас-
но выражению (9), т. е. класс точности представляет погрешность ТТ,
выраженную в процентах. В зависимости от нагрузки вторичной об-
мотки класс точности изменяется. Номинальной нагрузкой ТТ для
данного класса точности называют такую нагрузку вторичной обмот-
ки, при которой погрешность не превышает установленного значения
для этого класса. Номинальной нагрузке z2 ном при вторичном токе
J2 ном соответствует номинальная мощность вторичной обмотки ТТ
^2ном = ^2пом г2ном 5“ 22ном = 25z2b,1m.
98
Рис. 65. Трансформаторы тока с ли-
той смоляной изоляцией на 10 кВ:
проходной ТП.П-10 (а) и шинный (б)
Присоединяя приборы, нельзя допускать, чтобы суммарная по-
требляемая ими мощность превышала номинальную мощность вто-
ричной обмотки ТТ при требуемом классе точности.
ТТ применяют: для точных лабораторных измерений — класса
0*2; для подключения счетчиков денежного расчета с абонентами и
точных защит —класса 0,5; для подключения ваттметров, фазометров,
амперметров и счетчиков неденежного расчета — класса 1; для под-
ключения релейных защит — классов 3 и 10. Характеристики ТТ при-
водят в каталогах. Для питания приборов, требующих различных
классов точности, ТТ изготовляют с двумя сердечниками, каждый из
которых имеет свою вторичную обмотку. В качестве примера на
рис. 64, а показано включение трансформатора тока 2ТТ с сердечника-
ми классов 0,5 и 3.
Конструкция ТТ. По конструкции их. подразделяют на катушеч-
ные, шинные, опорные, встроенные, разъемные; по числу витков пер-
вичной обмотки — на одновитковые и многовитковые; по числу вто-
ричных обмоток — с одной, двумя и тремя обмотками; по месту уста-
новки — внутренней или наружной установки; по изоляции —с ли-
той смоляной и фарфоровой изоляцией. ТТ с литой смоляной изоля-
цией применяют для внутренней установки (до 35 кВ), а с фарфоровой
изоляцией — для наружной установки (35 кВ и выше).
Катушечные малогабаритные ТТ типа ТЛМ-6 изготовляют на
Л ном от 300 до 1500 А с классами точности 1 и 0,5. Такие трансформа-
торы просты по конструкции, дешевы, имеют небольшие габариты.
ТТ с литой смоляной изоляцией ТПЛ-10 (рис. 65, а) с одним и дву-
мя открытыми сердечниками изготовляют на токи 5—5000 А и напря-
жения 6 и 10 кВ. Они состоят из сердечников 2, укрепленных на ос-
новании 4, первичных обмоток 6 с выводами Л1 и Л2 и вторичных об-
моток 5 с выводами 3. Две вторичные обмотки разных классов заклю-
чены в литой смоляной корпус 1.
4'" 99
Некоторые фирмы зарубежных стран, например ГДР, изготовляют
ТТ, в которых сердечник вместе с обмотками залит смоляной изоля-
цией. Такие ТТ обладают более высокими качествами, так как их
сердечники защищены от сырости и агрессивных газов.
Шинные ТТ с литой изоляцией применяют при токах 5—10 тыс. А
и выше. Они имеют отверстия 1 (рис. 65, б) .для ввода шин, изоляцию
2, защитные кожуха 3, основания 4 для крепления на конструкциях
и выводы 5 от вторичных обмоток.
ТТ внутренней установки с литой изоляцией на напряжение 35 кВ
с первичной обмоткой из двух секций изображен на рис. 66, где 1 —
основание; 2 — литая изоляция; 3 — накладка для переключения сек-
ций; 4—выводы вторичных обмоток 5; 6—секция первичной обмотки.
Первичная обмотка ТТ состоит из двух секций, которые с помощью на-
кладок 3 можно соединить последовательно (рис. 66, б) или параллель-
но (рис. 66, в). При параллельном соединении секций номинальный ток
ТТ увеличивается вдвое по сравнению с последовательным соедине-
нием. Расположение на каждой секции вторичных обмоток показано
условно.
Опорные ТТ с фарфоровой изоляцией типа ТФН на напряжения 35;
110 и 220 кВ применяют для установки вне помещений. Трансформатор
ТФН-35 (рис. 67) состоит из первичной 9 и вторичной 10 кольцеобраз-
ных обмоток, помещенных в фарфоровый кожух 7 с трансформатор-
ным маслом 8. Взаимное расположение обмоток имеет вид восьмерки,
при этом вторичная обмотка располагается на кольцеобразном сердеч-
нике. В металлическом колпаке ТТ расположены зажимы для пере-
ключения секций первичной обмотки аналогично показанным на
рис. 66, маслоуказательное стекло 6, предохранительный клапан 4
и разрядник 5. Чтобы избежать перекрытий по кожуху 7 в случае пере-
напряжений, применяют искровой промежуток, создаваемый стержня-
ми 3. Такие ТТ изготовляют с одним и двумя сердечниками. Выводы
от вторичных обмоток помещены в коробке 1, болт 2 служит для зазем-
ления. Преимуществами опорных ТТ являются их малые габариты,
Нис. 66. Трансформатор тока с литой смоляной
изоляцией на 35 кВ (сг) и схемы соединения его
обмоток (б, в)
100
Рис. 67. Общий вид (а) и разрез (б) ТФН-35
значительная мощность, а также высокая механическая и термическая
стойкость при КЗ.
Встроенные ТТ типа ТВ устанавливают на проходных изоляторах
масляных выключателей. ТТ имеет сердечник в виде кольца с намотан-
ной на него вторичной обмоткой, надеваемой на изолированный стер-
жень проходного изолятора. Встроенные ТТ одновитковые и выпус-
каются на токи выше 75 А с классами точности сердечников 1; 3; 10
и реже 0,5. Их устанавливают на обоих проходных изоляторах фазы
выключателя и соединяют последовательно или параллельно. Для ре-
гулирования коэффициента трансформации вторичная обмотка имеет
огветвления. Применение встроенных ТТ придает компактность элект-
роустановке и, кроме того, снижает ее стоимость.
Разъемные ТТ имеют разъемный магнитопровод 1 (рис. 68), на ко-
торый намотана вторичная обмотка 2. Первичной обмоткой у них слу-
жит провод 3 или шина, по которым проходит измеряемый ток. Такие
ТТ вместе с амперметрами 4, присоединенными к вторичной обмотке 2,
и ручками 5 с упорами 6 получили название токоизмерительных кле-
щей. Их применяют для измерения тока в проводах и шинах под напря-
жением без непосредственного включения в цепь.
Схемы соединения вторичных обмоток ТТ. Первичные обмотки ТТ
всегда включают последовательно в цепь. Вторичные обмотки ТТ за-
земляют согласно требованиям техники безопасности на случай про-
боя первичной обмотки на вторичную, за исключением случаев, обус-
ловленных особенностями работы отдельных типов релейной защиты.
От схемы соединения ТТ зависят величины токов, протекающих по
проводам, приборам и реле, и расчетная длина проводов. При присое-
динении приборов к вторичной обмотке ТТ, включенного в одну фазу
101
Рис. 68. Разъемный трансформатор
тока
Рис. 69. Схемы соединения трансфор-
маторов тока с приборами (а, б, в)
и векторные диаграммы к ним (г, d)
102
(рис. 69, a)t вторичный ток /2 про-
текает в прямом и обратном про-
воде. Поэтому общее сопротивле-
ние проводов будет определяться
расчетной длиной /расч, равной
удвоенной длине проводов между
местами установки ТТ и приборов,
т. е. /расч = 21. Когда ТТ включе-
ны в три фазы, а их вторичные об-
мотки соединены в «звезду»
(рис. 69, б), то нулевой провод НП
не обтекается током (/0 = 0).
В этом случае сопротивление про-
водов определяется по расчетной
длине /расч = I. В схеме рис. 69, в
ТТ включены в две фазы, а их вто-
ричные обмотки — в неполную
«звезду». Через нулевой провод НП
протекает ток недостающей фазы
В с обратным знаком — 1Ь
(рис. 69, г). По проводам фаз А и С
протекают токи ИЗ /и и f0
(рис. 69, б), являющиеся результа-
том геометрического сложения то-
ков 1а и 1С с— 1Ь. Соответственно
С ЭТИМ Принимают /расч=)/Г3 I.
Вторичные обмотки ТТ соединяют
также в «треугольник» и другие
схемы. Указанные значения /ра*сч
необходимо учитывать при расчете
нагрузок вторичных обмоток ТТ.
Обозначение ТТ. В полное обоз-
начение ТТ входят буквы и цифры.
Сочетание букв означает тип, циф-
ры — номинальное напряжение,
класс точности и номинальный пер-
вичный ток. Буквы означают: Т —
трансформатор тока; П — проход-
ной; В — встроенный; Л — с литой
изоляцией; О — одновитковый;
М — модернизированный (или мало-
габаритный); Ш — шинный; К —
катушечный; 3 — для присоедине-
ния защиты от замыканий на землю;
Ф—в фарфоровом корпусе; Н — на-
ружной установки; Р — с сердеч-
ником для релейной защиты; Д —
с сердечником для дифференциалы
ной защиты; У — усиленный (с повышенной электродинамической
стойкостью). Например, ТПЛ-10-0,5/Р-100 означает: трансформатор
тока проходной, с литой изоляцией на 10 кВ, с двумя обмотками, из
которых одна с классом точности 0,5, а другая — с сердечником типа
Р для подключения релейной защиты, номинальный первичный ток
100 А. Обмотка с сердечником типа Р может работать в классах 0,5;
1 и 3 с различными значениями S2 ном — наименьшей в классе 0,5 и
наибольшей в классе 3.
27. Трансформаторы напряжения
Назначение и принцип действия. Трансформаторы напряжения
(TH) применяют для измерения напряжения в электроустановках на-
пряжением свыше 1000 В. Они предназначены для изоляции цепей об-
моток вольтметров, счетчиков, реле и других приборов от сети первич-
ного напряжения и понижения первичного напряжения до величины,
удобной для питания приборов. Номинальное вторичное напряжение
TH принято равным 100 В при любом первичном напряжении. По-
этому приборы, присоединяемые к вторичным обмоткам TH, градуи-
руются так, чтобы при напряжении 100 В они показывали номинальное
напряжение установки. Первичное номинальное напряжение прини-
мают по шкале стандартных напряжений. Отношение первичного но-
минального напряжения Д1НОМ к вторичному (/2НОМ называется но-
минальным коэффициентом трансформации:
^УП0М “ ^1ном/ 0/2ном ~ (10)
где wt и w2 — число витков первичной и вторичной обмоток TH.
TH по принципу действия аналогичны силовым трансформаторам.
Их первичные обмотки включают на полное напряжение сети (рис. 70).
Приборы, питающиеся от вторичной обмотки, присоединяют к ней па-
раллельно. Вследствие потерь напряжения в обмотках от намагничи-
вающего тока и тока нагрузки TH дают при измерении погрешности,
которые тем больше, чем больше ток намагничивания й ток во вторич-
ной цепи. Для уменьшения погрешности применяют обмотки с малым
индуктивным и активным сопротивлением, а для магнитопровода с
целью уменьшения тока намагничивания применяют специальную
сталь, имеющую повышенное значение коэффициента магнитной про-
ницаемости. Нагрузку, присоединяемую к вторичной обмотке, ограни-
чивают определенным значением, чтобы погрешность не превышала до-
пускаемой. Погрешность в измерении напряжения, %, определяется
выражением
По величине погрешности в процентах TH делят на четыре класса
точности: 0,2; 0,5; 1 и З.Один и тот же TH может работать в различных
классах точности. Высшему классу точности соответствует наименьшая
нагрузка вторичной обмотки, с повышением нагрузки класс точности ,
103
снижается. Высший класс точности TH является номинальным, а на-
грузка вторичной обмотки, при которой погрешность его не превышает
установленной для этого класса точности, называется номинальной
мощностью.
TH применяют: для точных лабораторных измерений — класса
0,2; для точных измерительных приборов и счетчиков денежного рас-
чета — класса 0,5; для технических измерительных приборов — клас-
са Г, для вольтметров и реле — класса 3.
TH используют иногда как силовые трансформаторы для питания
цепей управления, сигнализации и других приемников небольшой
мощности. В таких случаях величина наибольшей нагрузки опреде-
ляется не погрешностью, допускаемой при измерении, а нагревом об-
моток. Эта нагрузка значительно превышает поминальную.
Конструкция TH. Конструктивные различия TH состоят в следую-
щем: число фаз, число вторичных обмоток в каждой фазе и способ ох-
лаждения. Наибольшее применение имеют однофазные TH. При одной
вторичной обмотке TH называют двухобмоточными, а при двух вто-
ричных обмотках — трехобмоточными. Однофазные и трехфазные TH
изготовляют с воздушным и масляным охлаждением.
Условное обозначение TH состоит из сочетания букв и (через ти-
ре) цифр. Последние показывают номинальное напряжение первичной
обмотки TH. Буквы означают: Н —напряжение; О—однофазный; Т—
трехфазный; 3 — заземляемый (заземляется конец обмотки ВН);
ДЕ — делитель емкостный; К — каскадный; И — трехобмоточный с
обмоткой для контроля изоляции сети: С — сухой с естественным воз-
душным охлаждением; СЛ — сухой с литой изоляцией; М — масляный
с естественной циркуляцией воздуха и масла. Например, НТМИ-10:
трансформатор напряжения, трехфазный с масляным охлаждением,
обмоткой для контроля изоляции сети, напряжение 10 кВ.
Онофазный TH типа НОМ-10 служит для внутренней установки.
В стальном цилиндре 7 (рис. 71) TH находится выемная часть, состоя-
щая из магнитопровода 1, на котором намотаны первичная 6 (снаружи)
и вторичная (внутри) обмотки. В крышку 3 вмонтированы проходные
изоляторы вторичной 2 и первичной 4 обмоток с зажимами 5.
Рис. 70. Схема включения транс-
форматора напряжения
Рис. 71. Однофазный трансформатор на-
пряжения НОМ-10
104
Трехфазный пятистержневой TH
типа НТ МИ-10 служит для внутрен-
ней установки и состоит из цилиндри-
ческого бака 1 (рис. 72, а), в котором
помещен магнитопровод 6 (рис. 72, б)
с первичной 7, основной 9 и дополни-
тельной 8 вторичными обмотками.
Схемы соединения этих обмоток и их
векторные диаграммы изображены на
рис. 72, в. Крайние стержни магнито-
провода 6 не имеют обмоток, они пред-
назначены для замыкания магнитного
потока несимметрии, который возни-
кает в магнитопроводе при замыкании
на землю одной из фаз сети. Первичная
обмотка TH, соединенная с фазой сети,
имеющей замыкание на землю, шунти-
руется; в этом случае отсутствует маг-
нитный поток в стержне шунтирован-
ной фазы TH, а магнитные потоки в
двух других стержнях возрастают в
1/3 раз. Создается магнитная несим*
метрия, которая может вызвать опас-
ный перегрев магнитопровода при
отсутствии крайних стержней, являю-
щихся магнитными шунтами для маг-
нитного потока несимметрии. На кры-
шке 2 установлены проходные изолято-
ры первичных 3 и вторичных 5 обмо-
ток, а также нулевой вывод 4.
TH наружной установки 3НОМ-35
(трансформатор напряжения, одно-
фазный, с масляным охлаждением,с за-
земленным выводом первичной обмот-
ки, (7НОМ=35 кВ) и НКФ-110 (транс-
форматор напряжения, каскадный,
фарфоровый, С/,1ОМ = ПО кВ) пока-
заны на рис. 73.
Трансформатор 3HOM-35 (рис.73,а)
представляет собой стальной цилинд-
рический бак 11, внутри которого на-
ходится магнитопровод с обмотками.
На крышке 10 бака установлены высо-
ковольтный изолятор 7, через который
проходит токоведущий стержень 5,
соединенный с началом первичной об-
мотки; изоляторы выводов конца пер-
Рис. 72. Общий вид (а), конструк-
тивная схема (б) и схема соеди-
нения обмоток (в) пятистержне-
вого трансформатора напряжения
105
вичной обмотки 2, основной 3 и дополнительной 8 вторичных обмоток;
пробка 9 для доливки масла и ушки 1 для подъема трансформатора.
По маслоуказательному стеклу 6 определяют уровень масла в расши-
рителе 4. Пробка 12 служит для спуска отстоя и взятия пробы масла.
НКФ-110 (рис. 73,6) состоит из цилиндрической фарфоровой втулки
4, смонтированной на тележке 5 и закрытой металлическим колпаком—
расширителем 2 с указателем уровня масла 3. Первичная обмотка,
находящаяся во втулке 4, началом присоединена к зажиму, располо-
женному на расширителе 2, а концом — к тележке 5. Приборы и реле
присоединяют к выводам 1 вторичной обмотки.
Схемы соединения TH. Их применяют в зависимости от назначе-
ния. На рис. 74 приведены схемы соединения, получившие наиболь-
шее распространение.
Один однофазный TH (рис. 74, а) применяют в установках однофаз-
ного и трехфазного тока, когда требуется измерять напряжение между
какими-либо фазами (для включения вольтметров, частотомеров, реле
напряжения, катушек нулевого напряжения ручных приводов выклю-
чателей и т. д.).
Схему открытого треугольника, представленную на рис. 74, б, при-
меняют при необходимости включения измерительных приборов толь-
ко на междуфазное напряжение, так как фазные напряжения по этой
схеме измерить нельзя. Эта схема получила применение в распредели-
тельных устройствах 27,5 кВ тяговых подстанций переменного тока.
С помощью схемы, представленной на рис. 74, в, можно измерять как
междуфазные напряжения, так и напряжения фаз по отношению к
земле. Ее используют для подключения счетчиков, вольтметров, реле
Рис. 73. Трансформаторы напряжения 3HOM-35 (а) и
НКФ-110 (б)
I0G
iW~6 (0,3ff*H6) HOC-6^38^0,6) s ________________ ______
H0t1-b-,W,35 ttOP1-^r1O; 35 j/WT#
HTC-6UJIUW;
ШН-Б или 10
Рис. 74. Схемы соединения TH:
однофазного (а), двух однофазных в открытый «треугольник» (б), трех однофазных в
«звезду» с заземленной нейтралью (в), трехфазного без заземления нейтрали (г, о), трех-
фаз кого в «звезду» с заземленной нейтралы© (е|
107
напряжения и некоторых других приборов. Кроме того, для сетей в
изолированными нейтралями (до 35 кВ включительно) такую схему
применяют для контроля изоляции сети по отношению к земле и опре-
деления поврежденной фазы.
Определение фазы, имеющей замыкание на землю, производят по
показаниям фазных вольтметров. При отсутствии замыкания на землю
все фазные вольтметры показывают фазные напряжения. При глухом
(металлическом) замыкании, например, фазы С на землю ток замыкания
па землю /3 проходит от точки замыкания фазы через землю к точке
заземления нейтрали. Первичные обмотки фаз А и В трансформатора
напряжения оказываются под линейным напряжением по отношению
к земле, а обмотка фазы С — под напряжением, равным нулю, так как
она шунтирована. Соответственно фазные вольтметры фаз А и В покажут
линейные напряжения, а фазы С — нуль. По нулевому показанию вольт-
метра определяют фазу, замкнутую на землю. Работа сети с изолирован-
|.ой нейтралью при однофазном замыкании на землю (несмотря на уве-
личение напряжения по отношению к земле неповрежденных фаз в Уз
раз больше против фазного) ввиду небольшой величины тока /э (/3 =>
= 0,1 4- 50 А) допускается в течение 2 ч.
К зажимам а, Ь, с, 0 основных обмоток 3HOM-35 подключают один
вольтметр с переключателем, который обеспечивает измерение любого
jинейного и фазного напряжения. К зажимам ал -хд дополнительных
самоток, соединенных в разомкнутый «треугольник», в вершину «тре-
угольника» подключают реле контроля изоляции РКП. В нормальном
режиме работы геометрическая сумма фазных напряжений трехфазной
системы, соединенной в «треугольник», должна быть равна нулю, по-
этому напряжение на зажимах разомкнутого «треугольника» ап-хд,
между которыми включено реле РКП, примерно равно нулю и реле
РКП не возбуждено. Когда одна из фаз первичной сети, например фаза
С, замыкается на землю, то вследствие шунтирования землей фазы С
первичной обмотки TH на зажимах разомкнутого «треугольника»
появляется напряжение, равное геометрической сумме напряжений
двух неповрежденных фаз. Возбуждается реле РКП и своими контак-
I ами создает цепь на звонок Зв. После этого вольтметром с переключе-
нием находят фазу с замыканием на землю.
На схемах рис. 74, г и д показаны соединения трехфазных TH, ко-
торые могут быть использованы только для измерения междуфазных
напряжений, так как их обмотки не имеют заземленных нейтралей на
первичной стороне. Схема рис. 74, д отличается от схемы рис. 74, г
особенностью соединения обмоток, которая заключается в том, что ос-
новные витки первичной обмотки каждой фазы соединены с небольшим
числом витков другой фазы. Это уменьшает (компенсирует) угловую по-
грешность TH.
На рис. 74, е приведена схема трехфазного TH, у которого магнит-
ная система имеет пять стержней. Три внутренних стержня предназна-
чены для размещения на них первичных и двух вторичных обмоток,
два крайних стержня выполняют роль магнитных шунтов. Его первич-
ные обмотки, рассчитанные на фазные напряжения, соединены в
108
«звезду», а нейтраль заземлена. Основные вторичные обмотки соединены
в «звезду» с глухозаземленной нейтралью и могут быть использованы
для подключения любых приборов и реле на линейное и фазовое напря-
жение. Дополнительная обмотка, соединенная в разомкнутый «тре-
угольник», используется для контроля изоляции, какописано выше для
схемы рис. 74, в с дополнительными обмотками. Схема рис. 74, е,
так же как и схема рис. 74, в, позволяет применять ее для подключения
счетчиков, вольтметров и других измерительных приборов и реле конт-
роля изоляции.
Трансформаторы напряжения на 6 или 10 кВ присоединяют пер-
вичными обмотками к электрической сети через разъединители Р и пре-
дохранители ПКТ-6 или 10 кВ. Трансформаторы напряжения на 35;
НО кВ и выше присоединяют к шинам через разъединители без предо-
хранителей, так как КЗ на них менее вероятны, вследствие достаточно
надежной изоляции токоведущих частей.
В электрических сетях напряжением до 35 кВ включительно, ра-
ботающих с изолированной нейтралью, возможны феррорезонаясные
процессы. Они возникают при отключении ненагружеиных силовых
трансформаторов и особенно при проходящих однофазных замыканиях
на землю и отключениях многофазных КЗ. Феррорезона ясные процес-
сы заключаются в самопроизвольной компенсации емкостных прово-
димостей или схемы соединений нелинейными индуктивными проводи-
мостями намагничивания TH (ЗНОМ, НТМИ), высоковольтные обмот-
ки которых соединены с землей. В результате феррорезопансных про-
цессов могут возникать неодинаковые по фазам перенапряжения, при-
водящие к самопроизвольному смещению нейтрали сети. Это приводит
к перегоранию предохранителей TH, работающих по схеме контроля
изоляции. В случае отсутствия предохранителей в цепи TH (3HOM-35)
или завышенных параметров плавких вставок (НТМИ) могут повреж-
даться высоковольтные обмотки трансформаторов. Для создания ус-
ловий интенсивного затухания феррорезонансных процессов подключа-
ют активное сопротивление R = 25 Ом, рассчитанное на длительное
протекание тока 4 А, в контур обмоток разомкнутого «треугольника»
(см. рис. 74, в и е).
Когда вторичные цепи TH используются для подключения устройств
синхронизации включения выключателей подстанции с электрической
сетью, то у них заземляется одна из фаз (обычно Ь) при схеме соединения
вторичных обмоток в «треугольник», открытый и разомкнутый «треуголь-
ник» и в «звезду».
Нарушения вторичных цепей напряжения могут привести к лож*
ному срабатыванию защит, реагирующих на изменения тока и напря-
жения при КЗ. Для запрещения ложных срабатываний защит при на-
рушении вторичных цепей TH и отсутствии КЗ применяют специаль-
ные блокировки.
Каскадные TH типа НКФ применяют для электроустановок на-
пряжением ПО кВ и выше. Их первичные обмотки, включаемые на на-
пряжение t/ф = U Л/Уз, состоят из двух секций 1 и 2 (рис. 75), пред-
ставляющих собой дроссельные катушки с одинаковым числом витков.
109
Так как на каждую секцию приходится напряжение U^I2, то сердеч-
ники изолируют на половинное напряжение фазы. Средние точки сек-
ций соединены со своими сердечниками 3 и 4. Это позволяет крайние
витки секций изолировать от сердечника только на С7ф/4 вследствие
уменьшения разности потенциалов между витками и сердечниками.
Такое облегчение изоляции между секциями первичной обмотки и их
сердечниками обеспечивает компактность аппарата и удешевляет его
стоимость. Вторичную обмотку помещают на сердечнике секции 1,
соединенной с землей, и приборы, подключенные к ней, показывают
фазное напряжение.
При разомкнутой вторичной обмотке (рис. 75, а) на обеих секциях
первичной обмотки, представляющей собой реактивные катушки с
большим индуктивным сопротивлением, напряжение распределяется
поровну. При включении во вторичную обмотку 5 приборов (рис. 75, б)
происходит размагничивание секции 7, и ее индуктивное сопротивле-
ние понижается. Это приводит к тому, что напряжение между секциями
1 и 2 распределяется неравномерно: на верхней больше U$I2, а на
нижней меньше U$J2. Следовательно, приборы, подключенные к
вторичной обмотке, будут измерять напряжение меньше действитель-
ного Пф.
Чтобы избежать этого, применяют в каждой секции дополнитель-
ные обмотки 6 и 7 с одинаковым числом витков, соединенные одноимен-
ными зажимами между собой КгКг), как трансформа-
торы для параллельной работы. В дополнительных обмотках инду-
цируются э. д. с., пропорциональные напряжениям секций 1 и 2. Так
как напряжение секции 1 меньше напряжения секции 2, то э. д. с.
Рис. 75. Схема каскадного TH без уравнительных Рис. 76. Емкостный
обмоток (а) и с ними (б) делитель напряжения
ПО
E'z дополнительной обмотки 6 меньше э. д. с. Е'% обмотки 7. Это при-
водит к тому, что в цепи дополнительных обмоток от обмотки 7 к об-
мотке 6 протекает уравнительный ток /ур. Магнитный поток обмотки 6,
создаваемый током гур, увеличивает индуктивное сопротивление сек-
ции 1 (токи Л и typ направлены согласно), а поток обмотки 7 умень-
шает индуктивное сопротивление секции 2 (7j и гур направлены встреч-
но). Выравнивание индуктивных сопротивлений и, следовательно, на-
пряжений на секции происходит при любой нагрузке во вторичной об-
мотке.
Емкостные делители напряжения НДЕ (рис. 76) применяют при
напряжениях выше 110 кВ, так как каскадные TH становятся очень
громоздкими и дорогими, особенно при напряжении свыше 500 кВ.
НДЕ представляют несколько последовательно соединенных конденса-
торов одинаковой емкости, включенных на фазное напряжение
между фазным проводом и землей. Падение напряжения на каждом
конденсаторе Uo составляет U^/n. Отбор мощности осуществляют с кон-
денсатора, соединенного с землей, к которому присоединяют измери-
тельный TH, обеспечивающий на вторичной обмотке напряжения
100 или 100 : УЗ В.
28. Разрядники и реакторы
Разрядники переменного тока. Разрядники предназначены для за-
щиты изоляции оборудования электростанций, подстанций и линий
электропередачи от коммутационных и атмосферных перенапряжений.
Для станций и подстанций промышленность выпускает вентильные
разрядники, для линий электропередачи —- трубчатые разрядники.
Разрядник РВС-110 (разрядник вентильный, станционный на
110 кВ) состоит из четырех секций 1С—4С (рис. 77), каждая из которых
рассчитана на 30 кВ. Для выравнивания напряжения по фарфоровой
изоляции отдельных секций разрядники РВС-110 и Р ВС-220 снабжают
предохранительными кольцами 7(. Подключение разрядника к шипам
электроустановки производится посредством болта М10, а к контуру
заземления — непосредственно своим основанием или через регистра-
тор срабатывания. Основание разрядника изолировано от земли и за-
земленных конструкций фарфоровыми кольцами и втулками, через
которые проходят болты крепления разрядника. Это обеспечивает про-
ведение измерения проводимости разрядника при профилактических
испытаниях и удобное присоединение регистраторов" срабатывания.
Секция разрядника на 30 кВ состоит нз искровых промежутков 7
(рис. 77, б) и колонок вилитовых дисков 4, помещенных в фарфоровый
кожух 7. Спиральная пружина 8 обеспечивает контакт между деталями
и жесткость расположения. Искровой промежуток состоит из четырех
единичных элементов 5, которые установлены внутри фарфорового
кольца 3 и закрыты крышками 6. К последним присоединены подково-
образные шунтирующие резисторы 2, изготовленные на основе карбо-
цида. Единичный элемент (рис. 77, в) состоит из двух фигурных латун-
ных электродов 9 с отверстиями //, разделенных изолирующей про-
111
кладкой 10. Вилитовые диски, представляющие собой нелинейные
рабочие сопротивления, соединяют вколонкилпо2—4 шт. и покрывают
керамической обмазкой. Вилит невлагостоек и прк отсыревании его
вентильные свойства ухудшаются. Поэтому под фланцы секций для гер-
метичности устанавливают резиновые прокладки.
Работа разрядника основана на свойстве, вилита изменять свое со-
противление в зависимости от приложенного напряжения: снижать
сопротивление при повышении напряжения и, наоборот, повышать со-
противление при уменьшении напряжения. Как только появляется
перенапряжение, опасное для изоляции оборудования электроустанов-
ки, происходит пробой воздушного пространства, составленного из
искровых промежутков, в результате чего сеть оказывается соединен-
ной с землей через вилитовые диски. В этот момент к вилитовым дис-
кам приложено наибольшее напряжение относительно земли, поэтому
сопротивление их будет наименьшим, а ток замыкания на землю наи-
большим. По мере разряда напряжение фаз по отношению к земле
Рис. 77. Разрядник РВС-110:
общий вид (а), разрез одной секции (б) и единичный искровой элемент (в)
112
уменьшается, а сопротивление вилитовых дисков возрастает. Извест-
но, что дуга переменного тока при прохождении синусоиды тока через
нуль гаснет, а затем восстанавливается. Наступает момент, когда вос-
станавливающееся напряжение, приложенное к разряднику, оказывает-
ся недостаточным для поддержания дуги на искровых промежутках.
Дуга гаснет, протекание тока через разрядник прекращается.
На номинальные напряжения 3; 6; 10; 15; 20; 30 и 35 кВ изготов-
ляют односекционные разрядники, а на напряжение 110 кВ и выше —
многосекционные. Для напряжений 6 и 10 кВ применяют облегченные
разрядники РВП (разрядник вентильный, подстанционный).
В обозначения вентильного разрядника входят буквы и цифры.
Буквы означают: Р — разрядник, В — вентильный, П — подстан-
ционный, С —станционный, М — для защиты изоляции вращающих-
ся электрических машин, Т — с токоограничивающими искровыми
промежутками. Цифры означают номинальное напряжение сети, для
работы в которой разрядник предназначен
Основные параметры, характеризующие условия работы разряд-
ника (в скобках указаны значения для РВС-35): наибольшее допустимое
напряжение на разряднике — напряжение, при котором завод-изгото-
витель гарантирует надежное гашение дуги разрядником (40,5 кВ);
пробивное напряжение разрядника — наибольшая величина напряже-
ния частотой 50 Гн, плавно нарастающего до момента пробоя искровых
промежутков разрядника, вычисленное как амплитудное значение, де-
ленное на V2 (78—98 кВ); импульсное пробивное напряжение разряд-
ника — наибольшая величина импульсного напряжения на разрядни-
ке в момент пробоя его искровых промежутков при заданном значении
предразрядного времени; остающееся напряжение разрядника — наи-
большая величина напряжения на разряднике при прохождении че-
рез него импульсного тока с данными амплитудой и длиной фронта
волны.
Разрядники постоянного тока РМВУ-3,3. Разрядники с магнитным
дутьем, вентильные, униполярные на 3,3 кВ устанавливают на питаю-
щих линиях (фидерах) контактной сети тяговых подстанций постоян-
ного тока. РМВУ-3,3 предназначены для защиты оборудования по-
стоянного тока от атмосферных перенапряжений, набегающих с кон-
тактной сети. Основное отличие разрядников постоянного тока от раз-
рядников переменного тока заключается в том, что для гашения дуги
в разряднике, возникающей в результате перенапряжения, примене-
но магнитное дутье. Создание магнитного дутья, аналогичного магнит-
ному дутью быстродействующих выключателей постоянного тока, вы-
звано тем, то дуга постоянного тока, возникнув, горит очень устойчи-
во, так как ток не проходит через нулевое значение. Магнитное ду-
тьё создает необходимые условия для деионизации дуги в разряднике.
Разрядник РМВУ-3,3 состоит из фарфорового кожуха /3(рис. 78),
армированного в основании фланцем 15, к которому болтами 3 прикреп-
лено днище 1. Внутри кожуха установлены два вилитовых диска 10,
два искровых промежутка 6, заключенных между постоянными маг-
нитами 5. Магниты и искровые промежутки шунтированы резисторами
113
7. Все детали фиксированы упорным 4 и распорным 8 кронштейнами,
фиксатором 9 и нажимной пружиной 12. Для предохранения дисков
10 от горизонтальных перемещений служат прокладки И. Герметич-
ность разрядника создается кольцевыми прокладками 2 и 14, изготов-
ленными из износостойкой и морозостойкой резины. Боковые части ви-
литовых дисков покрывают изоляционной замазкой, которая скрепляет
их между собой и одновременно предотвращает разряды по этим по-
верхностям. При срабатывании разрядника дуга выдувается .полем по-
стоянных магнитов в левую или правую часть дугогасительных камер.
Возникновение значительного давления газов может повлечь взрыв
разрядника. Для защиты от этого предусмотрен предохранительный
клапан 16, обеспечивающий выход газов наружу. Эти разрядники при-
меняют для закрытых и открытых установок. Основные параметры
РМВУ-3,3: наибольшее допускаемое напряжение 4,2 кВ, пробивное
напряжение при частоте 50 Гц — не менее 10,5 и не более 13 кВ; им-
пульсное пробивное напряжение при предразрядном времени от 2 до
20 мкс — 14,5 кВ, остающееся напряжение при импульсном токе
3000 А — не более 12 кВ.
Разрядники постоянного тока РВПК-3,3. Разрядники вентильные,
поляризованные, коммутационные на 3,3 кВ предназначены для защи-
ты от коммутационных перенапряжений электрооборудования тяговых
подстанций постоянного тока. Разрядник (рис. 79, а) состоит из рези-
стора 1 с нелинейным сопротивлением и дугогасительной камеры 2.
Дугогасительная камера состоит из двух половин, скрепленных между
собой болтами 3. Каждая половина камеры (рис. 79, г) состоит из двух
деталей, которые соединены между собой клеем и представляют одно
целое, корпуса 8 и стенки камеры 4 и соответственно корпуса 10 и
стенки 11. В собранном виде гребни стенки одной половины камеры
входят во впадины другой половины. Между гребнями образуется ла-
биринтовая щель (рис. 79, д), ширина которой фиксируется втулкой 5
(см. рис. 79, а ив). В корпусе 10 (см. рис. 79, виг) укреплены электро-
ды 7 искрового промежутка с подсвечивающими электродами 23, раз-
деляемые миканитовой пластинкой 22; винтами 25 регулируется вели-
чина пробивного напряжения. В кольцевые пазы обеих половин ка-
меры заложено восемь постоянных магнитов 20, удерживаемых гети-
наксовыми крышками 19, а по наружным сторонам камеры укрепле-
ны полюсы 6. В зажим 24 ввертывается шпилька 79, посредством ко-
торой разрядник присоединяется к плюсовой шине 3,3 кВ, а в зажим
21 ввертывается штекер, соединяющий искровой промежуток с рези-
стором 1. Резистор 1 с нелинейным сопротивлением состоит из шести
параллельных колонок тервитовых дисков 15. Все колонки заключены
в тонкостенные изоляционные трубки 16 и герметически закрыты в ба-
келитовом цилиндре 14, армированном по торцам литой силуминовой
крышкой 12 и фланцем 17. Электрическое соединение между крышкой
12, колонками дисков 15 и фланцем 17 осуществляется через съемное
днище 18 и пружинные шайбы 13, накладываемые на каждую колонку.
При возникновении перенапряжения пробивается искровой промежу-
ток 7, и шины 3,3 кВ соединяются с землей через колонки тервитовых
дисков 15. Магнитное поле постоянных магнитов, взаимодействуя С
1 !4
Рис. 79. Разрез (а), электрически/ схема (б) и дугогасительная камера (в, г
и б) разрядника РВНК-3,3
115
током дуги искрового промежутка, растягивает дугу по лабиринтовым
щелям, деионизирует ее и гасит. Основные параметры РВПК-3,3:
пробивное напряжение при частоте 50 Гц — 7,54-8,5 кВ; остающееся
напряжение при импульсном токе 3000 А — 8 4-9 кВ.
Реакторы. Они представляют собой индуктивные катушки и устанав-
ливаются в электроустановках переменного тока для ограничения то-
ков КЗ. Реакторы изготовляют однофазными. В СССР для закрытых
распределительных устройств переменного и постоянного тока приме-
няются преимущественно бетонные реакторы с воздушным охлажде-
нием без сердечников. Каждая фаза трехфазного реактора (рис. 80, а)
намотана из гибкого амониевого или медного провода 1, укреплен-
ного в бетонных колонках 2. Колонки фаз друг от друга и от земли изо-
тированы опорными изоляторами 3.
Реактор для сглаживающих устройств тяговых подстанций постоян-
ного тока изображен на рис. 80, б, где 1 — провода; 2 — бетонные
солонки; 3 — изоляторы.
ГЛАВА
III
ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ
ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИИ
29. Общие сведения о принципиальных электрических схемах
Принципиальной электрической схемой называют чертеж, на ко-
тором согласно ГОСТу условно изображены все элементы электроуста-
новки и все соединения между ними в той последовательности, которая
обеспечивает ее работу. На основании электрической схемы проекти-
руют распределительные устройства электроустановки, производят
выбор оборудования и осуществляют эксплуатацию. Различают два
основных вида принципиальных схем: электрические схемы первичной
колыутации и электрические схемы вторичной коммутации. На пер-
вых изображают силовые цепи электрической установки, по которым
электроэнергия передается ог источников электроэнергии к потреби-
телям, т. е. трансформаторы, реакторы, включающую и отклю-
чающую аппаратуру, приемники электроэнергии и соединяющие их
проводники. На вторых изображают соединения приборов и аппаратов
цепей управления элементами установки, релейной защиты, автомати-
ки и телемеханики, измерительных трансформаторов. На схемах вто-
ричной коммутации обычно’наносят элементы схем первичной комму-
тации, так как без последних чтение их будет невозможно. На схемах
первичной коммутации для лучшего представления о работе электро-
установки иногда наносят элементы вторичной коммутации (измери-
тельные приборы, приборы релейной защиты и т. п.).
По способу начертания принципиальные схемы первичной ком-
мутации подразделяют на многолинейные и однолинейные.
В многолинейных схемах изображают все три фазы электроуста-
новок. Если установка имеет нулевой провод, то на схеме наносят все
соединения для этого провода. Многолинейные схемы применяют для
изображения трех фаз отдельных узлов сложной схемы электроуста-
новки; для всей электроустановки многолинейные схемы используют
редко из-за их сложности.
В однолинейных схемах обычно три фазы установки вследствие
их полной аналогичности условно изображают одной линией. Графи-
ческое изображение таких схем значительно упрощается и вместе с тем
они дают наглядную, ясную и легко запоминающуюся картину глав-
нейших соединений. Если имеется нулевой провод, то его показывают
на схеме отдельно, так как соединения на нем отличаются от соедине-
ний фазных проводов. Однолинейную схему составляют обычно для
всей установки. Для облегчения чтения на однолинейную схему нано-
сят только основные элементы установки — трансформа-
торы, аппаратуру и т. п. — и соединения между ними.
117
Электрическая схема установки должна быть по возможности про;
стой и наглядной. Исполнение схемы должно обеспечивать условия для
надежной эксплуатации при минимальных затратах денежных средств
и материалов. Кроме того, необходимо обеспечить бесперебойное элек-
троснабжение потребителей и безопасное обслуживание установки.
Сложная схема электроустановки удорожает ее строительство и экс-
плуатацию и может вызвать аварии, так как возможны ошибочные
операции во время срочных переключений вследствие трудности ори-
ентации в схеме.
Однако слишком упрощенные схемы могут не обеспечить надежно-
сти электроснабжения потребителей. Поэтому схемы электрических
соединений электроустановок должны отвечать требованиям потреби-
телей в отношении надежности электроснабжения.
Согласно Правилам устройства электрических установок (ПУЭ)
все нагрузки (потребители) в отношении бесперебойности электро-
снабжения разделяют на три категории. Перерыв в электроснабжении
потребителей 1-й категории не допускается, так как это может при-
вести к возникновению опасности для жизни людей, браку продук-
ции, повреждению оборудования или длительному расстройству слож-
ного технологического процесса. Перерыв в электроснабжении потре-
бителей 2-й категории не вызывает опасности для жизни людей, но
он связан с существенным снижением выпуска продукции, простоем
людей и механизмов. К потребителям 3-й категории относятся все
остальные. Потребители железнодорожного транспорта в основном
относятся к 1-й и 2-й категориям.
30. Схемы понижающих подстанций
Понижающие подстанции предназначены для преобразования
энергии высшего напряжения в энергию низшего напряжения и ее
распределения по потребителям. Электроустановки, предназначенные
для приема и распределения электроэнергии без трансформации, на-
зываются распределительными пунктами. В практике промышленно-
го и железнодорожного электроснабжения для ответственных потре-
бителей 1-й категории чаще всего применяют понижающие подстан-
ции с двумя трансформаторами и двумя и более питающими линиями
(вводами). Из двух установленных трансформаторов один может быть
резервным. При одной питающей линии нет необходимости в резерве
трансформаторов, так как статистика показывает, что трансформато-
ры работают более надежно, чем линия.
Подстанции с первичным напряжением 10 кВ и вторичным на-
пряжением 380/220 В широко применяют на железнодорожных узлах
и на заводах для электроснабжения потребителей небольшой мощности.
У них, как правило, система шин первичного и вторичного напряже-
ний одинарная. На рис. 81 изображены четыре такие трансформатор-
ные подстанции.
Подстанция П1 (рис. 81, а) имеет одинарную систему шин, секци-
онированную разъединителем 5. Последний нормально включен. Ши-
118
Pec. 81. Схемы понижающих подстанций с первичным напряжением 10 (а) и
ПО кВ (б)
ны присоединены к вводам № 1 и № 2 через разъединители 1, выключа-
тели нагрузки 2 типа ВНП-16 с предохранителем 3 и ТТ 4 для учета
энергии. Трансформаторы Тр1 и Тр2 подстанции П1 присоединены к
шинам 10 кВ через разъединители 11 и предохранители 12, а к шинам
380/220 В — посредством автоматов максимального тока 13 и рубиль-
ников 14. Шины 380/220 В секционированы автоматом 15. Автоматы
13 защищают трансформаторы от перегрузок и КЗ на шипах 380/220 В,
а предохранители 12 — от КЗ внутри трансформаторов. По линиям
Л1—Л4 через рубильники 16, автоматы 17 и ТТ 18 питаются цеховые
(или другие) сборки потребителей. Для повышения коэффициент а
мощности до установленной нормы (0,92—0,95) к секциям шин 10 кВ
через разъединители 20 и предохранители 19 присоединены батареи ста-
тических конденсаторов мощностью Qc. Защиту шин 10 кВ от КЗ
осуществляют предохранители 3. К секциям шин 10 кВ посредством
разъединителей 6 присоединяют разрядники 9 с регистраторами сраба-
тывания 10 и через предохранители 7 TH 8 типа НТМИ-10, к вторич-
ным обмоткам которого подключают счетчики денежного расчета,
вольтметры и устройства контроля изоляции шин 10 кВ.
При КЗ на шинах 10 кВ в точке Л7 срабатывают предохранители
3 ВНП вводов № 1 и № 2. Эксплуатационный персонал отключает
разъединитель 5, автоматы 13, ВНП вводов № 1 и № 2, заменяет плавкие
вставки у предохранителей 3, затем поочередно включает ВНП вво-
дов № 1 и № 2, находя поврежденную секцию (плавкая вставка предо-
хранителя 3 перегорает при включении на поврежденную секцию).
При ремонте 1-й секции 10 кВ все потребители 380/220 В питаются от
Тр2. После ремонта 1-й секции включают ее ВНП, чем проверяют ис-
правное состояние 1-й секции (при исправном состоянии 1-й секции
119
плавкая вставка предохранителя 2 не перегорает), затем включают
разъединитель 5 и автомат 13 Тр1. Оба трансформатора в работе. При
КЗ на шинах 380/220 В в точке К2 отключается сначала автомат 15,
а затем 13. Такая последовательность необходима для того, чтобы сна-
чала отделить неповрежденную секцию от поврежденной, а затем от-
ключить поврежденную секцию от трансформатора. Избирательное
отключение поврежденной секции достигается настройкой автоматов.
После ремонта 1-й секции включают автомат 13, чем проверяют ее ис-
правное состояние, затем включают автомат 15.
Возможен вариант раздельной работы трансформаторов Тр1 и
Тр2. В этом случае нормально отключены разъединитель 5 и автомат
15. В случае повреждения какой-либо секции или одного из трансформа-
торов потребители 380/220 В питаются от одного трансформатора
при включенном автомате 15.
Заземляющие ножи разъединителей 1, 24, 27, 29 и 31 включают
(при отключенных разъединителях) при выполнении ремонтных ра-
бот на соответствующих воздушных или кабельных линиях. Осталь-
ные разъединители РУ-10 кВ не имеют заземляющих ножей. При вы-
полнении ремонтных работ на шинах 10 кВ, выключателях нагрузки,
трансформаторах Tpl, Тр2 и TH их заземляют с помощью переносных
заземлений, представляющих собой гибкие проводники сечением не
менее 25 мм2, которые сначала присоединяют к земле, а затем к зазем-
ляемому элементу, предварительно проверив отсутствие напряжения.
Подстанции П2 и ПЗ имеют надежное электроснабжение, так как
они получают двустороннее питание от разных секций подстанции П11
к 1-й секции через разъединитель 24, выключатель нагрузки 23, пре-
дохранитель 22 и ТТ 21 присоединена линия В, ко 2-й секции — ли-
ния А через разъединитель 27, выключатель нагрузки 26 с предохра-
нителями 25 и ТТ. Подстанции П2 и 33 соединены воздушной или ка-
бельной линией Б. При КЗ на линии А в точке КЗ сработают предохра-
нители 25 и 28, а при КЗ на шинах подстанции П2 в точке К4 срабо-
тают предохранители 28 и 30. Аналогичное срабатывание предохра-
нителей будет при КЗ на линиях Б и В и шинах подстанции ПЗ. За-
щита трансформаторов и шин вторичного напряжения подстанций П2
и ПЗ осуществлена предохранителями.
Подстанция П4 имеет глубокий ввод от ЛЭП-110 кВ, сущность ко-
торого заключается в том, что трансформатор потребителя понижает
напряжение ПО кВ до рабочего напряжения 380/220 В без промежуточ-
ной трансформации 110/35 или 110/10 кВ. Этим достигают уменьшения
потерь энергии по сравнению с многоступенчатыми трансформациями
и обеспечивают большую надежность электроснабжения. Подстанции
данного типа присоединяют к ЛЭП по упрощенным схемам (рис. 81, б).
Трансформатор Трб присоединен к одноцепной ЛЭП-110 кВ через разъе-
динитель 1 и быстродействующий отделитель 2. К ТТ 6 присоединяют
релейную защиту, воздействующую на короткозамыкатель 4 в случае
повреждения трансформатора Трб. Разрядник 5 типа РВС-110 за-
щгщает оборудование от перенапряжений. В цепь короткозамыка-
теля включен ТТ 3, обеспечивающий взаимодействие отделителя с ко-
ротко замыкателем. Обмотка низшего напряжения трансформатора Трб
120
присоединена к шинам 380/220 В через автомат 7 и рубильник 8. Пита-
ние потребителей по линиям Л1—ЛЗ осуществлено посредством рубиль-
ников 10 и автоматов 11. Для подключения амперметров и счетчиков
предусмотрены ТТ 12. Для компенсации реактивной мощности установ-
лена батарея статических конденсаторов, подключаемая к шинам ру-
бильником 9.
Подстанция с первичным напряжением 35 кВ (рис. 82) имеет оди-
нарную систему сборных шин, секционированную выключателем 6.
К каждой секции шин присоединено по одному понижающему транс-
форматору Тр1 и Тр2 через разъединители 7 и выключатели 8. Вторич-
ные обмотки трансформаторов присоединены через выключатели 11
и разъединители 12 к соответствующим секциям шин 10 кВ.
В зависимости от места расположения разъединителей в схеме их
называют линейными, шинными, секционными, обходными.
Линейные разъединители 1, Г, 32, 32', 18 соединяют электро-
установку с линией. Их ставят для того, чтобы при выведении любого
из линейных выключателей 2, 2', 31, ЗГ, 16 в ремонт была исключена
возможность подачи напряжения на выключатель со стороны линии, а
также для создания видимого разрыва цепи и исключения подачи на-
пряжения в линию, выведенную в ремонт. Линейные разъединители
имеют два комплекта заземляющих ножей. Комплект заземляющих
ножей, обращенных в сторону выключателя, включают при выполнении
ремонтных работ на выключателе; комплект заземляющих ножей, об-
ращенных в сторону линии, включают при работе на линии. Заземле-
ние выключателей и линий необходимо для обеспечения безопасности
ремонтного персонала при производстве работ в случае ошибочной по-
дачи напряжения на выключатель или линию. Заземление и закорачи-
вание воздушной линии также предохраняет работающих на ней лю-
дей от действия грозовых разрядов, а на отключенной кабельной ли-
нии обеспечивает снятие больших емкостных зарядов, опасных для
жизни людей. Шинные разъединители соединяют линии, трансфор-
маторы и другое оборудование со сборными шинами электроустановки.
Секционные разъединители делят сборные шины на две независи-
мые секции. Обходными разъединителями называют такие, с помощью
которых могут быть созданы параллельные цепи в обход основных.
На рис. 82 обходных разъединителей нет.
Для подключения релейной защиты и измерительных приборов
(счетчиков, амперметров и т. п.) с первичной и вторичной стороны си-
лового трансформатора устанавливают ТТ 9 и 10. Питающие линии по-
требителей ЛЗ и Л4 присоединены к секциям шин 10 кВ через шинный
15 и линейный 18 разъединители и выключатель 16. ТТ 17 предназна-
чены для подключения измерительных приборов и релейной защиты
линий.К секциям шин 35 кВ подстанции через разъединитель 29 подклю-
чены разрядники 28 типа РВС-35 и TH 27 типа 3HOM-35. Разъедини-
тели РНДЗ распределительных устройств 35 кВ установлены с одним
и двумя заземляющими ножами (в зависимости от положения их в
схеме).
К секциям шин 10 кВ, кроме линий ЛЗ и Л4, присоединены через
разъединители 26 разрядники 25 типа РВП-10, TH 23 типа НТМИ-10
121
Рис. 82. Схема понижающей подстанции с первичным напряжением 35 кВ
122
с предохранителями 24 типа ПКТ-10. Для питания освещения и отоп-
ления подстанции, а также проведения ремонтных работ предусмотре-
на установка двух трансформаторов собственных нужд 19 мощностью
63—100 кВ-А, присоединенных к секциям шин через разъединители
22, выключатели 21 и ТТ 20. Последние предназначены для питания
релейной защиты. Все разъединители имеют соответствующее число
заземляющих ножей. Вариант питающей линии с использованием
выключателей со штепсельными разъемами обозначен 15’, 16', 17’ и
18’. Здесь отсутствуют шинные и линейные разъединители, их заме-
няют штепсельные разъемы. Для заземления линии применяют от-
дельный комплект заземляющих ножей.
Подстанция питается по двум линиям Л1 и Л2 от шин районной под-
станции РП, представляющей источник питания. Схема подстанции
и способ ее присоединения к источнику питания обеспечивают доста-
точную надежность электроснабжения потребителей 1-й категории,
присоединенных к шинам 10 кВ. Например, при КЗ в точке К1 к ней
протекают токи КЗ и Ток вызывает срабатывание релей-
ной защиты секционного выключателя 6, его отключение и деление
шин на две независимые секции. Ток Л<| приводит в действие релейную
защиту, подключенную к ТТ 3, Но отключение выключателя 2 проис-
ходит позже отключения выключателя 6, что достигается соответствую-
щим подбором выдержек времени срабатывания защиты секционного
включения и ввода № 1. Таким образом, при КЗ на любой секции шин
35 кВ сначала отключается секционный выключатель, а затем выклю-
чатель ввода, соединяющий поврежденную секцию с источником пита-
ния. В работе остается трансформатор Тр2, питающий потребители.
Для устранения повреждения на секции отключают все присоедине-
ния, откуда возможна подача напряжения: отключают выключатели 8,
11, 31 и разъединители 4, 30, 5, 7, 29; включают заземляющие ножи
разъединителя 29, обращенные в сторону шин. После устранения по-
вреждения и отключения заземляющих ножей разъединителя 29
включают разъединитель 5 и выключатель 6, чем испытывают отсутст-
вие КЗ на шинах 35 кВ. Затем включают разъединители 4, 30, 7, 29
и выключатели 2,31,8,11. При КЗ в точке К2 отключаются секционный
выключатель 14 и выключатели 11 и 8. В этом случае для ремонта сек-
ции шин отключают выключатели 16 и 21 и разъединители 13, 12, 15,
22, 26. Шины заземляют заземляющими ножами разъединителя 26,
обращенными в сторону шин 10 кВ. Ввод секции в работу производят
так: отключают заземляющие ножи, включают разъединитель 13 и
выключатель 14, производя испытание на отсутствие КЗ на 1-й сек-
ции. Затем включают разъединители 12, 15, 22, 26 и выключатели 8,
11, 16, 21. КЗ в точке КЗ вызывает отключение только линейного вы-
ключателя 16.
В схеме предусмотрено питание ответственных потребителей 1-й
категории двумя параллельными линими ЛЗ и Л4, для которых дан-
ная подстанция является единственным источником питания. Линии
присоединены к различным секциям шин и находятся во включен-
ном положении. Каждая линия должна быть рассчитана на обеспече-
ние полной мощности потребителя. При плановом ремонте или повреж-
123
денин одной из секций шин в работе остается другая секция (то же са-
мое и в отношении линий ЛЗ и Л4), чем обеспечивается бесперебойное
электроснабжение ответственных потребителей. Одиночная линия мо-
жет быть использована для питания потребителей 2-й категории. Пи-
тание потребителя 1-й категории по такой линии может быть осуществ-
лено, если он имеет резервное питание от другого источника питания.
К шинам 35 кВ через выключатели 31, 31' и разъединители 30,30' и 32,
32' подключены вводы №3 и № 4, по которым осуществляется питание
потребителей напряжением 35 кВ от рассматриваемой подстанции.
31. Схемы вторичной коммутации
Общие сведения. К схемам вторичной коммутации относятся схе-
мы управления, сигнализации, измерений, релейной защиты, автома-
тики и телемеханики. Их составляют обычно для цепей управления,
сигнализации, релейной защиты, измерений и т. п. какого-либо при-
соединения, что облегчает понимание взаимосвязи работы аппаратов
и приборов этих присоединений. Схемы вторичной коммутации отдель-
ных присоединений взаимно увязывают друг с другом. Этими схемами
в дальнейшем пользуются при составлении монтажных схем вторичной
коммутации.
Принципиальные схемы вторичной коммутации изображают совме-
щенным и разнесенным способом. При совмещенном способе реле,
приборы и другие аппараты показывают в собранном виде. В разнесен-
ных схемах расчленяют обмогки и контакты реле и аппаратов и пока-
зывают их там, где через них образуются электрические цепи. При
этом составляют отдельно разнесенные схемы для цепей переменного
тока и цепей постоянного тока. Таким образом, разнесенная схема со-
стоит из ряда строчек (цепей) переменного и постоянного тока, которые
располагают по вертикали сверху вниз или по горизонтали слева на-
право в порядке последовательности действия схемы. Следовательно,
как отдельные строчки, так и всю схему читают или сверху вниз, или
слева направо. Разнесенные схемы при соответствующем навыке дают
более ясное представление о работе того или иного устройства по срав-
нению с совмещенными схемами.
Каждый аппарат и контакт разнесенной схемы имеет буквенное .
обозначение. В качестве буквенных обозначений принимают началь-
ные буквы, определяющие название прибора или аппарата. Например,
трансформатор тока —- ТТ, катушка отключения выключателя — КО,
катушка включения — КВ, реле токовое — РТ и т. д. Контактам ап-
парата и реле дают те же буквенные обозначения, что и самим аппара-
там или реле. Например, блок-контакт выключателя обозначают бук-
вой В, контакты реле токового — РТ и т. д. Одним и тем же аппаратам,
находящимся в разных фазах, присваивают дополнительную букву,
обозначающую фазу (ТТА, ТТС и РТ&, РТС), а если их несколько
в одной фазе, то перед буквенным обозначением ставят номер позиции,
например 1ТТс и 2ТТ^. Положение контактов в схемах обозначают со-
ответствующим невозбужденному состоянию реле или невключенному
124
Рис. 83. Общий вид клю-
ча управления (а), таб-
лица замыкания контак-
тов (б) и изображение
контактов в схемах (в
и г)
положению аппаратов. Такое состояние принято называть нормальным,
а контакты в этом случае называют размыкающими (замкнутые при
невозбужденном состоянии реле или отключенном положении аппарата
и размыкающиеся при возбужденной обмогке реле или включенном
положении аппарата) или замыкающими (разомкнутые при невоз-
бужденном состоянии реле или отключенном аппарате и замыкающие-
ся при возбужденной обмогке реле или включенном положении ап-
парата).
Для выполнения операций Включить и Отключить применяют
различные кнопки и ключи управления. Ключ управления УП-5114
имеет (рис. 83) положения Включить, Включено, Отключить и От-
ключено. Операция Включить выполняется поворотом ключа на 45°
вправо, а Отключить — на 45° влево. В обоих случаях после выпол-
нения соответствующей операции ключ управления устанавливается
в исходное положение под действием своих возвратных пружин. Ключ
имеет оперативные и сигнальные контакты.Оперативные контакты 13-14
и 15-16 замыкаются при повороте рукоятки кратковременно при от-
ключении, а контакты 9-10 и 11-12— при включении. После возврата
рукоятки в вертикальное положение эти контакты размыкаются. Сиг-
нальными контактами замыкаются цепи сигнализации, указывающие
на операцию, выполненную ключом, а также ими замыкаются цепи
несоответствия положения ключа и выключателя для аварийной сиг-
лизации. В отличие от оперативных сигнальные контакты после съе-
ма команды (снятия руки с рукоятки) остаются замкнутыми или разом-
кнутыми. Изображение контактов ключей управления в схемах пока-
зано на рис. 83, в и г. На рис. 83, в контакт включается при повороте
125
вправо (/) или влево (//) и отключается после возврата переключаю-
щего механизма (рукоятки) в нейтральное положение (0); на рис. 83, а
контакт включается при повороте вправо (/) и остается включенным
после возврата рукоятки в нейтральное положение (0); при повороте
влево (//) контакт включается, а после возвращения в нейтральное
положение (0) отключается.
Схема управления масляным выключателем. Включение выключа-
теля осуществляют поворотом рукоятки ключа управления /(У
(рис. 84) на включение, при котором кратковременно замыкаются его
оперативные контакты 9-10 в цепи 3-4 (в дальнейшем слово «цепь»
будет опущено) и возбуждается контактор КВМ при замкнутом блок-
контакте выключателя В, что указывает на его отключенное положение,
и замкнутом блок-контакте катушки отключения КО, указывающем,
что в это время не происходит отключения выключателя от релейной
защиты. Контактами КВМ (1-2) замыкается цепь катушки включения
КВ и происходит включение выключателя, после чего блок-контакты
В в цепи 3-4 размыкаются, а в цепи 5-6 замыкаются. Если же вклю-
чение выключателя произведено на КЗ и сработала релейная защита,
то через замкнувшиеся контакты выходного реле защиты РЗ и блок-
контакты В составляется цепь 7-6 на катушку отключения КО, которая
отключает выключатель. При возбуждении КО размыкается ее контакт
Рис. 84. Разнесенная схема управле-
ния масляным выключателем и ава-
рийной сигнализации
КО в цепи 3-4 и прекращается пи-
тание КВМ, а через замкнувшийся
контакт КО в перемычке между КУ
и КО (3-6) поддерживается питание
катушки отключения КО. Автома-
тическое включение производится
контактом реле автоматического
включения ВА (3-4). После вклю-
чения выключателя его размы-
кающим блок-контактом В' (3-4)
прерывается питание КВМ, а за-
мыкающим блок-контактом В (5-6)
замыкается цепь последовательно
включенных резистора R1,
реле-повторителя включенного по-
ложения масляного выключателя
ПМВ и катушки отключения КО
(3-6). Ток, ограниченный в этой це-
пи резистором R1, недостаточен
для срабатывания катушки КО, но
достаточен для срабатывания реле
ПМВ, которое указывает на вклю-
ченное положение масляного вы-
ключателя. Реле ПМВ своим кон-
тактом замыкает цепь красной лам-
пы ЛК (9-8). Светящаяся лампа ЛК
указывает на включенное поло-
жение выключателя.
126
Выключатель со щита управления отключают поворотом ключа
управления КУ, при этом замыкаются оперативные контакты 13-11
ключа КУ (5-6). Они шунтируют высокоомный резистор R1 и ка-
тушку реле ПМВ, подавая полное напряжение оперативного тока на
катушку отключения КО. Последняя, возбудившись, отключает вы-
ключатель. После отключения выключателя цепь КО размыкается
блок-контактом В (5-6). При этом блок-контакт В (3-4) замыкает цепь
последовательно включенных резистора R1, реле ПМО и контактора
КВМ. При малом токе в этой цепи срабатывает только реле ПМО,
указывающее на отключенное положение выключателя. Контактом
реле ПМО (11-10) замыкается цепь зеленой лампы ЛЗ, и ее ровный свет
указывает на огключенное положение выключателя.
В том случае, когда отключение происходит вследствие срабатыва-
ния релейной защиты (через контакты РЗ), контактами ПМО и 1 -2 КУ
замыкается цепь несоответствия* в которую включено реле аварийного
отключения РАО (15-12). Цепью несоответствия называют цепь, кото-
рая образуется при несоответствии положения ключа управления дей-
ствительному состоянию управляемого выключателя (ключ находится
в положении Включено, а выключатель отключен релейной защитой).
Такая цепь 15-12 для реле РАО образуется через замкнутые контакты
1-2 КУ в его положении Включено и контакты ПМО реле-повторителя
отключенного положения выключателя.
Реле аварийного отключения РАО одним замыкающим контактом
РАО (15-17) подает питание на шинку аварийной сигнализации ША,
а другим замыкающим контактом РАО переключает питание зеленой
лампы на шинку мигания ШМ (13-10). При этом размыкается контакт
РАО в цепи 11-10, отделяя лампу ЛЗ от шинки управления ШУ. Из-за
прерывистого питания шинки ШМ зеленая лампа горит мигающим
светом, указывающим на аварийное отключение выключателя.
Реле пульс-пары 1РМС и 2РМС (19-14, 21-16), обеспечивающие
прерывистое питание шипки ШМ, питаются от шинки аварийной сиг-
нализации ША и поэтому начинают работать после возникновения не-
соответствия и возбуждения РАО. Реле 2РМС имеет размыкающие
контакты с выдержкой времени при замыкании, а реле 1РМС — замы-
кающие контакты с выдержкой времени при размыкании. При появле-
нии напряжения на шинке ША сначала возбуждается реле 1РМС (19-
14) и одним своим контактом замыкает цепь реле 2РМС (21-16), а
другим контактом (23-25) подает на ШМ плюс от ШУ. Затем возбудив-
шееся реле 2РМС размыкает цепь 1РМС, и последнее, обесточившись,
своими контактами с некоторой выдержкой времени снимает плюс с
ШМ (23-25) и размыкает цепь 21-16 2РМС. Это приводит к замыканию
с выдержкой времени контактов реле 2РМС и вновь к возбуждению ре-
ле 1РМС и повторению в дальнейшем тех же циклов до тех пор, пока
на шинке ША будет напряжение. Для снятия с ША напряжения про-
изводят квитирование (поворот) ключа управления в положение Отклю-
чено. После квитирования цепь несоответствия размыкается контак-
тами 1-2 ключа КУ (15-12), реле РАО обесточивается и его контактом
РАО (15-17) снимается напряженнее шинки ША.
Лампы ЛЗиЛК питаются через предохранители 1Пр и 2Пр. От ис-
127
Рис. 85. Схема предупредительной
сигнализации с реле РИС («) и
РИС-32М (б)
правности предохранителей, кроме
сигнализации, зависит надежное
отключение выключателя релейной
защиты в случае возникновения КЗ.
Если эти предохранители по какой-
либо причине перегорят, то возмо-
жен отказ от работы защиты. По-
этому лампы ЛЗ и ЛК служат одно-
временно и для контроля за состоя-
нием предохранителей в цепи за-
щиты, и в случае погасания ламп
принимают экстренные меры по
восстановлению предохранителей.
На подстанциях без дежурного
персонала состояние предохрани-
телей контролируют дополнитель-
ными сигнальными реле.
Аварийная сигнализация. Кроме
световой аварийной сигнализа-
ции — мигания лампы ЛЗ, указы-
вающей на автоматическое отклю-
чение от релейной защиты вы-
ключателя, применяют общую для,
всей подстанции звуковую аварий-
ную сигнализацию, чаще всего
сирену. Это необходимо для того,
чюбы обратить внимание персона-
ла на срабатывание защиты; кон-
кретное же указание, на каком,
выключателе произошло срабаты-j
ванне, обеспечивает мигающая зег
леная лампа. Подачу звуковой
аварийней сигнализации (см. рис. 84) обеспечивает реле аварий)
ной сигнализации РАС (29-18), цепь которого замыкают контакт^,
реле 1РМС, как только на шинке ША появляется напряжение^.
После срабатывания реле РАС оно одними своими контактами самобло-,
кируется и его возбуждение становится независимым от пульс-пары^
а другими контактами замыкает цепь 35-22 сирены С.
Для прекращения звукового сигнала служит реле съема сигнал^
сирены РСС, цепь которого замыкает дежурный персонал кнопке
КнСС (33-20). Возбудившееся реле РСС самоблокируется своим зу^
мыкающим контактом, включенным параллельно кнопке КнСС, и оу,
тается возбужденным до тех пор, пока на шинке ША сохраняется нс
пряжение. Реле РСС после возбуждения размыкает своим контакте^
цепь реле РАС (29-18) и тем самым прекращает действие сирены.
испытания данной сигнализации при приеме дежурства и в случае
необходимости служит кнопка КнИА. Нажав кнопку КнИА, подагр?
напряжение на шинку ША от шинки ШУ, что приводит к срабатыт
нию реле пульс-пары (19, 14, 21-16) и появлению звукового сигнал/
128 1
Предупредительная сигнализация. Она служит для привлечения
внимания персонала к возникшему ненормальному режиму в работе
какого-либо оборудования, защита которого включает предупредитель-
' ный сигнал. При замыкании одного из контактов 1РС— ЗРС (рис. 85, а)
реле сигнализации (/, 3, 5) от ненормальных режимов загорается соот-
ветствующая лампа предупредительной сигнализации ЛПС, указываю-
, щая, у какого агрегата и какой именно возник ненормальный режим.
! Последовательно с лампой включена обмотка 1 трансформатора Тр (1,3
5-2). При замыкании контактов 1РС — ЗРС в начальный момент обра-
зуется импульс постоянного тока, и в обмотке II трансформатора Тр
возникает э.д.с., вызывающая импульс тока в катушке III реле им-
пульсной сигнализации РИС. Последнее своим контактом замыкает
цепь 11-6 звукового сигнала 3 (звонка) и удерживает этот контакт во
включенном положении после прекращения импульса, так как реле
РИС является поляризованным и не возвращается само в исходное по-
ложение после срабатывания. Нажав кнопку съема звонка КнСЗ (9-1),
подают питание на обмотку IV, переключающую реле РИС в исходное
положение, и контакт этого реле в цепи звонка размыкается. Сигналь-
ная лампа горит до тех пор, пока не устранят причину, её загорания.
Электромеханическое реле РИС-32 может принять до 20 сигналов,
что для крупных подстанций с большим количеством присоединений не-
достаточно. Поэтому было разработано электронное реле типа РИС-
Э2М. Исполнительным органом реле РИС-Э2М является тоже поляри-
зованное реле (рис. 85, б), но для его питания применен электронный
усилитель. Транзисторы Т1 и Т2 усилителя работают в ключевом ре-
жиме: при подаче отрицательного потенциала на базу транзистора он
открыт, а при отсутствии отрицательного потенциала или подаче поло-
жительного потенциала транзистор закрыт. При замыкании контак-
тов реле сигнализации 1РС — ЗРС протекает ток через обмотку 1
трансформатора Тр. В обмотке II трансформатора наводится э.д.с.
Ча базе транзистора Т1 появляется отрицательный потенциал, а на
Зазе Т2— положительный. У транзистора TI образуются цепи базо-
вого (левое плечо обмотки //, 11, 02, эмиттер-база Т1) и коллекторного
‘9, 02, эмиттер-коллектор Т1, обмотка Ill, 03, 04, R2-3, R4-5, 4) токов.
J-амыкаются контакты реле РИС (11-6), возбуждается реле РП,. кон-
тактами которого составляется цепь звонка 3 (15-8), осуществляется
'амоудержание реле РП (13-6) и восстановление реле РИС в исходное
остояние (9, R6, РП, обмотка IV, 03, 04 R2-3, R4-5,4). Съем звукового
.игнала осуществляется кнопкой КнСЗ (13-6)-, реле РП теряет возбуж-
дение, размыкая свои контакты во всех цепях. Возвращение реле РИС
§ исходное состояние происходит также при размыкании контактов
PC—ЗРС вследствие восстановления нормального режима работы
контролируемого оборудования. Исчезающий в обмотке 1 ток наводит
обмотке // э.д.с., отрицательный потенциал, которой приложен к
базе транзистора Т2, а положительный—к базе Т1. Открывается тран-
'стор Т2, коллекторный ток которого возбуждает обмотку IV. Ис-
йЧтание сигнализации производят кнопкой КнИП (7-2). Наличие в ре-
резисторов Rl, R2-3, R4-5 и других, не указанных на рис. 85, б,
позволяет его использовать при напряжениях 48; 60; ПО и 220 В.
A. A, 11|>охорскиЙ
123
ГЛАВА
IV
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
И КОМПОНОВКА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ
32. Классификация распределительных устройств
В зависимости от конструктивного выполнения различают распре-
делительные устройства (РУ) закрытого и открытого типов. В РУ от-
крытого типа оборудование расположено на открытом воздухе, в РУ за-
крытого типа — в помещении. При напряжении до 10 кВ включитель-
но применяют распределительные устройства закрытого типа. В особых
условиях (наличие в воздухе токопроводящей пыли или газов, хими-
чески действующих на оборудование) закрытые РУ применяют для на-
пряжения 35 кВ и выше. Обычно же при напряжении 35 кВ и выше при-
меняют РУ открытого типа. Открытые РУ выгодны хорошей обозрева-
емостыо, наглядностью расположения оборудования, удобством рас-
ширения, возможностью проведения в короткий срок строительно-мон-
тажных работ и тем, что отпадает необходимость сооружения помеще-
ний большого объема.
Основные требования, которым должны удовлетворять распреде-
лительные устройства: надежность работы, безопасность их обслужи-
вания, ограничение аварий в случае их возникновения, экономичность
и возможность расширения.
Надежность работы требуется для обеспечения бесперебойного
электроснабжения. Она достигается правильным выбором схемы сое-
динений, правильным выбором аппаратуры, шин, кабелей и изолято-
ров, рациональным размещением аппаратов, а также высоким • качест-
вом выполнения строительно-монтажных работ и высокой квалифика-
цией ремонтного и оперативного персонала.
Безопасность обслуживания достигается правильной установкой
оборудования и ограждением его, выполнением защитных заземлений,
надписей, применением сигнализации и блокировки, соблюдением над-
лежащих размеров проходов и необходимым количеством выходов в со-.
соответствии с требованиями ПТБ, а также удобством обслуживания.
Последнее достигается централизацией управления оборудованием с
одного пункта, надлежащей установкой оборудования, при которой
возможно производить внешний осмотр без снятия напряжения, до-
ступностью при ремонте или замене.
Требование ограничения (локализации) аварий заключается в том,
чтобы в распределительных устройствах не повреждались оборудова-
ние и устройства в случае возникновения электрической дуги вблизи
них при пробое изоляции, ошибочных операциях с разъединителями.
Экономичность достигается выбором наиболее выгодного варианта
устройства при соблюдении перечисленных выше требований.
130
Возможность расширения обеспечивается надлежащей планировкой
РУ и выделением территории для пристройки в случае необходимости
сооружения дополнительных ячеек открытого или закрытого РУ.
33. Камеры РУ переменного тока напряжением до 10 кВ
РУ переменного тока, предназначенные для приема и распределе-
ния электроэнергии, монтируют из комплектных камер заводского из-
готовления. Камера представляет собой комплект соответствующего
оборудования, установленного в специальном шкафу и соединенного
по определенной схеме.
Камера распределительного щита 380/220 В представляет собой
каркас 7 (рис. 86) из уголковой стали, внутри которого установлены
шины 6, рубильники 5, предохранители 4, ТТ 3, нулевая шина 2 и ка-
бельные воронки 1. На лицевой стороне расположены приборы: об-
щий вольтметр и по одному амперметру на каждую линию, подключен-
ные к ТТ; приводы 9 рубильников 5, съемная крышка 8 для ремонта
шин и открывающиеся дверцы 10 для смены предохранителен и произ-
водства ремонта. Промышленность изготовляет также камеры других
типов без автоматов и с автоматами па одно-два присоединения.
Камера КОО на 6—10 кВ (камера сборная; одностороннего обслужи-
вания) представляет металлический сварной шкаф 5 (рис. 87), в кото-
ром установлены: линейный 2 и шинный 8 разъединители, соединенные
тягами 12 и 10 с приводами разъединителей: ТТ 3; масляный выключа-
тель 4 типа ВМГ-10, соединенный вертикальной и горизонтальной тя-
гами с приводом 11 типа ППМ-10. Над камерой на изоляторах 6 распо-
ложены сборные шины 7. Линейный разъединитель 2 имеет заземляю-
Рис. 86. Камера распределительного щита 380/220 В
131
6*
Рис. 87. Камера КСО на 6—10 кВ
щие ножи 1, которые приводятся в
действие тягами 13, а ножи шинно-
го разъединителя 8 при отключе-
нии замыкаются с заземлителями
9, приваренными к шкафу 5 (шкаф
5 имеет стационарное заземление).
Камера КВВО на 6—10 кВ (ка-
мера внутренней установки, выкат-
ного типа, одностороннего обслу-
живания) состоит из металлическо-
го шкафа 6 (рис. 88), разделенного
на четыре отсека: / — сборных шин
11, смонтированных на опорных
изоляторах 10\ II — релейной за-
щиты и приборов 12\ III — выкат-
ной тележки 1, на которой уста-
новлены выключатель 14 и ТТ 5;
IV — штепсельных разъемов 7 и 4,
заземляющего ножа 2 и губок 3. С лицевой стороны камера закрыта
дверцей 15 с замком и съемной крышкой 13. С задней стороны ка-
мера закрыта сплошным листом. Цепь тока составляется следующим
образом: шины 11, ошиновка 9 на изоляторах 8, шинный штепсельный
Гис. 88. Камера КВВО на 6—10 кВ
132
Рис. 89. Камера КРУН на 6—10 кВ
высоковольтный разъем 7, выключатель 14, ТТ 5, линейный штепсель-
ный высоковольтный разъем 4, за которым устанавливают кабельную
воронку. Тележка 1 снабжена направляющими роликами, механизмом
доводки и смотровыми окнами для наблюдения за выключателем. Те-
лежку можно выкатывать только при отключенном выключателе.
После выкатывания тележки 1 специальными шторками автомати-
чески закрываются верхний и нижний проемы для прохода ножей
штепсельных разъемов. Соединение цепей управления и сигнализа-
ции выключателя осуществляется посредством низковольтного штеп-
сельного разъема.
Камера распределительного устройства наружной установки
КРУН па 6 10 кВ представляет собой металлический шкаф 1 с нак-
лонной крышей (рис. 89). Шкаф разделен на четыре отсека. В отсеке
/ размещены блоки релейной защиты и низковольтной аппаратуры 3;
в отсеке // — выкатная тележка 5 с выключателем 4 и шинный разъем
10\ в Отсеке /// — ТТ9, линейный разъем'7 с губками, заземляющие
ножи 6 и кабельная воронка 3; в отсеке IV — сборные шины 2. Ток
проходит от шин 2 к потребителю через проходной изолятор, шинный
разъем 10, выключатель 4, линейный, разъем 7, ТТ=Р, кабельную ворон-
ку 8. Отечественная промышленность выпускает КРУН различного
назначения с соответствующим оборудованием. Применение КРУН по-
зволяет сооружать РУ-6 и 10 кВ без здания, что значительно снижает
стоимость сооружения и эксплуатации электроустановок.
34. Конструкция закрытых РУ
Требования при сооружении закрытых РУ определены Правилами
устройства электроустановок, основные положения которых приведе-
ны ниже. Согласно этим Правилам здания для закрытых РУ должны
быть огнестойкими при использовании маслонаполненного оборудова-
ла
Таблица 4
Наименование расстояния Допускаемое расстояние, мм, прп номи- нальном напряжении между фазами, кВ
3 1 « 10 35
Между проводами разных фаз 70 100 130 320
От токоведущих частей до заземлен- 65 90 120 2)0
ных конструкций и частей зданий От токоведущих частей до сплошных 95 1йО 150 320
ограждений От токоведущих частей до сетчатых 165 190 ЙЙО 390
ограждений От неограждонных токоведущих ча- 2500 2500 й, >00 2700
стей до пола
лия с количеством масла более 600 кг. Во всех остальных случаях они
могут быть полуогиестойкими. Расстояния между голыми токоведу-
щими частями разных фаз, от голых токоведущих частей до заземлен-
ных конструкций, ограждений и до пола должны быть не менее вели-
чин, приведенных в табл. 4.
Чтобы избежать случайных прикосновений к голым токоведущим
частям, их необходимо располагать от уровня пола на расстоянии
(см. табл. 4) не менее 2,5 м при номинальном напряжении до 10 кВ,
2,7 м—при номинальном напряжении 35 кВ и 3,4 м—при 110 кВ. Если
эти части располагаются на меньшей высоте, они должны быть ограж-
дены сетками. Высота прохода в помещениях допускается не менее 1,9 м.
Ширина коридора обслуживания должна быть пе менее, ври односто-
роннем расположении оборудования - 1,5 м; при двустороннем рас-
положении оборудования — 2 м. Управление разъединителями необхо-
димо сосредоточить по соображению удобства обслуживания, предотв-
ращения ошибочных операций для наглядности в том ще коридоре, где
располагаются приводы управления выключателями. Отключенное по-
ложение ножей разъединителей должно быть видно из коридора уп-
равления.
Сборные шипы нормально монтируют па высоте, не требующей ог-
раждения, т. е. более 2,5 м, при напряжении до К) кВ включительно.
Их располагают в горизонтальной и вертикальной плоскостях или под
углом 45°. Для монтажа наиболее выгодным является горизонтальное
расположение шин, применяемое главным образом при одинарной сис-
теме. Вертикальное расположение шин или под углом 45° применяется
при больших токах КЗ,
При установке трансформатора мощностью до 1000 кВ-А в помеще-
нии расстояние от его кожуха должно быть до задней и боковых стенок
помещения не менее 0,6 м, до двери — не менее 0,8 м. Для охлаждения
трансформаторов рекомендуется естественная вентиляция, обеспечи-
вающая отвод выделяемого тепла.
Выходы наружу из коридора обслуживания РУ при длине его бо-
лее 7 м необходимы с обеих сторон. /Двери этих выходов изготовляют
из огнестойкого материала или дерева, но с обшивкой изнутри кро-
134
цельной сталью для защиты от огня. Двери должны открываться нару-
жу и снабжаться замками, открывающимися изнутри без ключа. Окон-
ные переплеты помещений РУ могут быть деревянными. Перекрытия
кабельных каналов должны изготовляться из железобетона или дру-
гих несгораемых материалов и располагаться в одном уровне с чистым
полом помещения.
Конструктивное выполнение закрытых РУ зависит от системы шин,
типа выключателей, воздушного или кабельного подвода линий. В за-
висимости от указанных условий на основе опыта строительства и
эксплуатации проектными организациями разработаны различные ва-
рианты типовых конструкций закрытых РУ. Наиболее характерные
для железнодорожных и промышленных электроустановок рассмотре-
ны ниже. РУ-3; 6 и 10 кВ выполняют из металлических камер, изготов-
ляемых на специализированных заводах. На монтажные объекты ка-
меры поступают с установленной в них аппаратурой. Это позволяет
выполнять электромонтажные работы в короткий срок с высоким ка-
чеством при небольшом количестве рабочей силы и невысокой стоимо-
сти монтажных работ.
Одноэтажное двухрядное РУ«6 или 10 кН прислонного типа с оди-
нарной системой сборных шин с малообъемнымп выключателями пред-
ставлено на рис. 90. Здание РУ строят из кирпича или бетонных бло-
ков. Потолок выполняют из железобетонных плит с влагонепроницае-
мым покрытием. Внутри здания вдоль стен (рис. 90, а) расположены ка-
меры КСО открытого типа. Камеры состоят из трех отсеков: верхнего /,
среднего // и нижнего ///, разделенных листовой сталью. В верхнем
отсеке расположены сборные шипы 2 и разъединитель 3, в среднем —
выключатель 5 и ТТ 6, в нижнем — линейный разъединитель 9 и
кабельная воронка 10. Заземляющие ножи шинного и линейного разъ-
единителей не показаны.
Питание кабельной липин от шип 2 осуществляется через шинный
разъединитель 3, проходной изолятор, скрепленный на наклонной ме-
таллической перегородке 4, выключатель 5, ТТ 6, линейный разъеди-
нитель 9 и кабельную воронку 10. Рукоятка 7 к тягам приводов разъ-
единителей 3 и 9 и привод 8 к выключателю 5 расположены с лицевой
стороны ячейки в коридоре обслуживания. Передача усилий включения
от привода 8 к выключателю 5 производится с помощью рычагов 11.
Приводы разъединителей и выключателей снабжают электромеханичес-
кой блокировкой, не позволяющей отключать разъединители под наг-
рузкой. Перегородки 1 и 4 предназначены для ограничения распростра-
нения электрической дуги, возникающей при неправильных операциях
с разъединителями, а также обеспечиваю г безопасность персонала при
выполнении ремонтных работ в отсеке //. С лицевой стороны ячейки
ограждены частично стальной сеткой, частично — стальным листом.
Сетчатое^ ограждение защищает обслуживающий персонал от случай-
ного касания частей, находящихся нод напряжением, и позволяет наб-
людать за состоянием оборудования во время его работы. С правой сто-
роны разреза распределительного устройства показана ячейка TH 12
с предохранителями 13 и разрядниками, присоединенными разъедини-
телями 14 к сборным шинам. Двухрядное расположение камер в рас-
135
пределительном устройстве уменьшает длину РУ и обеспечивает
хорошую его обозреваемость.
Схема заполнения (рис. 90, б), выполняемая без масштаба, условно
показывает контуры здания РУ в плане, расположение камер в нем и
оборудования в камерах. Схема заполнения облегчает понимание кон-
структивных чертежей (но не заменяет их) и составление специфика-
ции на оборудование при проектировании элекгроу»топовок.
Трансформаторная подстанция (6-10)/0,4 кВ. Для питания потреби-
телей небольшой мощности железнодорожных станций и узлов и при-
легающих к ним поселков применяют закрытые трансформаторные под-
Рис. 90. Одноэтажное двухрядное РУ-10 кВ
Отсек линейных разъедините-
лей и надельных разделок
Отсек масляных Выключате-
лей и трансформаторов тока
Отсек сборных шин и шинных
разъединителей
Наименование камер
К" кимер
136
ВВоды
44.®
подстанция (64-10)/0,4 кВ
станции (ЗТП) с одним и двумя трансформаторами. Компоновка ЗТП
зависит от способа приема и распределения энергии — по воздушным
или кабельным линиям. При кабельных линиях, как правило, транс-
форматорные подстанции одноэтажные.
Высота здания подстанции принята исходя из высоты трансформа-
тора и размещения необходимых аппаратов и токоведущих частей. Ос-
новные размеры здания указаны на разрезе и в плане (рис. 91). В кир-
пичных стенах здания предусмотрены приточные (внизу) и вытяжные
(вверху) вентиляционные отверстия для охлаждения трансформатора.
Здание разделено на три помещения: помещение с камерами 6 или 10 кВ
вводов 1, 2 и 5; помещение трансформатора 6 с предохранителями 5,
разъединителем 4 с приводом 7; помещение распределительного щита
380/220 В. Обслуживание щита 380/220 В н камер 6 или 10 кВ произво-
дится снаружи. Для безопасного обслуживания РУ-6 или 10 кВ пре-
дусмотрена блокировка дверей камер и укомплектование каждой ка-
меры пддножной изолирующей подставкой. Двери каждой камеры со-
стоят из двух частей: нижней 8 с укрепленной на ней изнутри изоли-
рующей подставкой 9 и верхней 10. Верхнюю дверь 10 можно открыть
только после опускания нижней двери 8 вместе с подставкой 9 Опера-
тивные переключения в камере производят только с изолирующей под-
137
'В)
в) B6o8JVe1 B6o8/V°2
Рис. 92. Фасад (а), план (б) и схема главных электрических соединений (в)
распределительного пункта 6 10 кВ с двумя трансформаторами до 630 кВ А,
совмещенного с дежурным пунктом, для объектов железнодорожного транспор-
та иа трассе БАМа
138
ставки. При обслуживании снаружи РУ-6 или 10 кВ и распределитель-
ного щита 380/220 В уменьшаются размеры подстанции и сокращаются
расходы на ее сооружение, что очень важно для выполнения програм-
мы электрификации нашей страны.
Распределительный пункт для БАМа. Здание распределительного
пункта для суровых климатических условий БАМа строят из кирпича
или блоков с повышенной толщиной стен (рис. 92, а и б). В отличие от
климатических условий средней полосы и юга нашей страны в здании
распределительного пункта предусматривают помещения для обогрева
персонала и сушки одежды. Назначение помещений обозначено на пла-
не (см. рис. 92, б): 1 и 2 — трансформаторы Тр1 и Тр2\ 3 — распреде-
лительный щит 0,4 кВ; 4 и 5—камеры РУ-6 или 10 кВ; 6 — санузел;
7 — душевая; 8 — гардеробная; 9 — комната технического назначения;
10 — комната для сушки одежды; 11 — кладовая; 12 — стоянка авто-
летучки; 13 — мастерская; 14 — помещение для обогрева и приема
пищи; 15 — помещение для дежурного персонала; 16 — тамбур; 17—
помещение для устройств собственных нужд; 18 — вентиляционная
камера.
Схема распределительного пункта (рис. 92, в) типовая с примене-
нием камер типа КВ ВО. От Тр1 и Тр2 питаются собственные нужды
распределительного пункта (освещение, отопление, сушильные шка-
фы, станки и электрифицированный инструмент мастерской и т.п.),
а также станция, вокзал и населенный пункт. Режим работы трансфор-
маторов: один рабочий, второй резервный. От распределительного
пункта отходив 6 линий (фидеров) Л1 (Ф1) — Л6 (Ф6), по которым осу-
ществляется питание одно- или двухтрансформаторных подстанций
(6-10)/0,4 кВ, аналогичных изображенным на рис. 91.
35. Конструкция открытых РУ
Требования при сооружении открытых РУ, так же. как п закрытых,
определены Правилами устройства электроустановок, основные поло-
жения из которых приводятся ниже.
Для сооружения открытого РУ подготавливают площадку с неко-
торым уклоном в сторону от здания закрытого РУ для отвода воды. Вся
территория подстанции должна ограждаться забором высотой 2,4 м.
Открытое распределительное устройство должно отделяться от закры-
того РУ ограждением высотой 1,5 м. Площадку открытого РУ покрыва-
ют слоем гравия или ракушки для обеспечения фильтрации воды и пре-
дупреждения появления растительности. Фундаменты под опорные
конструкции и аппараты должны возвышаться над уровнем гравийной
засыпки не менее чем на 20 см. Опорные конструкции для крепления
шин рассчитывают на одностороннее тяженне проводов. При расчете
гибких щин учитывают нагрузку па провода от ветра и гололеда, а так-
же температурный режим с дополнительным учетом веса гирлянд изо-
ляторов и спусков к аппаратуре.
Сборные шины и ответвления к аппаратуре могут выполняться из
алюминиевого или сталеалюминиевого троса или жесткими проводки
133
Таблица 5
Наименование расстояния Допускаемое расстояние, мм, при номи- нальном напряжении между фазами, кВ
до 10 35 I 10 154 220
От жестких токоведущих частей до заземленных конструкций 200 400 900 1300 1800
Между жесткими проводами разных фаз От неогражденных токоведущих ча- стей до земли или кровли зданий при наибольшем провисании проводов 220 440 1000 1400 2000
2900 3100 3600 4000 4500
ками. Расстояния в свету от жестких токоведущих частей до заземлен-
ных конструкций, между проводами разных фаз и оттоковедущих час-
тей до земли приведены в табл. 5. При гибких шинах, расположенных в
одной горизонтальной плоскости, учитывая их провисание и возмож-
ность колебаний при ветре, указанные расстояния увеличивают.
В целях безопасности должны ограждаться токоведущие части от-
крытых распределительных устройств, если они находятся относитель-
но уровня планировки ниже расстояний, указанных в табл. 5. Транс-
форматоры и аппаратуру ограждают в том случае, если высота от уров-
ня планировки до нижней кромки фарфора вводных изоляторов менее
2,5 м. Ограждение может быть сетчатое или в виде барьеров. Первое
должно иметь высоту не менее 2 м, второе — не менее 1,2 м. Расстояние
между соседними трансформаторами зависит от их мощности и допус-
кается пе менее 1,25 м, а между трансформатором и огнестойким зда-
нием — не менее 0,8 м.
Окна и двери в стене здания возле трансформатора не допускается
располагать ниже уровня крышки трансформатора. Под трансформато-
рами и маслонаполненной аппаратурой с количеством масла 1000 кг
и более требуется устраивать маслоприемники в виде ямы, засыпанной
слоем щебня или гравия толщиной не менее 250 мм и площадью не ме-
нее площади основания трансформатора пли аппарата. Яма должна
быть рассчитана на поглощение не менее 20% объема масла и иметь
уклон в сторону дренажа.
Основными строительными сооружениями открытых распредели-
тельных устройств являются опорные конструкции для крепления
шин и фундаменты для установки оборудования. В настоящее время
применяют железобетонные и металлические конструкции. Для под-
вески сборных шин применяют так называемые Т- или П-образные
конструкции.
Силовые трансформаторы, многообъемные и малообъемные выклю-
чатели устанавливают на фундаментах, выступающих пе менее чем па
0,2 м над уровнем планировки земли. Разъединители, вентильные раз-
рядники, TH и ТТ устанавливают на конструкциях, имеющих высоту,
при которой не требуется ограждения. Если TH и разрядники устанав-
ливают на низких фундаментах, то в целях безопасности их ограждают.
НО
План и разрез открытого РУ-35 кВ с одинарной системой шин, сек-
ционированной включателем (рис. 93), имеет цифровые обозначения
аппаратов такие же, как и на рис. 82. Распределительное устройство
состоит из семи ячеек, выполненных жесткой ошиновкой. Каждая ячей-
ка расположена между опорными железобетонными конструкциями 86
Т-образного типа. Ячейки I и VII соответствуют присоединениям вво-
дов №<? и №4 и TH 27 с разрядниками 28, подключенными через разъ-
единитель 29. Вводы № 8 и № 4 присоединены к секциям № / и № 2 вы-
ключателями 31, шинным 30 и линейным 82 разъединителями. В ячей-
ках //1 и V присоединены вводы № 1 и № 2 посредством выключателей
2, линейного 1 и шинного 4 разъединителей; трансформаторы Тр1 и
Тр2 — с помощью шинных разъединителей 7 и выключателей 8. Вто-
ричные обмотки трансформаторов Тр! и Тр2 соединены с РУ-6 или
Рис. 93. План и разрез открытого РУ-35 кВ
141
10 кВ шинными мостами, смонтированными на железобетонных стои-
ках. Ячейка IV предназначена для секционного выключателя 6 с разъ-
единителями 5 и 5'; ячейки II и VI — резервные. Для каждого присое-
динения установлен зажимный шкаф, как это указано на вводе № 4.
К зажимным шкафам подведены по кабельным каналам от щитового
блока связевые кабели цепей управления и сигнализации выключа-
телей и разъединителей. Как видно из плана, к каждой ячейке, кроме
секционного выключателя, подключено по два присоединения, что да-
ет возможность резко сократить длину РУ-35 кВ и, следовательно,
уменьшить объем строительных и монтажных работ и расход материа-
лов на первичные и вторичные соединения.
Из разреза*/—/ видно, что провода липин электропередачи анкеру-
ются на портальной опоре 41 и от них идут спуски 4 О к установленному
на железобетонной опоре 89 линейному разъединителю /. Последний
жесткой ошиновкой соединен с шинами А, В и С через линейный вы-
ключатель 2 и шинный разъединитель 4. (Для наглядности разъедини-
тели горизонтально-поворотного типа показаны вертикально-рубя-
щими). Трансформатор Тр1 также жесткой ошиновкой присоединен
первичной обмоткой к шинам 35 кВ с помощью выключателя 8 и шин-
ного разъединителя 7. Разъединители установлены на железобетонных
опорах 35, 37 и 39, а выключатели и силовые трансформаторы — на
фундаментах 33, 34 и 38.
Размеры, указанные на рис. 93, показывающие расстояние между
фазами и ширину ячеек, относятся к случаю ошиновки жесткими про-
водниками. При гибких проводниках эти расстояния больше.
Размещение оборудования на открытой части подстанции увязыва-
ется с размещением оборудования в закрытой части подстанции таким
образом, чтобы обеспечить наименьшую длину шинных соединений,
силовых и связевых кабелей. Кабели на открытой части подстанции
укладывают в кабельные каналы, сооружаемые в земле или на уровне
планировки. Сверху эти каналы закрывают плитами из листовой стали
или железобетона.
36. Комплектные трансформаторные подстанции
Комплектными трансформаторными подстанциями (КТП) называ-
ют такие подстанции, которые полностью (комплектно) изготовлены
на заводе. КТП, изготовленные на определенную мощность, очень
компактны, легки, несложны при монтаже и в последнее время нахо-
дят все большее применение. Такие подстанции изготовляют на напря-
жения 6; 10; 35 и НО кВ для внутренней и наружной установки.
Комплектная трансформаторная подстанция 110110 кВ состоит
из трансформатора 5 (рис., 94) мощностью 10 тыс. кВ-А, присоединен-
ного к ЛЭП-110 кВ глухой отпайкой посредством быстродействующего
отделителя 2, разъединителя 1 и РУ-10 кВ. Перед трансформатором
подключен короткозамыкатель 3 и разрядник 4. Распределительное
устройство 10 кВ выполнено из комплектных камер КРУН-10 и состоит
из ячеек: 6 — ввода; 7 — отходящих линий; 8—TH с разрядником;
9 — трансформатора собственных нужд. Подстанция имеет забор 10.
142
Рис. 94. Комплектная трансформаторная подстанция 110/10 кВ
143
Рис. 95. Комплектная трансформаторная подстанция КТПН 6—10 кВ
Комплектные трансформаторные подстанции наружной установ-
ки КТ ПН 6—10 кВ с трансформаторами мощностью до 100 кВ • А нашли
широкое применение для питания маломощных потребителей, располо-
женных вдоль электрифицированных железных дорог на постоянном
токе. Они присоединяются глухими отпайками к ЛЭП-6 или 10 кВ,
проложенным с полевой стороны на опорах контактной сети 3 кВ.
Такого же' типа КТПН на напряжение 27,5 кВ устанавливают на
участках, электрифицированных на переменном токе. КТПН (рис. 95)
состоит из трех основных частей: высоковольтного шкафа 5 с линей-
ными изоляторами 7, разрядниками 6 и разъединителем-предохраните-
лем 4, снабженным блокировкой, которая не позволяет открывать
дверцу при включенном разъединителе; трансформатора 2, располо-
женного под шкафом 5 и закрепленного на салазках 12 рамы /; рас-
пределительного шкафа 1 напряжением 380/220 В, который соединен
с вторичными выводами трансформатора проводниками, проложенными
в трубках 9. Тяги привода разъединителя-предохранителя 4 соедине-
ны с вертикальной стойкой 3. Изоляторы 8 служат для присоединения
проводов линий питания потребителей.
Для внутренних установок применяют комплектные подстанции о
сухими трансформаторами или трансформаторами, заполненными него-
рючими веществами, что делает КТП совершенно безопасной в пожар-
ном отношении. Установка КТП в цехе в непосредственной близости
от приемников энергии позволяет уменьшить расход кабелей и обеспе-
чить у них необходимый уровень напряжения. КТП состоит из комп-
лектных камер закрытого типа напряжением 10 кВ и 380/220 В.
144
ГЛАВА
V
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ
ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ
37. Графики нагрузок электроустановок
Потребители электроэнергии. Потребителями электроэнергии яв-
ляются промышленные предприятия, железнодорожный транспорт,
коммунальное хозяйство городов, сельское хозяйство и др.
Основные потребители электроэнергии на железнодорожном тран-
спорте (электрическая тяга, железнодорожные узлы и заводы, объекты
строительных и путевых работ) питаются в основном от энергосистем
и частично от собственных стационарных и передвижных электростан-
ций. К непосредственным потребителям электроэнергии от энергосис-
тем на электрифицированных железных дорогах относятся тяговые под-
станции с их тяговыми нагрузками и нетяговыми потребителями.
Потребителями электроэнергии железнодорожных узлов являются:
локомотивные депо с экипировочными устройствами; насосные стан-
ции водоснабжения; вагонные депо и вагоноремонтные пункты, мас-
терские различных служб; устройства связи, централизации, автобло-
кировки; компрессорные станции; сортировочные горки; пропароч-
ные станции; холодильники и элеваторы; пассажирские здания; устрой-
ства наружного освещения территорий станций и приемо-отправочных
путей; культурно-бытовые помещения (больницы, школы, клубы, ма-
газины); жилые здания.
К потребителям электроэнергии вагоноремонтных, локомотиворе-
монтных, машиностроительных и других заводов железнодорожного
транспорта относятся: основные цехи этих заводов; специальные уст-
ройства (водоснабжение, отопление и вентиляция, внутризаводской
транспорт, зарядные станции электрокаров и т. п.); наружное освеще-
ние заводской территории, железнодорожных путей, складов, а также
внутреннее освещение производственных, служебных и культурно-бы-
товых помещений.
Потребителями 1-й категории железнодорожного электроснабже-
ния являются: электрическая тяга, вокзалы, операционные палаты
больниц и пунктов неотложной помощи, клубы, театры и т. п.; наруж-
ное освещение привокзальных платформ и площадей, территории глав-
ных путей железнодорожных узлов; устройства СЦБ и связи; сортиро-
вочные горки; компрессорные и насосные станции водоснабжения; эки-
пировка локомотивов; сталеплавильные, литейные и прокатные цехи
локомотйворемонтных, вагоноремонтных, машиностроительных и дру-
гих заводов. Остальные потребители относятся к 2-й категории.
Графики нагрузок. Электростанции в течение суток, месяца и года
вырабатывают неодинаковое количество электроэнергии вследствие
изменения потребляемой мощности присоединенными приемниками
145
электроэнергии. Это объясняется тем, что процесс производства и по-
требления электроэнергии осуществляется одновременно, и электро-
станции в любой момент времени вырабатывают ровно столько электро-
энергии, сколько ее требуется для питания электропотребителей. Вы-
работанную и потребленною электроэнергию за определенный отрезок
времени принято изображать графиками, которые получили название
графиков нагрузок электростанций, подстанций, потребителей. Гра-
фики нагрузок показывают изменение нагрузки во времени. Их строят
в прямоугольных координатах; по оси абсцисс откладывают время в
часах, минутах или других единицах времени в зависимости от необхо-
димой точности, а по оси ординат — мощность. График нагрузки может
быть построен для одного потребителя или группы потребителей с оди-
наковым режимом работы. Для каждого предприятия с несколькими
потребителями, имеющими различные графики нагрузок, суммарный
график нагрузки строят наложением одного графика на другой и сло-
жением ординат, отнесенных к одному и тому же времени. Аналогично
строят графики нагрузок для подстанций, электростанций и энерго-
системы. График, в котором учтены потери энергии в электрической
сети от шин электростанции или подстанции до потребителей, будет
представлять график нагрузки на шинах источника энергии.
Графики подразделяют: по характеру мощности (графики актив-
ных и реактивных нагрузок)* длительности (суточные, месячные и го-
догьп); сезонные (зимние и летние, весенние и осенние); по месту на-
грузок (график потребителя, подстанции, сетевого района, электростан-
ции, энергосистемы). Наименование графика может отображать одно-
временно несколько его признаков, например зимний суточный гра-
фик активных нагрузок подстанции. В практике наибольшее распрост-
ранение получили суточные и годовые графики.
Суточный график активных нагрузок ступенчатой формы (рис. 96)
строят следующим образом. В процессе эксплуатации электроустановки
дежурный по электроустановке через определенные интервалы време-
ни (1 ч или 30 мин в зависимости от необходимой точности графика)
записывает показания электроиз-
мерительных приборов (ваттметров,
счетчиков) в суточную ведомость;
затем па графике наносит точки
мощностей, соответшвующпе мо-
ментам времени записи в суточной
ведомости, и соединяет их прямы-
ми линиями. При этом считают на-
грузку неизменной в интервале
между смежными замерами. Напри-
мер, сделав замер мощности в 00 ч,
равный 400 кВт, считают, что эта
мощность неизменна до нового за-
мера, сделанного в 01 ч, и проводят
на графике горизонтальную ли-
нию /. В 01 ч мощность оказалась
равной 300 кВт — проводят гори-
Рис. 96. Суточный график пктвпных
нагрузок
146
зонтальную линию 2 в интервале от
1 до 2 ч; аналогично проводят ли-
нии 3, 4,5 и т. д. Соединяя горизон-
тальные отрезки линий нагрузок
для всех интервалов времени вер-
тикальными линиями, получают
ступенчатый график нагрузки.
Площадь графика в определен-
ном масштабе выражает расход или
потребление энергии W за сутки
(в кВт-ч). Из суточного графика на-
грузки можно установить наиболь-
шую мощность Ртах, время и дли-
тельность ее потребления (в прак-
тике называют часы «пик» нагруз-
ки). Эго важно знать для электро-
установки, кнтающей несколько
потребителей. Если бы не состав-
лялись графики нагрузок потреби-
телей при проектировании и экс-
плуатации электроустановки, то
при одновременном совпадении ма к-
симумов различных потребителей
установленная мощность могла бы
оказаться недостаточной. Завыше-
ние мощности электроустановки
приводит к ее удорожанию и непол-
ному использованию установленно-
го на ней оборудования. Наилуч-
шее использование установленного
электрооборудования электроуста-
новки дает равномерный график.
На основании суточного графика
нагрузки можно определить время
включения и отключения оборудо-
вания, а также среднесуточную
нагрузку электроустановки
т
2сут
^ср-сут ^cyj/^сут 2 ^^сут»
о
(11)
где W—суточное потребление элек-
троэнергий, равное площади суточ-
ного графика, кВт-ч, за время
Тсу[ — 24 ч; t — число часов рабо-
ты в течение суток с нагрузкой Р.
Годовой график, нагрузки отра-
жает режим работы электроустанов-
6)Р,%
№
ВО
70
ВО
so
40
30
20
70
Рис. 97. Типовые суточные графики
железнодорожного узла (о), локомо-
тиворемонтного завода (6) и сельско-
хозяйственной нагрузки (е)
117
ки в течение года. Широкое практическое применение получил годовой
график по продолжительности. Он показывает, сколько часов в году
работает электроустановка е соответствующей мощностью. Например,
из общего числа часов в году Тгод = 8760 ч электроустановка работает
3000 ч с нагрузкой 2000 кВт, 1500 ч —1800 кВт, 1500 ч — 1500 кВт и
2760 ч — 1000 кВт. По годовому графику по продолжительности опре-
деляют величину электроэнергии, переработанной подстанцией.
При установлении графиков нагрузок проектируемых электроуста-
новок используют так называемые типовые суточные графини нагру-
зок. Они получены на основании длительного опыта эксплуатации и
проектирования электроустановок различных видов и групп потреби-
телей. В качестве примера на рис. 97 приведены типовые суточные гра-
фики нагрузок потребителей. В этих графиках по оси абсцисс отложе-
но время в часах, а по оси ординат — нагрузки в процентах от на-
ибольшей нагрузки потребителя, принятой за 100 %. Зная расчетную
наибольшую мощность потребителя, нетрудно построить его суточный
график нагрузки путем умножения расчетной наибольшей мощности
на соответствующий процент от наибольшей нагрузки для каждого
момента времени типового графика. При пользовании типовыми суточ-
ными графиками возможно внесение некоторых коррективов, учитыва-
ющих особенность работы конкретного предпрития, как то: длитель-
ность и время смены, число смен, время обеденного перерыва.
38. Коэффициенты, характеризующие режим работы
электроустановок
Режим работы электроустановок за некоторый период времени
(сутки, год) характеризуется следующими величинами. Коэффициент
нагрузки, или коэффициент заполнения графика, представляет отно-
шение средней мощности к наибольшей за один и тот же рассматривае-
мый период времени:
к РсР - PcvT - W
нагр р р р ‘ “ р р *
г шах ‘ шах ‘ • шах ‘
(12)
где W — потребленное количество электроэнергии за время Т (сутки,
год), кВт-ч.
Коэффициент нагрузки показывает, какую часть составляет дейст-
вительно потребленное количество электроэнергии за рассматриваемый
период времени от того количества электроэнергии, которое было бы
потреблено установкой за то же время, если бы она все время работала
с наибольшей нагрузкой. Обычно кнаГр<1- При /с11агр=1 график на-
грузки представлял бы прямую линию, параллельную осн абсцисс.
Продолжительность использования наибольшей активной мощно-
сти Лпах показывает, сколько часов за рассматриваемый период вре-
мени (сутки, год) должна была бы работать установка с неизменной на-
ибольшей нагрузкой /\niix, чтобы потребить действительно потреблен-
ное за этот период времени количество электроэнергии W‘.
U7/>,miv. (13)
148
Для суточного графика 7тах равно основанию прямоугольника с
высотой Ртах, площадь которого равна W (см. рис. 96), т. е. площади
действительного графика нагрузки. На основании формул (12) и (13)
можно написать W = кнагр 7Ртах = 7тахРтах, откуда 7тах =
== «негр 7, т. е. 7тах 7, так как /снагр 1. Для крупных энерго-
систем, питающих главным образом промышленную нагрузку, про-
должительность использования наибольшей мощности по годовому
графику 7Г тах колеблется от 4000 до 7000 ч в год (/сварр=0,454-0,80).
Для подстанций с преобладающей осветительной нагрузкой 7гтах=
±= 20004-4000 ч в год.
Коэффициент использования установленной мощности характери-
зует степень использования установленной мощности на подстанциях:
Куст = ^ср/^уст = ^/7Руст, ( 1 4)
где Руст — установленная суммарная мощность трансформаторов под-
станции (включая резервные), кВт; Рср — средняя используемая мощ-
ность трансформаторов подстанции, кВт. Обычно куст кнаРр^;1.
Коэффициент резерва показывает степень резервирования трансфор-
маторов подстанций:
Крез ~ ^усг^тах’ О**)
Обычно крсз> 1- Вели Руст Ртах, то это значит, что резерва
мощности трансформаторов пег.
39. Определение мощности подстанции
Методы определения электрических нагрузок. Проектирование
электроснабжения предприятия выполняют, как правило, в два этапа:
стадия проектного задания (или технического проекта) и стадия рабо-
чих чертежей. На стадии проектного задания расчет электрических
нагрузок выполняют приближенно, например согласно данным о сум-
марной установленной мощности отдельных потребителей (отделения
цеха и т. д.). На стадии рабочих чертежей’производят окончательный
уточненный расчет электрических нагрузок с использованием конкрет-
ных данных о единичных приемниках отделений, цехов и т.д. Опре-
деление расчетных нагрузок выполняют от низших к высшим сту-
пеням системы электроснабжения по отдельным расчетным узлам в
сетях напряжением до и выше 1000 В.
Расчет электрических нагрузок различных узлов системы электро-
снабжения выполняют с целью выбора сечений питающих и распреде-
лительных сетей напряжением до и выше 1000 В, числа и мощности
трансформаторов подстанций, сечений шин их распределительных уст-
ройств, коммутационной и защитной аппаратуры.
Основйые методы определения наибольших расчетных нагрузок,
применяемые в настоящее время в практике проектирования, могут
быть разделены на две основные группы: 1) метод, определяющий на-
ибольшую расчетную нагрузку Ртах путем умножения установлен пой
мощности потребителя Руст на коэффициент спроса кс < 1, т. е. Р1Ш1Х-=
149
=РУст кс\ 2) методы, определяющие наибольшую расчетную нагрузку
либо путем умножения величины средней нагрузки Рср на коэффици-
ент увеличения средней нагрузки /суц 1, т. е. Ртах — Рсркун, ли-
бо путем добавления к величине средней нагрузки некоторой величины
Дс, характеризующей отклонение наибольшей нагрузки от средней,
т. е. Ртах = РОр + Лс. К первой^ группе относят метод определения
расчетной нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спро-
са, который рассматривается ниже подробно. Этот метод по сравнению
с методами второй группы, является приближенным и используется в
основном на стадии проектного задания. Особую группу составляют
методы определения расчетных нагрузок по удельным показателям
производства, а именно по удельному расходу электроэнергии на еди-
ницу продукции при заданном объеме продукции за определенный пе-
риод и по удельной мощности на единицу производственной площади.
Данные по удельным показателям производства, накопленные на ос-
новании длительного опыта проектирования и эксплуатации электро-
установок различного назначения, приводятся в справочной литера-
туре.
Подстанция с вторичным напряжением до 1000 В. Цель расчета —
определить наибольшую мощность на шинах проектируемой электро-
установки и построить для нее график суммарной нагрузки. На осно-
вании э'гоКо графика выбрать число и единичную мощность трансформа-
торов.
Исходные данные для расчета-, установленные мощности потребите-
лей, коэффициенты спроса и мощности, величйна напряжения, при
котором питаются потребители, и типовые суточные графики нагрузок
отдельных потребителей. ч
Последовательность расчета-, определяют наибольшие активные
мощности отдельных потребителей; строят графики активных нагру-
зок отдельных потребителей по вычисленным значениям их наиболь-
ших мощностей и типовым графикам; строят график суммарного пот-
ребления и находят по нему наибольшую суммарную активную мощ-
ность; находят полную наибольшую мощность потребителей па шинах
электроустановки; выбирают число и единичную мощность трансфор-
маторов на основании полной мощности п суммарного графика нагруз-
ки.
Наибольшая мощность потребителя
^max = Pyci^ct (16)
где Руст — установленная мощность потребителя электроэнергии, кВт;
кс — коэффициент спроса.
Под установленной мощностью потребителя надо понимать сумму
номинальных мощностей приемников энергии, взятую из их техничес-
ких паспортов. Для электродвигателей это поминальная мощность
Рном (в кВт) на валу, соответствующая номинальному вращающему мо-
менту А4ИОМ при полной нагрузке двигателя; для нагревательных прибо-
ров — мощность при номинальном напряжении и токе; для ламп на-
каливания — мощность, указанная на колбе или цоколе.
150
Коэффициент спроса учитывает
одновременность включения и за-
грузку оборудования, к. п. д. обору-
дования и к.п.д. сети (потери в се-
ти), т. е. характеризует потребле-
ние мощности установленными
приемниками электроэнергии в ча-
сы максимальной нагрузки электро-
установки. Так, трудно предполо-
жить, чтобы все электродвигатели
какого-либо железнодорожного или
другого предприятия работали с
полной загрузкой и притом все од-
новременно. Даже такие потреби-
тели, как вентиляторы, электропе-
чи, нагревательные приборы, элек-
тролампы и им подобные, работаю-
щие с полной загрузкой, включают-
ся неодновременно. Исключение
представляет только наружное ос-
вещение городов, поселков, произ-
водственных площадей, которое
включается и отключается почти
Рис. 98. График суммарной активной
нагрузки
Следовательно,
одновременно.
коэффициент спроса показывает, какую часть мощности от установлен-
ных на предприятии приемников энергии должна составлять мощность
подстанции. Коэффициент спроса
«с = «оКз^прПс.
(17)
где — коэффициент одновременности, показывающий, какая часть
приемников присоединена к сети в момент наибольшей нагрузки (к„<1);
Лцр — к.п.д. приемника; т]с — к.п.д. сетей напряжением до 1000 В,
от которых питаются приемники; кэ — коэффициент загрузки прием-
ников энергии (ка < 1).
Коэффициенты спроса, приводимые в справочной литературе, дают-
ся для отдельных видов электрического оборудования, разбитого на
группы,— станки, вентиляторы, насосы, сварочные аппараты и т. д. и
для объектов и потребителей в целом — завод, фабрика, железнодорож-
ный узел, депо, цех, поселок. Коэффициент спроса является величиной
вероятной и он тем достовернее, чем больше оборудования на объекте
или в цехе. Значение /с(. колеблется от 0,15 до 0,75. При этом чем больше
приемников энергии, тем меньше /с(!.
На основании наибольших мощностей потребителей и типовых гра-
фиков строят графики активных нагрузок потребителей /, 2, 3 и гра-
фик суммарного потребления 4, как показано на рис. 98. Наибольшая
расчетная активная нагрузка ЁРрасч.шах составилась не из наиболь-
ших нагрузок отдельных потребителей, а из нагрузок Рь Р2, Ря,
являющихся какой-то частью наибольших мощностей Proaxl, Р„1ЛКг,
Р шахз-
151
Наибольшая полная мощность на шипах подстанции (в кВ-А)
представляет геометрическую сумму активных и реактивных мощнос-
тей с учетом разновременности максимумов нагрузок потребителей:
Г( п \з /а \2
^расч-тах = кр-т= "|/
где Ртах — наибольшая мощность потребителя, вычисленная по фор-
муле (16), кВт; Qmax—реактивная мощность потребителя, соответствую-
щая МОЩНОСТИ Ртах; Qmax = ^тах tg ф, КВар; «р.щ - Коэффициент
разновременности максимумов нагрузок рассчитываемой подстанции,
который представляет отношение наибольшей суммарной расчетной
активной мощности 2Ррисч.тпх к сумме наибольших актив-
п
НЫХ мощностей отдельных потребителей 2^Лпах> т- е> гср-т
/
: ~ ^Ррасч.тах/^Ртах! кр.т = 0,85—1,0.
1 1
При выборе одного трансформатора его номинальная мощность
Зном.тр Должна быть равна или больше расчетной, полученной по фор-
муле (18),
^ном тр ‘“’расч-max- (Ю)
При выборе двух трансформаторов необходимо, чтобы
^иом-тр ^расч.тах/2- (20)
Для питания потребителей 1-й категории устанавливают, как прави-
ло, два трансформатора, из которых один рабочий, а второй резервный.
Их выбирают согласно формуле (19). Если двухтрансформаторная под-
станция питает потребителей всех категорий, то трансформаторы выби-
рают по формуле (20) с учетом надежного электроснабжения потреби-
телей только 1-й категории при аварийном отключении одного из транс-
форматоров. Потребители 2-й и 3-й категорий на это время отключают-
ся. Поэтому формула (20) является ориентировочной при выборе транс-
форматоров, питающих потребителей всех категорий. Выбранные
трансформаторы необходимо проверить па обеспечение питания потре-
бителей 1-й категории в аварийном режиме. Из этого следует, что в нор-
мальном режиме в работе могут находиться один или два трансформато-
ра в зависимости от величины нагрузки.
Для потребителей 3-й категории выбирают один трансформатор.
В случае аварийного выхода из работы трансформатора однотрансфор-
маторной подстанции его заменяют передвижным. Мощность послед-
него не всегда может удовлетворять условию (19). Поэтому для пере-
движных трансформаторов ПУЭ допускают аварийную перегрузку на
40% во время максимума общей суточной нагрузки продолжительностью
не более 6 ч в течение не более пяти суток. (В течение пяти суток по-
врежденный трансформатор должен быть отремонтирован.) При этом
коэффициент нагрузки суточного графика в условиях перегрузки
трансформатора должен быть пе более 0,75, т. е. кнагр
152
—5'ср.сут/1,45ноы.тр s^0,75. Это же условие может быть использовано
и при выборе трансформаторов двухтрансформаторной подстанции, пи-
тающей потребителей всех категорий, на случай выхода из работы одно-
го из них, чтобы избежать выбора трансформаторов завышенной
мощности и снизить стоимость подстанции.
Подстанция с вторичным напряжением выше 1000 В. Цель расчета,
исходные данные и последовательность расчета для подстанции с вто-
ричным напряжением выше 1000 В та же, что и до 1000 В. Отличие состо-
ит в том, что необходимо дополнительно учитывать потери в высоко-
вольтных сетях, потери в трансформаторах подстанций, питающихся
от рассчитываемой подстанции, и мощность трансформаторов собствен-
ных нужд (рис. 99). При этом потери в трансформаторах подразделяют
на постоянные Рпост (потери в стали трансформаторов), не зависящие
от их нагрузки, и переменные РПеР (потери в меди), зависящие от на-
грузки.
Постоянные потери принимают 1—2% от наибольшей суммарной
нагрузки графика суммарного потребления. Постоянные
потери трансформаторов с достаточной сгепепыо точности считают не-
изменными в течение суток независимо oi времени нахождения транс-
форматоров в работе. Переменные потерн в сетях напряжением выше
1000 В с учетом потерь в обмотках трансформаторов составляют 5—8%
суммарной наибольшей нагрузки 2РраСч.тах графика суммарного по-
требления подстанции.
К графику суммарного потребления 4 (см. рис. 98) прибавляют
мощность постоянных и переменных потерь 5 и получают график сум-
марной нагрузки с учетом постоянных и переменных потерь в линиях и
трансформатора х.
Наибольшая полная мощность потребителей на шинах 6-10 и 35 кВ
рассчитываемой подстанции А с учетом постоянных и переменных по-
терь в высоковольтных сетях н трансформаторах подстанций Б и В
определяется с достаточной степенью точности по формуле
/ iII 1 / tl X 3
^расч-тах K-p-iii ^1 "°СГ щд“е1> j I' ^max j ’ (21)
где рпост и paev постоянные и переменные потери, %, принимаемые
соответственно 1—2% и 5—8 %; кр.т — см. формулу (18).
Наибольшая полная мощность на шинах 6-10 и 35 кВ подстанции А
с учетом мощности трансформаторов собственных нужд
^расч.щах-ш “^расч-шах + 5ном.ТСН, (22)
где S1IOM тсн — мощность одного трансформатора собственных нужд,
кВ-А.
Мощность трансформаторов подстанции А выбирается по значению
(22) согласно условиям (19) и (20).
Мощность подстанции с трехобмоточными трансформаторами
(рис. 100) определяют так: по формуле (21) раздельно вычисляют наи-
большие полные мощности потребителей ЗраСч max.io 11 Spuc |11ИХ.з4»
153
Рис. 99. Расчетная схема для опре-
деления мощности дну.чобмо точных
трансформаторов
1’пс, 1(10. Расчетам схема для опре-
деления МОЩИ0С1П подстанции
питающихся соответственно от шин 10 и 35 кВ; суммируют, получая
нагрузку на стороне ПО (220) кВ трансформатора:
^расч.тах.110 = 1(^*расч.тах.10 "Ф^ном Тен) "^раеч-тах- За! кр.т> (23)
где /<р.м — коэффициент, учитывающий разновременность появления
наибольших нагрузок на стороне 10 и 35 кВ. Ориентировочно к'р т—
= 0,954-0,98.
Л1ощность трансформаторов подстанции выбирают по значению (23)
согласно условиям (19) и (20).
Пример 1. Выбрать число и мощность трансформаторов для подстанции (см.
рис. 82), от ниш 10 кВ которой питаются следующие шпребитыйт: железнодорож-
ный у ie.'i (Ру(П । - К) 000 кВт; кС1 0,27; cos qix — 0,93); локомотиворемонг-
ный завод (Русс з ~ 3000 кВт; ксг — 0,3; cos ф2 = 0,92); сельскохозяйственные
потребители (РуСг.з = 5500 кВт; ксз = 0,26; cos <ра = 0,93); 70% мощности
потребителей относится к 1-й и 2-й категориям и 30% к 3-й категории.
1. Определяют наибольшие активные мощности потребителей;
Ргаах1==Руст кС1= 1° 000-0.27 =2700 кВт; Ртах2 = рустг кС2 = 3000* 0.3.-900 кВт;
^шпхз“^учтя лся ’5.500*0,26 - ИЗО кВ г; Рщпх Рщзх| I'^mnxs h*
I /’тм '’700 I 900 | ИЗО .',030 кВ1.
2 На основании вычисленных наибольших мощностей и типовых графиков
(см. рис. 97) строят графики нагрузок потребителей 1, 2, 3 и график суммарного
потребления 4 (см. рис. 98), по которому определяют S-Ррасч-птах = 4650 кВт.
3. Находят реактивные мощности;
Qmaxi= f maxi ^8 Ф1 =2700-0,394 = 1064 квар;
Стахг =Pmax2 lg<р2 = 900 *0,424 — 382 квар;
Сгаахз^Ртахз 1g Фз = 1430*0,394 = 563 квар;
Стах = Стах, + Стах2 + Отах8 =1064 +384-|-563 = 2009 квар.
I
4. Коэффициент разновременности наибольших нагрузок
Д-р.in = ^Ррасч.гаах / У Рmax-3 4650/5030^0,925.
/ 1
154
5. Определяют наибольшую полную мощность па шинах 10 кВ подстанции
по формуле (22), принимая 5Ном.тсн = 100 кВ • А:
«раи.тах.ш=0,925 1 1/50302 + 20092+ Ю0= 5620кВ.А.
6. Выбирают два трансформатора на основании условия (20) и графика на-
грузок (см. рис. 98) каждый мощностью $НОм.тр = 4000/35 и ик = 7,5% с уче-
том их перегрузочных способностей. При аварийном выходе из работы одного
из трансформаторов будет частичное ограничение потребителей 3-й категории.
, 40. Влияние коэффициента мощности на мощность
электроустановок и способы его повышения
Генераторы, трансформаторы, а также линии электропередачи рас-
считывают по полной мощности, потребляемой приемниками электро-
энергии. Как известно, при одной и той же потребляемой активной
мощности Р величина полной мощности S зависит от значения cos q:
6' Р/соч <р. (24)
Из этой формулы видно, что при неизменном напряжении U и умень-
шающемся cos q> для передачи потребителю одной и той же активной
мощности Р необходимо вырабатывать и передавать большее количе-
ство полной мощности. Это приводит (вследствие возрастания полного
тока I и нагрева им токоведущих частей генераторов и трансформато-
ров) к установке на электростанциях генераторов и трансформаторов
необоснованно большой мощности.
Рациональное использование оборудования электрических стан-
ций и подстанций и пропускная способность ЛЭП во многом зависят
от коэффициента мощности электроустановок. Величина последнего
для подстанции погреби гелей лоджии состанлигь 0,98 0,95. Достиг-
нуть указанной величины соч <р можно упорядочением технологического
процесса, при котором электрооборудование загружается па номиналь-
ную мощность и холостая работа сведена до минимума. Если по техно-
логическим условиям производства не удается достигнуть cos q> =
= 0,92+0,95, то необходимо применять компенсирующие устройства,
в качестве которых могут быть использованы синхронные компенсато-
ры или батареи статических конденсаторов. Согласно руководящим
указаниям по повышению коэффициента мощности в установках потре-
бителей электроэнергии выбор компенсирующего устройства произво-
дят на основании технико-экономических расчетов. Однако если по-
требная мощность компенсирующих устройств меньше 5 тыс. квар при
напряжении 6 кВ и 10 тыс. квар при напряжении 10 кВ, в качестве ком-
пенсирующего устройства принимают установку статических конден-
саторов без каких-либо дополнительных сравнений с другими способами
компенсации.
Потребная мощность компенсирующего устройства
<?КУ — Дпах Дё Ффакт Ш Фонт) (25)
155
где PmRX — активная мощность потребителя, кВт, участвующая в мак-
симуме энергосистемы в течение получаса согласно договорному усло-
вию с энергосистемой; tgq^кт — фактический тангенс потребителя,
представляющий отношение Qmax/^max (Стах — реактивная нагрузка
потребителя, участвующая в максимуме энергосистемы при договор-
ной мощности Ртах); Ш Фоп? — оптимальный тангенс, соответствующий
отношению Септетах (Сопт — оптимальная реактивная мощность для
указанного в договоре значения Ртах); а — расчетный коэффициент.,
равный 0,85—0,9, который учитывает возможность повышений cos <р
на действующих предприятиях за счет мероприятий без компенсирую-
щих устройств.
Заинтересованность предприятий в компенсации реактивной мощ-
ности определена правилами применения шкалы скидок с тарифа и над-
бавок к тарифу на.электрическую энергию. Для каждого предприятия
задается оптимальное значение tg фОпт=Сопт/Ртах соответственно тех-
нологическому процессу. Скидка и надбавка к тарифу на электроэнер-
гию определяются в зависимости от отношения оптимального tgcponT
к фактическому tg ффакт. Подсчет потребляемой реактивной мощ-
ности по данным получасового замера производится по формуле Qmax=
= [(1№2 — Wz1)/0,5] Ki Kv, где №2 — W'i — W — разность показаний
счетчика реактивной энергии за полчаса, К/ и Ку — коэффициенты
трансформации ТТ и TH данного счетчика. При tgффaкт^tgфoпт по-
требитель получает соответствующую скидку к тарифу, а при tgфф.^кт>
>tg фопт потребителю начисляется надбавка к тарифу (до 34%) за
1 кВт-ч активной энергии.
Пусть потребитель заявил в договоре мощность Ртйу: =10 000
кВт. Энергосистема установила в договоре оптимальную реактивную
мощность Qout = 2500 квар; tg фОПт=Сопт/^тах = 2500/ 10 000=
= 0,25. При контрольном замере в часы максимума активной нагруз-
ки энергосистемы потребление реактивной энергии в течение получаса
составило W = Ж2— №\ — 2500 квар-ч. Следовательно, потребляе-
мая реактивная мощность Qmax = №70,5=2500/0,5 = 5000 квар,
при которой tg ффакт = Qmax/T’max = 5000/10 000 = 0,5. Согласно
таблице скидок и надбавок за tg ффакт = 0,5 при заданном tg фопт=
=0,25, что соответствует отношению tg ф0ш / tg Ффакт = 0,25/0,5=
= 0,5, начисляется надбавка 2% к тарифу. При выполнении условия
tg Ффакт=Дб Фопт = 0,25 (tg Фопт/tg Ффакт = 1) энергосистема делает
скидку с тарифа в размере 6%.
Для компенсации реактивной мощности наша промышленность из-
готовляет масляные конденсаторы на напряжение от 220 до 11 тыс. В
мощностью от 4 до 10 квар в одном конденсаторе. Если необходимо
иметь большую емкость, то конденсаторы собирают в батареи. Конден-
саторы, как правило, включают по схеме «треугольника». Конденсатор-
ные батареи могут быть подключены как со стороны низшего напряже-
ния к сборным шинам или групповым щиткам, так и со стороны выс-
шего напряжения подстанции. Реактивная мощность (в квар), создава-
емая батареей емкостью С, пропорциональна квадрату напряжения:
qg = гл/сдмо-3,
(26)
156
где С — емкость всех конденсато-
ров батареи, мкФ; U — линейное
напряжение на зажимах батареи,
кВ; f — частота тока, Гц.
Из формулы (26) видно, что ба-
тарея конденсаторов, подключен-
ная на стороне высшего напряже-
ния, будет создавать большую реак-
тивную мощность, нежели батарея
такой же емкости на стороне низ-
шего напряжения, и, следователь-
а) От электрической т От электрической
системы системы
но, она может компенсировать боль- Рис )01 Устанопка КО|1лепсаторов
шую реактивную (индуктивную) на стороне 0,38/0,22 кВ («) и 6—
мощность электроустановки. Одна- 10 кВ (б)
ко при включении конденсаторов
со стороны низшего напряжения (рис. 101, а) компенсируется не только
реактивная мощность приемников энергии, питающихся от шин низ-
шего напряжения, но и реактивная мощность трансформаторов, чем
повышается их активная мощность. При компенсации со стороны
высшего напряжения (рис. 101, б) трансформаторы не разгружаются
от реактивной нагрузки потребителей.
Решение о подключении конденсаторов на стороне высшего или
низшего напряжения трансформатора или на сторонах обоих напряже-
ний принимают на основании технико-экономических расчетов, в ко-
торых учитывают эффективность использования мощности трансформа-
торов, потери энергии в распределительных сетях, затраты на приобре-
тение и эксплуатацию конденсаторов и шкафов для них, токоведущих
частей распределительных сетей, отключающей, измерительной и за-
щитной аппаратуры. С целью уменьшения расходов на отключающую
аппаратуру, измерительные приборы, шкафы и др. мощность конден-
саторной батареи, устанавливаемой у группового щитка 0,38- 0,22 кВ,
должна быть не менее 30 квар. Размещение конденсаторов должно быть
осуществлено так, чтобы потери энергии в распределительных сетях
были наименьшими.
Запасенная энергия конденсаторов представляет собой большую
опасность для обслуживающего персонала. Поэтому при отключении
конденсаторов необходимо, чтобы запасенная в них энергия разряжа-
лась автоматически без участия дежурного персонала на активное со-
противление, присоединенное к батарее наглухо. Кроме того, необхо-
димо дополнительно разрядить каждую банку конденсатора с помощью
переносных разрядных сопротивлений с изолирующими рукоятками
на соответствующее напряженно. Это делать нужно потому, что может
быть нарушение электрического соединения конденсатора со стацио-
нарным разрядным сопротивлением, вследствие чего не произойдет дей-
ствительйого разряда конденсатора при включенном разрядном сопро-
тивлении. В этом случае при прикосновении человека к конденсатору
разряд конденсатора произойдет на него с очень тяжелыми последст-
виями вплоть до смертельного исхода.
157
ГЛАВА
VI
ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В СИСТЕМАХ
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА, ИХ РАСЧЕТ И ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ
41. Виды, причины и последствия КЗ
Виды и причины КЗ. В каждой электрической системе различают
нормальный (рабочий) и аварийный режимы.
Под нормальным режимом понимают такой порядок работы элек-
трической цепи, при котором электрическая энергия поступает от
источников питания к потребителям с нормальными потерями в сети.
Этот режим характеризуется токами, величины которых зависят от
напряжений и сопротивлений сети и приемников.
Коротким замыканием (КЗ) называется режим, при котором цепь
источника питания замыкается через относительно малое сопротивле-
ние. Токи КЗ возникают в электрической цепи в результате соедине-
ния разных фаз между собой или с землей через относительно малое
сопротивление, которое в большинстве случаев почти равно нулю. Со-
противлением электрической дуги, образующейся в некоторых случаях
при КЗ, обычно пренебрегают и расчеты ведут на наибольшие токи КЗ,
которые проходят при так называемом металлическом соединении.
Различают следующие виды КЗ: трехфазное (рис. 102, а) или сим-
метричное (К(3)), когда три фазы соединяются между собой; двухфазное
(К(2>), когда две фазы соединяются между собой без соединения с зем-
лей; однофазное (/<(1)), когда одна фаза соединяется с нейтралью источ-
ника через землю; двойное замыкание на землю (К(1,1)), когда две фазы
замыкаются между собой через землю. Если все виды КЗ принять за
100 %, то их относительная вероятность на основании статистики со-
ставляет: трехфазных — 5%; двухфазных—10%; двойных замыка-
ний на землю — 20%; однофазных — 65 %.
Основными причинами возникновения КЗ являются нарушения
изоляции как токоведущих частей, так и электрической аппаратуры.
Причины, вызывающие нарушение изоляции, многообразны и могут
иметь временный и постоянный характер. Временное нарушение изо-
ляции, которое устраняется после отключения поврежденного участка,
возникает при прямых ударах молнии, схлестывании проводов воздуш-
ной сети во время ветра и гололеда, набросах проводников на токове-
дущие части, перекрытии изоляции при неправильных операциях разъ-
единителями, перекрытии или уменьшении изолирующих промежут-
ков птицами, насекомыми и т. п. Постоянное нарушение изоляции, не
исчезающее и после отключения аварийного участка, возникает при
пробое изоляции вследствие ее старения или недоброкачественности,
механических повреждениях кабелей при земляных работах и т. п.
Независимо от того, временный или постоянный характер носит то
I 3
пли иное повреждение изоляции, все повреждения связаны с появле-
нием значительных токов КЗ.
При рассмотрении КЗ различают системы с заземленной и изоли-
рованной нейтралью.
В системах с глухозаземленной нейтралью (см. рис. 102, а) соедине-
ние фазы с землей представляет однофазное КЗ. Ток однофазного КЗ
достигает больших значений и имеет преимущественно индуктивный
характер. Величина этого тока в основном ограничена индуктивным
сопротивлением источника тока, питающего цепь КЗ, линии и других
устройств. Установлено, что из трех видов КЗ на зажимах трехфазного
синхронного генератора с заземленной нейтралью — трехфазного,
двухфазного и однофазного — наибольшая величина установившегося
тока получается при однофазном КЗ. В установившемся режиме величи-
на тока трехфазного КЗ на зажимах генератора в 2,5 раза меньше тока
однофазного КЗ и в 1,5 раза меньше тока двухфазного КЗ. Однако
при КЗ в удаленных от генератора точках наиболее опасным КЗ яв-
ляется трехфазное, хотя оно и происходит наиболее редко. Это объяс-
няется следующим. При КЗ на зажимах генератора величина тока КЗ
зависит только от соотношения сопротивлений его обмоток при ука-
занных видах КЗ. По мере удаления точки КЗ от генератора величину
тока КЗ определяют сопротивления элементов цепи КЗ (линии, транс-
форматоры, реакторы), так как сопротивления обмоток генератора не-
значительны по сравнению с ними.
В электрических системах с заземленной нейтралью для тока одно-
фазного КЗ применяют искусственные ограничительные меры. В одних
случаях нейтрали заземляют пе па всех трансформаторах, а только на
Рис. 102. Тонн и напряжения в системе с заземленной (о) и изолированной (б,
е) нейтралью при КЗ
159
части трансформаторов, оставляя другие работать с изолированными
нейтралями; в других случаях нейтрали заземляют либо через
активное сопротивление R, либо через относительно большие индук-
тивные сопротивления XL (см. рис. 102, а). В результате этого
наибольший возможный ток однофазного КЗ в электрических системах
обычно не превышает наибольшего возможного тока трехфазного КЗ.
Прохождение однофазного тока КЗ обычно вызывает срабатывание ре-
лейной защиты линии и отключение потребителей от системы, что
является существенным недостатком систем с заземленными нейтраля-
ми. В СССР с глухозаземленными нейтралями работает большинство
сетей напряжения 110 и 220 кВ. Заземление нейтралей через реакторы
применяют для мощных систем напряжением ПО; 220, 500 кВ и выше.
В системе b изолированной нейтралью (рис. 102, б) соединение од-
ной фазы с землей называется просто замыканием на землю. Токи в этом
случае имеют преимущественно емкостный характер, достигая несколь-
ких десятков ампер в крупных установках с развитыми сетями, и
зависят от напряжения и длины линий. Приближенно ток замыкания
на землю 13, равный емкостному току /с, можно определить по формуле
/8 = /с = и (35 Z„ + /в)/350, (27)
где U— линейное напряжение, кВ; /в и 1К—длины электрически свя-
занных воздушных и кабельных линий сети данного напряжения, км.
Так как при однофазных замыканиях на землю в системе с изоли-
рованной нейтралью токи замыкания на зёмлю незначительны, то нет
Необходимости мгновенного отключения линии от защиты. К тому же
работа приемников электроэнергии не нарушается, та<< как напряже-
ния между фазами остаются неизменными и сдвинутыми по фазе на
угол 120°. Защита от такого рода замыканий действует обычно на сиг-
нал, по которому дежурный персонал должен принять меры для нахож-
дения и устранения однофазного замыкания на землю. Считается до-
пустимым работа линии при однофазном замыкании в течение не более
2 ч, после чего питание потребителей должно быть переведено на дру-
гую линию (если она есть) или вообще отключено. При более длитель-
ной работе с однофазным замыканием втможпо замыкание на землю
другой фазы в какой-либо гонке, чю может привести к тяжелой аварии.
При однофазном замыкании на землю изменяется напряжение фаз
по отношению к земле. В нормальном режиме работы напряжения фаз
UА, Uв и Uс симметричны и численно равны фазному напряжению ус-
тановки относительно земли. Сумма емкостных токов фаз по отноше-
нию к земле равна нулю. При замыкании, например, фазы С на землю
(см. рис. 102, б и в) напряжение Uc относительно земли становится рав-
ным нулю вследствие отсутствия разности потенциалов между землей и
фазой с замыканием на землю; напряжение относительно земли непо-
врежденных фаз А и В увеличивается в /3 раз и становится равным
междуфазному напряжению установки (ввиду наличия на земле по-
тенциала ису
Uа = Uac = Uа и Uв -= Uнс -1/3 Uв.
160
Особенно опасно однофазное замыкание на землю через электри-
ческую дугу. Эта дуга может периодически гаснуть и зажигаться (так
называемая перемежающаяся дуга) и вызвать перенапряжение сети,
так как последняя представляет собой колебательный контур. Перена-
пряжения достигают (2,5 3,0) и распространяются на всю элект-
рически связанную сеть, в результате чего возможны пробои изоляции
неповрежденных фаз (в частях установки с ослабленной изоляцией),
т. е. переход однофазного замыкания на землю в двойное КЗ на землю.
• Перемежающаяся дуга возникает вероятнее всего при емкостном токе
более 5 А, а опасность дуговых перенапряжений возрастает с увеличе-
нием напряжения сети (наиболее опасны дуговые перенапряжения
в установках 35 кВ и выше).
Электроустановки напряжением выше 1000 В подразделяют на
установки с большим и малым током замыкания на землю. К установ-
кам с большим током замыкания на землю относятся установки с за-
земленными нейтралями и током замыкания на землю более 500 А (ус-
тановки напряжением ПО кВ и выше). К установкам с малым током за-
мыкания на землю относят обычно установки с изолированными нейт-
ралями (до 35 кВ включительно) или нейтралями, заземленными через
большие сопротивления, у которых ток замыкания на землю менее
500 А.
Меры по ограничению действий КЗ. В современных электрических
системах возникающие токи КЗ достигают огромных значений — десят-
ков и сотен тысяч ампер. Проходя по элементам короткозамкнутой це-
пи, эти токи оказывают динамическое и термическое воздействие на
электрическое оборудование, аппаратуру и токоведущие части. По-
следствиями динамического и термического воздействия токов КЗ мо-
гут быть разрушения сборных шин, частей аппаратуры, токоведущих
частей генераторов и трансформаторов, перегрев и расплавление про-
водов, оплавление контактов отключающих аппаратов и т. п. Размеры
и характер повреждения оборудования электроустановки могут вы-
звать различные по продолжительности перерывы электроснабжения
отдельных потребителей. Короткое замыкание, вызывающее в системе
значительное понижение напряжения сети, может нарушить устойчи-
вую параллельную работу электростанций системы и выпадение их из
синхронизма.
Для предотвращения возникновения КЗ, ограничения их развития
и обеспечения надежности электроснабжения следует сделать правиль-
ный выбор: схемы электрических соединений электроустановки; обо-
рудования, стойкого против динамических и термических действий то-
ков КЗ; средств ограничения токов КЗ; надежной релейной защиты,
предотвращающей развитие аварий или их возникновение; заземляющих
устройств. Кроме того, должна быть обеспечена динамическая устой-
чивость параллельной работы электростанций.
Чтобы реализовать эти мероприятия, необходимо знать возможные
величины токов КЗ в различных точках системы и электроустановки.
Полому при проектировании электроустановок после выбора принци-
пиальных схем одним из первых этапов является расчет токов КЗ.
II настоящее время имеется несколько способов расчета токов КЗ с
*' *1 Л 11|>г1м>|н‘К11(1 161
различной степенью точности. Применяют их в зависимости от назна-
чения расчета. Наибольшая точность требуется при исследовании ус-
тойчивости параллельной работы электростанций и проектировании
сложных видов релейной защиты. Правильный выбор аппаратуры и
релейной защиты железнодорожных электроустановок обеспечивают
приближенные методы расчета токов КЗ, которые нашли широкое при-
менение и при расчете токов КЗ для электроустановок промышленных
предприятий других ведомств.
42. Изменение тока трехфазного КЗ при питании
от электрической системы неограниченной мощности
Величина и характер тока КЗ. Величина тока КЗ зависит от мощ-
ности источников, питающих точку КЗ; электрической удаленности ис-
точников тока от точки КЗ, т. е. от величины сопротивлений элемен-
тов электрической цепи, включенных между источниками и точкой КЗ;
вида КЗ (трехфазное, двухфазное, однофазное); времени, прошедшего
с момента возникновения КЗ, и фазы напряжения в момент возникнове-
ния КЗ.
Под системой неограниченной мощности условно понимают отно-
сительно мощную электрическую систему, напряжение на шинах ко-
торой практически считается неизменным при любых изменениях то-
ка (даже при КЗ) в присоединенной маломощной цепи. При этом услов-
но считают, что активное и индуктивное сопротивления мощной систе-
мы равны нулю. Следует иметь в виду, что мощность электрических
систем и их сопротивление имеют определенное конечное значение. Од-
нако многие элементы электрических сетей имеют настолько малые мощ-
ности по сравнению с мощностью питающей их системы и настолько
большие сопротивления по сравнению с сопротивлением системы, что
при КЗ за такими элементами, как трансформатор, реактор, линия, на-
пряжение на шинах питающей системы изменяется так незначительно,
что это изменение можно не учитывать, не внося больших погрешностей
в вычисление токов КЗ.
Рассмотрим простейшую трехфазную цепь, состоящую из активных
и индуктивных сопротивлений (рис. 103) и присоединенную к системе
неограниченной мощности (Sc = оо) с постоянной частотой (/ = const)
и синусоидальным напряжением, неизменным по своей амплитуде
(t/cp = ил = const).
5^=00
Uep- Const
Цепь КЗ
Приемники анергии
f -Const
-----
Шины питающей
системы
Рие. 103. Цепь короткого замыкания
Г02
t
Рис. 104. Векторная (с) и плоская (б) диаграммы изменения тока КЗ при пита*
нии от источника неограниченной мощности
Предположим, что в этой цепи произошло трехфазное КЗ в точке К.
Сопротивление цепи резко уменьшается, а ток возрастает до значения,
обусловленного напряжением на шинах питающей системы и сопротив- -•
лением цепи КЗ:
/(3)= уСр (28)
Уз У 4 -I- 4
где Д3) — действующее значение периодически изменяющегося тока
трехфазного КЗ, A; L/cp — среднее линейное напряжение на шинах
питающей системы, В; rs —* суммарное активное сопротивление цепи
КЗ, Ом; — суммарное реактивное сопротивление цепи КЗ, Ом.
В целях упрощения у величин, относящихся к трехфазному КЗ, зна-
чок <3> будет опускаться.
В установках напряжением выше 1000 В обычно значительно
больше г2. Пренебрегая величиной rs, можно записать
Л = (29)
т. е. ток КЗ можно рассматривать как чисто индуктивный.
Наибольшие значения токов КЗ. КЗ в цепи может произойти в лю-
бой момент времени при любом мгновенном значении напряжения и то-
ка. Для расчета электроустановки и выбора ее оборудования необхо-
димо знать наиболее неблагоприятный момент трехфазного КЗ. В це-
пи, содержащей индуктивность, наиболее неблагоприятным момен-
том будет такой, когда мгновенное значение напряжения равно нулю;
при этом мгновенное значение тока КЗ достигает своего наибольшего
значения — амплитудной величины. На рис. 104 показан момент пере-
хода от нормального режима работы электроустановки в режим КЗ,
koi да мгновенное значение напряжения одной из фаз (в нашем случае
6 163
фазы В) равно нулю. На рис. 104, а обозначены /д, /в, 1с— ампли-
тудные значения фазных токов нормального режима; /кд, 1кв, 1кс—
амплитудные значения фазных токов КЗ; <р и <рк — углы сдвига между
токами и напряжениями соответствующих фаз при рабочем режиме и
режиме КЗ. Плоская диаграмма (см. рис. 104, б) изображена только
для фазы В, как для наихудшего случая в данный момент. Векторная
и плоская диаграммы рассматриваются совместно.
При нормальном режиме работы токи 1А, 1В, 1С отстают от соответ-
ствующих напряжений на угол ср. Мгновенное значение тока нормаль-
ного режима фазы В на плоской диаграмме к моменту КЗ определяет-
ся отрезком ОА — iH0. (Индекс «о» при соответствующих буквенных
обозначениях! относится к начальному моменту возникновения КЗ).
При КЗ токи возрастают от / до 1К и угол сдвига между токами
и напряжениями всех фаз изменяется от <р до (р,.«90° (см. формулу
(29)1. Из трех фазных токов КЗ 1кА, Кв и /кс(см. рис. 104, а) на-
ибольшее мгновенное значение относительно оси t — t имеет ток фазы
В, равный амплитудному значению тока КЗ этой фазы 1кВ. На плос-
кой диаграмме (см. рис. 104, б) это изменение тока выражено отрезком
ОБ = inc> = 1ат, т. е. мгновенное значение периодической составля-
ющей тока КЗ в начальный момент КЗ ino равно амплитудному значе-
нию периодической составляющей тока КЗ 1пт. Ток ino (и соответст-
венно /пт) называется периодической составляющей тока КЗ потому,
что изменения его происходят периодически с той же частотой, что
и до режима КЗ. Так как точка КЗ питается от системы неограничен-
ной мощности с неизменным напряжением на его шинах, то кривая о
амплитудой /пт является незатухающей. В действительности мгно-
венного изменения тока от iH0 до ino — fnm не происходит, и это объ-
ясняется следующим. Из теоретической электротехники известно, что
в цепи, содержащей индуктивность, всякое изменение тока вызывает
изменение магнитного потока, который наводит в этой цепи э. д. с.
самоиндукции. Величины этого потока 1т э.д.с. самоиндукции пропор-
циональны изменению тока (отрезок АБ). Под действием э.д.с.самоин-
дукции в цепи создается апериодический ток iao, величина которого
в начальный момент КЗ (при t = 0) равна разности мгновенных зна-
чений токов нормального режима lw и периодической составляющей
тока КЗ ino — 1пт-
Ко ~ Ко ^по = Ко — /пт- (30)
Так как /п0 > iH0, то это означает, что iao имеет отрицательный
знак, т. е. имеет направление, противоположное разности токов iH0 —
— Кт, что видно из рис. 104, б. Под апериодической составляющей
тока КЗ понимают такой ток, который, раз возникнув в цепи, не име-
ет периодических изменений по величине и знаку, а затухает по экс-
поненциальной кривой согласно следующему уравнению:
J’at = (31)
где iat — величина апериодической составляющей тока КЗ для любого
момента времени t; е — основание натурального логарифма, равное
2,7; t — время с момента возникновения КЗ до момента, для которого
164
определяется lat; Та — постоянная времени затухания апериодичес-
кой составляющей. Валичина ее зависит от индуктивного Ху и актив-
ного г2 сопротивлений короткозамкнутой цепи:
Ta = xs/ars = xs/314r2. (32)
Из выражения (32) видно, что чем больше г2, тем меньше постоян-
ная времени затухания. В цепях напряжением выше 1000 В о относи-
тельно малым активным сопротивлением среднее значение Та — 0,05 о,
вследствие чего длительность затухания апериодической составляю-
щей обычно составляет 0,1—0,2 с. В цепях с большим активным со-
противлением апериодическая составляющая тока КЗ затухает еще
быстрее. Апериодическая составляющая тока КЗ (отрезок ОБ) в на-
чальный момент И = 0/ всегда равна по величине и противоположна
по знаку той разности токов, которая вызвала ее появление (отрезок
ЛА). Таким образом, в цепи, содержащей индуктивность, не происхо-
дит мгновенного изменения тока, так как возникновение апериоди-
ческой составляющей не позволяет в начальный момент КЗ мгновенно
измениться току от iH0 до I„m. Только для лучшего понимания процес-
са КЗ нами было допущено изменение тока от 1НО до 1пп и одновремен-
ное возникновение апериодической составляющей тока КЗ. Ток в на-
чальный момент КЗ остается равным iHO.
Кривая изменения полного тока К3/к является алгебраической
суммой мгновенных значений периодической и апериодической состав-
ляющих тока КЗ. На рис. 104, б изменение полного тока КЗ показа-
но кривой, несимметричной относительно оси абсцисс. Наибольшее из
мгновенных значений полного тока КЗ, который имеет место через по-
ловину периода (0,01 с) после возникновения КЗ, называют ударным то-
ком и обозначают iy (iy называют ударным потому, что он производит
наибольшее механическое воздействие на аппаратуру и токоведущие
части).
Ударный ток согласно плоской диаграмме
ly ~ *п0,01 Т* iau,01==Aim Т~ lao в ' * а,
(33)
ГДе 1поо1 ~ 1 6i0.01 1<юе Я‘
Так как ток /пт неизменен в течение всего режима КЗ, то наиболь-
шее значение ударного тока 1У будет зависеть от величины апериоди-
ческой составляющей тока КЗ iao01, значение которой в свою очередь
зависит от величины апериодического тока в первый момент КЗ 1ао.
Для определения наибольшего значения ia0(01 обратимся к выражению
1'по ~ ino — Из этого выражения видно, что при 1Н0 = 0 аперио-
дический ток равен по абсолютной величине амплитудному значению
периодической составляющей тока КЗ (ioo = /пт). Такой случай мо-
>icei быть'при включении цепи с холостого режима на заведомое КЗ и
koi ди мгновенное значение напряжения фазы равно нулю (и = 0).
Ъиди выражение (33) можно записать так:
I 1„те^01/Т^ = 1от(1+е-°-01/Т^ = ку1пт. (34)
165
Коэффициент ку = 1+е~°’01/7а называют ударным, потому что
он учитывает долю участия апериодической составляющей тока КЗ
в образовании ударного тока.
Условия, при которых возможно возникновение наибольшего ударно-
го тока, являются расчетными.
Выразим амплитудное значение периодической составляющей тока
КЗ 1ат в формуле (34) через его действующее значение. Так как точка
КЗ питается от системы неограниченной мощности и периодическая
составляющая тока КЗ неизменна в течение всего времени КЗ, то дей-
ствующее значение периодической составляющей тока КЗ /п = /к
1/к определяется по формуле (29)1. Следовательно, при 1пТп = 7п]/2=
= 1„/2 ударный ток
iy = Ау/2/„. (35)
Ударный коэффициент зависит от величины постоянной времени
затухания Та [формула (32)1 и имеет пределы от 1 до 2, т. е. 2 ку^1.
Для высоковольтных цепей с преобладанием индуктивного сопротив-
ления и Т& « 0,05 с принимают ку = 1,8; тогда
»у = 1,8/2 = 2,55 (36)
При КЗ за протяженными участками кабельных сетей и на стороне
вторичного напряжения трансформаторов мощностью 1000 кВ*А и
менее, которые имеют большие активные сопротивления, ориентировоч-
но можно принимать /<у = 1,3.
Если ток КЗ рассчитывается с учетом активного сопротивления
короткозамкнутой цепи, то следует вычислить ударный коэффициент,
определив предварительно Та при значениях и цепи.
Так как кривая полного тока не является синусоидальной, то дей-
ствующее значение полного тока КЗ для произвольного момента
времени после начала возникновения КЗ определяют как средний квад-
ратичный ток за период 0,02 с:
/Kf='/7F+7U = /7FHE,
где /aj — действующее значение апериодической составляющей тока
КЗ для момента времени t, которое принимают равным мгновенному
значению в середине периода, т. е. Iat — iai.
На основании этого можно определить действующее значение пол-
ного тока КЗ в первый период:
/у =//к + 7а0,01 =/^к +4120,(И (37)
Так как формулу (33) можно записать в виде Ку]/^21и = /2/к4-
+ *ao,oi> откуда iao,oi= 0<у — 1)/2/в> то, подставляя значение га0_01
в формулу (37), получим
/у = /„/1 4-2 (ку-1)2 = 1,52/к, (38)
где ударный коэффициент ку = 1,8.
166
Поскольку периодическая составляющая тока КЗ в отличие от апе-
риодической составляющей является незатухающей, действующее зна-
чение тока установившегося режима КЗ /„ — /п — I к.
43. Изменение тока трехфазного КЗ при питании
от генераторов ограниченной мощности
Кривые изменения полного тока iK для любого момента времени и
его составляющих — периодической in и апериодической ia (рис. 105)
построены в предположении, что мгновенное значение э.д.с. генератора
в момент КЗ равно нулю (е — 0). Причины возникновения и характер
затухания апериодической составляющей те же, что и при питании точ-
ки КЗ от системы неограниченной мощности. Амплитуда периодической
составляющей не остается постоянной, а изменяется от некоторого на-
ибольшего значения Iт" до некоторого установившегося значения
/2 /« > Гт-
Для объяснения характера изменения периодической составляю-
щей тока КЗ in рассмотрим рис. 106, а, на котором обозначены: 1 —
статор; 2 — ротор; 3 — обмотка статора; 4 — обмотка ротора; 5 —
демпферная обмотка. При работе генератора на нагрузку существуют
одновременно два потока (в целях упрощения другие потоки не рассмат-
риваются): поток возбуждения, создаваемый обмоткой ротора, и поток
продольной реакции статора. Рассмотрим процесс КЗ в момент перехо-
да генератора из режима холостого хода в режим КЗ. При холостом
ходе генератора через воздушный зазор 6 проходит только поток воз-
буждения Фв, обусловливающий э.д. с. Ео, отстающую на 90° от Фв
(см. рис. 106, а и б). При КЗ резко возрастает ток 1 к в обмотках стато-
ра, а вместе с ним и магнитный поток реакции статора Фст, который в
обмотке возбуждения ротора и демпферных витках индуцирует значи-
тельные свободные э.д.с. Ес0 и токи 1си. Эти свободные токи создают
свободные потоки Фсв, направленные в начальный момент противопо-
ложно реакции статора Фст и почти равные ей по величине. Следова-
Риг, Illi 11ПК-пение тока КЗ при питании от генератора с ДРВ
167
Рис. 106. Магнитные потоки
(«) и векторная диаграмма то-
ков, потоков э. д. с. (б) син-
хронного генератора при КЗ
тельно, в воздушном зазоре будет дей-
ствовать результирующий магнитный
ПОТОК Фре3 = Фв —Фст + ФСВ«ФВ.
Таким образом, в начальный мо-
мент КЗ поток возбуждения не изме-
нился. Следовательно, и э. д. с. гене-
ратора не изменилась, что обусловли-
вает скачок тока до i"=Im (см.
рис. 105). Токи i" и /,„, представляю-
щие собой начальное мгновение и ам-
плитудное значение периодической со-
ставляющей тока КЗ, в этом случае
называются сверхпереходными. Воз-
никновение апериодической состав-
ляющей тока КЗ iao не позволило
измениться току в момент возникно-
вения КЗ.
Индуцированные свободные токи
в роторе и демпферной обмотке яв-
ляются затухающими, так как они
появились в результате резкого и бо-
лее не повторяющегося изменения то-
ка в обмотке статора. По мере их за-
тухания начинает проявлять свое
размагничивающее действие поток
реакции статора, уменьшая поток Фв. Следствием этого является
уменьшение э. д. с. генератора и тока КЗ. '
Автоматический регулятор возбуждения (АРВ) предназначен под-
держивать изменяющееся напряжение генератора на определенном
уровне, воздействуя на ток возбуждения. АРВ, увеличивая ток воз-
буждения, восстанавливает напряжение до определенного значения.
Однако действие АРВ даже при значительном снижении напряжения
на зажимах генератора проявляется не мгновенно, а спустя лише не-
которое, хотя и небольшое время. Такое запаздывание вызвано инер-
цией системы самого регулятора (необходимым временем для его сра-
батывания) и наличием значительной индуктивности обмотки возбуж-
дения генератора, которая задерживает возрастание тока возбуждения.
Вследствие этого действие АРВ практически скажется спустя 0,2—0,3 о
,и выразится в увеличении установившегося тока КЗ /„, который при
значительной электрической удаленности точки КЗ может достигнуть
значения, равного или даже большего /". Принимают, что амплитуда
тока КЗ за первый период после возникновения КЗ мало отличается
от/т- Тогда действующее значение периодической составляющей тока
КЗ за первый период, или, как его принято называть, начальный сверх-
переходной ток КЗ, /" = /т/|/2. По аналогии с формулами (36) и
(38) будем иметь: /у = к^2 Г' и /у = I"Y 1 + 2(ку — I)2. При КЗ
на шинах, питаемых непосредственно от мощных генераторов, следует
принимать /су = 1,9. При КЗ в удаленных точках электрической сети
принимают /су = 1,8. Тогда 1у = 2,55 Г1 и /у — 1,52 I".
168
44. Основные положения при расчетах сопротивлений цепи КЗ
Для вычисления токов КЗ составляют однолинейную расчетную схе-
му с указанием всех элементов цепи КЗ (генераторы, силовые транс-
форматоры, реакторы и т. п.) и их номинальных мощностей (в кВт или
кВ-А) и напряжений (в кВ), а для воздушных и кабельных линий —
сопротивлений (в Ом) или длин, сечений и материалов (рис. 107, а),
по которой определяют сопротивления цепи КЗ. В расчетную схему
для определения наибольших значений токов КЗ включают все эле-
менты, участвующие в питании КЗ, с учетом их связей как с местом
КЗ, так и между собой.
Сопротивления элементов короткозамкнутой цепи, в общем случае
состоящие из активных и реактивных сопротивлений, могут быть вы-
ражены или в именованных единицах (Ом), или в относительных еди-
ницах. В цепях напряжением до 1000 В сопротивления выражают в Ом
или мОм и учитывают активные и индуктивные сопротивления.
В цепях напряжением выше 1000 В широкое применение получило вы-
числение сопротивлений в относительных единицах (относительных
сопротивлениях), так как при этом способе сокращается вычислитель-
ная работа. В этом случае учитывают только индуктивные сопротивле-
ния, а активными сопротивлениями пренебрегают ввиду их малости по
сравнению с индуктивными. Активные сопротивления учитывают лишь
в том случае, когда 1/3 (при протяженных воздушных и ка-
бельных линиях). Емкостные сопротивления не учитывают. При вычис-
лении токов КЗ все расчеты относят к одной фазе, которая может ока-
заться в наиболее тяжелых условиях, и потому относительные со-
противления отдельных участков цепи КЗ также определяют для од-
ной фазы. Эти расчеты распространяются на все три фазы, так как каж-
дая из и их может оказаться в наихудших условиях при КЗ.
у
у , _UKS6
pOTp-Ww)TJ:
змнв7*^
„ „ у. S0D4OKp
|Х-ХО1В | ХяХр1|{
[хо=ЙД0н/км ] Хо= 0,08 Он/КМ
-3- )
о I
и ср
Мл?
Vcp
10кВ
К1
кг
1
-2-3
Мтр J
Рис. 107. Расчетная схема (а) и схема замещения для определения относитель-
ных сопротивлений элементов цени КЗ
169
Под относительным сопротивлением понимают отношение абсолют*
ного падения напряжения на элементе цепи КЗ к среднему напряжению
цепи. Поэтому относительное сопротивление не имеет размерности.
Например, если Д6/ф = 0,4 кВ — падение напряжения на элементе
цепи КЗ, Пф.Ор = 20 кВ — среднее напряжение цепи КЗ, то относи-
тельное сопротивление
х* = Д[/ф/(/ф.ср = 0,4/20=0,02.
Соотношение между относительным сопротивлением и сопротивле-
нием (в %)
А: = х -100 = 100=-^ 100=2.
1Л}>.ср 20
Для расчетов токов КЗ необходимо- все сопротивления элементов
цепи КЗ, указанные на расчетной схеме и полученные при различных
исходных данных, пересчитать в относительные сопротивления при
так называемых базисных условиях. Базисными называются такие
условия, которые являются одинаковыми расчетными для всех сопротив-
лений иепи КЗ, вычисленными ранее при различных исходных данных.
Базисные условия характеризуются базисной мощностью S6, базис-
ными или средними расчетными напряжениями Ucp и базисным током
/б. За базисную мощность принимают: сумму номинальных мощностей
генераторов (в тыс. кВ-А), т. е. S6 = SH0M.r2, если известны их мощ-
ности; удобное для вычислений целое число (чаще всего 100 тыс. кВ-А
или 1000 тыс. кВ-А), если точка КЗ питается от системы неограничен-
ной мощности или мощность источников питания (генераторов) неиз-
вестна.
В качестве базисного напряжения принимают среднее линейное на-
пряжение Ucp той ступени, где производится вычисление тока КЗ (на-
пряжение в начале и конце линии различно по величине). Расчетные
напряжения выше номинальных примерно на 5%. Для номинальных
напряжений UROM, равных 0,22; 0,38; 3; 6; 10; 25; 35; НО; 154; 220 кВ,
принимают соответственно следующие значения расчетных напряже-
ний Ucp: 0,23; 0,4; 3,15; 6,3; 10,5; 26,2; 37; 115; 162; 230 кВ. Базисная
мощность одинакова для всех элементов цепи КЗ независимо от значе-
ний напряжений этих элементов; базисный же ток /б для элементов це-
пи с различными расчетными напряжениями при этой мощности будет
различен, так как
/6 = S6//3f7cp. (39)
45. Вычисление относительных сопротивлений цепи КЗ
Для расчета используем схемы, приведенные на рис. 107, а и б.
Линии передачи. Относительное сопротивление линии передачи
х ______________ ______________l/з /б*
^Ф-ср L'Cp/l/3 ^ср
170
Умножив и разделив это выражение на 7/ор, получим
V _х V3 ^ср _ „ So „ / So
**<5л- U2
ср vcp vap
где S6 — базисная мощность, тыс кВ-А или MBA; Ucv — среднее рас-
четное напряжение линии, кВ; /б — базисный ток, кА; х — сопротив-
ление линии, Ом; I—длина линии, км; х0 — индуктивное сопротивле-
ние 1 км линии, Ом/км.
При отсутствии точных данных принимают; для воздушной линии
напряжением 6 кВ и выше х0 = 0,4 Ом/км; для трехфазного кабе-
ля 35 кВ х0= 0,12 Ом/км; для трехфазного кабеля напряжением 6 и
10 кВ = 0,08 Ом/км.
При необходимости учета активного сопротивления (в Ом/км), его
величину для 1 км соответствующего сечения провода берут из спра-
вочных таблиц.
Относительное активное сопротивление определяют по формуле,
аналогичной выражению (40), т. е.
772 U 7/2
ср ''ср
Синхронные генераторы. В справочниках обычно указывают от-
носительное сверхпереходное сопротивление генератора х"а при его
номинальных данных (SHOM.r, £/Ном.г> /Ном.г)- Если сопротивление об-
моток генератора принять равным хг (в Ом), то его относительное со-
противление х*бг при базисных условиях (S6 и L/cp) и номинальных
данных (SH0M.r и 17Номт) будет определяться по формулам, аналогичным
формуле (40):
(40)
V V II v" . _ v SHQM.r
**0i’ Хе пч X>,i 'Хг нг в
Решая эти выражения совместно при условии, что 7/ном.г = 7Лр п
и Shomt =# Зб, получим формулу, по которой приводится относитель-
ное сопротивление генератора при его номинальных данных .к базис-
ной мощности:
(41.)
S6
'^*бг ’ о
^ном.г
Относительные сопротивления синхронных компенсаторов и син-
хронных двигателей включают в расчетную схему, если они располо-
жены электрически близко от точки КЗ и мощность их больше
1000 кВ-А. Синхронные компенсаторы и двигатели, вращаясь под дей-
ствием инерции, рассматриваются в момент КЗ как источники тока, пи-
тающие место КЗ.
Реакторы. Сопротивление реактора дается в справочниках в относи-
тельных единицах л^пом.р или процентах хном-р % при номинальных
данных реактора (7/Ном.р и /НОм.р)- По аналогии с синхронным гене-
ратором, принимая сопротивление реакторов хрОм, можно записать
171
два выражения, из которых одно соответствует базисным, а другое но-
минальным условиям:
„ __У3 /б Хр __ Уз Люм.р *р
Л*б.р — /7 и Л*ном-р —
L'Cp инОМ-р
Из совместного решения этих выражений получаем формулу для
определения относительного сопротивления, соответствующего базис-
ным условиям,
I б t/ном-р -^iroM.p %t/цом. p
(42)
Х*б.р — Л'*ПОМ.р , ,, ln0 -]/Т / ,/2
'ном.р^ср 1ии V й 'ном.р •-'ср
Силовые трансформаторы. В расчете относительных сопротивлений
двух- и трехобмоточных трансформаторов имеется различие.
Для двухобмоточных трансформаторов в справочниках обычно
указывают напряжение КЗ ик% при их номинальной мощности, кото-
рые численно примерно равны сопротивлениям трансформаторов, вы-
раженным в процентах (хном.тр%). Относительное сопротивление двух-
обмоточного трансформатора, приведенное к базисной мощности, оп-
ределяют по формуле, аналогичной для генератора
„ ,, ^б ик Sa
Л*б.тр Л*ном.тр Q 1ЛЛ о 4
•\Г0М.тр «Зцом-тр
Для трехобмоточных трансформаторов значения ик % в справоч-
никах дают для каждой пары обмоток «щ-п %, ыК1_п1%, «кп-ш% при
номинальной мощности трансформаторов. За номинальную мощность
трехобмоточного трансформатора принимают мощность «наиболее мощ-
ной его обмотки. В настоящее время выпускают трехобмоточные транс-
форматоры, у которых все обмотки одинаковой мощности. Напряже-
ние КЗ (в %) отдельных обмоток при номинальной мощности трехобмо-
точного трансформатора приближенно определяют по формулам:
(43)
(44)
ИК1 = О,5 (ИК1 —11 + «К1 —111-ИкП — ш);
мк2 = 0,5 (WkI —II + WkII — III — WkI —III);
Wk3 = 0,5 (UkI —III +«K11-111 — WkI —II )-
В расчетной схеме каждую обмотку трехобмоточного трансформато-
ра представляют как отдельный элемент (рис. 108, а и б) с соответствую-
щим ик и приводят к базисной мощности по формуле двухобмоточного
трансформатора; x^.g#TPj = Sp/lOO 5Вом*тр1»
-^*б.тр2 = Wk2 Se/100SHOM
• Tp.b ^:б.тр3-S6/100SBOM
•тр1‘
Когда задается мощность КЗ SK0 на шинах проектируемой или
эксплуатируемой электроустановки энергосистемой, то относительное
сопротивление системы х*бс до шин при принятой базисной мощнос-
ти S6
х*б.о Sq 5б
= , **бс = **с-^ или Х*Сс = --5-
Х*С ‘-’КС *^кс *^кс
где л^с — 1 — относительное сопротивление системы при заданной
мощности КЗ 5ИС на шинах подстанции.
172
(45)
Таблица 6
Наименование элемента Именованные единицы Относительные единицы
Линия передачи , иср.б Хп- Хй1 и2 Lcp , s’t> •Х*бл —XqI t'cp
Генератор - Сб О °ном. г - Зб х*бг — ‘-’ном. Г
Реактор Хном-р % ^ср.б Хр~ 100 ТАГ/ и V 'ном-р L'cp ХНОМ Р °о 1 б ^пом«р 100 /„OM.pt/cp
Трансформатор х и,< % ^срб 100 Зном.тр ы» "" ,<>г> Х*б.тр - . „ ’ПОМ.Тр
Система или вы- ключатель ^ср.б ^ср.б с- ^кс ^ном откл s,-, .S’f> х=?,бС — о » •^кс НОМ-ОТКЛ
Аналогичное выражение имеем, когда задается номинальная мощ-
ность отключения выключателя на вводе электроустановки
ShoM-ОТКЛ- = ^б^пом-откл-
При расчете в относительных единицах сопротивления всех элемен-
тов, как рассмотрено выше, приводят к одним и тем же базисным усло-
виям при базисной мощности S6. При расчете в именованных единицах
сопротивления всех элементов приводят к одному базисному напряже-
нию /7Ср.б — напряжению той ступени", где рассматривается КЗ.
Сопротивление X рассматриваемого элемента в именованных единица х
(Ом) на той ступени, на которой находится элемент, приводят к расчет-
ной ступени напряжения по следующему выражению: х = XUcp,6:
:Ucp, где х— сопротивление элемента, приведенное к базисному на-
пряжению i/cp.e! ^ср — среднее напряжение ступени, на которой на-
ходится элемент.
Выражения для определения сопротивлений в именованных еди-
ницах (Ом), приведенных к базисному напряжению, и относитель-
ных единицах при базисной мощности приведены в табл. 6.
Вычисление относительного сопротивления до точки КЗ. Оно обыч-
но выполняется в такой последовательности: определяют по расчетной
< хсме относительные сопротивления отдельных элементов цепи КЗ 1,
2, 3, I (воздушная линия), 5 (кабельная линия) при базисной мощно-
сти (см. рис. 107, а); составляют схему замещения цепи КЗ (см.
рис. 107, 6), где каждый элемент цепи представляют в виде эквивалент-
173
Рис. 108. Расчетная схема (о) и схема за-
мещения (б) трехобмоточного трансформа-
тора
ного индуктивного сопротивления, при этом в числителе дроби, стоя-
щей у каждого сопротивления схемы замещения, проставляют поряд-
ковый номер элемента цепи, а в знаменателе — его относительное со-
противление; определяют относительное сопротивление до точки КЗ,
указанной на схеме, путем последовательных преобразований схемы за-
мещения.
Эквивалентное относительное сопротивление группы последователь-
но соединенных сопротивлений определяют их суммой:
Х*б2 = -*4б1 + Х*б2 + Х*Г)3 + — + х*бп- (46)
При параллельном соединении эквивалентное относительное со-
противление группы элементов
+ + (47)
йбЕ -^4:62 ^$‘бЗ ЛСфбП
Если при параллельном соединении сопротивления отдельных эле-
ментов равны, то эквивалентное сопротивление группы
v x*f>i -Х-гба Хабя /ля\
X:|t6s —------- —... , (48)
п п и п
Преобразование «треугольника» в трехлучевую «звезду» (рис. 109)
производят по формулам:
Х*б1 = Х^б12 Х*б1з/(хя.б12 4" Xs.618 4- Л^даз)»
Х*б2 — х^бгз (х4.б12 4* х^бгз х^.б28);
х*бз=хВ13 4" хй.б13 4- х/?би).
Преобразование трехлучевой «звезды» в «треугольник» производят
по аналогичным формулам, известным из электротехники.
Относительные сопротивления цепи до точки КЗ можно применять
без пересчетов только в том случае, если они вычислены при дей-
ствительной базисной мощности. Если мощность генераторов SH0M.r£,
питающих точку КЗ, известна, а относительное сопротивление до точки
КЗ было вычислено при удобной для расчета базисной мощности, на-
пример 50 = 100 тыс. кВ-А, то необходимо произвести приведение
174
полученного относительного сопротивления к мощности генераторов
путем пересчета по следующей формуле:
с с
х*расч __ ПОМ. v HOM.rS . /дп\
---------’ -ё---- ИЛИХ^расч^Х^бГ---------- , (4У)
**62 Sf5 S<5
где х^расч — расчетное относительное сопротивление до точки КЗ при
суммарной мощности генераторов; — суммарное относительное
сопротивление, вычисленное при S6 = 100 тыс. кВ-А.
Если при расчете токов КЗ учитывают активные сопротивле-
ния, то во все формулы вместо х^бУ следует подставлять =
== Кг«бХ + Активные относительные сопротивления суммируют
отдельно от реактивных.
46. Расчет токов трехфазного КЗ аналитическим методом
Аналитический метод расчета токов КЗ применяют при питании точ-
ки КЗ от источника неограниченной мощности. Расчет токов КЗ вы-
полняют в такой последовательности:
1. Выбирают базисную мощность, вычисляют базисный ток для
расчетной точки КЗ.
2. Определяют суммарное относительное сопротивление до точки
КЗ. При этом следует иметь в виду, что при действительном токе ко-
роткозамкнутой цепи относительное суммарное сопротивление до точ-
ки КЗ = 1 (или 100%), так как падение напряжения на всех эле-
ментах цепи равно полному напряжению. Если х*СУ > 1, то эго озна-
чает, что выбранный базисный ток больше действительного тока КЗ;
если х^бЕ < 1, то базисный ток меньше действительного.
3. Находят действующее значение периодической составляющей
тока КЗ /„ в первый период после возникновения КЗ по вычисленным
значениям х:!1 ег и /е. Соотношение между хФ0£ и /б выводят из сов-
местного решения:
x*6s = pr3/6xs/{/(,p и = UCv/V3xs; откуда /к =/67-W- (50)
4. Определяют действующее значение тока установившегося режи-
ма /то. Так как точка КЗ питается от системы неограниченной мощно-
сти и периодическая составляющая неизменна за все время КЗ, то /«,=
= /к.
5. Вычисляют ударный ток iy и действующее значение тока КЗ
7У по формулам (36) и (38). При ку — 1,8 ty =* 2,55 /к и /у — 1,52/к.
6. Мощность КЗ
SK = |/*3 к. (51)
Умножив левую и правую части формулы (50) на j/З С70 р, получим
выражение для определения мощности КЗ через относительное сопро-
тивление и базисную мощность
Кз t;cpили Sk = S6 .
**б2
175
Расчет токов КЗ производят для двух режимов — максимального
и минимального. Токи КЗ максимального режима используют при вы-
боре токоведущих частей и аппаратуры электроустановок, токи мини-
мального режима — при. расчете релейной защиты. Расчетную схему
минимального режима составляют по расчетной схеме максимального
режима, из которой исключают некоторое количество элементов, ре-
ально возможное в действительности. Расчет токов КЗ для максималь-
ного и минимального режимов выполняют при любых методах.
Пример 2. Вычислить токи и мощности КЗ для понижающей подстанции
(см. рис. 82) при 5'б= 100 МВ • А. Точки КЗ, технические данные элементов схе-
мы, мощность КВ на шинах 220 кВ районной подстанции РП указаны на
рис. НО, а.
Вычисление относительных сопротивлений для максимального режима.
1. По расчетной схеме рис. 110, а и схеме замещения рис. 110, б. Относитель-
ное сопротивление системы, приведенное к базисной мощности Sg,
х*бс = S6/SKC = 100/3500 = 0,029-
Расчетные значения ик обмоток трансформаторов Тр/ и Тр2, через которые
протекают токи КЗ:
uki =0,5 + «к1_Н1— ык11-ч111) = 0,5 (22,4+ 14,2—8) = 14,3 %;
икз =0,5 (ик1 _]]] + «K[j_и] — Ык1 — п) = 0,5 (14,2 + 8 22,4)= 0,1 %.
Относительные сопротивления обмоток трансформаторов Тр/ и Тр2;
£б _ 14,3
^ном.тр ЙЮ
«б 0,1
ЫК1
100
циз
**61
**бз
100
—— =0,357)
40
100 ,
_ -----=0,002. '
100 Shom-tp 100 40
Относительные сопротивления трансформаторов ТрЗ и Тр41
ик «б 7,5 100 , „
=--------------=----77 — I ,У.
100 SUOM.Tp 100 4
Относительные сопротивления линий:
**б3 = **б8 = х0 li Sfj/U^ = 0,4-20-100/372 = 0.585)
х*бь = х„ lg SG/U%p = 0,08. 10-100/ 10,52 = 0,727,
2. По схемам преобразования рис. 110, в, г, д, е, ж, з;
х*бо =**б«/2 = 0,585/2 =0,292;
*6*10 =**6e72= 1,9/2 = 0,95; ,
**611 =**612= **61 + **бз = 0,357+0,002 = 0,359;
**6i3 = **6ii/2 = 0, 59/2=0,179;
**бк1 ~ **614 = **бс +*«б1з+**69 = 0,029+ 0,179 + 0,292 = 0,5;
**бк2 = **616 = **614+ **610 = 0,5 + 0,95 = 1,45;
**бкз = **бю = **61.5 + **6s = 1,45 + 0,727 = 2,177.
Вычисление относительных сопротивлений для минимального режима)
1. Относительные сопротивления отдельных одноименных сопротивлений
расчетной схемы рис. 110, и будут такими же, как для рис. ПО, а, так как они
вычисляются при той же базисной мощности 100 МВ • А. Значения относитель-
ных сопротивлений указаны на рис. НО, к.
176
д? ПОкВ ^^3500 ПВА
1WKB Г
r/7W>
^ш)з f
РО
г
I
/'
?J Tpz
3'
38,5кВ
И |z5
I I^IOkm J
|Лл= ОуОм/кЛ
\/Ki !
P 7 35т
Тр1,Тр2
w=<w
?V%;
Оц!-ш~ 19,2%;
^кр-Шх ® °^а
НОН'ТР L ЧОООК8А \ Ге
W°/od Q ТрЗ {
/ кг
Р / 11кВ
7
} ТР1
0
с
0,029
О 1з~Юкн
Т кв=0.08 См/л/у
Lb
Л , кз
Y 7 юкв
Ц 210кВ ^SKE
110н8
/г
w -» - .
Iffill 0,3533
9 j
10 }
Vs l//кг
8 i
O''"} //КЗ
К)Л-
0,028
38,5кВ
И
I, / Л/
у1 / 35 кВ
6
Л кг
7 нм
1
1,357
3
0,002
Ч
0,585
8
/ КЗ
7 10КВ
P1^
кгЦ f 1,з i
Рис. ПО. Расчетипя схема по максимальному (а)" и минимальному (н) режимам
и схемы замещении и преобразования (б, в, г, д, е, ж, з, к, л, м. н) к примеру 2
177
2. По схемам преобразования рис. 110, л, м, н:
z*6ki =‘х,бс+ x*6i ~Ьх*бз“1_х^б<1 ~ 0,029 + 0,357 + 0,002 + 0,585 =»0,973j
•**бк2 = х*б1з==л:*б17 + х*6в = 0,973 + 1,9 = 2,873;
я*Скз =^*619 = л:*б18 =2,873 + 0,727 = 3,6.
Вычисление токов и мощностей КЗ для максимального режима.
Точка К1
761 = 5б/1/з t/cpi = 100/1/3.37 = 1,56 кА;
7к1 =1Ъ1/х ^бк!^1,56/0,5 = 3,12 кА;
1 «1 =^к1 — 3,12 кА;
• fyi = 2,55/K1 =2,55.3,12 = 7,93 кА;
/у1= 1,52 /к1=1,52 • 3,12=4,74 кА;
S,(1 =5с/хфСК1 -100/0,5 = 200 МВ-А.
Точка К2
/б2“£б/1/зЦ.ра= 100/1/3.10,5 = 5,5 кА;
Л<2 =5,5/1,45=3,8 кА;
/оо2=/к2 =3,8 кА;
• /у2 = 2,55/к2 =2,55-3,8 = 9,7 кА;
7у2 = 1,52/к2 =1,52-3,8 = 5,78 кА;
Sls2 = 5б/х,бк2 =100/1,45 = 69 MB-А.
Точка КЗ v
/бз =Se(l/3t/cp3)=100/( 1/3.10,5) = 5,5 кА;
'из =/бзЧбЗ = 5,5/2,177 = 2,53кА;
/„ з = /К3 = 2.53 к А;
/у3=2,55/к3 =2,55-2,53 = 6,46 кА;
/у3 = 1,52/к3 =1,52.2,53 = 3,85 кА;
Sk3 = £0/х„бз = 100/2,17/ .46 МВ-Л.
Вычисление токов КЗ для минимального режима.
Для проверки релейной защиты на чувствительность к минимальным токам
КЗ требуются только значения /к. Базисные токи, относящиеся к соответс(вую-
щим напряжениям, будут такими же, как при максимальном режиме;
'к! =/б1/*.бк1 ==1.56/0,973 = 1,6 к А;
1к2 ~1^х»бк2 =5,5/2,873=1,91 кА;
•^кз =^бз/*»бкЗ =5,5/3,6-=1,53 кА.
47. Расчет токов трехфазного КЗ по кривым
Расчетные кривые. При КЗ вблизи генераторов амплитудное зна-
чение периодической составляющей тока КЗ в переходном процессе —
изменяющаяся величина (она принимает определенное значение только
|/«
при установившемся режиме КЗ), что вызывает усложнение рас чета
токов КЗ аналитическим способом. Поэтом)' в настоящее время бла-
годаря простоте и достаточной для практических расчетов точности
широкое применение получил метод вычисления токов КЗ по расчет-
ным кривым.
Метод вычисления по кривым основан на применении специальных
расчетных кривых, по которым определяют для различных моментов
времени t процесса трехфазного КЗ значения относительной периоди-
ческой составляющей тока I*Dt в функции от х* расч — расчетного от-
носительного сопротивления: 1* nt = f (t, **Расч)-
Относительная периодическая составляющая тока КЗ I*at пред-
ставляет отношение действующего значения тока КЗ для любого мо-
мента времени /п( к базисному току /с, т. е. /Фпе = /nJ/Zc.
Расчетные кривые (рис. 111) построены в предположении, что до
момента КЗ генераторы работали с номинальной нагрузкой при
cos ср — 0,8 и номинальным напряжением на их зажимах. По оси абецисс
кривых отложены значения расчетных относительных сопротивлений
**расч> а по оси ординат — значения относительной периодической со-
ставляющей тока КЗ 7*П(. Каждая кривая, соответствующая опреде-
ленному моменту времени КЗ, показывает изменение относительной
периодической составляющей тока КЗ в зависимости от величины рас-
четного относительного сопротивления до точки КЗ. Расчетные кривые
построены для отдельного генератора, от которого проходит ток в точ-
ку КЗ через то или иное сопротивление. Эти же кривые применяют для
вычисления токов КЗ и для группы генераторов. Относительную пери-
одическую составляющую тока КЗ при наличии в системе различных ти-
пов генераторов следует определять по кривым тех генераторов, сум-
марная мощность которых больше.
Расчет токов КЗ но расчетным кривым может быть произведен: по
индивидуальным изменениям, когда па величину тока КЗ учитывается
влияние отдельных источников питания (пли группы источников), на-
ходящихся в разных условиях по отношению к точке КЗ; по общему
изменению, т. е. без учета влияния отдельных источников питания на
величину тока КЗ. Первый способ точнее, чем второй, но более трудо-
емок.
Расчет токов КЗ по общему изменению. Расчет относительного со-
противления и токов КЗ по общему изменению для соответствующей
точки схемы производят при базисной мощности, равной сумме номи-
нальных мощностей всех источников питания, независимо от удален-
ности каждого из них от точки КЗ и влияния на величину тока КЗ этой
точки.
Расчет токов КЗ по общему изменению, т. е. по одному расчетному
сопротивлению, производят в такой последовательности:
1. Определяют, относительное сопротивление до рассчитываемой
точки КЗ при базисных условиях согласно расчетной схеме и схемам
замещения и преобразования.
2. Находят по относительному расчетному сопротивлению значения
относительных периодических составляющих тока КЗ для различных
моментов времени (например, t — 0; t — 0,2; t~ оо). Относительную
179
ISO
периодическую составляющую КЗ для времени t < 0,1 с определяют
по кривой для времени t = 0.
3. Вычисляют действующее значение периодической составляющей
тока трехфазного КЗ для любого момента времени
7*nt 7 g, (S3)
где 7б — базисный ток, равный суммарному номинальному току гене-
раторов, вычисленный при напряжении (7ср той ступени, где рассмат-
ривается КЗ, т. е. Уд — 7ном.ге = SH0M(7Ср.
Действующее значение сверхпереходного тока КЗ 7" определяют по
1* п/о, а установившегося 7ТО по 7* п(
7 =7*nto а /<« = 7^ntoo 7б.
4. Определяют токи iy и /у. При ку — 1,8 1У = 2,55 Г' и /,, =
= 1,52 7".
5. Определяют мощность трехфазного КЗ для времени, соответст-
вующего моменту разрыва дуги выключателем; умножив левую и пра-
вую части формулы (53) на ]/3(/Ср (при 7*nt = S*nt), получим
J/"3(7Cp/nf= V3(7ср/б 7*nt или Snt = Sii.n(S6.
Мощность КЗ для первого периода определяют по формуле
Х" = ГЖр /". (54)
Расчетные кривые построены до х*раСч = 3. Когда х*расч>3,
то это означает большую электрическую удаленность точки КЗ от ис-
точника (или источников) питания; периодическая составляющая в этом
случае остается почти неизменной и токи КЗ определяют так же, как
и при питании от источника неограниченной мощности.
Пример 3. По расчетному сопротивлению максимального режима х» расч =
= 0,825 при КЗ на шипах ПО кВ и Зб = 5пом. Г2 = 2400 MB-А найти токи и
мощность КЗ.
Относительные периодические составляющие КЗ (см. рис. Ill) при x»paCq=
= 0,825 s Дп0= 1.2: /.„о., =1,06; /.„«,= 1,3.
Токи и мощность КЗ: /б =----—
1/317ср 1/3-115 = 12,65 кА;
/" = ДпО 7б = 1.2-12,65 = 15,2 кА;
/0>2=Дп0,2 76 = 1.06-12,65 = 13,4 кА;
7те=/.пте/6 = 1,3-12,65 = 16,45кА;
«у=2,55/" = 2,55-15,2 = 38,8 к А;
s"=S*nOS6 = 1.2-2400 = 2800 МВ-А.
Расчет токов КЗ по индивидуальным изменениям. За базисную мощ-
ность Хб принимают любое целое число. Согласно расчетной схеме со-
ставляют схемы замещения и преобразования, по которым вычисляют
относительные сопротивления отдельных элементов и ветвей до рас-
четных точек КЗ. Когда каждый источник питания имеет прямую связь
в точкой КЗ, например К/ (рис. 112, а), то токи КЗ определяют отдель-
но от каждого источника питания. Ток КЗ в этой точке равен сумме то-
181
Рис, 112. Расчетная схема (а) и схемы замещения (б) и преобразования (в, г)
для расчета относительных сопротивлений по индивидуальным изменениям
ков, поступающих от каждого источника. Если точка КЗ расположена
в схеме так, что токи КЗ от нескольких источников питания протекают
через общее сопротивление, например в точку К2 на рис. 112, то дейст-
вительную расчетную схему (рис. 112, в) преобразуют в эквивалентную
лучевую (рис. 112, г). При замене действительной схемы лучевой схе-
мой сохраняется равенство общего эквивалентного сопротивления об-
щему сопротивлению действительной схемы, и токи КЗ, протекающие
по лучам, остаются неизменными. Расчет сопротивлений лучевой экви-
валентной схемы и токов КЗ производят в такой последовательности:
1. Определяют результирующее относительное сопротивление дей-
ствительной схемы (см. рис. 112, е) при принятой базисной мощности
Хб до точки К2
_ **6X1**6X2 .
•**6. к2 — -----— -------р Х*б23-
*йбХ1 +**622
(55)
2. Принимают значение относительной периодической составляю-
щей /*п в точке КЗ /(/ равной единице: /Ф11 — /!!ц11 /*112 = 1.
3. Находят коэффициенты распределения кР1 и кр2, указывающие
долевое участие каждого источника питания в создании общего тока
КЗ, учитывая при этом, что по абсолютному значению kpi=/*d1,
Кр2~ 1*п2г ~ ^Р1 Ч- ^р2 = !•
Соотношения между относительными сопротивлениями и относи-
тельными токами такие же, как между сопротивлениями и токами в име-
нованных единицах — токи ветвей обратно пропорциональны сопро-
тивлениям (см. рис. 112, в):
**6X2 Лп1 Cnl I—Z*n2
—------=--------= ——-------= —-------- ; (56)
*»6Х1 Сп2 У*п2
. кр1 = /*п1 =-------------- и кр2 = /*п2 = ---------------’ (57)
**621 1 **6X2 х *621 Т**бХ2
182
4. Определяют сопротивления лучевой эквивалентной схемы нт
условия эквивалентности действительной (см. рис. 112, в) и лучевой
(см. рис. 112, г) схем согласно выражениям:
**621 Kps 1—Яр! КР2 .. **621**622
. - —. --—, —— ————— И — = X*gK2 >
**622 КР2 1 *Р2 **621 + **622
откуда
= ----- и Кр2== <621.---- .
*•621 +*«622 **621 "1"**б22
v' ____ *#6к2 , **6 кг zco\
Х.621--------И Х,б22 — -------. (Эо)
Яр] Кр2
5. Относительные сопротивления лучевой эквивалентной схемы х'б21
и х»б22, вычисленные при произвольно выбранной базисной мощности*
S6, приводят к суммарной мощности генераторов соответствующего
луча;
с с
v ______v> °ном.г21 _ » °ном.г22
Л*расч1 и ^*расч2—-^«622 и
об об
где л^расч} и л**расч2 — относительные сопротивления лучевой эквива-
лентной схемы, приведенные к суммарным мощностям генераторов лу-
чей (см. рис. 112, а).
6. Определяют токи и мощность КЗ от каждого источника в отдель-
ности по тем же формулам, что и при расчете токов КЗ по общему изме-
нению; сумма этих токов (мощностей) представляет действительный ток
(мощность) КЗ в расчетной точке.
48. Схемы прямой, обратной и нулевой последовательностей
и значения реактивных сопротивлений при несимметричных КЗ
Повреждения и ненормальные режимы работы в электрических сис-
темах по степени симметрии токов и напряжений в трехфазной‘,систе-
ме подразделяют на симметричные и несимметричные режимы. К сим-
метричным относятся такие, при которых симметрия токов и напря-
жений всех трех фаз не нарушается. Такие режимы возникают при пере-
грузках всех трех фаз, трехфазных КЗ и качаниях электрической систе-
мы. К несимметричным режимам относится значительное число нару-
шений нормального режима, когда одна из трех фаз оказывается в ус-
ловиях, отличных от двух других, или все три фазы оказываются в раз-
личных условиях (однофазные КЗ, неравномерная загрузка фаз, двух-
фазные и трехфазные КЗ через неравные сопротивления и т. д.). Не-
симметричные режимы делят на простые и сложные. К простым отно-
сятся такие режимы, при которых в особых условиях оказывается толь-
ко одна из трех фаз, к сложным — когда все три фазы оказываются в
различных условиях.
Из курса электротехники известно, что любая несимметричная сис-
тема А, В, С (рис. 113, а) токов, напряжений, магнитных потоков и
133
других величин может быть разложена однозначно на три независимые
трехфазные симметричные системы, для каждой из которых явления
в фазах подобны. Эти три симметричные системы отличаются одна от
другой последовательностью фаз (рис. 113, б, в, г) и носят название
прямой (>4V В1г Сг), обратной (Л2, В2, С2) и нулевой (Ло, Во, Со) по-
следовательностей. Системы прямой и обратной последовательностей
отличаются чередованием фаз: у первой — Alt Blt Съ у второй — А2,
С2, В2. В системе нулевой последовательности все три вектора (Ло, Во,
Со) одинаковой величины и совпадают по фазе.
Схемы прямой и обратной последовательностей образуются так же,
как и для трехфазного КЗ. Поэтому все преобразования расчетной
схемы трехфазного КЗ полностью применимы и к схемам прямой
и обратной последовательностей.
Схема нулевой последовательности существенно отличается от схе-
мы прямой последовательности, так как токи нулевой последователь-
ности проходят по путям, отличным от путей прохождения токов трех-
фазного КЗ. Токи нулевой последовательности, являясь, по существу,
однофазными токами, разветвляются между тремя фазами и возвраща-
ются через землю, оболочки кабелей и т. п. Поэтому при составле-
нии схем нулевой последовательности прежде всего необходимо выяс-
нить наличие замкнутого контура для токов нулевой последовательно-
сти. Для образования такого контура необходимо, чтобы в цепи, элект-
рически связанной с точкой КЗ, имелась хотя бы одна заземленная ней-
траль. При наличии нескольких электрических связанных между со-
бой заземленных нейтралей токи нулевой последовательности развет-
вляются между ними.
При наличии в короткозамкнутой цепи трансформаторов и соответ-
ствующих условий может быть трансформация токов нулевой последо-
вательности. В трансформаторах с соединением обмоток YJY0 (рис.
114, а, б) трансформация токов нулевой последовательности может
быть лишь при условии наличия с обоих сторон путей для их прохож-
дения. В схеме рис. 114,а такие пути для прохождения токов нулевой
последовательности есть, так как к обмотке II трансформатора присое-
динен трансформатор с заземленной нейтралью. В трансформаторе с сое-
динением обмоток Ко/Л /(рис. 114, о) ток нулевой последовательности
со стороны «звезды» наводит в «треугольнике» ток тон же последова-
тельности, но этот ток, замыкаясь в «треугольнике» обмотки, не выхо-
б)
At (Iia)
6)__
BjUib)
V (IBB)
(loA (Ipc)
lC2(l2c} 1 ‘ |
AffBtrfy]
-о
'«I
Рис. 113. Несимметричная система (о) и ее симметричные составляющие прямой
(б) обратной (в) и нулевой (г) последовательностей
184
дит за ее пределы. Поэтому вся
присоединенная со стороны «тре-
угольника» сеть в схему нулевой
последовательности не входит даже
в том случае, если в ней имеются
заземленные нейтрали. Составление
схемы нулевой последовательности
начинают от точки КЗ к трансфор-
матору с заземленной нейтралью
(рис. 115). При преобразовании
Схемы нулевой последовательности
следует иметь в виду, что концы
элементов схемы, через которые
возвращаются токи нулевой после-
довательности, имеют потенциал
земли (заземленные нейтрали
трансформаторов). Поэтому их
объединяют в одну общую точку,
которая принимается началом схе-
мы нулевой |''|последовательности.
Концом этой схемы является точ-
ка КЗ.
Реактивные сопротивления пря-
мой и обратной последовательно-
стей элементов схемы представляют
собой сопротивления этих элемен-
тов при симметричном трехфазном
режиме; они приводятся в справоч-
никах для трехфазных симметрич-
ных элементов и ими пользуются
для расчета трехфазпого КЗ. Для
синхронных машин значения со-
противлений обратной последова-
тельности ввиду их отличия от со-
противлений прямой последова-
тельности приводятся в справоч-
0) А В С Обмотки Присоединенный
Рис. 114. Токи нулевой последова-
тельности при наличии (о) и отсут-
ствии (б и е) путей их протекания
в цепи вторичных обмоток трансфор-
маторов
Рис. 115. Расчетная схема (а), схе-
мы замещения (б) и преобразования
(в, г) нулевой последовательности
нике как параметры машин.
Реактивные сопротивления нулевой последовательности элемен-
тов схемы выражают через сопротивления прямой последователь-
ности.
Линии передачи. В практических расчетах принимают следующие
значения реактивного сопротивления нулевой последовательности ли-
ний: для воздушных одноцепных без троса х0 =3,5 хг; для воздушных
одноцепных с хорошо проводящим тросом х0 = 2х,; для воздушных
двухцепных без троса х0 = 5,5 Xj,; для воздушных двухцепных с тросом
х0 — Зхх; для кабельных линий х0 = 4xv Сопротивление прямой по-
следовательности хг принимают для воздушных линий передач] и
0,4 Ом/км, а для кабельных линий — 0,84-0,12 Ом/км в зависимости
от напряжения линии.
185
Таблица 7 ’
Трансформаторы Схема соединения обмоток
Vo/Уо...То (см. рис. 114,о) Ув/У0 (см. рис. I 14,6) У«/Д (см. рио. 114.в)
Трехфазный трехстержвевой Однофазный броневой, четы- рехстержневой Х0 = *1 хо— Х1 х0 = (1,3-т-2,0) Х£ Хо— ОО x0=>xt х 0 = •*])
Синхронные' генераторы. В СССР и в ряде других стран нейтрали
генераторов не заземляют. Поэтому, как правило, в схему нулевой по-
следовательности генераторы не вносятся. Это относится и к другим
синхронным машинам.
Реакторы. Ввиду того что реактивное сопротивление реактора в ос-
новном определяется его самоиндукцией (реактивное сопротивление
взаимоиндукции незначительно), сопротивление нулевой последова-
тельности реактора близко по величине к сопротивлению прямой по-
следовательности, и поэтому в расчетах принимают х0 = xt.
Трансформаторы. Сопротивление нулевой последовательности х0
трансформатора зависит от конструкции, схемы соединения обмоток,
способа заземления нейтрали и наличия заземленных нейтралей у дру-
гих трансформаторов системы. Для любого трансформатора со сто-
роны его обмотки, соединенной в «треугольник» (см. рис. 114, е) или
«звезду» с изолированной нейтралью, х0 = со. Величина х0 может
иметь конечное значение только со стороны той обмотки транс-
форматора, которая соединена в «звезду» с заземленной нейтралью.
Приближенные значения х0 для некоторых двухобмоточных транс-
форматоров приведены в табл. 7.
49. Расчет токов КЗ методом симметричных составляющих
Относительные сопротивления элементов схем всех последователь-
ностей вычисляют по формулам трехфазного КЗ с подстановкой в эти
формулы своих значений удельных сопротивлений линий, испытатель-
ных напряжений КЗ трансформаторов и т. д. Определяют результиру-
ющие сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательностей
до точки КЗ.
Результирующее сопротивление комплексной схемы замещения x^6hZ,
по‘ величине которого определяется ток прямой последовательности,
^-.бкХ ~“Ь -^*бдоп, (&9)
где — результирующее сопротивление схемы прямой последова-
тельности до точки К3;х*бдоп—дополнительное сопротивление, вели-
чина которого в зависимости от вида КЗ определяется значениями ре-
зультирующих сопротивлений обратной х#б22 и нулевой последо-
вательностей.
IfffJ
Дополнительные сопротивления для различных видов КЗ имеют
следующие значения: трехфазное **бдоп == 0; однофазное х*одоп==
= -»f*62s + x*6os; двухфазное х*б доп = х*бг г; двухфазное на землю
**бДОП = **622 **6 02 /(**6 22 + **6 0х)-
Вычисление тока КЗ может быть произведено по общему изменению,
если источники питания однотипны и электрически приблизительно
равно удалены от места КЗ, и по индивидуальному изменению, если
источники питания (или группы их) разнотипны и имеют различную
удаленность от точки КЗ. При расчете по индивидуальному изменению
сопротивление для каждой ветви
**б1Гв4_*«6Доп.В ^ном.г2В /са\
Х.расч.В =------------------—----t (оО)
ЛрВ
где х*б12В и х*б доп в — относительные сопротивления прямой после-
довательности и дополнительного сопротивления ветви, вычисленные
при базисной мощности S6; 5НОм.г2В — суммарная номинальная мощ-
ность генераторов данной ветви; /<рв — коэффициент распределения
для той же ветви, определяемой в схеме прямой последовательности.
При расчете по общему изменению
S
**расч ~ (**612 4" Х*б доп) 7 > (61)
где Зцом.гх — суммарная номинальная мощность всех генераторов рас-
четной схемы.
Из-за дополнительного сопротивления х*бд0П влияние разнотип-
ности генераторов на величину тока КЗ при несимметричном КЗ ска-
зывается меньше, чем при трехфазном КЗ. Поэтому во многих случаях
считается допустимым вести расчет по общему изменению или же вы-
делять для учета индивидуального изменения менынее число ветвей.
По значению х*Расч находят по расчетным кривым величину отно-
сительного тока прямой последовательности для соответствующего
момента времени Значение действующего тока прямой последо-
вательности /х для соответствующего момента времени t
/1~/*1щ/пом.г2. (t>2)
Величина полного тока КЗ в месте несимметричного КЗ
/к — mil ~ ^/*lnt /ном . г2> (63)
где /цом.гх — суммарный номинальный ток генераторов для расчетной
ступени напряжения; т — коэффициент, зависящий от вида КЗ. Ве-
личина т имеет следующие значения: при трехфазном КЗ m(3) = 1;
при двухфазном m(2) = VJ; при однофазном т^ = 3; при двухфаз-
ном на землю = /з- VT ----------- **б 22**6 02/(**б22 "I” **0о2)'
187
Таблица 8
Формулы для вычисления тока
Токи
двухфазного однофазного
КЗ КЗ
двухфазного замыкания
на землю
Обратной
тельности
последова-
Нулевой последова-
тельности
Полный ток КЗ в мес-
те несимметричного КЗ
/<2>=0
/(I.D_____/,____________
J2 ~ '1 (
X*62S 1 xs602
Токи обратной и нулевой последовательности вычисляют по значе-
нию тока прямой последовательности (Д), пользуясь формулами, при-
веденными в табл. 8. Там же приведены формулы для вычисления пол-
ных токов КЗ в месте несимметричного КЗ.
50. Упрощенный метод расчета токов двухфазного КЗ
При вычислении токов трехфазного КЗ определялись наибольшие
токи КЗ в одной из трех фаз, так как во все формулы подставляли от-
носительные сопротивления, токи и напряжения, отнесенные к одной
фазе. При двухфазном КЗ необходимо учитывать относительные сопро-
тивления обеих фаз, участвующих в режиме КЗ.
Начальный сверхпереходной ток трехфазного и двухфазного КЗ сог-
ласно рис. 116 можно приближенно определить по формулам:
I" —____ Ucr> н /"(2) , ^ср
(•«<; +*В1|) 2 (xd 1-Л-цц)
Отношение сверхпереходных токов трехфазного и двухфазного КЗ
I” ^рИТ/3(л^+л:вн)] 2
'"(2) “ "cp’PW+'bh)!
(64)
или
Г=1,15/"<2> и Г<2> = 0,87/". (65)
Так как ток iy пропорционален /", то значения ударных токов трех-
фазного и двухфазного КЗ имеют такое же соотношение:
iy == 1,15ty2) и i*,2)=0,87ij.
(66)
к ~
188
При КЗ на зажимах генератора соотношение установившихся то-
ков трехфазного и двухфазного КЗ
/<»//12) = 1/1,5 или /„ = 0,67/1„2>. (67)
Соотношение (67) получено на основании отношений намагничива-
ющих сил реакции статора при трехфазном и двухфазном КЗ. При КЗ
в удаленной точке сети (при х#расч > 3), где 1^ — 1", соотношение
между установившимися токами КЗ будет таким же, как и между тока-
ми 1" и /"<2>, т. е.
/„//L2)---/7/"<2) = 2/j/3 или /.= 1.15/L2’. (68)
Это объясняется тем, что по мере удаления точки КЗ влияние реак-
ции статора генератора станции (или станций) на величину тока КЗ ска-
зывается все меньше и меньше, а его величина все в большей степени
определяется индуктивным сопротивлением цепи КЗ хвн- При КЗ в
удаленной точке сети напряжение на зажимах генераторов остается по-
стоянным в течение всего процесса КЗ, и величина тока КЗ определя-
ется только сопротивлением цепи КЗ. Поскольку установившийся ток
двухфазного КЗ изменяется от до <Z К, то при каком-
то значении х*РаСч наступает равенство KJ' — 1Х. Таким сопротивле-
нием является х*РаСч — 0,6. Из этого следует, что установившийся ток
двухфазного КЗ нужно рассчитывать только при >:* расч 0,6, т. е.
при КЗ на зажимах генератора или в непосредственной электричес-
кой близости от генератора. Сверхпереходной и ударный токи всегда
нужно рассчитывать при трехфазном КЗ. При питании точки КЗ, зна-
чительно удаленной от генератора и от системы неограниченной мощ-
ности, токи трехфазного КЗ всегда больше токов двухфазного КЗ.
Относительные периодические составляющие токов при двухфазном
КЗ для различных моментов времени определяют по расчетным кри-
вым, построенным для трехфазного КЗ, при этом за расчетное сопро-
тивление принимают л^ра’сч = 2 х*расч, где x*pac4 — расчетное со-
противление одной фазы в точке двухфазного КЗ, определенное так же,
как и при трехфазном КЗ.
Найденное по соответствующей кривой значение относительной
периодической составляющей тока КЗ /*пг (по xiPaC4) должно быть
умножено нар^З. Последнее необходимо потому, что I*nt определено
при фазном напряжении (7ф, в то время как его следует определять при
Рис. 116. Схема расчета двухфазного КЗ упрощенным методом
189
линейном напряжении UcP = ]/3 (7Ф. Таким образом, значение перио-
дической составляющей тока двухфазного КЗ для любого момента вре-
мени
/п? — ГЗ//ном.гХ—1^3//б.
(69)
51. Расчет токов КЗ в установках напряжением до 1000 В
0,13/0,33 КВ
о;а/кв
Рис. 117. Расчетная схема (а), схемы
замещения (б) и преобразования (в
и г) именованных сопротивлений
Особенность расчета токов КЗ в сетях напряжением до 1000 В со-
стоит в том, что они обычно питаются от понижающих трансформато-
ров мощностью ие свыше 1000 кВ-А, обладающих значительными со-
противлениями, которые оказывают большое влияние на ограничение
токов КЗ. Сопротивления самого трансформатора и присоединенной к
его вторичной обмотке цепи (рис. 117, о) являются настолько большими,
что при КЗ в сети 0,13—0,40 кВ (или условно в сети низкого напряже-
ния) напряжение на первичной стороне снижается на сравнительно не-
большую величину. Это обстоятельство дает возможность упростить
расчет токов КЗ в низковольтных сетях — вводить в расчетную схему
лишь сопротивления самого трансформатора и элементов на его вто-
ричной стороне, а сопротивления элемента с первичной стороны транс-
форматора не учитывать, считая, что они (по отношению к низковольт-
ным цепям) относятся к системе неограниченной мощности. Расчет то-
ков КЗ в установках напряжением до 1000 В обычно производят лишь
для выбора аппаратуры и токове-
дущих частей. При расчете токов
КЗ удобнее пользоваться следую-
щими именованными единицами:
сопротивление в Ом, напряжение
в В или кВ, ток в А или кА, мощ-
ность в кВ-А.
В схему замещения (рис. 117, б)
необходимо вводить как индуктив-
ные, так и активные сопротивле-
ния обмоток трансформаторов
(хтр, гтр), кабелей (хк, гк), обмо-
ток 7'7' (%тт, г-п), катушек макси-
мальных автоматов (хкд, гкд) и пе-
реходные сопротивления контак-
тов автоматов (гд), рубильников
(гр) и т. п. Сопротивления сило-
вых трансформаторов, кабелей,
обмоток ТТ и катушек автоматов,
а также переходные сопротивле-
ния коммутационной аппаратуры
приведены в справочной литера-
туре.
Если на стороне первичной
обмотки трансформатора известен
190
тип высоковольтного выключателя, то сопротивление системы
(в Ом)
*с = £4Р/Кз/ ном.откл U&SНОМ.ОТКЛ, (70)
где Ucp — расчетное напряжение той ступени, где установлен выклю-
чатель, кВ; /ном.отнл и 5Ном.о1кл — соответственно ток и мощность
отключения выключателя, кА и кВ>А.
Суммарное активное г2 и индуктивное х2 сопротивления вычисля-
ют раздельно (см. рис. 117, б, в):
rS = Gp + гк + гтт +... = 2 G
I
Хх == хтр + X,. 4- хтт +... = 2 X.
1
Полное сопротивление до точки КЗ (рис. 117, г):
2х = v'fs + х£.
Действующее значение периодической составляющей тока КЗ (в кА)
в первый период КЗ
/" = /«= t/cp/KSzz,
где Ucp — среднее расчетное напряжение той ступени, где произво-
дится расчет токов КЗ, кВ; z2'— результирующее сопротивление до
точки КЗ, Ом. Ударный ток гу = ку]/2 Действующее значение пол-
ного тока за первый период КЗ /у = /"К 1 + 2 (ку I)2. Для прак-
тических расчетов при КЗ на шинах главных распределительных щитов
можно принимать следующие значения ударного коэффициента: ку=
= 1,2 — при питании от трансформаторов мощностью 100—400 кВ-А
и = 5,5%; ку — 1,3 — при SnoM.TP — 100-г400 кВ>А и ик = 6,5%.
Расчет токов КЗ по относительным сопротивлениям дает завышен-
ное значение токов КЗ и может быть применен для приближенных рас-
четов токов КЗ на шинах распределительных щитов. Метод расчета
аналитический, как от источника неограниченной мощности, но с обя-
зательным учетом активного сопротивления обмоток трансформатора.
Сопротивления кабелей, ТТ, коммутационной аппаратуры на низкой
стороне не учитываются. Относительное активное и полное сопротив-
ления трансформатора определяют по формулам:
„ _. ДРк Sc . , uK°/() Sg
Г.б.тр z ~ , ^«б.тр— „
JHOM-Tp °ном.тр ‘-’НОМ-Тр
где ДР1( — активные потери трансформатора при его номинальной на-
грузке, кВт.
Относительное индуктивное сопротивление
Л'лб.тр = 1/"2*6.тр ^*б.тр •
191
Пример 4. Вычислить активные и индуктивные относительные сопротивле-
ния трансформатора ТМ = 250/35, имеющего: 6'Ном. тр — 250 кВ • А; —
= 3,7 кВт и к,. = 6,5%; S6 = Ю0 МВ • А:
Г Sr, 3,7 100 -5 9‘
• Лб.тр •^ном.тр 250 0,25 ’ ’
у - «к°/л «6 6,5 100 — 26"
Л’Лб.Тр 100 •Shom.tp 100 0,25
б. Тр — : 1/ £*б. Т[ ft ) 1 *б. тр - = |/26: 2—5,92^25.
52. Электродинамическое действие токов КЗ
>
Проходящий по токоведущим частям электроустановки ток всегда
вызывает электродинамическое (механическое) взаимодействие между
проводниками. При нормальном режиме работы электроустановки ме-
ханическое взаимодействие незначительно и не представляет никакой
опасности для элементов электрооборудования. При режиме КЗ меха-
ническое взаимодействие между проводниками становится очень силь-
ным и зависит в основном от величины ударного тока. Электродинами-
ческие усилия, возникающие мгновенно при КЗ, оказываются настоль-
ко значительными, что могут разрушить шины и изоляторы, аппара-
туру (разъединители, выключатели и т. п.), трансформаторы, генерато-
ры и т. д. Чтобы все элементы электроустановки, выбранные для нор-
мального режима работы, были надежны в механическом отношении
при КЗ, они должны быть проверены на электродинамическую стой-
кость против действия токов КЗ. Для этого прежде всего нужно знать
величины усилий, которые возникают при КЗ.
Электродинамическое действие тока КЗ рассмотрим на примере шин,
как наиболее простом и наглядном случае. Сила, действующая на каж-
дый из двух параллельных проводников, имеющих небольшое попе-
речное сечение по сравнению с расстоянием между ними (рис. 118),
может быть определена согласно закону Био-Соварра (в Н/м)
/ х2к(|1 /lZ’ 10"’,
Cl
где и г2 — токи, проходящие по шинам, А; а — расстояние между
осями шин, м; кф— коэффициент формы, зависящий от формы сечения
проводников и их взаимного расположения. Для однополосных прямо-
Рис. 118. Электродинамическое действие тока КЗ на жесткие шины
192
угольных и круглых шин, распо-
ложенных параллельно, обычно
принимают Кф = 1. Для двух- и
трехполосных шин прямоугольного
сечения при расстоянии b между
полосами пакета коэффициент фор-
мы определяют соответственно по
кривым 1 и 2 (рис. 119) в зависи-
мости от отношения b/h.
При равенстве токов ij= i2—i
и Кф ~ 1 получим (в Н/м)
f = (2t2/n) IO"7. (71)
Рис. 119. Кривые для определения
коэффициента формы двух- и грех-
полосиых шин
Формула (71) является исход-
ной при определении электродина-
мического действия тока трехфаз-
ного КЗ (механическое действие тока двухфазного КЗ обычно не оп-
ределяют, так как г’у2) < /у). Согласно рис. 118 при трехфазном КЗ
в наиболее тяжелых условиях оказывается средняя шина (фаза В),
так как она находится под действием магнитных полей двух крайних
фаз. Заменяя ток i ударным током ty в формуле (71) и учитывая сдвиг
фаз токов и магнитных потоков на 120°, получим (в Н/м)
/-—2 J/L )/312/10я,
2 а
(72)
где ]/3/2 — коэффициент, учитывающий несовпадение максимумов
(амплитуд) токов трех фаз; iy — ударный ток, кА.
Сила, действующая надлине пролета между двумя опорами (а так-
же на опорный изолятор), определяется из выражения (в Н)
/ // I7.'!/- //К) а, (73)
где I —длина пролета, т. е. расстояние между соседними опорными изо-
ляторами, м. Величину I выбирают в соответствии с конструктивным
выполнением распределительного устройства и она зависит от ширины
камер, в которых устанавливают аппараты распределительного устрой-
ства.
Сила F равномерно распределена по всей длине пролета. При
этом шина рассматривается как неразрезная балка, лежащая свобод-
1 но на опорах (шина жестко закреплена только на одном из изоляторов,
1 обычно среднем; на остальных изоляторах шина закреплена свободно
и может перемещаться вдоль оси при температурных изменениях).
Наибольший изгибающий момент М (в Н• м), действующий на шину,
при числе пролетов п > 2
М = 77/10. (74)
Наибольшее расчетное напряжение в материале шин (в Mill)
Орасч = М/Г-10-6, (75)
из
7 А. А. Прохорскнй
Рис. 120. Моменты сопротивления
шин
где W — момент сопротивления се-
чения шины относительно глав-
ной оси инерции, перпендикуляр-
ной плоскости расположения шин,
см3 (рис. 120).
Наибольшее напряжение, под-
считанное по формуле (75), не
должно превышать допустимого:
°расч 1о1изг. (76)
Допустимое напряжение мате-
риала шин [о]пзг принимают для
медных шин 130, алюминиевых —
65, стальных — 160 Л1Па. Для ра-
ционального использования метал-
ла шин следует стремиться к тому,
чтобы не было значительной разни-
цы значений орасч и [d 113г, однако
при сравнительно небольших вели-
чинах токов КЗ это не всегда
удается выполнить.
Механическое напряжение в
многополосных шинах складывает-
ся из двух напряжений: от взаимодействия шин разноименных фаз и
ог взаимодействия полос пакета одной фазы:
^расч — °ф Ь
(77)
где Оф — напряжение в материале шин от взаимодействия фаз, опре-
деляемое по формуле (75), как и для однополосных шин; оп — напря-
жение в материале шин от взаимодействия полос пакета одной фазы.
Усилие Fn между полосами двухполосного пакета при расстоянии
2/j между осями полос (см. рис. 119), определяется (в Н)
Fa = Кф/п/у/10й,
(78)
где кф — коэффициент формы для двухполосного пакета, определяе-
мый по кривым рис. 120; 1а — расстояние между фиксирующими про-
кладками в пакете, которое принимается равным //2.
Изгибающий момент от действия силы Лц (в Н-м)
7Ии = FB
(79)
Напряжение в материале шин от взаимодействия полос пакета
(в МПа)
оп =/Ип/Гп-10~«. (80)
Момент сопротивления пакета И/и определяется по рис. 120.
191
53. Термическое действие токов КЗ
Токи КЗ, проходящие по короткозамкнутой цепи в период от нача-
ла КЗ до момента их отключения, дополнительно нагревают токоведу-
щпе части элементов электрической установки, входящих в цепь КЗ.
Несмотря на очень малую длительность протекания токов КЗ, которая
не превышает нескольких секунд, температура токоведущих частей
быстро повышается. Поэтому неправильный выбор токоведущих час-
тей может привести к их чрезмерному перегреву (или расплавлению'!
и разрушению изоляции, а также повреждению машин и аппаратов в
целом. Для предотвращения этого все токоведущие части и аппараты,
выбранные по токам нормального режима, должны быть проверены hj
нагрев токами КЗ, т. е. проверены на термическую стойкость. Под тер-
мической стойкостью элементов электрооборудования обычно понима-
ют наибольшее действующее значение тока КЗ, допускаемое для токо-
ведущих частей в течение определенного времени по условиям нагрева.
Токоведущие части считают термически стойкими, когда соблюдается
условие тк ттах, т. е. если кратковременная температура нагрева
проводника при КЗ тк не превышает наибольшей кратковременно до-
пустимой температуры ттах. Если температуру нагрева проводника до
наступления КЗ принять т„, а температуру перегрева проводника то-
ком КЗ — тп, то тк -= тп + тп.
Наибольшие кратковременно допустимые температуры токоведу-
щих частей в режиме КЗ, при которых не происходит перегрева и раз-
рушения изоляции токоведущих частей, намного превышают темпера-
туры рабочих режимов. Правилами устройства электроустановок (ПУЭ)
для шин и кабелей предусматриваются следующие нормы тта (°C):
Голые шины:
из меди.............................................. 300
из алюминия............................................200
из стали...............................................400
Кабели с бумажио-пропитанной изоляцией до 10 кВ .
включительно с медными и алюминиевыми жилами . . 200
Кабели и провода с полихлорвиниловой и резиновой изоля-
цией с медными и алюминиевыми жилами . . ... . 150
Нагрев проводника при КЗ происходит под действием изменяющего-
ся от наибольшего до установившегося значения тока КЗ. При этом
проводник нагревается от действия как периодической, так и аперио
дической составляющей тока КЗ. Количество тепловой энергии, выде-
ляемое при прохождении действующего значения полного тока К3/к.
через какой-либо проводник за время dt и при повышении температу-
ры проводника от т„ = 0 до какой-то температуры т, определяется по
формуле
dW = lit Rx dt. (81)
Сопротивление проводника Rx (в Ом) при температуре т, имеющего
длину I (в м) и сечение q (в м2): Rx = р0 (1 +ат) где р0 — удель-
ное сопротивление проводника в Ом-м при 0 °C; а — температурный
коэффицпен। удельного сопротивления.
7* 195
Подставляя значение /?т в формулу (81), получаем
dlF = |ро (1 +ат) l/ql PKtdt. (82)
Так как процесс нагрева проводника при КЗ является кратковре-
менным, то можно пренебречь отдачей тепла проводником в окружаю-
щую среду и считать процесс адиабатическим. Тогда количество теп-
ловой энергии, выделенное в проводнике, можно выразить формулой
dW = СС® dx = упл lq Cxdx, (8'3)
где G— масса проводника, кг (G = упл lq); dx;— приращение темпера-
туры проводника за время dt; Сх = Со(1 +|3т) — удельная теплоем-
кость при температуре т; Со — удельная теплоемкость при О °C; р—
температурный коэффициент изменения теплоемкости; упл—плотность
материала проводника, кг/м3; I и q — длина и сечение проводника.
Подставляя значение Сх в формулу (83), получим
dW = Со (1 + ₽т) т„л Iqdx. (84)
В результате сопоставления формул (82) и (84) можно написать
дифференциальное уравнение
[р0(1 + ат) l/q] lflt dt = С„(1 + ₽т)?ил Iqdx.
Разделяя переменные по времени и температуре, получим
— ifit dt = -£”-Т"л 1 рт dx. (85)
42 Ро 14-ат
Интегрируя левую часть уравнения (85) по времени от 0 до /откЛ
(от момента возникновения КЗ до его отключения), а правую часть —
в пределах изменения температуры от начальной, имевшейся перед КЗ,
до конечной, полученной вследствие нагрева током КЗ, получим урав-
нение
— С Hadt= -,,Тпл f —+рт- dx = Ax — Лт = .4Т , (86)
(!- J Ро J 1+ат к
0 тп
где /Откл — действительное время отключения КЗ; /огнл состоит из
времени действия основной релейной защиты данной цепи /рз и времени
отключения выключателя /ОТкл.в> т. е. /откл = /рз 4- /ОТкл.в-
Левая часть выражения (86) решается аналитически, правая —
графически ввиду сложности аналитического решения. Обозначим:
(рткл
Вк = j /к( dt — тепловой импульс КЗ, величина которого пропор-
0
циональна тепловой энергии, выделенной током КЗ в проводнике;
BK/q2 — удельный тепловой импульс тока, или тепловой импульс плот-
ности тока в проводнике. Зависимость между х и BKlq2 приведена на
рис. 121, а. При построении кривых начальная температура провод-
ника условно принята равной нулю. В действительности проводник
к началу КЗ уже подвергался действию начального теплового импуль-
са. Значения ЛТ11, ЛТк и ЛТв (рис. 121, б) соответствуют начальному
196
Рис. 121. Кривые для определения нагрева токоведущих частей
(BK/q2)u и конечному (BK/q2)K удельным тепловым импульсам и удель-
ному тепловому импульсу перегрева (BK/q2)u.
Выражение (86) принимает вид
Btl/q2 = AZK-Ahi. (87)
Рекомендуется следующий порядок пользования кривыми (см. рис.
121, б). При выбранном сечении проводника qB определяют температу-
ру его нагрева до возникновения КЗ: т„ = тс + (тдоп — тс) (/раг/
//поп), где тс — температура окружающей среды; тдоп — допустимая
температура нагрева проводника для допустимого тока /доп; /раб —
рабочий ток в проводнике до возникновения КЗ. По тн находят
ЛТн = (BK/q2)lt (см. рис. 121, б). Затем определяют значение ЛТк—
= ЛТц + BJq2 • По Лтк = (BJq2),; находят т1(. Вк определяется при-
ближенно ввиду сложности зависимости тока КЗ от времени. Так как
действующее значение полного тока КЗ для любого момента времени
складывается из двух составляющих — периодической и апериодичес-
кой: /к, /п; -|- то и полный тепловой импульс представляют
тоже из двух составляющих
'откл 'откл 'откл 'откл
J /к/Л- J (Ik + i2at)dt= 'J If,tdt+ J iltdl^
0 0 0 0
BKU4-BKa,
где Вкп — тепловой импульс периодической составляющей; Вка —
тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ.
Тепловой импульс зависит от типа источника питания и удален-
ности точки КЗ от него. При питании точки КЗ от системы неограни-
ченной мощности и удаленного КЗ при питании от генераторов, когда
л*расч^3, периодическая составляющая тока КЗ /п является неза-
тухающей во времени и Вкп имеет следующее значение:
/2 И/ - /2/ --- /2 t —Г"г/
1 П ‘откл - ‘к ‘откл 1 ‘ОТКЛ'
(88)
197
Тепловой импульс от апериодической составляющей тока КЗ ial =
= У 21 а имеет вид
‘откл *откл ‘откл
а после преобразований Вка = Тъ (1 — е 2,откл/7а).
Если tOtK!l Та, что обычно имеет место, то можно принять
Вка = /^в = Д7а = /"2Та.: (89)
I
Тогда полный тепловой импульс
5« = /2(^Кл + ^а). или Вк = /"2(/0ТЕЛ + 7а). (90)
Для установок напряжением выше 1000 В с относительно малым ак-
тивным сопротивлением Та » 0,05 с.
При проектировании обычно определяют минимальное сечение про-
водника <?mln при нагревании его до максимально допустимой темпера-
туры, которому соответствует х. При этом принимают, что при
нормальном режиме работы проводник был нагрет до допустимой тем-
пературы Тн.дой, которой соответствует АпДОЛ Атах и Д и Д(1П
имеют нормируемые значения. На основании этого выражение (87) мож-
но записать так:
откуда определяют минимальное сечение проводника
(91)
тшах тн. доп
Принимают ]Л4Ттах — Дн доп = С, где С—коэффициент, кото-
рый при наибольших допустимых температурах равен для медных шин
и кабелей до 10 кВ включительно 165, для алюминиевых шии — 90 и
для стальных — 60.
Тогда выражение (91) примет вид
(92)
Проводник будет термически стоек, если выполняется условие
9в ?пцп- (93)
Для электрических аппаратов в справочниках приводятся номи-
нальные значения термической стойкости тока /т и времени 1г. Аппа-
рат будет термически стоек при выполнении условия
R <7 / 2 /
(94)
198
54. Ограничение токов КЗ и обеспечение уровня
остаточного напряжения
Ограничение токов КЗ. Величины токов КЗ в современных электро-
установках могут достигать столь больших значений, что без искус-
ственного ограничения их возникают серьезные затруднения при выбо-
ре аппаратуры, стойкой при КЗ. Ограничение токов КЗ осуществляют
искусственным увеличением сопротивления короткозамкнутой цепи,
которое может быть достигнуто выбором рациональной схемы электри-
ческих соединений и включением в цепь токоограничивающих сопро-
тивлений. В первом случае ограничение токов КЗ можно получить сек-
ционированием сборных шин вторичного напряжения трансформато-
ров тяговых и понижающих подстанций, отказавшись от их параллель-
ной работы. Значительного уменьшения токов КЗ можно добиться, от-
казавшись от параллельной работы питающих подстанций линий, а при
кольцевой сети — осуществляя разомкнутую работу кольца.
В качестве токоограничивающих сопротивлений наибольшее при-
менение получили индуктивные сопротивления (реакторы), включае-
мые последовательно в три фазы. Реактор (рис. 122, а) представляет
индуктивную катушку с малым активным сопротивлением. Обозначим
(рис. 122, б): фазное напряжение до реактора (7фг=ОЛ,а после него—
(7ф2 = OB', ток в реакторе /р, отстающий на угол <р от £7фа; ф —
угол между (7фг и (7ф2. При нормальном режиме работы в реакторе
имеет место падение и потеря напряжения. Первое является геометри-
ческой разностью векторов напряжения йфг — U,^2 — ^рхр и пРеД"
ставляет собой вектор АВ, перпендикулярный вектору тока /р; вто-
рое — алгебраическую разность напряжений (7ф1 — U$2 — и
Рис. 122. Ограничение тока КЗ за реактором
199
равно отрезку BD. С незначительной погрешностью можно принять,
что потеря напряжения в реакторе равна отрезку АС — BD — &UV—
= /рХр sin <р.
Токоограничивающие реакторы выполняют без стального сердеч-
ника с постоянной индуктивностью L (в мГн), сопротивление которых
Хр— coL- Ю-3Ом (при /=50 Гц) также является величиной постоянной.
Поэтому падение напряжения в реакторе зависит только от величины
тока, протекающего через него. При КЗ ток реактора изменяется от
/р до /к» становится почти чисто индуктивным (<р 90°). В этом слу-
чае падение напряжения в реакторе сильно возрастает и вследствие
того, что sin 90° = 1, по своему значению становится равным потере
напряжения, т. е. ДС/рк = /к хр. Наибольшее значение АС7рк бу-
дет при КЗ в тбчке К2. Оно(Д//рк)во столько же раз больше падения
напряжения на реакторе при нормальном режиме Д/7Р, во сколько раз
ток КЗ 1К больше номинального тока реактора /ном.р. Это приводит к
резкому ограничению тока КЗ. Кратность токоограничивающего дей-
ствия реактора определяется отношением тока КЗ к номинальному то-
ку реактора нли отношением (в %) сопротивлений системы и реактора.
Если принять относительное сопротивление до точки КЗ системы
неограниченной мощности за 100 %, а сопротивление реактора —
х, ом. р %, то кратность токоограничивающего действия реактора тогр. кз
можно определить из следующего соотношения:
/Погр. КЗ ~ 7ц/Лгом. р ~ ЮО /Х[1ОМ. р.
Например, при хиом.р — 5% ток КЗ будет ограничен 20-кратной
величиной (100:5).
Реакторы бывают шинные и линейные. Линейные реакторы устанав-
ливают только на кабельных линиях большой мощности (разветвлен-
ные сети) напряжением 6—10 кВ районных электростанций и подстан-
ций. На отходящих воздушных линиях реакторы не устанавливают вви-
ду большого индуктивного сопротивления воздушных линий
(0,4 Ом/км).
Остаточное напряжение. Наличие реакторов, кроме уменьшения
токов КЗ, обеспечивает на шинах электроустановок необходимое ос-
таточное напряжение UOCT при КЗ за реактором (точка К2 или вблизи
от нее). Обеспечение необходимого уровня остаточного напряжения
на шинах важно для нормальной работы асинхронных двигателей, ко-
торые питаются по другим фидерам, так как они чувствительны к по-
нижению напряжения на их зажимах. Остаточное напряжение /7ОСт,
создаваемое линейным реактором на сборных шинах, должно быть не
менее 70—65% (рис. 122, в); только при этом условии обеспечивается
бесперебойная работа потребителей по другим фидерам напряжением
6—10 кВ. Величина остаточного напряжения в процентах от номиналь-
ного f/ном» принимаемого за 100%, определяется в зависимости от дей-
ствующего значения сверх переходного тока; U ост — Д(7рк% =
хном'Р & / //ном.р ~ Л'ном. р% /«//ном.р» так как только в началь-
ный момент КЗ, а не при установившемся режиме, важно иметь опре-
деленное значение остаточного напряжения на шинах 6—10 кВ. Ос-
200
таточное напряжение на шинах зависит главным образом от соотноше-
ния сопротивлений реактора и элементов до него — трансформаторов
и генераторов. Чем меньше относительное сопротивление этих элемен-
тов, тем на более высоком уровне удерживается напряжение на шинах.
55. Выбор токоведущих частей и аппаратуры электроустановок
Общие положения. Выбор аппаратуры заключается в сравнении ра-
бочего напряжения и наибольшего длительного рабочего тока той це-
пи, где предполагается установить данный аппарат, с его номинальными
напряжением и током. За наибольший рабочий ток принимают ток с уче-
том допустимой перегрузки длительностью не менее 0,5 ч. Сечения токо-
ведущих частей выбирают с учетом перегрузочных способностей аппа-
ратов и оборудования, которые они соединяют.
Все аппараты и токоведущие части электроустановок, выбранные
по условиям их длительной работы при нормальном режиме, проверяют
по режиму КЗ. Согласно ПУЭ проверке по режиму КЗ не подлежат:
аппаратура и проводники, защищенные высокоомными токоограни-
чительными сопротивлениями; провода воздушных линий всех напря-
жений; проводники к индивидуальным приемникам, за исключением
ответственных.
Токоведущие части. К токоведущим частям электроустановки от-
носятся сборные шины РУ различного напряжения, неизолированные
токоведущие части и кабели, соединяющие электрооборудование, и ап-
параты со сборными шинами. Токоведущие части следует применять из
недорогостоящих материалов — алюминия и стали. Медь можно при-
менять как исключение при достаточном техническом обосновании.
Сборные шины и ответвления от них из неизолированных гокове-
дущих частей выбирают по условию
/доп /раб- max’ (95)
где /доп — длительно допускаемый ток, .который выдерживает сече-
ние токоведущей части выбранного материала, не перегреваясь выше
нормы при расчетных температурных условиях, А; /раб. т„—на-
ибольший рабочий ток, А.
Жесткие шины прямоугольного и круглого сечений проверяют на
механическую прочность по условию (76) и термическую стойкость
по условию (93): орасч оД0п; qB ?min-
Кабели выбирают в зависимости от места укладки (воздушная сре-
да, земля или под водой), величины рабочего напряжения /7раб и на-
ибольшего рабочего тока /раб. тах цепи так, чтобы соблюдались усло-
вия;
//ном^^/раб и /доп /раб. щах» (96)
где t/цом — номинальное напряжение кабеля, кВ.
Выбранный кабель проверяют только на термическую стойкость
по условию (93): qB qmin.
201
Изоляторы: Опорные изоляторы выбирают из условий:
ном 2^ £7раб и Р 0»6^равр» (97)
где F — усилие на изолятор, определяемое по формуле (73), Н; Fpa3p—
разрушающая сила при изгибе изолятора (берется из справочников),
Н.
Для проходных изоляторов необходимо, чтобы выполнялись усло-
вия:
^Лтом 2^ ^7раб, Лгом^ 7раб. max и Р 0,6Fрнзр, (98)
где /иом — номинальный ток токоведущего стержня изолятора, А;
Ррази — то же, что и для опорных изоляторов.
Проходные'изоляторы воспринимают лишь половину усилия, при-
ходящегося на длину пролета I. Поэтому F рекомендуется определять,
в Н, по формуле
F = 0,86 Z®Z/10 а.
Проверку на термическую стойкость производят по условию (93):
?в 5s ?min-
Высоковольтные выключатели. Выключатели выбирают в зависи-
мости! от места установки (внутренняя или наружная) и условий ра-
боты, по напряжению и току так, чтобы выполнялись условия:
(7цОм 6^раб, /цом 7раб. щах" (99)
Выбранный выключатель проверяют на динамическую и термичес-
кую стойкость, по номинальному отключаемому току и номинальной
отключаемой мощности.
Проверка на динамическую стойкость
»дин>»у (Ю0)
гДе »дип — амплитудное значение тока динамической стойкости вы-
ключателя по паспорту, кА; ty — расчетное значение ударного тока,
кА.
Проверка на термическую стойкость:
(101)
где Вк — тепловой импульс тока для времени отключения КЗ £Откл»
с; /т — ток термической стойкости выключателя по паспорту (в кА)
для времени термической стойкости iT, с.
Проверку выключателя (и других аппаратов) на термическую стой-
кость по условию (101) допускается выполнять по тепловому импульсу
для времени термической стойкости выключателя по паспорту /т,
т. е. Вк — хотя это приводит к некоторому завышению теплового
импульса, так как в большинстве случаев /т > £откл. Если выключа-
тели (и разъединители, а также ТТ и токоограничивающие реакторы
с номинальным током свыше 1000 А) отвечают требованию электроди-
намической стойкости, то они, как правило, отвечают также требова-
нию термической стойкости, поэтому для них не обязательна проверка
термической стойкости.
202
Проверка по номинальному отключаемому току и номинальной от-
ключаемой мощности:
Люм. откл^Лн ИЛИ /ном, 0Т(!Л 2^ /
. откл |~’к> ИЛИ Sll0M_ откл S
где /Иом. пткл и Зном.откл — номинальный ток, кА, и номинальная
мощность, МВ-А, отключаемые выключателем при КЗ.
Разъединители, выключатели нагрузки, отделители, короткозамы-
катели. Их выбирают по тем же условиям и формулам, что и выключа-
тели. Отличие состоит только в том, что их не проверяют по
^ном.откл и Зиом.откл, так как ими не предусматривается отклю-
чение цепи с КЗ.
Трансформаторы тока (ТТ). ТТ выбирают в зависимости от места
установки по рабочему напряжению и рабочему току так, чтобы
^Ак>м ^раб ИЛИ ^1ном ^Раб> (1^)
где /1ном — номинальный ток первичной обмотки трансформатора
тока, А.
Выбранный отдельно стоящий ТТ проверяют на динамическую стой-
кость
^'дин ^'у или J^~27iaOM Кд 7)3 fy, (101)
на термическую стойкость по односекундному, току
/^Т>ВК или (/1Н0Мкт)2^>В„, (105)
где /т — односекундный ток термической стойкости по паспорту (/т=
= ЛномКт), кА; В„ — тепловой импульс тока КЗ, кА; кд и кт — коэф-
фициенты (кратности) динамической и термической стойкости для дан-
ного типа ТТ по паспорту.
Коэффициент динамической стойкости (кратности) показывает,
во сколько раз большую амплитуду номинального тока (1^2 /1НОМ)
может выдержать ТТ без механических повреждений по сравнению с
его номинальным амплитудным током 1дин, т. е. кд = £niIll/V2 /1НОМ.
Коэффициент термической стойкости (кратности) показывает, во
сколько раз больший односекундный ток КЗ может выдержать ТТ не
перегреваясь по сравнению с его номинальным током, т. е.
Если в результате проверки на динамическую и термическую стой-
кость оказалось, что выбранный ТТ не удовлетворяет условиям (104)
и (105), то выбирают ближайший больший по номинальному току
Лном ТТ, удовлетворяющий этим условиям. Встроенные ТТ по динами-
ческой и термической стойкости не проверяют, так как токоведущие
стержни масляных выключателей являются их первичными обмотками.
Их проверяют при выборе выключателей.
Проверка ТТ по классу точности производится по расчетной схе-
ме, на которой указывается количество и способ подключения прибо-
2)3
ров к нему (рис. 123). Проверку производят для одной наиболее загру-
женной фазы по условию
^2ном ^2ра сч> Л
где'52„ом— номинальная мощность вторичной обмотки выбранного
ТТ в данном классе точности, В-A; S2pac4 — потребляемая прибора-
ми мощность от вторичной обмотки ТТ, которую определяют, в В-А,
по формуле
‘-*2расч = ^‘^ириб + S
КОНТ + ^ш>ои> (107)
где 25приС — суммарная мощность приборов, подключенных к вто-
ричной обмотке'ТТ соответствующего класса, В-A; SI:0IIT — мощность,
теряемая в контактах цепи приборов, подключенных к ТТ, В-А; при
этом ввиду трудности точного определения принимают гКОнт= 0,1 Ом
независимо от числа контактов; SKOHT = /гном гк011т = 52-0,1 =
= 2,5 В-A; SnP0B — мощность, теряемая в соединительных прово-
дах между ТТ и приборами, В-А;
'-’пров — /гном ГПрОВ = /гном (/расч РА?)>
где р — удельное сопротивление материала соединительных проводов,
Qm-m (р = 0,0172-10~6 для меди и р = 0,028-10-6 для алюминия);
<7-т-принятое сечение соединительных проводов, м2; /раСч—-рас-
четная длина соединительных проводов, м.
Расчетная длина соединительных проводов зависит от схемы сое-
динения ТТ с приборами: при полной «звезде» /расч = Л при неполной
«звезде» (см. рис. 123) /расч; V~3 I, при питании приборов от одного
тт / = 9/
1 1 v расч
В качестве соединительных проводов наравне с медными рекоменду-
ется применять алюминиевые провода. Однако на подстанциях с на-
пряжением 220 кВ и выше ПУЭ предусматривает применение проводов
и связевых кабелей только с медными жилами.
По условию механической прочности допускаются следующие на-
именьшие сечения проводов для подключения счетчиков и релейной
защиты к ТТ: 1,5 мм2 медных и 2,5 мм2 алюминиевых. Рекомендуется
счетчики, амперметры и релейную защиту подключать к одним и тем
Рис. 123. Расчетная схема для выбо-
ра ТТ
же ТТ, если такое подключение не
нарушает режим работы релейной
защиты и не приводит к перегрузке
ТТ в данном классе точности. Про-
верку на соответствие класса точ-
ности следует производить, начиная
с наименьшего допустимого сечения
провода или связевого кабеля. Если
условие по формуле (106) не выпол-
няется, то принимают следующее
стандартное сечение провода, одна-
ко сечение провода выше 10 мм2
не рекомендуется. При невозмож-
201
Рис. 124. Зависимость вторичного то-
ка от первичного (а) и кривые 10%-
ной погрешности ТТ (б)
ности выполнения условия (106) при сечении провода 10 мм2 ТТ сле-
дует разгрузить от части приборов, приняв для подключения их до-
полнительный комплект ТТ.
Проверка ТТ по 10% -ной погрешности. Работа ТТ с погрешностью
соответствующего класса обеспечивается лишь при токах, не превыша-
ющих 120% номинального (/Н1ом>), и вторичной нагрузке z2, не выхо-
дящей за пределы номинальной z2H0M (z2H0M = £2ном/Лиом)- Для
релейной защиты в отличие от измерительных приборов соответствую-
щая точность работы ТТ необходима главным образом при токах КЗ,
которые во много раз превышают токи нормального режима. Поэтому
только погрешности измерения, характеризующие класс точности ТТ,
не могут служить окончательным основанием его выбора.
Опытом эксплуатации и теоретическим анализом ТТ установлены
допустимые погрешности по величине тока не более 10% и по углу не
более 7°. Из сопоставления кривых намагничивания для идеального 1
и действительного 2 ТТ (рис. 124, а), показывающих зависимость /2 =
= 7 (Л)» видно, что 10%-ная погрешность наступает, когда ТТ
работает у точки перегиба Н характеристики намагничивания, т. е.
в начале насыщения. Для проверки по 10%-ной погрешности в спра-
вочной литературе на ТТ различных типов приводятся кривые 10% -
ной погрешности (рис. 124, б для ТФН-35М с сердечниками, имеющи-
ми классы точности 0,5 и Д). Кривые 10%-ной погрешности показыва-
ют зависимость величины вторичной нагрузки z2 от кратности т тока
КЗ по отношению к номинальному току ТТ (т = !к/11аОм) при его
допустимой погрешности, т. е. 10% и 7°. Проверку ТТ по условию
10%-ной погрешности, например для максимальной токовой защиты,
производят в следующем порядке: определяют нагрузку z2 на вторич-
ную обмотку и по кривым указанной погрешности находят допус-
тимую кратность /Идоп Для соответствующего номинального тока
ТТ (71н&м = 15; 800 или 1000 А); определяют расчетную кратность
первичного тока по отношению к номинальному току шрасч = 1,1 -7С.3/
/Лном и сравнивают с /nHOn- Если тлОл /пРасч, то ТТ пригоден для
подключения релейной защиты. Когда /тгдОп < /?грасч> нужно выбрать
ТТ с большим номинальным током /1И0М или уменьшить г.г, взяв свя-
зевой кабель с большим сечением жил.
205
Рис. 125. Расчетная схема для выбора TH
Трансформаторы напряжения (TH). Их выбирают в зависимости от
места установки по величине рабочего напряжения так, чтобы
t/раб. (108)
где t/H0M — номинальное напряжение TH по паспорту, кВ; £7раС—
рабочее напряжение на шинах электроустановки, к которым под-
ключают TH, кВ.
Выбранный TH согласно расчетной схеме (рис. 125) проверяют на
соответствие классу точности:
'-*2цом 5s ^2расч> (Ю9)
где 52ном — номинальная мощность вторичной обмотки TH в соответ-
ствующем классе точности, В-A; S2Pac4— мощность, потребляемая
измерительными приборами и реле, подключенными к вторичной об-
мотке, В-А;
K(2Pnptl6)2 + (ZQnpn6)2; (НО)
^/’приб — сумма активных мощностей приборов и реле, подключен-
ных к наиболее загруженной фазе TH, Вт; 2QnpIjC — сумма реактив-
ных мощностей приборов и реле, вар;
‘^/'’приб — ^приб1 C0S Ф1 Т- *$11риб2 C0S Фг + ••• + 3Прпб п cos <рп;
2Qnp„6 ~ SnpiI6i sin Ф1Ч- SnpilC2 sin <р2 -j-... + SnpilC n sin <p„;
Рис. 126. Расчетная схе-
ма для выбора реактора
^прпб— полная мощность, потребляемая при-
бором от вторичной обмотки TH, В-A; cos <р—
коэффициент мощности прибора (дается в спра-
вочной литературе для каждого прибора или
обмотки, если у прибора их несколько) при
соответствующем значении 5приб.
Реакторы. Их выбирают по напряжению и
току так, чтобы
t/ном. P 2^ t/paP, /(юм- р 2^ /раб»
^иом. р /0 2^ '•р •
206
Требуемую величину индуктивного сопротивления хр% находят в
такой последовательности (рис. 126): переводят относительное сопро-
тивление, до точки /(/в омы:
„ Уз/с,Хк1 '7срх*бк1
x>e«i — г: и Хк1 —
^си 3/(]
определяют допустимое значение тока КЗ /кз в точке К2 для выклю-
чателя с номинальной отключаемой мощностью 5П0М.0ткл, предпола-
гаемого к установке для соединения обмотки трансформатора со
сборными шинами 6—10 кВ:
^К2 = Sn0M> откл/1'/'3£/НОМ»
определяют сопротивление до точки К2, в Ом
X|<2 :== Uном/1^37К2,
вычисляют необходимое сопротивление реактора, в Ом:
^расч ~^К2“ Хк.1,
сопротивление храсч переводят в сопротивление в процентах хр %,
чтобы выбрать необходимый реактор с хН0М.Р% по справочнику:
хр % = xip -100 = ^3/ном р*Еасч 100.
lAlOM- р
Пример 5. Выбрать гоковедущие части и аппаратуру для РУ-10 кВ. Исход-
ные данные: значения мощностей по присоединениям и токов КЗ в соответствую-
щих точках принять из примеров 1 и 2. Полное время отключения выключателей:
фидеров потребителей /Откл8~ 0,6 с- секционного /откл г = 1,2 с;- вводов в
РУ-10 кВ /отклд = 1.8 с. Постоянная времени затухания апериодической состав-
ляющей тока КЗ Га =» 0,05 с. Тепловые импульсы для этих времен отключения
будут:
fiK3 = 'кг ('откл 8 + Га) = 3,82 (0,6 + 0,05) = 9,386 кА2 • с;-
еК2 = ТК2 ('откл 2 + Га) = 3.82 (1,2 +• 0,05) = 17,05 кА2 с;
BKI = ZK2 ('откл! + Га) = 3,82 (1,8 + 0,05) = 26,714 кА2 - с. ‘
Наибольшие рабочие токи, по которым выбираются токоведущие части и
аппаратура, определяем с учетом перегрузочных способностей оборудования по
присоединениям, что учитываем коэффициентом перегрузки кпер = 1,4.
Вводы в РУ-10 кВ (обмотка 10 кВ трансформатора)
, хдер$НоМ. тр 1,4-4000
‘раб-max = “ -p/g jq
1/ 36/НОм
Сборные шины 10 кВ
, л'пер крн SSII0M.Tp
«раб. max
V Зб'ном
1,4-0,67-2-4000
1/3-10
= 434 А,
ГАе Крн — коэффициент распределения нагрузки на шинах.
207
Потребители 10 кВ:
. Knep^maxT 1 ,4-2700
'раб. tnaxi ="~7Z —
Т/З^номСОЯф! 1/3-10-0,93
, Л'перРтах2 1 ,4-900_________
'раб- тахг — _ =,_ „ —ои н,
V 311 н ом cos ф2 Т/3 • 10 • 0,92
. кпер Рmaxs______1 ,4-1430 ,
'раб- тахз — _ —Iwa.
1/3Пном cos фз 1/3-10-0,93
Выбор токоведущих частей производят в соответствии с ПУЭ согласно усло-
вию (95). Технические данные выбранных токоведущих частей сведены в табл. 9.
Проверка сборных шин на термическую стойкость:
= = 1/26,714-106/90 = 57,5 мм2 = 57,5-10-б м2.
<Тв = 4-40 = 160 мм2 >9тщ =57,5 мм2.
Проверка сборных шин на динамическую стойкость. Сила, действующая на
длине пролета I = 1 м при а = 0,25 м (камера типа КВВО-2)
Г = 1/3/22 //10а =1/3-9,72-1/10-0,25 = 65 Н.
Изгибающий момент при числе пролетов п > 2
М = F//10 = 65 • 1/10 = 6,5 Н м.
Момент сопротивления при расположении шин на ребро
W = 0,167/1/г = 0,167 • 4 • 0,42 = 0,1 см3.
Механическое напряжение в материале шин
Орасч = Л1/10-6 1У = 6,5/10-6 • 0,1 = 65 МПа.
Шины механически устойчивы, так как од0п = 65 МПа.
Выбор выключателей производим согласно условию (99) с проверкой на стой-
кость токам КЗ по условиям (100),(101), (102). В одном распределительном уст-
ройстве желательно иметь однотипные выключатели, так как это уменьшает раз-
нотипность запасных деталей и позволяет обслуживающему персоналу глубже
изучить особенности работы выключателей. Выбор выключателей согласно ука-
занным условиям сведен в табл. 10.
Выбор разъединителей производим согласно условию (99) с проверкой на
стойкость токам КЗ по условиям (100), (101). Выбор разъединителей согласно
указанным условиям сведен в табл. 11.
Таблица 9
Наименование присоединения и сборных шип Наибольший рабочий ток, А Материал и сечение токо- ведущих частей, ММ Допустимый ток, А
Вводы в РУ-10 кВ 324 А-4 X 30 365
Сборные шины 10 кВ 434 А-4 X 40 480
Потребитель № 1 236 А-3 х 25 265
Потребитель № 2 80 А-3 х 15 165
Потребитель № 3 125 А-3 X 15 165
Примечание. Учитывая перспективу роста мощностей потребителей и удобства
монтажа, рекомендуется на присоединениях потребителей принять А-4 х 30
208
Таблица 10
Наименование присоединения Тил выключа- теля Соотношения nacnopi пых и расчетных параметров
1 а» -коап СП X ей ft * НОМ’ Л ух ицЕ, < id J»-- НОМ. ОТКЛ, кА __а ^ном-откл, МВ. А УЯИ ‘“s 'т. т 1 кА2 «с
1 раб max. И , кА2-с к с
Вводы в ВАШ-10 0 630 64 20 350 3200
РУ-10 кВ 10 324 9,7 3,8 69 115,52
Секционный вы- ВМП-Ю 0 630 64 20 350 3200
ключатель 10 434 9,7 3.8 69 115,52
Потребитель № 1 ВМП-10 10 10 630 236 64 9,7 20 3,8 350 69 3200 115,52
Потребитель № 2 ВМП-10 10 10 630 80 64 9,7 20 3.8 350 69 3200 115,52
Потребитель № 3 ВАШ-10 10 10 630 125 64 9,7 20 3,8 35 6 0 9 3200 115,52
Примечание. 8-секундная термическая стойкость ВМП-10:/ /т=202-8=
=3200 кА2-с, тепловые импульсы, действующие на выключатели, вычислены для
времени их термической стойкости Вк=/к /т=3,82-8= 115.52 кА2-с. 5?рвсч =
=SA + SC4„, + Хсч.р + S„oht + 5„Ров=1,5 + 2,5 + 2,5 + 2,5 + 0,66=9,66 В А;
Выбор ТТ производим согласно условиям (103) и проверяем по условиям
(104), (105), (106). Выбор ТТ по условиям (103), (104), (105) сведен в табл. 12.
ТТ на вводах 10 кВ в данном случае не устанавливают, так как релейная защи-
та, счетчики денежного расчета и амперметр подключают к ТТ, установленным
со стороны 35 кВ понижающих трансформаторов.
Таблица 11
Наименование присоединения Тип разъел и пите л я Соотношения nacnopiiiMX и р ic*h 1ных параметров
^пом кВ / «д __Н0М* 1ппп кА /2 <т кА= -о
Vраб “В / _ А раб. max, 7 кА нк к А* с
Вводы в РВЗ-10/400 10 400 50 1000
РУ-10 кВ 10 324 9,7 57 76
Секционные РВЗ-10/630 10 630 50 1600
шин 10 кВ 10 434 9,7 57.76
Потребитель РВЗ-10/400 10 400 50 1000
№ 1 10 236 9,7 57,76
Потребитель РВЗ-10/400 10 400 50 1000
№ 2 10 80 9,7 57 76
Потребитель РВЗ-10/400 10 400 50 1000
Хе 3 10 125 9,7 57 /6
Примечание. В табл. II приведены 4-секундпая термическая стойкость и 4 секунд-
ный тепловой импульс /т=3,82 • 4 = 57,76 кА’-С
209
Итого: £JJnptI6— 2Х2прИб:
=31.3 Вт =59 ,6 в;
Та б л и и а 13
io=p 00 tr э 3 тз <Т S Потре- битель № 2 Потреби- тель № 1 Вводы в РУ-10 кВ пения Нянмено- анле лПиггю лы>
н 3 S3 о Н 3 S3 5 тпл-ю i 0T-IfUl S в» 1-3 € Тип трансфер-
о о 10 10 515 10 10 £_5- о ^НОМ, кВ 3 Е"1 X! Я Оэотнс ПЛПТНЫ
125 091 100 80 250 236 400 324 1 ра банах, t кои V , Й5 Н § теине пас- U naftUPT-
S О S 1 0,5 HhOJ >С1ГЯ 111 \\oaj гран мат тока,
С0 О в о С0 о 09 Ц ГС 3 1Н<Х гь Сфор- Оро В А.
со о со о СО о о р? с з! д 5 о -2
250 250 175 165 = 7 С 5 &
с СО Со со SO ГО О Vх (0,1-90)3 X Х1=81> >9.386 (0,25-W X Х1=506> >9,396 (0,4-70)2Х Х1=784> >17,05 х<т>вк кА2 -0 ('i ном Мах термическую ‘Тронерка Н
11 X □1 А со ю • го СП \/ ° _ II 5 II < 01 ьэ . W^o V?- х 1/2 -0.25Х X 175=61,7> >9.7 г‘б<з‘£б= =S9 IX Xt-'o- 7, yi V» ‘А1<ПЯХ KW0H Т, j; Д )а S 3 Z S ф а 3 - и о S. 6 о т
Таблица 12
Проверку ТТ i.a соответствие данному классу точности покажем только дли
обмотки с классом точности 0,5 потребителя № 1 согласно расчетной схеме
рис. 123. Проверка для класса 3 аналогична. Длина соединительных проводов
/ = 3 м, так как приборы и релейная защита установлены на лицевой стороне
ячейки:
5трасч = Sa + Sb4,a + 5еч.р + sHOST 4* SupOB — 1,5 + 2,5 + 2,5 + 2,5 + 0,66-
- 9,66 B A;
Т/з/ Т/З-З
«орОв = ^„омР-!у- =5».0,023.10-e-^~-=0,66 В-А.
Условия выбора удовлетворяются, так как Sail0M = 10 В • А > S2 расч =
Выбор TH производим по условию (108) и проверяем по условию (109). Для
обмоток напряжения счетчиков и других приборов принимаем TH НТМИ-10 с
S.. ном = 120 В • А в классе 0,5. Проверку на соответствие работы в принятом
классе точности производим по схеме рис. 125 с учетом резериа подключения
перспективных потребителей. Определение суммарной активной и реактивной
мощностей приборов сведено в табл. 13.
Sa расч ~ 1/Гх/>пр[1б)1!+-(ад1риб)я=’1/з1.39 1-59,6я-66,5 В-А.
Условия выбора удовлетворяются, так как Sa аом= 120 В-А > S, Dar„ —
= 66,5 В-А.
ГЛАВА
УН
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
56. Назначение релейной защиты и основные требования,
предъявляемые к ней
В работе электроустановок возможно возникновение ненормальных
режимов и повреждений изоляции. К ненормальным режимам относят-
ся перегрузки токами выше установленных допустимых значений, за-
мыкания на землю одной фазы в системе' с изолированной нейтралью,
чрезмерное повышение температуры трансформатора и т. п. Последст-
виями повреждений изоляции являются КЗ, которые опасны не толь-
ко для тех видов оборудования, в которых они возникают, особенно с
образованием электрической дуги, но и для оборудования той электри-
ческой цепи, по которой протекают токи КЗ вследствие их динамичес-
кого и термического воздействия.
Во избежание развития аварий при КЗ и уменьшения вероятности
перерыва в электроснабжении потребителей применяют специальные
устройства, называемые релейной защитой, которые обеспечивают бы-
строе автоматическое отключение поврежденного элемента электро-
установки путем воздействия на отключающее устройство выключате-
ля присоединения, где находится поврежденный элемент. При возник-
новении ненормального режима работы релейная защита должна дей-
ствовать (в зависимости от характера ненормального режима) или на
сигнал для привлечения внимания обслуживающего персонала и при-
нятия им необходимых мер (при местном управлении), или на отклю-
чение с некоторой выдержкой времени, или мгновенно. Релейная защи-
та представляет собой противоаварийную автоматику, без которой не-
возможно осуществлять работу современной электроустановки.
К релейной защите в соответствии с ее назначением предъявляют
следующие основные требования: избирательность, пообхощчое быст-
родействие, чувствительность, надежность, резервирование. Кроме то-
го, релейная защита должна быть, по возможности, недорогой и безо-
пасной в обслуживании.
Под избирательностью (селективностью) понимают такое действие
релейной защиты, при котором отключается только поврежденный эле-
мент электроустановки или участок электрической сети, а все неповреж-
денные элементы и участки электрической сети остаются в работе. При
одностороннем питании должен отключаться ближайший от поврежден-
ного элемента выключатель, а при двустороннем питании -ближай-
шие от него с обеих сторон выключатели. При КЗ в точке К (рис. 127)
должен отключиться выключатель 9, а выключатели 1—8 должны ос-
таться включенными, несмотря па прохождение через элементы этих
цепей токов КЗ IК1 и /к2. Отключение других выключателей привело
бы к прекращению электроснабжения приемников электроэнергии, не
212
имеющих повреждений. Избирательность осуществляется различны-
ми способами, зависящими от принципа действия релейной защиты.
Для несложных сетей и электроустановок избирательность достигает-
ся настройкой релейной защиты на срабатывание при различных то-
ках и времени. Например, для отключения КЗ в точке К время сраба-
тывания релейной защиты, действующей на выключатель 9, должно
быть меньше, чем у выключателей 3 и 4.
Быстродействие релейной защиты необходимо для ограничения
размеров разрушений защищаемого элемента электрической дугой,
уменьшения продолжительности снижения напряжения у потребите-
лей, присоединенных к той же электрической сети, но не имеющей КЗ,
и сохранения устойчивости параллельной работы генераторов элект-
ростанций электрической системы. Но не всегда представляется воз-
можным выполнить защиты, которые обладали бы одновременно быст-
родействием и избирательностью. Поэтому с целью достижения изби-
рательности часто применяют релейные защиты, действующие с вы-
держкой времени.
К быстродействующим относятся такие защиты, которые срабаты-
вают в течение не более 0,1 с после возникновения КЗ. С учетом време-
ни срабатывания быстродействующего выключателя (/откл - 0Д8 с)
полное время отключения повреждения быстродействующими защита-
ми не должно превышать 0,2 с.
Под чувствительностью защиты принято понимать способность ее
реагировать на повреждения и самые незначительные нарушения нор-
мального режима работы, которые возможны в защищаемых элементах.
При этом чувствительность защиты должна быть такой, чтобы защита
приходила в действие при наименьшем токе КЗ в конце защищаемого
ею участка, минимальном режиме работы источников питания (ИП) и
при КЗ через переходное сопротивление, обусловленное электричес-
кой дугой.
Чувствительность защиты оценивается коэффициентом чувствитель-
ности, который представляет собой отношение наименьшей величины
(например, тока), характеризующей КЗ в конце защищаемого участка,
к величине (току) срабатывания релейной защиты. Для различных ви-
дов защиты ПУЭ устанавливают коэффициент чувствительности, ко-
леблющийся в пределах 1,5—2,5. Из этого вытекает, что ток срабаты-
вания релейной защиты (или другой величины, пропорциональной ему)
должен быть всегда в 1,5—2,5 раза ниже наименьшего значения тока
КЗ защищаемою участка.
Рис. 127. Схема избирательного действия релейной защиты
213
Надежность работы защиты — это свойство выполнять заданные ей
функции с заданным техническим совершенством. Из этого вытекает,
что защита должна срабатывать при КЗ в защищаемой зоне, не сраба-
тывать при КЗ за пределами защитной зоны и при отсутствии КЗ.
Это достигается правильным выбором системы и расчета защиты, про-
стотой ее схемы и высоким качеством аппаратуры, правильным вы-
полнением монтажа и настройки, соблюдением правил ухода за ней
в эксплуатации.
Резервирование защиты состоит в том, что в случае несрабатывания
защиты поврежденного участка его должна отключить следующая по
направлению к источнику питания защита. Например, и случае неот-
ключения выключателя 9 при КЗ в точке К (неисправность цепей ре-
лейной защиты, повреждение выключателя или его отключающего
устройства) должны отключаться выключатели.7 иХотя это и нару-
шает принцип избирательности релейной защиты, по является необ-
ходимым условием, исключающим нарушение работы потребителей
всей сети.
57. Общие сведения о релейной аппаратуре
Релейная защита какого-либо защищаемого элемента электроуста-
новки состоит из комплекта различных реле, соединенных по опреде-
ленной схеме.
По параметрам, на которые реагируют реле, их подразделяют на
электрические и неэлектрические. К электрическим относятся реле,
реагирующие на электрические параметры (ток, напряжение, мощ-
ность, сопротивление и т. и.), к пеэлектрическим — реле, реагирующие
на неэлектричсскис параметры, например на появление газа (газовые),
изменение давления (реле давления жидкости или газа), протекание или
отсутствие воды или воздуха в системе (водяные и ветровые реле), изме-
нение температуры и т. п. Электронные реле реагируют на электри-
ческие и неэлектрические параметры, например на световой поток.
Кроме того, электрические реле могут реагировать на один или два
параметра. Последние сложнее, так как реле срабатывают только при
определенных соотношениях двух контролируемых параметров, на-
пример тока и напряжения.
Каждое реле имеет два органа', воспринимающий и исполнительный.
Первый воспринимает изменение контролируемого параметра, а вто-
рой действует или на отключение выключателя, или на сигнал, или
на запуск других реле, которые действуют на отключение выключате-
ля и сигнализацию. У большинства неэлектрических реле восприни-
мающими органами являются различные механические, гидравличес-
кие и другие устройства, а исполнительными — электрические кон-
такты. У электрических реле воспринимающим органом служит об-
мотка, а исполнительным — контакты. Воспринимающим органом
электронного реле является орган сравнения, в котором контроли-
руемая электрическая или иеэлектрнческая величина сравнивается
с опорной величиной, имеющей стабильное значение, а исполнитель-
214
Рис. 128. Принцип действия реле первичного (а), вторичных (б и в)
ним— формирователи импульсов определенной полярности, формы и
длительности.
По назначению реле подразделяют на основные, вспомогательные и
указательные. К основным относятся такие реле, которые непосред-
ственно воспринимают изменение контролируемого параметра (ток,
напряжение, мощность, сопротивление, наличие или отсутствие газа,
давления, протекания жидкости и т. и.). Вспомогательные реле выпол-
няют роль промежуточных звеньев, предназначенных для создания
необходимого числа цепей от основных реле к выключателям и устрой-
ствам сигнализации, а также необходимой выдержки времени на отклю-
чение выключателей. Указательные реле предназначаются для фикса-
ции срабатывания основных реле и создания необходимых цепей свето-
вой нлн звуковой сигнализации и в большинстве случаев выполняются
электромеханическим и.
По принципу действия реле делят на электромагнитные, индукцион-
ные, магнитоэлектрические, тепловые, электронные и др.
По способу включения воспринимающего органа основные реле делят
на первичные (рис. 128, о) и вторичные (рис. 128, б и в). Обмотка 1
первичного реле включается непосредственно в первичную цепь. При
возрастании тока выше допустимой величины магнитный поток об-
мотки 1 втягивает вверх сердечник 2, который воздействует на защел-
ку 3. Последняя, расцепляясь, позволяет отключиться выключателю.
У вторичного реле (см. рис. 128, б) обмотка 1 присоединяется к вторич-
ной обмотке ТТ. Возрастание тока /( первичной цепи вызовет пропор-
циональное увеличение тока /2 в обмотке / н при каком-то значении это-
го тока произойдет втягивание сердечника 2, который, ударяя по за-
щелке 3, даст возможность отключиться выключателю под действием
пружин.
По способу воздействия на отключающий механизм реле подразде-
ляют на реле прямого действия (см. рис. 128, а, б) и косвенного дейст-
вия (см. рис. 128, в). Реле косвенного действия 1 замыкает своими кон-
тактами 2 цепь исполнительного электромагнита 3, бойком 4 которого
215
a)
Чр.С
3
7
0
(П
-Гер
d *
WO 300 500Icp,A
100 300 Icp,A°
Рис. 129. Зависимая (а) и независи-
мая (6) характеристики реле
расцепляется защелка 5. Так как
контакты 2 реле 1 маломощны и
могут сгореть при размыкании це-
пи катушки электромагнита 3, то
предусматривается отключение це-
пи через блок-контакты 6, которые
размыкаются рапыпе контактов 2.
Из рассмотрения принципов ра-
боты первичных и вторичных реле
можно сделать следующие выводы. Первичные реле из- ia большого се-
чения проводов обмоток и необходимости создания усиленной изоля-
ции громоздки и имеют низкую чувствительность. В связи с. этим они
применяются сравнительно редко в защитах электроустановок. У вто-
ричных реле прямого действия исполнительный орган ткже является
довольно массивным, так как он должен совершать большую механи-
ческую работу при воздействии па отключающий механизм выключате-
ля. Вследствие этого вторичные реле прямого действия не обладают
высокой точностью, недостаточно чувствительны и могут быть примене-
ны на малоответственных линиях с выключателями на 6; 10 и 35 кВ,
оборудованными ручными, пружинными и другими механическими при-
водами. Исполнительным органом вторичного реле косвенного дейст-
вия являются контакты, для переключения которых требуется незна-
чительная мощность. Следовательно, такое реле можно выполнить ком-
пактным, работающим с большой точностью и высокой чувствитель-
ностью, простым по конструкции, легко регулируемым и недорогим
по стоимости. Поэтому системы защит с вторичными реле косвенного
действия получили наибольшее распространен нс.
Времемнйя характеристика реле, представляющая зависимость вре-
мени срабатывания его от величины параметра, имеет важное практи-
ческое значение для настройки релейной защиты. Большинство реле
имеют зависимую или независимую характеристику или их комбина-
цию. При зависимой характеристике (рис. 129, а) время срабатывания
реле /ср уменьшается при возрастании тока. Независимая характерис-
тика (рис. 129, б) отличается от зависимой тем, что до некоторой вели-
чины тока реле не реагирует па его изменения и не приходит в дейст-
вие, а при достижении им значения тока срабатывания /,.р и больших
значений срабатывает за одно и тоже определенное время независимо
от величины тока.
Величина тока, напряжения или другого параметра, при котором
начинает срабатывать и замыкать или размыкать свои контакты то или
иное реле, называется соответственно током или напряжением сраба-
тывания реле (/ср; Оср). Величина параметра, на которую настроено
и при которой должно срабатывать реле, называют уставкой срабаты-
вания реле, например уставка срабатывания по току, уставка сраба-
тывания по напряжению и т. п. Величина тока, напряжения или дру-
гого параметра, при котором реле начинают возвращаться в исходное
положение, называется током или напряжением возврата реле (/вр;
р). Отношение соответствующей величины возврата реле к соответ-
ствующей величине срабатывания реле называется коэффициентом воз-
216
врата реле, который характеризует точность работы реле. Для токовых
реле коэффициент возврата к в = I в.р//с.р- Стремятся к тому, чтобы
коэффициент возврата релебыл близок к единице. У максимальных реле
тока и напряжения /св < 1, ау минимальных репе тока и напряжения
кв > 1. Это объясняется тем, что у первых /ср > /в. р и Дс.р >ДВ.Р,
а у вторых, наоборот, I В.Р> /с.р и UB.p > Uc.v Вторичные реле при-
соединяют к вторичным обмоткам ТТ и TH, поэтому следует различать
Два понятия: ток (напряжение) срабатывания защиты /с з (Дс.3), являю-
щийся первичным током (напряжением) защищаемого элемента, опре-
деляющим срабатывание его защиты, и ток (напряжение) срабатывания
реле 1С р (Дс.р), который является соответствующим вторичным током
в цепи: ТТ (ТН)-реле.
Реле, как любой аппарат, надежно работает и выдерживает гаран-
тированный срок службы при выполнении паспортных условий, к ко-
торым относятся: номинальный ток и напряжение; мощность или ток,
которые надежно выдерживают контакты при замыкании и размыкании
ими электрических цепей постоянного или переменного тока; среда, в
которой обеспечивается нормальная работа реле. При отклонении от
них реле или не будет действовать, или преждевременно выйдет из ра-
боты вследствие повреждения.
58. Конструкция электромагнитных реле
К электромагнитным реле относятся: основные — реле тока и на-
пряжения, вспомогательные— реле времени и промежуточные, а так-
же указательные реле.
Реле тока мгновенного действия, работа которых основана на
электромагнитном принципе, имеют наибольшее применение в систе-
мах защит от токов КЗ. Реле состоят из П-образного электромагнита
10 (рис. 130, а и б), обмоток //, концы которых выведены на зажимы
Н1-К1 и Н2-К2, где они могут соединяться последовательно или па-
раллельно; подшипников 4 и 8, на которых укреплен якорь 9 с изоля-
Рис. 130. Кинематическая схема (о)
и устройство (б) реле РТ-40
217
ционной колодкой 6 и подвижными контактами 5; неподвижных кон-
тактов 7; указателя 1, передвижением которого изменяется натяжение
спиральной пружины 5, создающей тормозной момент Л4Т; шкалы 2
с нанесенными значениями уставок срабатывания реле для последова-
тельного соединения обмоток 11 (при параллельном соединении зна-
чения уставок шкалы удваиваются).
На якорь реле действуют два момента — тормозной и вращающий.
Тормозной момент создается пружиной 3 и его величина зависит от по-
ложения указателя 1 на шкале 2, т. е. натяжения пружины: при пово-
роте указателя влево момент уменьшается, вправо увеличивается.
Вращающий электромагнитный момент, создаваемый током /р, протека-
ющим через обмотки реле, пропорционален квадрату этого тока, т. е.
МВр = к/2р. Вращающий момент, воздействуя на якорь .9, стремится
всегда повернуть и поставить его вдоль оси полюсов. При нормальном
режиме работы защищаемого элемента вращающий момент, создавае-
мый рабочим током, меньше тормозного момента, и якорь находится в
крайнем левом положении, а подвижной контакт 5 замыкает неподвиж-
ные контакты 7'. Протекающий по обмоткам реле ток аварийного ре-
жима создает вращающий момент, который больше тормозного момен-
та. В этом случае якорь притягивается к электромагниту и подвижной
контакт 5 замыкает неподвижные контакты 7, предварительно разомк-
нув контакты 7'.
Регулирование реле на ток уставки срабатывания производится
двумя способами: плавно — изменением натяжения пружины и сту-
пенчато — изменением соединения обмоток //. При последовательном
соединении обмоток ставят перемычку на К1-Н2, а зажимами Н1-К2
реле присоединяют к ТТ; при параллельном соединении обмоток пере-
мычки ставят на И1-1Г2 н К1-К2, а зажимами Н1-К1 или Н2-К2 реле
присоединяют к ТТ. Указанные способы соединения обмоток позволя-
ют иметь верхний предел уставки срабатывания реле в 4 раза боль-
ше его нижнего предела. Например, реле РТ-40/20, у которого дробью
показан верхний предел тока уставки срабатывания, можно регулиро-
вать на токи срабатывания: при последовательном соединении — от 5
до 10 А, а при параллельном — от 10 до 20 А. Собственное время сра-
батывания реле РТ-40 составляет 0,1 -0,03 с; потребляемая мощность
обмотки 0,2—8 В-А при наименьшей уставке; коэффициент возврата
0,8—0,85; разрывная мощность контактов при напряжении до 250 В и
токе до 2А — 50 Вт в цепи постоянного тока с индуктивной нагрузкой
и 300 В-А в цепи переменного тока.
Реле напряжения имеют такое же устройство, как и токовые реле.
Отличие реле напряжения РН-50 от реле тока РТ-40 состоит в том, что
первое имеет обмотки с большим числом витков из проводников малого
сечения и подключается к сети или TH как вольтметр, а у второго —
обмотки с малым числом витков, но большого сечения и оно подключа-
ется как амперметр. Уставка напряжения срабатывания реле РН-50
регулируется изменением натяжения пружины и переключением обмо-
ток. В обозначениях реле верхний предел уставки напряжения срабаты-
вания указывается дробью. Например, реле РН-50/100 может быть ус-
тановлено на напряжение срабатывания от 25 до 100 В. Потребляемая
218
Рис. 131. Принцип работы (я) и устройство (б)' реле времени ЭВ-113
мощность обмотки реле РН-50 0,15—1 В «А, остальные параметры та-
кие же, как у РТ-40.
Герконное реле состоит из запаянной стеклянной ампулы, запаян-
ной инертным газом. Ампулу охватывает обмотка. Внутри ампулы на-
ходятся тонкие пластины из пружинящего ферромагнитного сплава,
контактные концы которых покрыты тонким слоем золота или родия.
При возбуждении обмотки пластины притягиваются друг к другу, за-
мыкая контакты. Малогабаритное реле (длина ампулы 20 —50 мм, ди-
аметр около 5 мм) обладает высоким быстродействием (до 400 срабаты-
ваний в секунду) и большим сроком службы (до 108 срабатываний).
Коммутационная способность контактов около 5 А.
Реле времени предназначены для создания определенной выдержки
времени, чтобы обеспечить избирательное действие защит. Эти реле
работают на оперативном постоянном и переменном токе. Реле (рис. 1.31)
состоит из обмотки 16, магнитопровода 15, якоря 14 с возвратной пру-
жиной 13, поводка 10, укрепленного па рычаге И, контактов мгновен-
ного действия 12 и 9 и контактов 2 и 1 с выдержкой времени при замы-
кании, шкалы 24, ведущей пружины 23, закрепленной с одной стороны
к зубчатому сегменту 4, а с другой — к скобе 22 для изменения на-
тяжения пружины, фрикционного сцепления 21, зубчатых колес 20,
19, 17 и 7, анкерного колеса 18, анкерной скобы 5 и грузиков 6 часового
механизма. При невозбужденном состоянии реле пружина 13 через
палец 8 и зубчатый сегмент 4 удерживает пружину 23 в растянутом по-
ложении. Когда обмотка 16 получает питание, ее магнитный поток втя-
гивает якорь 14, сжимая пружину 13. Поводок 10 замыкает контакты
9 и 12. Пружина 23 через зубчатый сегмент 4, зубчатое колесо 3 и
фрикционное сцепление 21 воздействует на часовой механизм, который
определяет скорость движения подвижных контактов 2. Выдержка вре-
мени на замыкание контактов 2 и 1 определяется положением контак-
тов 1 на шкале 24. Контакты / закреплены на планке П, которая пере-
мещается по кругу шкалы и закрепляется винтом В.
Промежуточные реле, предназначенные для размножения контак-
тов основного реле при необходимости одновременного замыкания не-
219
скольких цепей и увеличения отключающей способности основного
реле (последнее имеет маломощные контакты, не рассчитанные на раз-
мыкание и замыкание цепей с большим током), изготовляются для ра-
боты на постоянном и переменном оперативном токе.
Реле РП-23 и РП-24 изготовляют для работы на постоянном токе.
Реле РП-23 (рис. 132, а), смонтированное на цоколе 1 и закрываемое
кожухом 10, состоит из электромагнита 8 с обмоткой 9, якоря 7 с хво-
стовиком 6, подвижной стойки 3 с контактами, замыкающимися с непод-
вижными контактами 4, возвратной пружины 2, регулировочной плас-
тины 11, упора 5. Когда подается напряжение на обмотку реле, якорь
7 притягивается и хвостовиком 6 перемещает вниз контактную стойку 3,
вызывая переключение контактов. Реле РП-24 отличается от РП-23
тем, что имеет встроенный указатель срабатывания (флажок) с ручным
возвратом. Для работы на переменном токе изготовляют реле РГ1-25 и
РП-26, которые имеют такое же устройство, как н реле РП-23 и РП-24.
Время срабатывания реле при номинальном напряжении около 0,06 с.
Разрывная мощность контактов при напряжении до 250 В и токе до
2 А—100 Вт в цепи постоянного тока с индуктивной нагрузкой и 500 В-А
в цепи переменного тока.
Реле РП-232 и РП-233, работающие на постоянном токе, имеют кон-
струкцию, аналогичную реле РП-23. Отличие состоит в том, что реле
РП-232 и РП-233 имеют, кроме рабочих обмоток, удерживающие об-
мотки: у реле РП-232 одна рабочая токовая обмотка I и одна удержива-
ющая обмотка напряжения U (рис. 132, б); у реле РП-233 одна рабо-
чая обмотка напряжения U и две удерживающие токовые обмотки I
(рис. 132, в). Время срабатывания реле РП-232 — около 0,06 с, а
РП-233— около 0,03 с. Многообмоточные реле применяют в тех слу-
чаях, когда после срабатывания реле от кратковременного протекания
тока в рабочей обмотке требуется удержать его в таком состоянии с
помощью других его обмоток.
Указательное реле РУ-21 (рис. 133), применяемое для сигнализа-
ции о срабатывании релейной защиты, состоит из пластмассового ос-
Рис. 132. Устройство реле РП-23 (а), электрические схемы реле РП-232 (б) и
РП 233 (в)
220
нования 1, на котором закреплена
обмотка 2 с сердечником 15, и маг-
нитопровода 16, рычага 5, служа-
щего для удержания якоря 4 в ис-
ходном положении, пласт массового
цилиндра 6 с замыкателями И,
дисковым указателем срабатывания
7 и скобы 13 для ограничения пово-
рота цилиндра 6 под действием
пружины 10, опорной трехсектор-
ной стойки 8 с осью 9, вокруг ко-
торой вращается цилиндр 6, стойки
14, ограничивающей поворот ци-
линдра при срабатывании реле,
выводов 3 и 17 от обмотки и контактов.
Рис. 133. Указательное реле
Реле изображено в сработан-
ном состоянии, поэтому между секторами опорной стойки 8 видим бе-
лые секторы дискового указателя срабатывания 7. Для приведения
реле в исходное положение поворачивают цилиндр 6 по часовой стрел-
ке с помощью скобы (укреплена на снятом защитном кожухе), воз-
действующей на рычаг 5. Последний заскакивает за выступ на якоре
4, удерживая пружину 10 в натянутом состоянии. Вместо белых сек-
торов указательного диска теперь видны черные. При подаче напря-
жения на обмотку 2 сердечник 15 притягивает якорь 4, освобождая
рычаг 5. Под действием пружины 10 поворачивается цилиндр 6, замы-
кателями 11 замыкаются контакты 12.
59. Индукционно-токовое реле РТ-80
Реле РТ-80 состоит из двух частей, из которых одна работает на ин-
дукционном принципе с выдержкой времени на срабатывание, а другая
— на электромагнитном принципе мгновенного действия. Принцип ра-
боты индукционной части (рис. 134, а) аналогичен работе электричес-
ких приборов индукционной системы. В рассечку магнитопровода с
расщепленными полюсами, снабженными короткозамкнутыми витка-
ми К, помещен алюминиевый диск 13, закрепленный на оси. При про-
текании по обмотке 7 реле тока 1 р создается магнитный поток Фр, ко-
торый делится в расщепленных полюсах на два потока ФР1 и ФР2,
смещенных в пространстве. Потоки Фр1 и Фр2 совпадают по фазе (см.
рис. 134, а и б). Поток Фр1, пересекая короткозамкнутый виток, создает
в нем э. д. с., под действием которой протекает ток /к. Последний соз-
дает магнитный поток Фк, замыкающийся по обеим частям расщеплен-
ных полюсов. Магнитный поток, проходящий через части полюсов с ко-
роткозамкнутыми витками, обозначим Фк1, а без них — Ф[12, хотя
это один и тот же поток Фк. В каждой части полюса действуют два маг-
нитных потока. В части полюсов с короткозамкнутыми витками дей-
ствует поток Ф1=Фр1-|-Фк1, а без них Ф2=ФР2—Фка- Э. д. с. Е,:, инду-
221
цированная в короткозамкнутом витке потоком Фх, отстает от него на
угол 90°. Ток/к отстает от Ек на небольшой угол а, так как индук-
тивность витка невелика. Между потоками Фх и Ф2, пронизывающими
алюминиевый диск 13, имеются сдвиги в пространстве и по фазе,
необходимые для работы индукционного реле.
При взаимодействии потока Фх с потоком Фя создастся вращающий
момент, определяемый выражением
AfBp == sin ф,
где кх — коэффициент пропорциональности; / частота переменного
тока.
Так как / и ф — величины постоянные для данного реле, а магнит-
ные потоки в пределах до насыщения магпитопронода пропорциональ-
ны току реле /р, то предыдущую формулу можно записать так:
Л1Пр /с/р.
Реле состоит из электромагнита 9 (рис. 134, в), на полюсах которого
укреплены короткозамкнутые витки /<; секционированной обмотки 7,
выводы секций от которой присоединены к штепсельной стойке <S; рамки
222
17 с осями вращения 19', диска 13 и червяка 16, жестко соединенных о
осью, свободно вращающейся в подшипниках рамки 17; пружины 12,
оттягивающей рамку 17 за плоскость чертежа, в результате чего в ис-
ходном состоянии червяк 16 и сегмент 15 находятся в расцепленном по-
ложении; винта с головкой 20, на котором находится рычаг 11, опреде-
ляющий начальное положение сегмента 15; винта 5 и якоря бсзакреп-
ленными на нем скобой / и замыкателем 3; исполнительных контактов
2; зажимов 4, которыми обмотка реле присоединяется к ТТ; постоянно-
го магнита 14, обеспечивающего равномерное вращение диска.
При нормальном режиме работы защищаемого элемента диск реле
начинает вращаться, когда ток составит 20—30% тока уставки сра-
батывания реле. Однако при указанном токе не произойдет срабатыва-
ния реле вследствие недостаточной скорости вращения диска. Положе-
ние якоря 6 будет таким, как изображено на рисунке, так как его левая
часть тяжелее правой. Когда через обмотку реле будет протекать ток,
равный току уставки срабатывания реле, создается вращающий момент
такой величины, при котором касательная сила на ободе алюминиевого
диска будет достаточной, чтобы повернуть рамку 17 по часовой стрел-
ке (на нас), преодолевая натяжение пружины 12, в результате чего
червяк 16 и сегмент 15 придут в зацепление. Сегмент начнет переме-
щаться вверх и через некоторое время, определяемое начальным поло-
жением рычага 11, своим пальцем 18 воздействует на скобу 1, и замы-
катель 3 замкнет контакты 2. Одновременно с замыканием контактов
2 скоба 1 поворачивает механический указатель срабатывания, кото-
рый встроен в реле, но не изображен на рисунке. Чтобы не происходило
расцепления червяка 16 с сегментом 15 вследствие уменьшения скоро-
сти вращения диска из-за трения между ними, установлена стальная
планка 10, которая притягивается потоками рассеяния к электромаг-
ниту 9 и создаст дополнительное усилие для удержания червяка и сег-
мента в сцепленном состоянии. После прекращения протекания тока
срабатывания через обмотку реле или уменьшения его до величины
тока возврата индукционной системы пружина 12 оттягивает рамку 17
с диском 13 и выводит червяк 16 из зацепления с сегментом 15. Послед-
ний опускается вниз на рычаг 11, и весь механизм реле совместно с
якорем 6 приходит в первоначальное положение.
Индукционная часть реле имеет зависимую характеристику (рис.
134, г) tv — f (1 р//у.с.р). Ток срабатывания реле регулируют измене-
нием числа секций на штепсельной стойке 8 (чем больше секций вклю-
чено, тем меньше ток срабатывания). Выдержку времени регулируют
изменением расстояния между пальцем 18 и скобой 1. Значение вы-
держки времени показывает указатель У.
Электромагнитная часть реле, работающая мгновенно, как реле
тока, состоит из электромагнита 9 н якоря 6. При протекании по об-
мотке реле тока в пределах зависимой характеристики эта часть реле
не действует (она начинает действовать только тогда, когда воздушный
зазор между правой частью якоря 6 и электромагнитом 9 значительно
уменьшится вследствие подъема левой части якоря). При величине то-
ка, значительно превышающей ток зависимой характеристики (рис.
134, в), происходит мгновенное притягивание якоря 6 к электромаг-
-23
ниту 9, и контакты 2 замыкаются значительно раньше, чем палец 18
достигает скобы 1. Такое срабатывание реле принято называть отсеч-
кой. Время ее действия составляет 0,05—0,10 с. Ток уставки срабаты-
вания отсечки регулируют изменением воздушного зазора между элект-
ромагнитом 9 и правой частью якоря 6 с помощью винта 5. Реле РТ-80
допускают кратность тока срабатывания отсечки по отношению к току
срабатывания реле в пределах от 2 до 16. При значительном увеличе-
нии воздушного зазора реле может не срабатывать с отсечкой, что нуж-
но иметь в виду при его настройке. На рис. 134, г изображена характе-
ристика реле для восьмикратной отсечки, т. е. для тока срабатывания
электромагнитной части реле /э.ср в 8 раз большего тока срабатыва-
ния индукционной части реле /и>ср. Основными достоинствами реле
РТ-80 являются: сочетание в одном реле зависимой выдержки времени,
мгновенного срабатывания (отсечки), встроенною указателя срабаты-
вания н мощных исполнительных контактов, что позволяет выполнять
защиты без применения дополнительных реле; незначительность инер-
ционного выбега (не более 0,06 с) и достаточно высокий коэффициент
возврата индукционной системы (кв=0,85). Недостатками реле являют-
ся: недостаточная четкость работы ввиду сложности взаимодействия ме-
ханических частей; погрешность в токе срабатывания отсечки и воз-
можность срабатывания отсечки от кратковременных импульсов тока;
низкий коэффициент возврата электромагнитной системы (кв 0,4).
60. Общие сведения о защите высоковольтных линий
переменного тока
Применение тех пли иных защит в электрических системах зависит
от ряда факторов. К ним относятся: конструкция сети (воздушная или
кабельная), напряжение сети, способ заземления нейтралей, конфигу-
рация сети, обеспечение устойчивости параллельной работы генерато-
ров системы. Первые три фактора в значительной степени определяют
число и виды повреждений. Статистика показывает, что наибольшее
число повреждений происходит в воздушных сетях вследствие боль-
шой их протяженности и 11одпержспиос‘1 и атмосферным воздействиям.
Вероятность замыканий в во1дуишых сетях зависит от напряжения:
чем выше напряжение сети, гем меньше замыканий между фазами и
больше однофазных замыканий па землю. При выборе защит следует
иметь в виду, что в сетях с малым током замыкания на землю (нейт-
раль изолирована) однофазное замыкание на землю не нарушает режи-
ма работы потреби шлей, по оно может перейти в междуфазное КЗ; в
сетях с большим соком замыкания на землю (нейтраль заземлена) одно-
фазное замыкание па землю является однофазным КЗ, требующим не-
медленного отключения поврежденной линии. Переход его в этом слу-
чае в двухфазное пли трехфазное КЗ имеет мсныную вероятность.
Схемы электрических сетей подразделяют па радиальные, кольце-
вые и сложные. Конфигурация схемы сети определяет распределение
и направление токов и мощшютей КЗ. Поэтому схема сети является
одним из главнейших факторов, определяющих выбор типа устанавли-
224
ваемой защиты. Выпадание генераторов из синхронизма и возникнове-
ние качаний у параллельно работающих генераторов вызывает в си-
стеме изменения токов и напряжения как по величине, так и фазе, сход-
ные с изменениями при КЗ. Поэтому в системах, в которых возможно
возникновение качаний, у защит необходимо предусматривать блоки-
ровку от качаний, запрещающую отключение линии при отсутствии КЗ
в ней.
По быстродействию защиты подразделяют на быстродействующие
и с выдержкой времени. И те и другие защиты бывают ненаправлен-
ные и направленные.
По назначению защиты подразделяют на основные и дополнитель-
ные. Последние применяются в качестве резервных или вспомогатель-
ных. Основной защитой называют такую, которая действует при по-
вреждении в пределах всего защищаемого элемента. Время ее действия
должно быть как можно короче, чтобы обеспечить бесперебойную рабо-
ту неповрежденной части системы. Поэтому основную защиту стремят-
ся выполнить быстродействующей. Резервной защитой называют та-
кую, которая резервирует защиты последующих (по направлению от
источника питания) элементов системы па случай отказа действия их
защит или выключателей. Если резервная защита выполнена в виде
отдельного комплекта, то она также предназначена для замены основ-
ной защиты в случае ее отказа или отключения для проверки или ре-
монта. Вспомогательной защитой называют такую, которую устанав-
ливают в дополнение к основной.
61. Максимальная токовая защита линий
с независимой выдержкой времени
Максимальной токовой защитой (МТЗ) высоковольтных линий на-
зывают такую защиту, которая приходит в действие при возрастании
тока до определенного значения в защищаемой линии в случае КЗ или
перегрузки; при этом время срабатывания МТЗ одно и то же независи-
мо от величины тока ненормального режима. Это время определяется
уставкой реле времени. МТЗ, выполняемая с помощью рассмотренных
выше токовых и вспомогательных реле, нашла наибольшее распростра-
нение для защиты высоковольтных линий как в качестве основной, так и
дополнительной. Эта защита является одной из наиболее простых, де-
шевых и падежных в работе. Ее применяют для сетей с большим током
замыкания на землю в трехфазном, а для сетей с малым током замыка-
ния — в двухфазном исполнении. Схема МТЗ линии (рис. 135, а и б)
действует следующим образом. При нормальном режиме работы в цепи
ТТ-реле протекает ток, недостаточный для возбуждения реле, и поэто-
му его контакты разомкнуты При двухфазном КЗ, например в точке
К, возбуждается реле, присоединенное к вторичной обмотке ТТ соот-
ветствующей фазы, и замыканием своих контактов составляет цепь об-
мотки реле времени РВ. Последнее, возбудившись, замыкает свои кон-
такты РВ с установленной выдержкой времени в цепи катушки отклю-
чения КО. Отключение выключателя от МТЗ сигнализируется сраба-
В А Л. ПрочорскиП 225
тыванием указательного реле РУ, включенного в цепь отключающей
катушки КО.
МТЗ в трехфазном исполнении реагирует па все виды КЗ (одно, двух
и трехфазные), в двухфазном исполнении лишь на двух- и трех-
фазные. Целесообразность применения для сетей с малым током замы-
кания на землю МТЗ в двухфазном исполнении с двумя реле объясня-
ется тем, что в этих сетях возможны только двухфазные или трехфазные
КЗ, при которых ток протекает либо через один ТТ (КЗ фаз A-В или
ВС), либо через два ТТ (КЗ фаз А-С). Данная защита всегда произво-
дит отключение выключателя с одной и той же выдержкой времени, на
которую отрегулировано реле времени независимо от удаленности точ-
ки КЗ на защищаемой линии от места установки защиты. Защита при-
меняется в сетях с односторонним питанием для одиночных и радиаль-
ных последовательно соединенных линий.
Избирательность действия достигается настройкой реле времени
защит на различные времена срабатывания. К источнику питания ИП
Рис. 135. Совмещенная (а) и разнесенная (б) схемы МТЗ линии и принцип ее
избирательного действия (в)
226
(рис. 135, в) присоединены четыре линии: Л1, Л2, ЛЗ и Л4, на кото-
рых установлены защиты 1,2, 3 и 4. Наиболее удаленная от источника
питания линия Л4 должна иметь наименьшую выдержку времени 4,
У следующей по направлению к источнику питания защиты 3 на липин
ЛЗ время срабатывания на А/ больше, т. е. ts = + А/ и т. д. Раз-
ница во времени срабатывания защит смежных линий принимается
такой, чтобы при повреждении на линиях, удаленных от источника пи-
тания, обеспечивалось срабатывание их защит раньше, чем защит ли-
ний, расположенных ближе к источнику питания. Например, при КЗ в
точке К4 протекающий ток КЗ вызовет срабатывание токовых реле за-
щит 1, 2, 3 и 4, однако отключение места повреждения произведет толь-
ко защита 4, так как выдержка времени у нее меньше, чем у остальных
защит. Реле времени защит 1, 2 и 3 тоже возбудятся, и их подвижные
контакты придут в действие, но вследствие отключения точки КЗ за-
щитой 4 токовые реле защит 1, 2 и 3 потеряют возбуждение, разомкнут
своими контактами цепи питания обмоток реле времени, якоря кото-
рых возвратятся в исходное положение.
Ступень времени Л/ релейных защит смежных линий определяется
временем отключения выключателя поврежденной липни с момента
подачи импульса тока па отключающую катушку его привода до момен-
та погасания дуги /откл, положительной погрешностью во времени сра-
батывания защиты поврежденной линии tD, отрицательной погрешно-
стью во времени срабатывания последующей по направлению к источ-
нику питания защиты tn, необходимым запасом времени, учитывающим
различные погрешности f8an, т. е. А/ — tma„ + ta -|- t„ -|- /зип.
При применяемых современных выключателях и реле времени
ступень времени А£ принимают равной 0,5—0,6 с. .
МТЗ с независимой выдержкой времени необходимо устанавливать
только на одном конце защищаемой линии — со стороны источника пи-
тания. Устанавливать такую же защиту на приемном конце линии не-
целесообразно, так как при повреждении на шинах приемной подстан-
ции нет необходимости иметь напряжение в питающей линии. Длину
участка, которую защищает та или иная защита, считая от места ее
установки, принято называть ее защитной зоной. В защитную зону
МТЗ входит линия, на которой установлена защита, шины смежной
подстанции и (по условию резервирования защит} вся следующая по на-
правлению от источника питания линия. Часть участка, которую не
защищает та или иная защита, установленная на защищаемом элементе,
называют «мертвой» зоной. У МТЗ с независимой выдержкой времени
отсутствует мертвая зона, что является ее несомненным преимущест-
вом. Основным недостатком МТЗ является необходимость создания
большой выдержки времени у защит источников питания при боль-
шом числе последовательно соединенных линий.
Ток срабатывания МТЗ /с,8 должен быть больше наибольшего тока
нагрузки /гаах, протекающего по линии при наиболее тяжелом режиме
ее работы (подключение новой нагрузки при нарушении нормальной
работы сети, самозапуск асинхронных двигателей при восстановле-
нии напряжения сети и т. п.):
1 с.з ~ Mi 1max = Mi Мзи ^раб-шах» 0 ’ 0
8* 227
где к„ — коэффициент надежности (к„ = 1,15-4-1,25); кс3п — коэффи-
циент, учитывающий увеличение нагрузки линии при самозапуске не-
отключившихся двигателей после восстановления напряжения в ли-
нии, ксзп = 24-3, среднее значение кс3„ - 2,5; /раб. тах — наиболь-
ший'рабочий ток линии при нормальном режиме работы.
Ток уставки срабатывания реле МТЗ
I ____1сз к- — ^нАпах Н 1 91
1 у-ср - rz ^СХ — „
^вАу /<вА/
где кг — коэффициент трансформации ТТ; кв — коэффициент возвра-
та реле (кв = 0,84-0,85); ксх—коэффициент схемы, учитывающий, во
сколько раз ток, протекающий через реле, больше тока, протекающего
через ТТ; при включении реле па фазные токи 1, а при включе-
нии реле на разность фазных токов ксх |/3.
Ток срабатывания защиты, определенный по условию отстройки от
наибольшей нагрузки, необходимо проверить по условию чувствитель-
ности защиты Чувствительность защиты оценивается коэффициентом
чувствительности кч, представляющим отношение наименьшего тока
двухфазного КЗ в конце зоны защиты к току срабатывания защиты:
Для защиты основной линии, например Л1 (см. рис. 135, е), необ-
ходимо выполнение условия кч 1,5, а для резервируемой линии Л2—
к., 1,2. Поэтому для определения коэффициентов чувствительности
защиты 1 необходимо знать ток КЗ на шинах подстанций П2 и ПЗ при
реально возможном минимальном режиме работы источников питания
(наименьшем числе включенных генераторов, трансформаторов и ли-
ний электрической сети, по которым подается энергия к подстанциям
П2 и /75).
62. Защита линий отсечками по току и напряжению
Токовая отсечка. Токовой отсечкой (ТО) называют максимальную
токовую защиту линий с ограниченной зоной действия. Она предназна-
чена для быстрого отключения КЗ. Это особенно важно для линий,
близко расположенных к источнику питания, при большом числе сту-
пеней МТЗ. Токовые отсечки бывают мгновенного действия и с выдерж-
кой времени (двухступенчатые токовые отсечки с выдержкой времени
второй ступени до 0,6 с). ТО применяют в двухфазном исполнении как
для сетей.с малым током замыкания на земле, так и для сетей с боль-
шим током замыкания на землю. Она предназначена защищать линию
от междуфазных КЗ. ТО действует следующим образом. При КЗ в точ-
ке К (рис. 136, а и б) возбуждается реле РТд и замыкает свои контак-
ты в цепи промежуточного реле РП. Последнее, возбудившись, замы-
кает своими контактами цепь на отключающую катушку КО выключа-
228
теля. При отключении точки КЗ
все реле приходят в исходное поло-
жение. ТО с выдержкой времени
выполняют по схеме рис. 135, а.
Избирательность действия токо-
вой отсечки обеспечивают выбором
соответствующего тока срабатыва-
ния защиты /с.з в зависимости от
тока КЗ в конце защищаемой ли-
ний. На рис. 137, а кривая 2 пока-
зывает изменение тока КЗ в зави-
симости от удаленности точки КЗ
от источника питания ИП при од-
ностороннем питании. Чтобы ТО не
реагировала на КЗ в точке К2 на
нишах приемной подстанции или
КЗ в начале следующей линии, ток
срабатывания ТО принимают
больше тока КЗ /((Я. Эю принят
называть отстройкой ТО от токов
КЗ на шинах приемной подстан-
ции. Ток срабатывания защиты
7с.в ~ кн ^K-niax* (114)
где /сн — коэффициент надежности,
равный 1,2—1,3 при реле, РТ-40;
/к.max — наибольший расчетный
ток трехфазного КЗ, от которого
отстраивают ТО (в нашем случае
7к.щах “ 7кг).
Расчетный ток КЗ находят при
максимальном режиме работы си-
стемы (кривая 2), реально возмож-
ном в эксплуатации. Точка пересе-
чения кривой изменения тока КЗ
2 с током срабатывания /с а (гори-
зонтальная линия) определяет дли-
ну защищаемой зоны от места
установки защиты. Участок линии
длиной Z2 остается по защищенным
ТО. Длина защитной зоны ТО при
прочих равных условиях зависит
от величины тока КЗ и значения
коэффициента надежности. Чем
меньше'ки и больше ток КЗ, тем
длиннее защитная зона. При пе-
реходе системы на минимальный
режим работы (кривая /) защит-
ная зона ТО уменьшается (Z[)
Рис. 136. Совмещенная (о) и разне-
сенная (б) схемы ТО линии
Рис. 137. Защитные зоны ТО линии
без трансформатора (а) и с транс-
форматором (б) в конце линии
29
вследствие уменьшения; тока КЗ. Защитная зона ТО составляет 60—
30% длина линии. Нельзя рассчитывать ток срабатывания защиты
при минимальном режиме. Если ток КЗ согласно кривой 2 принять при
минимальном режиме работы системы и определить защитную зону llt
то при максимальном режиме (кривая 3) защитная зона удлиняется до
/{ и выходит за пределы защищаемой линии Л1.
Ток уставки срабатывания реле ТО
Лз-з „ Лн^к.шахм
у.°р- к «сх- к «сх-
Коэффициент чувствительности ТО (кч 1,5)
/<2) . /<2> ,
__ к min к.mln
~ 'сСх»
(115)
(116)
где /[,4’га1п — ток двухфазного КЗ в начале защищаемой линии при
минимальном режиме работы системы.
Если в конце линии имеется трансформатор (рис. 137, б), то в за-
щитную зону I ТО входит вся линия. Ток срабатывания реле ТО отстра-
ивают от тока КЗ на шинах вторичного напряжения и в формулу (115)
вместо Л<.гаах подставляют ток КЗ в точке КЗ, приведенный к первич-
ной обмотке трансформатора через коэффициент трансформации птр,
т. е.
кп Д.тах ,, ..
У-ср— к К п. сх'
д I лТр /\ ! дтр
(И7)
Увеличение длины защитной зоны ТО, включая часть первичной об-
мотки трансформатора, возможно потому, что имеется большая раз-
ница в токах при КЗ на первичной и вторичной сторонах вследствие
большого сопротивления трансформатора.
При двустороннем питании линии направленные токовые отсечки
устанавливают с обеих сторон защищаемой линии.
Отсечка по напряжению. Отсечкой по напряжению называется за-
щита линии с ограниченной зоной действия Принцип работы отсечки
по напряжению (рис 138, а) основан на измерении остаточного напря-
жения на шинах подстанции при КЗ в линии. Защита срабатывает, если
при КЗ на линии, например Л1, остаточное напряжение на шинах под-
станции П1 Uoc/r равно или меньше напряжения срабатывания защи-
ты т. е. 17ост UCtQ.
Для данной защиты применяют реле минимального напряжения
PH, которое возбуждено при рабочем режиме и контакты которого
разомкнуты, так как к обмотке реле подводится номинальное или близ-
кое к нему .напряжение. При КЗ на линии резко снижается напряже-
ние на шинах до значения t/0CT; к обмотке реле подводится напряже-
ние значительно меньше номинального, равное напряжению срабаты-
вания; реле теряет возбуждение и замыкает свои контакты.
Чтобы защита не реагировала на КЗ в смежной линии Л2, напря-
жение срабатывания защиты UC.B выбирают исходя из величины оста-
230
точного напряжения при КЗ на
шинах приемной подстанции П2 в
точке КЗ (t/ост.кз)- Так как за-
щита работает при условии
t/OCT UC.B, то в ее защитную зо-
ну входит лишь участок линии /ъ
а /а остается незащищенным. При
КЗ в точке К2 напряжение на ши-
нах подстанции П1 понижается до
величины L/c.3- При этом реле на-
пряжения PH, присоединенное к
TH, теряет возбуждение, замы-
кает контакты и составляет цепь
на отключение выключателя ли-
нии Л1. Отсечка по напряжению
может дать ложное срабатывание
при КЗ в точке К‘1 па липин ЛЗ,
присоединенной к шипам подстан-
ции П1, вследствие того, что TH,
присоединенный к тем же шинам,
реагирует на понижение напряже-
ния на шинах независимо от того,
иа какой линии произошло КЗ.
Во избежание ложного срабатыва-
ния отсечки по напряжению вы-
полняют с токовой блокировкой.
Только при одновременном замы-
кании контактов реле РТ и PH,
что соответствует логической опе-
рации И, может образоваться
цепь на отключение выключателя
линии Л1. Отсечку по напряже-
Рис. 138. Защитная зона отсечки по
напряжению (а) и сочетания отсеч-
ки по напряжению с ТО (б)
нию применяют для защиты от
междуфазных КЗ коротких и
средних по протяженности линий
(2—5 км).
Напряжение срабатывания защиты определяют исходя из условий
отстройки от возможных снижений рабочего напряжения t/p.min в
сети:
U 0 б5 „ (118)
0-3 «„к,, 1,2.1,:? ном k
Напряжение уставки срабатывания реле
Uy.cp = UcJKu, (119)
где кп — коэффициент надежности; Кв— коэффициент возврата реле
минимального напряжения; Ки —' коэффициент трансформации TH.
Коэффициент чувствительности
«чн=^с.з/1/ост. (120)
231
где U„ст — остаточное напряжение в месте установки защиты при КЗ
в конце защищаемой или резервируемой линии в максимальном режи-
ме работы системы.
Для основной линии кч„ 1,5, для резервируемой кчн 1,2.
Uост = 1^3 ^к-тах^л “ 1^3 /ц.тах (121)
где /к.тах — наибольшее значение тока КЗ в конце защищаемой линии;
х0 — сопротивление 1 км линии, Ом/км; I — длина защищаемой линии,
км.
Комбинированная отсечка по току и напряжению. К концам линий
всегда присоединяют трансформаторы потребителей. При небольшой
длине линии и большой мощности трансформатора применяют комби-
нированную отсечку по току и напряжению (рис. 138, б), так как рас-
смотренная выше ТО (см. рис. 137, б) недостаточно эффективна. Для
обеспечения избирательного действия ТО напряжение срабатывания
отсечки по напряжению согласуют стоком срабатывания ТО. Ток сра-
батывания ТО выбирают из условия обеспечения кчт 1,5 при двух-
фазном металлическом КЗ в конце защищаемой зоны в минимальном
режиме работы системы (точка 1(2 на рис. 138, б):
Zc.B=^2U/K4T. (122)
Напряжение срабатывания отсечки по напряжению (7С.3 выбирают
таким, чтобы оно было меньше остаточного напряжения в месте уста-
новки защиты при протекании по защищаемой линии тока КЗ, равного
по величине току срабатывания ТО:
/3 /с.е(хл + хтр)/кя, (123)
где /<« = 1,24-1,3; хл и хтр— сопротивление линии и трансформатора,
Ом.
При таком выборе 6/с.3 обеспечивается несрабатывание отсечки при
КЗ за трансформатором (точка К2). Напряжение срабатывания (7С.3
комбинированной отсечки, полученное по выражению (123), должно
находиться в пределах (0,15 4-0,65) 1/Пбм- Нижний предел Uc.a —
= 0,15 UHOM определяется минимальной уставкой стандартных реле
напряжения, а верхний Uc.a = 0,65 UH0M — необходимостью отстрой-
ки от возможных снижений рабочего напряжения в сети согласно вы-
ражению (118). Коэффициент чувствительности определяют по выраже-
нию (120). Комбинированную отсечку применяют для линий неболь-
шой протяженности — 2—5 км. Пр и большей длине защита не обладает
необходимой чувствительностью.
Пример 6. Выбрать уставки комбинированной отсечки по току и напряжению
(см. рис. 138, б) для линии 35 кВ длиной 5 км, работающей в блоке с трансформа-
тором 35/10 кВ; SUOm. тр—6,3 МВ А, ик —7,5%. Расчетные значения токов К3:;
/ц.тах. к1 =3,28 кА, /к.т1пК1 = 1,9 кА, /кдпахК2 — 3,33 кА, /к.т1пК2= 2,75 кА.
Выясним возможность применения простой токовой отсечки в качестве ос-
новной защиты линии:
(с-з =к„ /к.щах кг/птр = 1 >3-3330/3,5= 1235 А,
232
Коэффициент чувствительности ТО
/1! ’min К1 Лс.3 О »87.1900/1235 == 1,34 < 1.5.
Следовательно, простая ТО не может быть использована как основная за-
щита линии.
Выполним расчет комбинированной отсечки. Ток срабатывания ТО по
нормируемому значению кчт = 1,5 : /с.3 = /® га|п к1/«чт = 0,87/ • 1900/1,5 =
= 1100 А.
Проверяется отстройка от токов самозапуска в режиме АПВ линии (для слу-
чая неисправности цепей напряжения): /с.3 > кнКс8п/раб.тах = 1,2 • 3 • 104 як
як 380 А, где /раб •max — /цом.тр — *$ном. Тр/Узпном = 6300/Уз • 35 = 104 А.
Отстройка обеспечивается.
Выбирают напряжение срабатывания отсечки по напряжению (при КЗ в
точке К2):
< уз/.,. <«„+», ,) T/gnoo щад д26
к„ 1,24-1,3
где
хл = ~ 0,4 • 5 ~ 2 Ом; -^тр ~ //ном^1605ном.тр — 7,5 • 35/100Х
X 6,3 = 14,6 Ом.
Остаточное напряжение на шинах П1 составляет (0,784-0,69) /7Н0М при КЗ
в точке К2. Поэтому принимаем
UC.B=0,65/7 ном =0,65 -35 000 = 22 500 В.
Остаточное напряжение на шинах /7/ при КЗ в точке К/
//„„„, к1 =1/3/ хл = Т/3-3330‘2 = 11 550 В.
oct.ki г к-max.А1 " v
Коэффициент чувствительности отсечки по напряжению
«чн = ^с.з/1/остЖ1 =22 500/11 550 = 1,96 > 1,5.
Таким образом, простую быстродействующую комбинированную отсечку
по току и напряжению, имеющую — 1,5 и кчн = 1,96, используем в качестве
основной защиты.
63. МТЗ линии с блокировкой по напряжению
В ряде случаев ток срабатывания пусковых токовых реле МТЗ,
определенный по формуле (111) с учетом самозапуска асинхронных
двигателей, приводит к такому загрублению защиты, при котором не
обеспечивается нормируемая величина коэффициента чувствительно-
сти. В таких случаях для повышения чувствительности защиты умень-
шают ток срабатывания пусковых токовых реле и применяют блоки-
ровку по минимальному напряжению. Напряжение срабатывания
блокировки и коэффициент чувствительности определяют по формулам
(118) и (120). В этом случае ток срабатывания защиты и ток уставки
срабатывания реле определяют без коэффициента самозапуска асинх-
ронных двигателей:
^с-я ~ ^н^раб.тах И ^у.ср = ^раб-тах
Схема защиты состоит из двух пусковых токовых реле РТ 1 и РТ2
(рис. 139, а и б), трех блокирующих реле минимального напряжения
PHI, РН2 и РНЗ, реле времени РВ, промежуточного РП и указатель-
233
Рис. 139. МТЗ с блокировкой по напряжению в совмещенном (а) и разнесенном
(б) изображении
ного РУ. Из схемы видно, что при срабатывании только токовых реле
не запускается реле времени, так как цепь его обмотки разомкнута кон-
тактами промежуточного реле РП. Если сработают только блокирую-
щие реле минимального напряжения, то реле времени тоже не запуска-
ется, Защита будет действовать на отключение только в том случае,
если сработают одновременно реле тока и реле минимального напряже-
ния, что бывает только при КЗ, когда возрастают токи и понижается
напряжение. При перегрузках, превышающих ток срабатывания токо-
вых реле, защита не отключит выключатель линии, так как замкнут-
ся только контакты токовых реле, а контакты блокирующих реле ми-
нимального напряжения останутся разомкнутыми (при перегрузках
UOCT t/c.s)-
Недостаток защиты —• возможность ложного срабатывания при по-
вреждении цепей напряжения и одновременном возникновении пере-
грузки. Это может быть при перегорании предохранителей или обрыве
в цепи TH. Совпадение перегрузки с повреждением в цепях напряже-
ния считается маловероятным. Однако при повреждении цепей напря-
жения предусмотрен предупредительный сигнал, включаемый посред-
ством нижних контактов промежуточного реле РП. При появлении V
сигнала дежурный персонал должен немедленно восстановить целост-
ность цепей -напряжения или отключить защиту.
234
МТЗ с блокировкой по напряжению применяют на линиях корот-
кой и средней протяженности (2—5 км). На длинных линиях, питаемых
мощной системой, чувствительность реле напряжения оказывается
недостаточной.
64. Сочетание максимальной защиты линии с токовой отсечкой
Токовая отсечка (ТО), отстроенная от токов КЗ на шинах приемной
подстанции, не защищает всю-линию, не резервирует защиты следую-
щего по направлению от источника питания участка и не реагирует на
токи перегрузки. Следовательно, она не может быть единственной за-
щитой линии. Поэтому ТО применяют как вспомогательную защиту
для ускорения отключения КЗ совместно с другими защитами, кото-
рые реагируют на повреждения в любом месте линии, на токи перегруз-
Рис. 140. Совмещенная (а) н разнесенная (б) схемы МТЗ линии в сочетании с
ТО и схема (в), иллюстрирующая их избирательное действие
235
ки и резервируют защиты следующего участка, но имеют значительные
выдержки времени
Ток срабатывания защиты ТО определяется по формуле (114), а
МТЗ — по формуле (111). При КЗ в пределах защищаемой зоны ТО воз-
буждаются токовые реле отсечки РТ1 или РТЗ (рис. 140, а и б) и МТЗ
РТ2 или РТ4, но отключение происходит от реле ТО, так как на ка-
тушку отключения КО быстрее собирается цепь через контакты реле
РП, не имеющие выдержки на замыкание по сравнению с контактами ре-
ле времени РВ. Когда КЗ происходит за пределами зоны защиты ТО,
то ток, протекающий через обмотки реле РТ1 — РТ2 или РТЗ — РТ4.
достаточен только для возбуждения РТ2 или РТ4. В этом случае с
заданной выдержкой времени через контакты реле времени РВ образу-
ется цепь на катушку КО. Срабатывание указательного реле РУ1 или
РУ2 покажет, от какой защиты произошло отключение линии
Из диаграммы выдержек времени и защитных зон ТО и МТЗ для
сети с односторонним питанием видно, что при КЗ в пределах защитных
зон ТО /01, /оа и /03 (рис. 140, в) отключение происходит почти мгновен-
но со временем 1п, а при КЗ за их пределами на участках /ш, 1Ы2 и /мз —
с выдержками времени /2, ta.
65. Направленная максимальная токовая защита линий
Одинарные линии с двусторонним питанием и линии сети кольце-
вого питания не могут быть надежно защищены рассмотренными выше
МТЗ и ТО. Для защиты таких линий применяют более сложные систе-
мы защит, из которых наиболее простой по принципу действия и осу-
ществлению является направленная МТЗ. Эта защита направленной
называется потому, что действует только при определенном направле-
нии мощности КЗ. Органом защиты, реагирующим на направление
мощности КЗ, является реле мощности.
Однофазное реле мощности РБМ состоит из стального магнитопро-
вода 5 (рис. 141, а) с выступающими полюсами и цилиндрического алю-
миниевого ротора 3, вращающегося на оси вокруг стального сердечни-
ка 4. Последний предназначен для уменьшения магнитного сопротив-
ления ротора 3. Токовые обмотки 1, питающиеся от ТТ, расположены
на двух противоположных полюсах, а обмотки напряжения 2, подклю-
чаемые к TH, состоят из четырех последовательно соединенных сек-
ций. В векторной диаграмме, характеризующей работу реле (рис. 141,
б), исходным принят вектор напряжения Uv. Ток /н, протекающий по
обмоткам напряжения реле, отстает от вектора подводимого к ним на-
пряжения L/p на угол <рн, а ток /р токовой обмотки сдвинут по отноше-
нию к напряжению Up на угол <рр. Потоки Фц и Фт, создаваемые тока-
ми /н и'/р, сдвинуты по фазе на угол ф = <рр — <рн и в пространстве на
90°. Пронизывающие стенки ротора потоки Фи и Фт создают в нем токи.4
В результате взаимодействия потока Фн с током в роторе, наведенным
потоком Фт, и потока Фт стоком в роторе, наведенным потоком Фн, соз-
даются вращающие моменты, направленные в одну и ту же сторону —
от оси опережающего по фазе потока к оси отстающего потока. Когда
236
Рис. 141. Конструктивная схема (а), векторная диаграмма (б) и схемы электри-
ческих соединений (я) реле мощности РБМ-171 и РБМ-178
вращающий момент превзойдет противодействующий момент пружины
(на рис. 141, а не показана), определяющий мощность срабатывания,
ротор 3 повернется и замкнет контакты. Вращающий момент реле
Мпр = «1 Фт Ф„ sin -ф = к, Фт Фн sin (фр — фи).
Выражая <рн через дополнительный угол а = 90° — <рн, называе-
мый внутренним углом реле, а Ф,е = к(/р и Фн — к? Uр, получим
/Ивр =--клк{ К2 /pC7psin(q>p—90° + а) == к/р (7peos (фр+ а), (124)
где к — коэффициент пропорциональности; 1 р — ток в токовой обмот-
ке реле; Uр — напряжение, подводимое к обмотке напряжения.
Большое применение для защиты линий получили реле мощности
РБМ-171 и РБМ-178 (рис. 141, в), которые реагируют на изменение
направления мощности. У обоих реле угол срр зависит от угла сдвига
между током и напряжением в первичной цепи, защищаемой реле, и от
схемы присоединения реле к ТТ и TH. У реле РБМ-171 при отсутствии
в цепи обмоток напряжения резистора R угол ф„ — 60° и соответствен-
но а = 30°, а при наличии резистора <рн = 45° и а = 45°. Реле РБМ-
178, кроме резистора в цепи обмотки напряжения, имеет конденсатор,
поэтому <рн = — 20° и а — 110°.
Наибольшей чувствительностью оба реле обладают, когда cos (фр +
-|-а) -= ± 1, т. е. при фр ф- а = 0 или л. Следовательно, реле
РБМ 171 обладает наибольшей чувствительностью при фр =—301
или фр -- — 45°, т. е. когда ток /р опережает напряжение Uр на 30° и
45°. У реле РБМ-178 наибольшая чувствительность при фр — 4-70°,
т. е. когда /р отстает от Uр на 70°. Указанные характеристики реле
237
мощности учитывают при выборе схем присоединения к ТТ и TH, до-
биваясь того, чтобы при КЗ в защищаемой линии реле обладало на-
ибольшей чувствительностью.
Направленная МТЗ линии с применением реле РБМ-171 (рис. 142,
а и б) состоит из реле направления мощности РМА, РМв и РМс,
реагирующих на протекание мощности в определенном направлении;
токовых реле РТА> РТВ и РТс, выполняющих роль пусковых органов
и исключающих срабатывание защиты при токах, не характеризующих
повреждение защищаемой линии; реле времени РВ для создания необ-
ходимой выдержки на отключение выключателя; указательного реле
РУ. Контакты токового реле и реле направления мощности каждой
фазы образуют последовательную цепь. Поэтому реле времени РВ мо-
жет возбудиться только в том случае, если ток повреждения защищае-
мой цепи возрастет до значения, при котором срабатывает токовое реле
и направление мощности повреждения совпадает с настройкой реле
мощности. Предположим, что произошло КЗ фаз А и В в точке К и на-
правление мощности от шин к точке К совпадает с настройкой реле
Рис. 142. Совмещенная (я) й разнесенная (с) схемы направленной МТЗ
Рис. 143. Векторная диаграмма для
90-градусной схемы включения реле
РБМ-171
мощности. Тогда через замкнув-
шиеся контакты реле РТА и РМ Л,
РТв и РМв образуется цепь на
обмотку реле РВ. Последнее, воз-
будившись, замкнет с установлен-
ной выдержкой времени свои кон-
такты в цепи катушки отключения
/СО, в результате чего произойдет
отключение выключателя.
Для защиты линий разработаны
различные способы подключения
реле направления мощности, из ко-
торых наибольшее применение по-
лучили 90°-и 30°- ные схемы. Рас-
смотрим 90°-ную схему включения
реле. Принцип такого включения
состоит в том, что токовую обмот-
ку реле включают на фазный ток,
а обмотку напряжения — на линейное напряжение двух других
фаз. При этом с некоторым допущением считают, что фазные токи
совпадают с фазными напряжениями (рис. 143). При нормальном
режиме работы между током /р(/а, /6, /с) и напряжением Up
Wbc. Uca, иаЬ) образован угол сдвига по фазе около 90°. Ток /р
опережает напряжение Vр на 90°, и на подвижную часть реле действует
момент, который не может повернуть ротор. Когда возникает КЗ, на-
пример, фаз А и В, токи фаз отстают от фазных напряжений Ua и
Ub на угол <рв (на рис. 143 показан ток 1 к только фазы А), образуя с ли-
нейными напряжениями углы фр = 90° — <pK, и реле приходит в дей-
ствие. Реле мощности РБМ-171, включенное по 90с-ной схеме, соглас-
но формуле (124) обладает наибольшей чувствительностью и наиболь-
шим вращающим моментом при tpK=45°, т. е. когда ток / р = / и опере-
жает напряжение £7Р на 45° (<рр = — 45°, а = 45°).
Направленная МТЗ с 90°-ной схемой подключения реле мощности
нашла наибольшее применение для защиты линий от междуфазных за-
мыканий.
Недостатком данной защиты, как и всех защит с применением
реле направления мощности, является наличие «мертвых» зон при трех-
фазном К.3. Под «мертвой» зоной понимают участок линии, при КЗ
на котором защита не действует. При однофазном и двухфазном КЗ
«мертвые» зоны отсутствуют. При трехфазном КЗ на линии вблизи шин
подстанции остаточное напряжение на шинах настолько мало, что на
нем не обеспечивается необходимая минимальная мощность срабатыва-
ния реле Scp, несмотря на большое значение тока трехфазного КЗ.
Хотя трехфазное КЗ — явление редкое, однако оно учитывается при
выборе защиты линии. При однофазном и двухфазном КЗ вблизи шин,
несмотря на резкое понижение напряжения в поврежденных фазах,
реле мощности срабатывает., так как.всегда обеспечивается подвод не-
обходимого напряжения от неповрежденных фаз TH. Длина «мертвой»
зоны будет тем меньше, чем меньше мощность срабатывания реле. Ис-
239
Рис. 144. Схема избирательного действия направленной МТЗ
ходя из этого реле направления мощности изготовляют на минимально
возможную мощность срабатывания.
Длина «мертвой» зоны /м.в определяется (в км)
I_________5срК,Ки
м'8~ VT/’zoCosOpp + a) ’ 1
где 5ср — мощность срабатывания реле, В-A; /к — ток трехфазного
КЗ на шинах подстанции, кА; Кт и Ки— коэффициенты трансформации
ТТ и TH; z0 — полное сопротивление 1 км линии; (рр — угол сдвига
между подводимым к реле напряжением и током; а— внутренний угол
сдвига.
Из-за «мертвой» зоны у направленной МТЗ ее целесообразно при-
менять лишь для линии, в которых длина «мертвой» зоны не превышает
10% длины защищаемой линии. Эта защита дополняется ТО для от-
ключения КЗ в пределах «мертвой» зоны.
Избирательное действие направленной МТЗ обеспечивается выдерж-
кой времени и направлением мощности КЗ. Реле направления мощно-
сти отстраивают на основании следующего принципа. При отсутствии
повреждения в линии мощность на шинах подстанции, принимающей
энергию, всегда направлена к шинам; при возникновении поврежде-
ния в линии мощность всегда направлена к точке КЗ как от шин прини-
мающей подстанции, так и от шин питающей подстанции. Исходя из
этого положения стрелки при кружках сточкой (рис. 144) показывают
направления мощностей КЗ, на которые настроены реле направления
мощности защит линий. Выдержку времени защит подбирают по встреч-
но-ступенчатому принципу. При этом сначала полагают, что источ-
ник питания ИП2 отключен, все линии питаются от ИГЛ и защищаются
защитами 1, 3 и 5. Разграничивающую ступень Д/ принимают как для
ненаправленной МТЗ, и выдержка времени срабатывания защит линий
возрастает по мере приближения к ИП1. Затем принимают, что отклю-
чен ИП1 и включен ИП2, и по тому же принципу подбирают выдерж-
ки времени защит 2, 4 и 6.
При КЗ, например, на линии JJ2 придут в действие защиты 3 и 1 со
стороны источника питания ИП1 и защиты 4 и 6 со стороны ИП2.
Отключение7<3 произведут защиты 3 и 4, так как они имеют наимень-
240
шие выдержки времени среди возбудившихся защит. Защиты 2 и 5
имеют меньшую выдержку времени, чем защиты 3 и 4, но они не могут
придти в действие из-за несовпадения настройки реле мощности с на-
правлением мощности КЗ. Аналогичную настройку производят и для
кольцевой сети с одним источником питания
Направленную МТЗ применяют как основную для защиты от меж-
дуфазных замыканий в сетях напряжением до 35 кВ, в которых допусти-
ма значительная выдержка времени защит вблизи источников питания.
Сравнительно реже для тех же целей ее применяют в сетях напряжени-
ем НО кВ и выше. Ток уставки срабатывания токового реле направлен-
ной МТЗ определяют при тех же условиях и по тем же формулам, что
и для ненаправленной МТЗ без блокировки и с блокировкой по напря-
жению. Для согласования по чувствительности необходимо обеспечить
следующее соотношение токов срабатывания защит: / c.3f, <
< /с.зз < ^с.з! и ^с.32 < ^с.з4. < Льве- Разница в величине тока сраба-
тывания двух смежных защит обычно принимается около 10%.
66. Поперечная дифференциальная защита линий
К числу защит, обеспечивающих мгновенное отключение при по-
вреждении в любой точке защищаемой линии, относятся дифференци-
альные защиты, которые подразделяются на продольные и поперечные.
Первые применимы для защиты как одинарных, так и параллельных
линий, вторые — только параллельных.
Поперечная дифференциальная защита бывает ненаправленной и
направленной. Первую, называемую токовой поперечной дифференци-
альной защитой, применяют для параллельных (спаренных) линий с об-
щим выключателем на обе линии. Вторую применяют для параллель-
ных линий с самостоятельными выключателями на каждой линии; ее
называют направленной поперечной дифференциальной защитой.
Принцип действия указанных видов защит основан на сравнении вели-
чин и фаз токов, протекающих по обеим линиям при различных режи-
мах работы. При рассмотрении принципа действия защиты принимают,
что сопротивления параллельных линий равны, следовательно, и то-
ки, протекающие при нормальных режимах и внешних КЗ (за предела-
ми защищаемых линий), в этих линиях равны и совпадают по фазе.
Направленная поперечная дифференциальная защита, устанавли-
ваемая на обоих концах защищаемой линии, представляет собой два
одинаковых комплекта (рис. 145, а). ТТ одноименных фаз параллель-
ных линий соединены между собой разноименными зажимами по схе-
ме «восьмерка». Комплект реле на одну фазу, присоединенных к соеди-
нительным проводам, состоит из токового реле, выполняющего роль
пускового элемента и срабатывающего при определенной величине тока
в линии независимо от его направления, и двух реле направления мощ-
ности, предназначенных для выбора поврежденной линии. Обмотки на-
пряжения реле мощности питаются от TH; на рис. 145, а тонкие стрел-
ки относятся к нормальному режиму работы и внешнему КЗ в точке К1,
жирные стрелки — к режиму КЗ на защищаемых линиях.
241
При нормальном режиме или внешнем (сквозном) КЗ ио обмоткам
реле протекают токи /21 и равные по величине и встречные по фазе.
Ток в токовом реле и реле направления мощности /р = /21 — 7ая =0,
поэтому ни одно реле не срабатывает.
На рис. 145, б показаны графики изменений токов /1к и /2к по
линиямЛ1 и Л2 при КЗ на линии Л1. При КЗ на линии Л2 изменения
токов /1в и /2К поменяются местами. По мере удаления точки КЗ от
шин питающей подстанции разность токов /1к— /2К уменьшается и
соответственно уменьшается ток реле /p=/2iK—Is2B=/ikK/i—/иД1.
При КЗ на шинах приемной подстанции /1к — /2„ = 0 и /p=/aK—
— ^22и — 0- Это следует иметь в виду при рассмотрении действия за-
щиты по мере удаления точки КЗ от шин питающей подстанции.
Рис., 145. Схема направленной поперечной дифференциальной защиты линии (о)
и график изменения токов КЗ (б)
242
При КЗ на одной из защищаемых линий, например посредине Л/в
точке К, по обмоткам реле питающей подстанции проходит разность то-
ков /Мк— /а2к = /Р, а по обмоткам реле приемной подстанции —
сумма токов /21к + /22к — f р В этом случае срабатывают реле
направления мощности РМ1 и РМЗ, настройка которых совпадает
(указана направлением стрелок) с направлением проходящей через их
обмотки мощности КЗ, и токовые реле РТ1 и РТ2, так как ток в них
достиг значения уставки срабатывания (/р >/у.ср). Через замкнув-
шиеся последовательно соединенные контакты реле РТ1-РМ1 и РТ2-
РМЗ составляются цепи на отключение выключателей 1В и ЗВ
При КЗ в конце линии Л1 одновременного отключения выключате-
лей с обеих сторон линии не происходит Сначала отключится выклю-
чатель ЗВ на приемной подстанции, так как через реле этой подстанции
проходит сумма токов /21к-|- /2гк> /у.ср- В реле питающей подстан-
ции по мере удаления точки КЗ от нее в сторону приемной подстанции
разность токов уменьшается и становится меньше тока уставки сраба-
тывания токового реле /211!— /22к <Z /у ср. Выключатель 1В не отклю-
чается. После отключения выключателя ЗВ весь ток КЗ линии Л1 на-
правляется к точке КЗ, а по линии Л2 проходит ток нормального ре-
жима. По токовому реле проходит ток /21к — /22 = /р > /Уср,
в результате чего отключается выключатель 1В. Такое поочередное
действие направленной поперечной дифференциальной защиты назы-
вается каскадным. Участок линии, в пределах которого происходит не-
одновременное отключение точки КЗ дифференциальной защитой, на-
зывается зоной каскадного действия защиты.
Зона каскадного действия /кд не должна превышать 25% длины
защищаемой линии:
U = (/c.3/^.mIn)Z<0,25Z, (126)
где /с.3 — ток срабатывания защиты питающей подстанции; /,<2т1п —
ток КЗ на границе зоны каскадного действия, который приближенно
равен току КЗ на шинах приемной подстанции; I — длина защищаемой
линии.
При каскадном действии релейной защиты линия с КЗ отключает-
ся в 2 раза медленнее по сравнению с одновременным срабатыванием на
обоих ее концах. Это вынуждает увеличивать выдержку времени защиты
предыдущего участка. Для уменьшения зоны каскадного действия
уменьшают ток уставки срабатывания /у.сР пускового реле, дополняя
защиту реле минимального напряжения PH, как показано на рис. 145,
а. Реле минимального напряжения присоединяют к тем же обмоткам
TH, от которых питаются обмотки реле мощности. В нормальных усло-
виях контакты реле напряжения разомкнуты и замыкаются при КЗ в
защищаемых линиях из-за понижения напряжения на шинах. В цепи
катушки отключения выключателя соединены последовательно контак-
ты реле мощности, тока и напряжения. Для отключения выключателя
необходимо срабатывание всех трех реле. Направленная поперечная
дифференциальная защита, установленная на питающей подстанции,
имеет «мертвую» зону по напряжению при трехфазном КЗ вблизи шин
243
подстанции вследствие несрабатывания реле мощности. Длина «мерт-
вой» зоны для реле мощности определяется по формуле (125).
Ток уставки срабатывания пусковых реле дифференциальной защи-
ты выбирается такой величины, чтобы он был больше максимального
тока небаланса при внешнем КЗ и одновременно больше максималь-
ного тока нагрузки линий:
^у-ср ~ 7С,3/КВ К/ = Кн /раб.щах^п ^0» (127)
где ^раб-щах — наибольший ток нагрузки одной линии при отключе-
нии второй линии, равный сумме токов обеих линий; кя — коэффици-
ент надежности; кв — 1,1 4- 1,25.
Коэффициент чувствительности в режиме каскадного отключения,
когда выключатель с противоположной стороны линии уже отклю-
чен, к,= /“’пйп//с.8> 1,5, где /к? min — ток КЗ минимального режи-
ма в конце защищаемой линии.
При отключении одной из линий (аварийно или планово на ремонт)
дифференциальная защита должна автоматически выводится из дейст-
вия, так как она может произвести ложное отключение (ввиду нару-
шения баланса токов в реле тока и мощности), становясь мгновенной
максимальной защитой. Поэтому линии снабжают дополнительными
защитами (МТЗ, ТО и др.), которые осуществляли бы защиту линии
при выведении из действия дифференциальной защиты и реагировали
на токи перегрузки и внешнего КЗ.
Поперечные дифференциальные защиты предназначены для защиты
линий от междуфазных КЗ В сетях с малым током замыкания на зем-
лю их выполняют в двухфазном исполнении, а для сетей с большим то-
ком замыкания — в трехфазном исполнении с блокировкой от срабаты-
вания при однофазных КЗ в сети.
Направленная дифференциальная защита обладает следующими по-
ложительными качествами: простота схемы; небольшая стоимость;
быстродействие вследствие отсутствия выдержки времени; нереагиро-
вание на качание в системе; простота определения параметров защиты.
Недостатки защиты: каскадное действие, вызывающее замедленное от-
ключение КЗ; наличие «мертвой» зоны по напряжению; вынужденный
выход из действия защиты при отключении одной линии и необходи-
мость иметь полноценную защиту для оставшейся в работе линии.
67. Дистанционная защита линий
Дистанционной называется такая защита, которая работает на прин-
ципе измерения полного г = г0/, активного г = г01 или реактивного
х = х01 сопротивления от места установки ее реле до точки КЗ на ли-
нии (z0, г0 и л'о — полное, активное и реактивное удельные сопротив-
ления защищаемой линии, Ом/км; I — расстояние от места установки
реле до точки КЗ, км). Наибольшее применение получила дистанцион-
ная защита, работающая на принципе измерения полного сопротивле-
ния.
244
Рис. 146. Принцип работы дистанци-
онной защиты
Время срабатывания дистан-
ционной защиты зависит от отно-
шения напряжения t/p к току
1 р, подводимым к зажимам обмо-
ток напряжения, и тока реле со-
противления PC, т. е. t =f(Uv/lp)
или t = f (zp), где zp — сопротив-
ление на зажимах реле, Up =
= UOCilKu — напряжение на за-
жимах реле, — — ток
реле. С увеличением zp должно уве-
личиваться время срабатывания
защиты. Для пояснения указан-
ной зависимости примем одинаковыми коэффициенты трансформации
TH и ТТ на подстанциях П1 и П2 (рис. 146). Отношение остаточного
напряжения на шинах подстанции к току линии представляет сопротив-
ление, подводимое к зажимам реле. При одинаковых токах /„ в линиях
большим становится то отношение Up/lp = zp, подводимое к реле PC,
где больше С/Ост. Из рис. 146 видно, что при КЗ в точке К по линиям
Л1 и Л2 протекают токи одинаковой величины. Поскольку U осп >
> Дост2> то > гР2 и /, = / (zpl) > t2 = f (zP2). Защита подстан-
ции П2 должна работать быстрее, так как от нее до точки КЗ расстоя-
ние меньше.
По характеристикам, представляющим зависимость времени сра-
батывания от расстояния до точки КЗ, дистанционные защиты подраз-
деляют на три вида: с плавно зависимой, ступенчатой и комбинирован-
ной характеристиками. Наибольшее применение получили защиты с
трех- и двухступенчатыми характеристиками. Каждая ступень опреде-
ляет длину защитной зоны с соответствующим временем срабатыва-
ния защиты. Дистанционные защиты бывают ненаправленные и на-
правленные: первые применяют в радиальных сетях с односторонним
питанием, вторые — в сетях любой конфигурации.
Направленная дистанционная защита обеспечивает избирательное
отключение поврежденных линий с относительно небольшой выдержкой
времени в сетях любой конфигурации с любым числом источников пи-
тания. Однако дистанционную защиту в простых сетях (радиальных,
кольцевых с одним источником питания и др.), в которых обеспечива-
ется избирательное отключение применением простейших направлен-
ных и ненаправленных МТЗ и ТО, применять нецелесообразно, так как
она сложнее их по выполнению и дороже по стоимости. Неприме-
нение для простых сетей будет оправдано в том случае, если простые
по выполнению и недорогие по стоимости защиты по току или напря-
жению не удовлетворяют требованиям чувствительности или избира-
тельности. /Дистанционную защиту применяют преимущественно в
сложных сетях напряжением 35; ПО; 220 и 500 кВ.
Избирательное действие трехсупенчатой направленной дистанци-
онной защиты в радиальной сети с двусторонним питанием обеспечи-
вают подбором выдержек времени и уставок сопротивлений срабаты-
вания. Выдержки времени выбирают при питании линий от одного ис-
245
точника питания, например сначала от ИП1 (рис. 147), а затем от
ИП2. Наименьшую выдержку времени имеет 1-я зона, составляющая
70—80 % длины защитной линии. Например, время срабатывания /г t
(первая цифра — номер защиты, вторая цифра — номер зоны) защиты
1 определяется собственным временем срабатывания реле, входящих в
схему защиты, и составляет 0,1—0,2 с. Длина 1-й зоны ограничена 70—
80% длины защищаемой линии ввиду возможности неизбирательного
действия защиты при КЗ на смежном участке из-за погрешностей реле
дистанционной защиты в измерении сопротивления до точки КЗ. Во
2-ю зону входит незащищенный участок защищаемой линии и 30—40%
длины смежной линии. Выдержки времени /Г2 и /Гз 2-й и 3-й ступеней
(зон) создают искусственно. Выдержка времени 2-й зоны должна быть
больше выдержек времени максимальных защит трансформатора Тр1
подстанции П2 и линий, присоединенных к шинам подстанции, питаю-
щейся от защищаемой линии. В 3-ю зону входят участки, сопротивление
до которых не измеряет реле сопротивления. Время срабатывания /ьз
3-й зоны должно быть больше времени срабатывания резервных за-
щит линий.
При КЗ в точке К на поврежденной линии срабатывает 1-я ступень
защиты 4 со временем /4-, и 2-я ступень защиты 3 со временем Л-2-
Защиты 2 и 5 не срабатывают, так как их органы направления имеют
настройку, противоположную направлению мощности КЗ. Придут в
действие защиты 6 и /, но отключения не произведут, так как /6.2>
> <4-1 И /1.3 > /з-2.
Комплект дистанционной защиты состоит из следующих органов:
пускового ПО (рис. 148), направления мощности ОМ, дистанционных
ДО] и ДО2, выдержки времени РВ2 и РВЗ, блокировок по напряже-
нию БН и от качания в электрической системе БК, автоматически вы-
Рис. 147. Избирательное действие трехступенчатой дистанционной защиты
246
Рис. 148. Схема взаимодействия элементов дистанционной защиты
водящих защиту из работы при режимах, не соответствующих КЗ.
В качестве пускового органа используют реле полного сопротивления
или реле тока. На схеме (см. рис. 148) пусковым органом ПО служит
реле сопротивления, питаемое током /р и напряжением Up. Орган на-
правления мощности ОМ позволяет работать защите только при на-
правлении мощности от шин подстанции к точке КЗ; его выполняют с
помощью реле направления мощности и предусматривают только в тех
случаях, когда пусковые и дистанционные органы являются ненаправ-
ленными. Дистанционные органы Д01 и ДО 2 определяют расстояние
от места установки защиты до точки КЗ. В ступенчатых защитах дис-
танционные органы выполняют с помощью реле минимального сопро-
тивления, которое срабатывает при условии t/p//p = zp zy.cp,
где ?у.сР — сопротивление уставки срабатывания реле, т. е. наиболь-
шее значение сопротивления линии (наименьшее значение тока КЗ),
при котором реле приходит в действие. ' Органы выдержки времени
РВ2 и РВЗ создают выдержки времени срабатывания защиты в зави-
симости от состояний дистанционных органов Д01 и Д02-, их выпол-
няют на базе реле времени обычных конструкций. Блокировку по на-
пряжению БН осуществляют с помощью реле напряжения, контакта-
ми которого снимается напряжение с оперативных цепей при исчезнове-
нии напряжения Uv со стороны TH (при наличии £7Р контакты БН
замкнуты). Отсутствие этой блокировки может привести к неправиль-
ному действию защиты, так как при нарушении вторичных цепей TH
Up = 0 и, следовательно, гр = 0, поэтому защита может сработать
ложно. Блокировка от качаний БК выводит защиту из работы, размы-
кая своими контактами цепь отключения. Блокировка БК необходима
потому, что при качаниях в электрической системе напряжение Uv
снижается, а ток /р возрастает; уменьшается zp, в результате чего
пусковые н дистанционные органы могут сработать и вызвать непра-
вильное действие защиты.
247
При КЗ на линии срабатывает пусковое реле ПО и реле мощности
ОМ, через замкнувшиеся контакты которых (при замкнутых контак-
тах БН) подается «плюс» постоянного тока к контактам дистанционных
органов ДО1, Д02 и на обмотку реле времени РВЗ 3-й зоны. Если КЗ
возникло в пределах 1-й зоны, то дистанционный орган 1-й зоны ДО1
замыкает свои контакты, образуя цепь реле РП через контакты БК.
Замкнувшимися контактами РП составляется цепь катушки отключе-
ния КО через обмотку указательного реле РУ1 и замкнутые блок-кон-
такты выключателя В. Следует иметь в виду, что при КЗ в 1-й зоне при-
ходит в действие и Д02, но отключение произойдет от ДО1, так как при
замыкании его контактов создается цепь реле РП без выдержки вре-
мени. Если КЗ произошло во 2-й зоне, то Д01 не сработает, так как
сопротивление на его зажимах больше сопротивления уставки сраба-
тывания 1-й зоны (гР1 > гу.ор1). В этом случае срабатывает только дис-
танционный орган ДО2, потому что сопротивление на его зажимах
меньше сопротивления уставки срабатывания 2-й зоны (гр2 < гу.ср2).
Замыканием контактов Д02 запускается реле времени РВ2, которое
после отсчета времени для 2-й зоны замыкает контакты в цепи реле РП,
действующего на отключение выключателя. При КЗ в 3-й зоне дистан-
ционные органы ДО1 и Д02 не срабатывают, так как zpl > zy.PPi
и zP2 > zy.cp2. Реле времени РВЗ, запущенное при срабатывании ПО
и ОМ, с выдержкой времени для 3-й зоны замыкает свои контакты в це-
пи реле РП, вызывающего отключение выключателя. С целью упро-
щения защиты обычно не ставят специальных измерительных орга-
нов 3-й зоны.
Расчет сопротивлений срабатывания дистанционной защиты. Со-
противление срабатывания защиты 1-й зоны для линии Л1 без отпаек
(см. рис. 147) определяется из условий отстройки от КЗ на шинах про-
тивоположной подстанции П2 по выражению
21сз = кв2Лн (128)
где zlc.a — сопротивление срабатывания 1-й зоны дистанционной за-
щиты, Ом; Zjh— сопротивление защищаемой линии, Ом; к„ — коэф-
фициент надежности отстройки, учитывающий погрешности реле
сопротивления, ТТ и TH, а также погрешности расчета, кн = 0,80—
4- 0,85.
Сопротивление срабатывания защиты 2-й зоны определяется по ус-
ловиям отстройки от конца 1-й зоны дистанционной защиты смежной
линии Л2 и отстройки от КЗ за трансформаторами приемной подстан-
ции Тр1 или трансформаторами отпайки Тр2.
Условие отстройки от конца 1-й зоны защиты смежной линии
22С-8 ” (2Л1 Т~ Крт £1с.дЛ2)» (129)
где г2с,8 — сопротивление срабатывания 2-й зоны дистанционной за-
щиты линии Л1, Ом; ?Л1 — сопротивление защищаемой линии Л1,
Ом; Кн — коэффициент надежности отстройки, учитывающий погреш-
ность реле сопротивления, ТТ и TH, а также погрешность расчета за-
щиты линии Л2; Кн = 0,7 -4- 0,8; г1с зЛ2 — сопротивление срабатыва-
ния 1-й зоны дистанционной защиты линии Л2, Ом; крт — коэффициент
248
распределения токов; крт = IK2/IKi, где /к2 и /м—токи, проходя-
щие по линиям Л1 и Л2 при КЗ в конце линии Л2.
Условие отстройки от КЗ за трансформатором ТР1 приемной под-
станции или трансформатором ТР2 отпайки
^2с-з К*н(2-Л1 Т"/Срт2тр), (130)
где zTp — сопротивление трансформатора, Ом.
Из полученных значений г2сз выбирают наименьшее.
Коэффициент чувствительности защиты 2-й зоны
кч2 = z2c,a/zjii 1,2 — 1,3. (131)
Сопротивление срабатывания пусковых органов защиты 3-й зоны
определяется из условия отстройки от наибольшего тока нагрузки
/щах и наименьшего эксплуатационного напряжения min на
шинах подстанции по формулам:
для ненаправленного реле сопротивления
//раб.mln
0,9t7HOM
(132)
_ з ~ __
иЗ/щах ,fir Т/’З/раб.тах кс«.и'Mi Lu
для направленного реле сопротивления
0,9/7ном
133)
гзс-з — ,
/раб. max ксз.п кн кв C°S (<рмч—фи'
где /раб. щах — наибольший рабочий ток защищаемой линии; фмч •—
угол максимальной чувствительности направленного реле сопротивле-
ния; фн —угол нагрузки между /юах и Г7раб. min; <₽п = 30° 4-40°;
к„ — коэффициент надежности, равный 1,2 — 1,25; кСЯп— коэффици-
ент самозапуска асинхронных двигателей; к в — коэффициент возврата
реле сопротивлениия.
Коэффициент чувствительности защиты 3-й зоны оценивается при
КЗ в конце следующей но направлению от источника питания линии.
Кцз ^зс. з/(^Д1 "Ф ^Лг)^^ 1 »2.
Уставка сопротивления срабатывания реле
^у-ср = 2с-з /(///Си,
где К/ и Ки—коэффициенты трансформации ТТ и TH.
68. Характеристики реле сопротивления
Сопротивление гр, подводимое к зажимам реле (также и сопротив-
ление уставки срабатывания реле гу.ор), является комплексной вели-
чиной гр = гр4- Д'р, активную гр и реактивную хр составляющие ко-
торого изображают на комплексной плоскости г, jx. Сопротивление
2Р представляет вектор, модуль которого хр = + хр, а направле-
ние определяется углом <рр его наклона к оси сопротивлений гр.
Характеристика срабатывания реле сопротивления на комплекс-
ной плоскости представляет собой пограничную линию, которая отде-
249
Рис. 149. Круговые (а, б, в) и
эллиптическая (г) характери-
стики реле сопротивления и
защитные зоны реле (д)
ляет область срабатывания от области несрабатывания реле. Характе-
ристика срабатывания большинства реле сопротивления (рис. 149,а,б)
представляет собой окружность. Заштрихованная часть характерис-
тики, где 2Р < 2у.ср, соответствует области срабатывания реле, так
как оно является реле минимального сопротивления. Реле срабатыва-
ет (см. рис. 149, а) при zp < zy.cp и не срабатывает при гр > zy.cp.
Различают два основных типа реле сопротивления. У первого типа
реле величина сопротивления срабатывания зависит только от отно-
шения Uv/Ip и не зависит от угла между ними. У второго типа реле ве-
личина сопротивления уставки срабатывания зависит не только от от-
ношения Uv/lp, но и от угла фр между Uv и /р, подведенными к реле.
Зависимость сопротивления уставки срабатывания zy.Cp от угла фр
между напряжением Uv и током /р, подводимыми к зажимам реле,
называется угловой характеристикой реле сопротивления zy.cp =
= f (фр). Она определяет зону действия реле по углу между Uv и /р.
Характеристики срабатывания реле, приведенные на рис. 149, а,б,
являются окружностями, но они имеют различный характер измене-
ния сопротивления уставки срабатывания реле гу.ср от угла фр, так как
сопротивление уставки гу.ср реле измеряется величиной вектора от
начала координат до окружности. Характеристика реле па рис. 149, а
представляет собой окружность с центром в начале координат. Сопро-
тивление уставки срабатывания zy.op этого реле равно радиусу окруж-
ности и не зависит от угла фр между Up и /р. Реле с такой характерис-
тикой имеет одинаковое гу.ср = к во всех четырех квадрантах, т. е.
как в квадранте 1 (см. рис. 149, а), что соответствует КЗ на защищае-
мой линии Л2 (рис. 149, 5), так и в квадранте III—при КЗ за шинами
подстанции П2 на линий Л1. Такое реле называется ненаправленным
реле полного сопротивления. Реле с такой характеристикой применя-
ются в тех случаях, когда не требуется различной чувствительности к
активным и реактивным слагаемым полного сопротивления, например
в защитах шин 6 и 10 кВ. При использовании реле для защиты линий
35 и НО кВ требуется дополнительно устанавливать реле направления
мощности.
Характеристика срабатывания реле, изображенная на рис. 149, б,
тоже окружность, но проходит через начало координат комплексной
250
плоскости. У реле с такой характеристикой сопротивление уставки
срабатывания, определяемое от начала координат до окружности, для
разных углов <рр будет различно. Наибольшее значение сопротивле-
ния уставки срабатывания реле Zy.cp.max равно диаметру окружности.
Угол наклона zy.cp.max к оси активных сопротивлений г называют уг-
лом максимальной чувствительности и обозначают фмч. Это означает,
что zy.cp.max и <рмч являются предельными значениями, при которых ре-
ле еще срабатывает. Оно будет надежно работать при значениях сопро-
тивлений и углов меньше zy.cp.max и фМч. Сопротивление уставки сра-
батывания реле Zy.cp в зависимости от угла фр получается из рассмот-
рения прямоугольного треугольника ОВС-. гу.ср = zy.cp.max • cosx
X (<Рмч — Фр) = Д COS (фмч — фр); zy.cp имеет наибольшее значение
при ф = фмч, так как cos (мфч — фр) = 1. Чем больше отличается угол
фр от Фмч, тем меньше становится гу.ср по сравнению с zy.cp.max.
Из рис. 149, б видно, что основная область срабатывания реле рас-
положена в квадранте /, чем обеспечивается защита линии Л2\ неболь-
шая область срабатывания находится в квадранте II за «спиной» за-
щиты при КЗ на линии Л1, что возможно при преобладании емкостной
нагрузки над индуктивной, например при наличии продольной емкост-
ной компенсации; очень маленькая область срабатывания в квадранте
IV, что соответствует КЗ на защищаемой линии Л2 с преобладанием
емкостной нагрузки в виде продольной емкостной компенсации. Реле
не работает при расположении гр в III квадранте, что соответствует
КЗ за «спиной» защиты, т. е. на линии Л1 в точке К1 (см. рис. 149, д)
с преобладанием индуктивной нагрузки, характерным для большинства
линий. При КЗ в точке /(/ мощность КЗ от источника питания ИП2
направлена к шинам П2, ток в реле изменяет свое направление, совпа-
дая с направлением оси — г, реле «клинит», т. е. контакты реле идут
на размыкание. Реле сопротивления, характеристикой которого явля-
ется окружность, проходящая через начало координат комплексной
плоскости, называется направленным реле полного сопротивления.
Направленное реле полного сопротивления с характеристикой, пред-
ставленной на рис. 149, б, имеет «мертвую» зону по напряжению при КЗ
вблизи шин подстанции как на защищаемой линии Л2, так и на неза-
щищаемой линии Л1.
На рис. 149, в приведена смешанная круговая характеристика сра-
батывания реле, которая является промежуточной между характерис-
тиками, изображенными на рис. 149, а и б. Окружность этой характе-
ристики смещена вниз по линии наибольшей чувствительности в квад-
рант III на величину сопротивления смещения гсм. Сопротивление ус-
тавки срабатывания реле гу.ср = (D — гсм) cos (фмч— Фр). Реле с та-
кой характеристикой работает надежно как при КЗ на защищаемой ли-
нии Л2 у шин подстанции П2 (см. рис. 149, 5), так и при КЗ на части
линии Л1, за «спиной» реле в квадранте III. Следовательно, это реле
не является направленным. Данное реле используют в основном в за-
щитах шин подстанций. При гсм = 0 реле превращается в направлен-
ное реле сопротивления, а при zCM — D '2 — в ненаправленное реле.
На рис. 149, г изображена характеристика направленного реле,
имеющая вид эллипса. Сопротивление уставки срабатывания гу.ср та-
251
кого реле зависит от угла <рр и имеет наибольшее значение при <рр=
=фмч. Угол <рмч обычно принимают равным углу защищаемой линии.
Сопротивление zy.cp.max равно большой оси эллипса. По сравнению с
круговой эллиптическая характеристика имеет меньшую рабочую
область, что дает возможность лучше отстроить реле от качаний и
перегрузок.
69. Реле сопротивления КРС-2
Направленное реле полного сопротивления КРС-2 работает по
принципу сравнения выпрямленных напряжений, пропорциональных
Up и 1Р. На рис. 150, а изображена упрощенная схема реле, а на
рис. 151 — полная схема. Обозначение основных элементов па обеих
схемах одинаковое. Основными элементами реле, характеризующими
принцип его работы (см. рис. 150, а) являются: схема сравнения на ди-
одных мостах ДМ1 и ДМ2, из которых первый рабочий мост, второй —
тормозной; ИО — исполнительный орган схемы сравнения, в качестве
которого применено высокочувствительное магнитоэлектрическое ре-
ле; трансреактор Тр1 (трансформатор с воздушным зазором в магиито-
проводе, чем обеспечивается пропорциональность между намагничиваю-
щим током и магнитным потоком), первичные обмотки которого подклю-
чают к вторичным обмоткам ТТ двух фаз, например А и В; трансфор-
матор напряжения ТН1, подключаемый к вторичным обмоткам TH тех
К ТТ (раз А а В
Рис. 150. Принцип работы реле КРС-2 с контуром подпитки (о), характеристика
реле (б) и векторная диаграмма контура подпитки (в)
252
же фаз, что и Тр1; контур подпитки с э. д. с. состоящий из трансре-
актора Тр2 и конденсатора С4, подключаемый к третьей фазе и нулю
TH. Сначала рассмотрим действие реле без контура подпитки, полагая,
что на вторичных обмотках Тр2 э.д.с. подпитки Еп = 0.
К рабочему мосту ДМ! подводится рабочее напряжение £р =
=Ki Ip, создающее рабочий вращающий момент в органе ИО; к тор-
мозному мосту ДМ2 подводится тормозное напряжение Д. = Ku Up—
— Kt Ip, создающее тормозной момент в органе ИО. В выражениях Ер
и Д имеем: Up и Iv — величины напряжения и тока на первич-
ных сторонах ТН1 и ТР1, подводимых от TH и ТТ; Ки — коэффици-
ент трансформации THI; Кг — коэффициент, численно равный вели-
чине э.д.с. на вторичной обмотке тра нсреактора при токе 1 А через по-
следовательно соединенные первичные обмотки Тр1.
На орган ИО действуют встречно э.д.с. двух контуров: Ер — рабо-
чего и Д — тормозного контура. При Ер > Д все диоды моста ДМ2
запирает э.д.с. Ер. Под действием £р через ИО и резистор R8 начина-
ет проходить ток, создающий вращающий момент, который при опре-
деленном значении тока вызывает срабатывание ИО. Принимая при-
ближенно ток срабатывания ИО равным нулю, условие срабатывания
реле будет иметь вид
Ku Up—Kiip —К/1р. (134)
Разделив обе части выражения (134) на /сц/р, получим
Zp—Ki/Ku—KilKv (135)
В комплексной плоскости сопротивлений г, jx выражение (135) со-
ответствует окружности, проходящей через начало координат (см.
рис. 149, б), диаметр которой равен вектору с. модулем zp = 2 (/с,/
/Ки), что получается из выражения (135). Направленное реле сопротив-
ления, выполненное согласно выражению (134), имеет «мертвую» зону
по напряжению при КЗ в начале защищаемой линии, так как при Uр=0
—K/Iр =Kilp, что соответствует равенству тормозного и рабочего мо-
ментов, действующих в ИО. Кроме того, ввиду невозможности выпол-
нить трансреактор Тр! с абсолютно одинаковыми э. д. с. Кйр, вводимы-
ми в рабочий и тормозной контуры схемы сравнения, характеристичес-
кая окружность может или проходить через начало координат, или быть
смещенной в сторону первого квадранта комплексной плоскости. Оба
случая являются недопустимыми, так как приводят либо к неизбира-
тельному действию защиты, либо к нечувствительности защиты при
КЗ в начале защищаемой линии. Для устранения указанных недостат-
ков в оба контура схемы сравнения предусмотрено введение э.д.с. под-
питки Ёп от третьей фазы. При введении £п'условие срабатывания реле
принимает следующий вид:
KuUp—KiIp + Ep — Kilp-VEp. (136)
253
При малых значениях Ёп по сравнению с Ki/f7p характеристика ре-^
ле в комплексной плоскости незначительно отличается от окружности^
В выражении (136) Ёп совпадает по фазе с Ku 6Р, что дает возможность
при угле <рмч комплексные величины сравнить арифметически. Введе-
ние в оба контура схемы сравнения равных э.д. с. Ёп при равенстве бал-
ластных сопротивлений R7 и R8, включенных на выходах мостов ДМ!
и ДМ2, не меняет сопротивления срабатывания реле. При близких
двухфазных КЗ, когда Ku = 0, выражение (136) принимает вид,
при котором реле срабатывает:
Ёп-Ю/р<Ёп + К//р. (137)
Контур подпитки предназначен обеспечивать правильную работу
реле при близких КЗ. Первичная обмотка Тр2 и конденсатор С4 об-
разуют резонансный контур, настроенный на частоту 50 Гц. Для обес-
печения защиты линии при близких КЗ характеристику реле (см. рис.
149, б) смещают в первый квадрант на величину (0,014-0,02) zy.cp.max
(рис. 150, б), равной «мертвой» зоне реле. Величина Ёп, вносимая кон-
туром подпитки в схему сравнения, должна быть достаточной для пере-
крытия этой «мертвой» зоны. Для создания ЁП на вход контура под-
питки подают напряжение фазы, не подводимой к тормозному контуру.
При близком двухфазном КЗ напряжение на третьей фазе, подводимой к
контуру подпитки, остается без изменения. Например, для реле, вклю-
ченного на линейное напряжение Dab и разность фазных токов 1а —
— I в, необходимо к контуру подпитки подать напряжение Uco,
что видно из векторной диаграммы (рис. 150, в), на которой обозначе-
но: 0АО, Ё во, Ёсо — векторы фазных напряжений, подводимых от
TH; /со — вектор тока фазы С; Ёс и Ёь— векторы напряжений
на емкости С4 и индуктивности Тр2\ Ё ав— вектор напряжения, под-
водимого к ТН1‘, Еп — вектор э.д.с. подпитки, направление которого
определяется способом подключения обмоток в рабочем и тормозном
контурах.
При трехфазном КЗ в начале защищаемой линии исчезает напря-
жение и на входе контура подпитки. Однако контур подпитки обеспе-
чивает работу реле по «памяти»: обмотка Тр2 и конденсатор С4 пред-
ставляют собой контур LC, в котором при исчезновении напряжения
происходят затухающие колебательные процессы за счет энергии, за-
пасенной в индуктивности и емкости; в течение нескольких периодов,
достаточных для срабатывания реле, в контуры схемы сравнения по-
сылается снижающаяся постепенно э.д.с. Ёа.
Комплект реле сопротивления КРС-2 (рис. 151) обладает большой
универсальностью применения, так как позволяет настраивать его на
круговые и эллиптические характеристики с углами <рмч = 65° и 80°.
Рассмотрим кратко назначение элементов реле. Два значения <рмч по-
лучают изменением положения накладки Н7 на первичной стороне
ТН1 и накладок И2 и ИЗ на вторичных сторонах Тр1. Чем больше со-
противление, шунтирующее вторичную обмотку Тр1, тем больше угол
254
Рис. 151. Электрическая схема КРС-2
фмч между /р и /<р7р, вводимыми в схему сравнения. Так для фмч =
= 65° сопротивление резисторов/?/ и /?5 равно 3,9 кОм, а для фмч=80°
сопротивление резисторов /?2и R4 равно 13 кОм. Регулировка zy.cp в
цепях тока и напряжения производится изменением числа витков вто-
ричных обмоток: в цепях тока — накладкой Н1, в цепях напряжения—
штеккерами. Вторичная сторона ТН1 имеет две последовательно
соединенные обмотки. Одна из обмоток имеет 80% витков и предназна-
чена для грубой регулировки zy.cp — через 20%; вторая — четыре от-
пайки, из которых три позволяют регулировать zy.cp через 5%, а чет-
вертая отпайка 8% витков — с потенциометром R18 для плавной ре-
гулировки Zy.cp. Отпайка с 1% витков используется для проверки ре-
ле сопротивления под нагрузкой. Резисторы R14 — R17 предназна-
чены для стабилизации сопротивления тормозного контура при уста-
новке Zy.cp на ТН1. Резисторы R5 выравнивают сопротивления рабо-
чего и тормозного контуров.
Для правильной работы и исключения повреждения исполнитель-
ного органа ИО предусмотрены: резистор R6, сопротивление которого
в 7—10 раз больше сопротивления обмотки ИО, для создания режима
критического успокоения рамки ДО; фильтр-впробка» из дросселя
Др1 и конденсатора С1 — для получения правильной, неискаженной
формы характеристической окружности на выходе схемы сравнения;
фильтр-«шунт» из дросселя Др2 и конденсатора С2 — для уменьше-
ния вибрации исполнительного органа; диоды ДЗ и Д4 — для защиты
от токов перегрузки.
255
На дополнительной обмотке дросселя Др1 образуется переменная
составляющая выпрямленного напряжения частотой 100 Гц. Она вы-
прямляется диодами Д1,Д2 и вводится в схему сравнения для получе-
ния эллиптической характеристики. Регулирование эллиптической
характеристики производится резисторами R9 — R11. Резистором
R12 также регулируют эллиптичность характеристики, но от вводи-
мой постоянной составляющей схемы сравнения.
Смещение характеристики срабатывания в III квадрант комплекс-
ной плоскости выполняется включением резистора R19 в тормозной
контур.
70. Защита линий от однофазных замыканий
Фильтры симметричных составляющих гока и напряжения. При-
соединение реле непосредственно к ТТ и TH не всегда обеспечивает
необходимую чувствительность релейной защиты при несимметричных
КЗ. Указанный недостаток релейной защиты устраняют применением
фильтров, настраиваемых на симметричные составляющие токов и на-
пряжений прямой, обратной или нулевой последовательности, которые
содержатся в любой несимметричной трехфазной системе.
Фильтром симметричных составляющих тока (напряжения) назы-
вается электрическая схема (рис. 152), присоединенная своими вход-
ными зажимами к вторичным зажимам ТТ (TH), а двумя выходными
зажимами — к исполнительному органу (реле); в реле подается одно-
фазное напряжение или однофазный ток, пропорциональные одной или
нескольким симметричным составляющим токов (напряжений), под-
веденным к входным зажимам фильтра, а следовательно, и составляю-
щим токов (напряжений) первичной сети.
Наиболее распространенными являются фильтры, ток (напряже-
ние) между выходными зажимами которых пропорционален симметрич-
ным составляющим только одной последовательности токов (напряже-
ний), подводимых к входным зажимам фильтра. К таким фильтрам от-
носятся, например, фильтры тока и напряжения нулевой последова-
тельности или фильтры тока и напряжения обратной последователь-
ности. Фильтры прямой последова-
Оттт ощ тн
Рис. 152. Схема присоединения филь-
тров тока и напряжения
тельности используются реже. Схе-
ма любого фильтра может состоять
из трансформаторов, активных, ин-
дуктивных и емкостных сопротив-
лений, которые соответствующим
образом подобраны и отрегулирова-
ны для выделения на выходе сим-
метричных составляющих опреде-
ленной последовательности. Реле,
подключаемое к выходным зажи-
мам фильтра, будет иметь наиболь-
шую чувствительность только при
вполне определенных параметрах
его обмотки. Фильтры обычно изго-
256
товляют комплектно с реле, вслед-
ствие чего такие устройства полу-
чили название фильтр-реле.
Фильтр токов нулевой последо-
вательности образуется при соеди-
нении вторичных обмоток ТТ в
«звезду» с нулевым проводом. Как
видно из рис. 153, а, симметричных
составляющих токов прямой
(рис. 153, б) и обратной (рис. 153, в)
последовательностей в нулевом про-
воде не бывает, так как сумма этих
токов равна нулю. Токи же нуле-
вой последовательности (рис. 153,г),
совпадающие по фазе, протекают
по нулевому проводу ///7 и в сум-
ме дают утроенное значение (/1Ш =
= 3/0). Следовательно, нулевой
провод в такой схеме является
фильтром токов нулевой последова-
тельности. Реле Р, включенное в
нулевой провод, будет реагировать
только на токи нулевой последова-
тельности. Фильтр токов нулевой
Рис. 153. Фильтр токов нулевой по-
следовательности (а) и векторные
диаграммы токов прямой (б), обрат-
ной (в) и нулевой (г) последователь-
ностей
последовательности образуется
также при включении реле в нулевой провод после реле, соединенных
в полную «звезду» и реагирующих на фазные изменения.
Фильтр напряжения нулевой последовательности образуется до-
полнительными обмотками TH, соединенными в разомкнутый «тре-
угольник» (рис. 154, а и г). При нормальной работе сети, в которую
включен TH, векторная сумма фазных напряжений трех фаз равна
нулю. Это видно из векторных диаграмм рис. 154, б и д, где А, t/в и
Uс — векторы фазных напряжений, приложенных к первичным об-
моткам, а иаД, Оьд и 0сд— векторы напряжений вторичных допол-
нительных обмоток, совпадающие по направлению с векторами соот-
ветствующих первичных обмоток. Результирующее напряжение нуле-
вой последовательности 3U0 между концом обмотки фазы А (хп) и на-
чалом обмотки фазы С (сд) равно нулю, так как 3t/0 = (]ад + йьд +
T-t/сд = 0. В действительных условиях обычно на выходе разомкну-
того «треугольника» имеется ничтожно малое напряжение небалан-
са — (2 + 3)% от t/2 1|()М, которое создается всегда имеющейся незна-
чительной несимметрией вторичных фазных напряжений и небольшим
отклонением их кривой от синусоиды.
Замыкание одной фазы сети или сборных шин на землю сопровожда-
ется протеканием токов 3/0 (см. рис. 154, а и г), вследствие чего появ-
ляется напряжение нулевой последовательности 3t/0 = йад-\-
-\-Уьд + исд на зажимах разомкнутого «треугольника». Напряже-
ние 3t/0, подведенное к зажимам реле РКП, вызывает срабатывание
® А. А. Прохорский
2 57
этого реле, если 3670^67у.ср (t/y,cp—напряжение уставки срабаты-
вания реле). Следует иметь в виду, что величина напряжения 3t/0 в се-
ти с изолированной нейтралью значительно выше, чем в сети с зазем-
ленной нейтралью.
В сети с заземленной нейтралью (см. рис. 154, а) замыкание одной
фазы на землю представляет однофазное КЗ. При однофазном КЗ ка-
кой-либо фазы (например, фазы Д) первичная обмотка TH этой фазы
закорочена. Поэтому вектор t/д первичного напряжения (рис. 154,в)
на диаграмме отсутствует. Вектор 3U0 является суммой векторов вто-
ричного напряжения йъд и и^д, совпадающих по фазе с векторами
первичного напряжения йд и Uc- Наибольшая величина ЗС/0 равна
Рис. 154. Фильтры напряжений нулевой последовательности (а и г) и векторные
диаграммы для нормального режима (б, д) и при замыкании одной фазы на
землю (в, а)
258
фазному напряжению дополнительной обмотки ЗС7О = Uba —
так как вектор 367О делит угол 120° пополам и образует в построенном
параллелограмме два равносторонних треугольника.
В сети с изолированной нейтралью при замыкании одной фазы на
землю, например фазы А (см. рис. 154, г), напряжение этой фазы сохра-
няется, но по отношению к земле становится равным нулю. Изменяются
напряжения неповрежденных фаз В и С относительно земли с фазного
до линейного (Ub — УЗ Ub — йс = УЗ Uc — йл), которые по-
даются на первичные обмотки фаз В и С TH, поскольку его нейтраль за-
землена. Напряжения фаз В и С дополнительных обмоток также уве-
личатся в УЗ раз по сравнению с нормальным режимом (йьд^
= УЗ иьд = УЗ U'ca = УЗ Уд = УЗ иф). Вектор 3 Uo,
представляющий сумму векторов напряжений Ula и U/д, делит угол
60° пополам и образует два равнобедренных треугольника с углами при
основании в 30°. Из этого следует, что 3U0 — 2Ula cos 30° =
= 2 U'ba У 3/2 УЗ • УЗ Uba — 3Uba — 3U$, т. е. в сети с изоли-
рованной нейтралью наибольшее значение 3U0 равно утроенному
фазному напряжению.
Сети с большим током замыкания на землю. При рассмотрении КЗ
в электрических системах указывалось, что из всех возможных случаев
повреждений, принятых за 100 %, примерно 65% составляют однофаз-
ные. Поэтому защиты от замыканий одной фазы на землю являются
очень важными в работе электроустановок. Защита линий от замыка-
ния на землю одной фазы осуществляется в зависимости от величины
тока замыкания на землю, напряжения, конфигурации сети и способа
ее выполнения. Однофазное КЗ относится к несимметричным, для него
характерно возникновение в сети токов и напряжений нулевой последо-
вательности. Поэтому от однофазных КЗ применяют фильтровые защи-
ты и их основные реле подключают к фильтрам нулевой последова-
тельности.
Схема ненаправленной МТЗ, нулевой последовательности для ра-
диальной сети с нейтралью, заземленной-у одного трансформатора, со-
стоит из пускового реле РТ0 (рис. 155, а), включенного на фильтр тока
нулевой последовательности, реле времени РВ0 и указательного реле
РУ0. В качестве фильтра используется нулевой провод МТЗ, выполнен-
ной на токовых реле РТ, соединенных в полную «звезду». При трех-
фазных КЗ защита нулевой последовательности не действует, так как
сумма первичных токов 1А -}- 1в-\- /с = 0 и составляющие 3 /0 от-
сутствуют. Защита не действует также при симметричных качаниях и
нагрузке вследствие баланса первичных токов, при котором 3/0 =0.
При однофазном и двухфазном КЗ в линии на землю в нулевом проводе
защиты появляется ток 3/0, под действием которого защита срабатыва-
ет. Не реагируя на токи нагрузки, защита нулевой последовательности
обладает высокой чувствительностью. Выдержка времени МТЗ нулевой
последовательности в радиальной сети производится по ступенчато-
му принципу с увеличением времени в сторону расположения трансфор-
матора с заземленной нейтралью.
9* 259
Ток срабатывания защиты МТЗ нулевой последовательности опре-
деляется из двух условий: надежного действия защиты при КЗ в кон-
це следующего участка по направлению от трансформатора о заземлен-
ной нейтралью /с-з-<3/()гп!г1; отстройки от наибольших токов небаланса:
Лъв^нб.гпах’ ИЛИ /с,8 ^н^нб.тпх» (138)
где кв = 1,34-1,5. Второе условие является определяющим. Наиболь-
ший ток небаланса /Иб.тах рассчитывают или для нормального режима
или для режима КЗ в зависимости от выдержки времени защиты.
Если выдержка времени МТЗ нулевой последовательности больше вре-
мени действия МТЗ отмеждуфазных КЗ, установленной на следующем
по направлению от трансформатора участке, то /с,8 МТЗ нулевой пос-
ледовательности отстраивают от небалансов в нормальном режиме, так
как междуфазные повреждения отключаются быстрее, чем может по-
действовать МТЗ нулевой последовательности. Величина тока неба-
ланса определяется экспериментальным- измерением, и его значение
во вторичных цепях ТТ находится в пределах 0,01—0,2 А. Поэтому
ток уставки срабатывания /у.ср пускового реле РТ0 можно считать
равным 0,5 — 1 А.
Если выдержка времени МТЗ нулевой последовательности меньше
выдержки времени МТЗ от междуфазных КЗ на следующем участке,
Рис. 155. Ненаправленная (а) и направленная (б) МТЗ нулевой последователь-
ности для сетей с большим током замыкания иа землю
260
то защиту нужно отстраивать от токов небаланса при трехфазных КЗ
в начале следующего участка, т. е.
Лз.з = 0,1 Я-н^одн ^к.тах»
где 0,1 — коэффициент учитывающий 10%-ную погрешность
ТТ; кОдн — коэффициент однотипности, учитывающий идентич-
ность характеристик ТТ, равный 0,5—1; кн == 1,3-? 1,5; 1к.тлт —
наибольшее значение тока трехфазного КЗ в начале следующего по
направлению от трансформатора участка.
Коэффициент чувствительности защиты
Кд =5 37omin/7c.s 1,5,
где370ГП1п — наименьший ток нулевой последовательности-при одно-
фазном или двухфазном КЗ на землю в конце второго участка.
Направленная МТЗ нулевой последовательности применяется в се-
тях, имеющих трансформаторы с заземленными нейтралями на проти-
воположных концах рассматриваемых участков. Избирательное дей-
ствие направленной МТЗ нулевой последовательности может быть обес-
печено только при наличии органа направления мощности. Защита
состоит из пускового токового реле РТ0 (рис. 155,б) и реле направления
мощности РМ0, включенных в нулевой провод на ток 3/0; реле времени
РВ0, создающего выдержку времени для избирательного действия защи-
ты. Обмотку напряжения реле мощности присоединяют к TH на напря-
жение нулевой последовательности. Подбор выдержек времени направ-
ленной МТЗ нулевой последовательности производят по встречно-сту-
пенчатому принципу, как для такой же защиты от междуфазных КЗ.
Ток срабатывания зашиты определяют по тем же условиям, что и для
ненаправленной МТЗ нулевой последовательности.
Сети с малым током замыкания на землю. При нормальном режиме
работы сети под действием фазных напряжений через емкости фаз отно-
сительно земли проходят емкостные токи, сумма которых равна нулю, и
ток нулевой последовательности отсутствует. При металлическом замы-
кании на землю одной фазы, например фазы А, ее напряжение относи-
тельно земли становится равным нулю .(Ua = 0), а напряжение не-
поврежденных фаз В и С относительно земли повышается до между,
фазного: Uc = Uca = УЗ Uc и И в — Uba — УЗ Ub (рис. 156,
а и б). В точке замыкания на землю К'1 ’ (см. рис. 156, а) проходят токи
7св и 1сс, которые замыкаются через емкости неповрежденных фаз
сети. Поскольку напряжение поврежденной фазы относительно земли
равно нулю (Ua — 0), той емкостной ток этой фазы тоже равен нулю
(1сА = 0). Токи 1св и IcG (см. рис. 156, б) опережают на 90° напря.
жения Ub и Uc. Ток 73 в месте замыкания на землю равен геометричес-
кой сумме емкостных токов фаз В и С (1св + 7сс) и противоположен
им по фазе: /3 = — (7св+ 7cG). Ток 73 зависит от напряжения и ем-
кости сети и может быть подсчитан приближенно по формуле (27).
Вследствие нарушения симметрии и баланса емкостных токов и
фазных напряжений появляются составляющие напряжения и тока
нулевой последовательности. Напряжение 3U0 — Ua + Uв + Uc
26i
Поскольку U'a — 0, то 3<70 = 67Ь + <7с. Из рис. 156, б видно, что на*
пряжение нулевой последовательности равно тройному значению на-
пряжения нормального режима поврежденной фазы и противополож-
но ему по знаку. Ток замыкания на землю и ток нулевой последователь-
ности имеет следующие выражения через фазные напряжения: 1а =
= ]3и$/хс и I0 = jU^lxc, откуда /З = 37о. Таким образом, токи 1а и 10
совпадают по фазе и отстают от вектора напряжения нулевой после-
довательности на 90° (см. рис. 156, б).
В сетях с изолированной нейтралью токи замыкания на землю не
превышают 30—40 А при напряжении 6 и 10 кВ и 5—10 Л при напря-
жении 35 кВ. Вследствие незначительной величины тока замыкания
на землю и отсутствия нарушения режима работы приемников энер-
гии защита от данного вида повреждения выполняется в основном с дей-
ствием на сигнал и в особых случаях с действием на отключение, но
более чувствительной по сравнению с защитой от однофазных КЗ в сети
с Заземленной нейтралью. Защиты от однофазных замыканий на землю
должны приходить в действие при токе не более 5 А.
Предусматриваютдва вида сигнализации при замыкании на землю:
общую на всю электроустановку и индивидуальную по каждому при-
соединению, Общую сигнализацию выполняют с Помощью реле РКИ
(см. рис, 154). Для сигнализации, указывающей поврежденный уча-
сток линии, используются Защиты, реагирующие на ток или мощность
нулевой последовательности. Эти защиты должны обладать высокой
чувствительностью вследствие малой величины тока замыкания на зем-
лю, а поэтому выполнение их вызывает трудности. Например, защиты,
подключенные к ТТ, соединенным в «звезду» по схеме фильтра токов
нулевой последовательности, не обеспечивают необходимой чувстви-
тельности из-за большой разницы между рабочим током и током замы-
кания на землю даже при наибольшем значении последнего. Это объяс-
няется тем, что коэффициент трансформации ТТ, выбранный по
наибольшему рабочему току линии, оказывается слишком большим
для токов нулевой последовательности.
Рис. 156. Фазы токов и напряжений (б) при однофазном замыкании на землю в
сети с изолированной нейтралью (а)
262
Рис. 157. Защита линий от однофазных замыканий в сети с изолированной ней-
тралью (а) с помощью ТТНП (б, в)
Схема с применением трансформатора тока нулевой последователь-
ности (ТТНП) обеспечивает значительное повышение чувствительности
защиты. В ней реле РТ0 (рис. 157, а) питается от ТТНП, особенность
конструкции которого позволяет обеспечить действие защиты при ма-
лых токах замыкания на землю — порядка 3—5 А, а при сочетании
ТТНП с высокочувствительным реле — даже при /3 = 1,5 4-2 А.
ТТНП состоит из стального магнитопровода / (рис. 157, б), имеющего
форму кольца с намотанной на нем вторичной обмоткой 2. Первичной
обмоткой являются три фазы А, В, С кабеля 3, токи которых 1д, 1в,
1с создают в магнитопроводе потоки Фд, Фв и Фс, замыкающиеся по
магнитопроводу /. Результирующий магнитный поток первичной об-
мотки фр = Фд+Фв+Фс- При нормальном режиме, трехфазном и
двухфазном КЗ Фр — 0. Когда возникает замыкание какой-либо фа-
зы на землю, появляются токи нулевой последовательности, создаю-
щие Фр »0, под действием которого наводится во вторичной обмотке
э.д.о. £р. По реле РТ\ проходит ток, вызывающий ее срабаты-
вание.
Токовую защиту устанавливают в начале каждой линии. По дей-
ствию защиты на питающей подстанции определяют радиальное напра-
вление, на котором произошло замыкание на землю.
При замыкании па землю на другой линии вблизи кабеля, при про-
изводстве сварочных работ и т. п. по оболочке и броне кабеля протекает
ток /бр (рис. 157, в). Этот ток, создавая магнитный поток в магнитопро-
воде / ТТНП, наводит э. д. с. в обмотке 2, что может вызвать ложное
срабатывание защиты. Поэтому воронку 6 заземляют проводником 5,
пропущенным через зазор 4, имеющийся'между кабелем 3 и магнито-
проводом /. Магнитные потоки, создаваемые токами, протекающими
по броне и заземляющему проводнику, взаимно уничтожаются. На-
дежная изоляция должна быть между сердечником ТТНП и броней
263
кабеля. Для защиты воздушных линий ТТНП устанавливают на ка-
бельную вставку.
Распределение токов нулевой последовательности дает возмож-
ность уяснить условия работы защиты при однофазных замыканиях.
Пусть на линии ЛЗ (рис. 158) произошло замыкание одной фазы на
землю — В месте повреждения возникает напряжение нулевой
последовательности, под действием которого проходят токи нулевой
последовательности, замыкающиеся через емкости неповрежденных
фаз всех линий. Емкостной ток нулевой последовательности проходит
по всем поврежденным и неповрежденным линиям сети, отличаясь ве-
личиной и направлением. Емкостные токи нулевой последовательности
неповрежденных линий /сппл, проходящие через ТТНП защиты,
всегда направлены к шинам и их величины будут: /сипл — 3/Оппл=*
= 3 £/оюСнпл. Например, для линии Л1 /снпл1 - = 3 /ол1 = 3 {/о(оСл1.
Емкостной ток нулевой последовательности, проходящий через ТТНП
поврежденной линии /спл (например, ЛЗ) равен сумме токов всех ли-
ний (емкостному току нулевой последовательности всей сети 3 /ос)
за вычетом тока, замыкающегося через ёмкости неповрежденных фаз
поврежденной линии:
/спл = 3/ос-3/опл = 3^оИСс-3{/0о)Спл = 3{/оИ(Сс-Спл), (139)
где Сс — емкость всей электрически связанной сети; Спл — емкость
фазы поврежденной линии.Ток /С11Л направлен от шин к месту замыка-
ния, он противоположен токам в неповрежденных фазах линии.
Ток срабатывания токовой защиты /с.3 определяют из условия
отстройки от емкостного тока, проходящего по защищаемой линии
(например Л1), у которой 3/ол) = 3 U$aCjh при замыканиях на землю
на других присоединениях (например, ЛЗ), и от броска тока при нали-
чии перемежающейся дуги, учиты-
ваемого коэффициентом кб:
Рис. 158. Распределение токов нуле-
вой последовательности при однофаз-
ном замыкании в сети
/с*з == ^н^б^^Ф^^'л > (140)
где Сл — емкость фазы защищаемой
линии; /<„ — коэффициент надеж-
ности, равный 1,1 —1,2; кб —
коэффициент, учитывающий бросок
тока от перемежающейся дуги в ме-
сте замыкания фазы на землю; кб =
= 44-5 для защит без выдержки
времени и кб = 2-4-3 при наличии
выдержки времени.
Коэффициент чувствительности
защиты представляет отношение то-
ка, протекающего через ТТНП при
повреждении линии, к току сраба-
тывания защиты:
Кч = ^с.пл^с.в* (141)
264
Для кабельных линий кч 1,25, для
воздушных кч 1,5.
Защита линий продольного электро-
снабжения от однофазных замыканий.
Провода 3 линий (фидеров) продольного
электроснабжения (ПЭ) с помощью изоля-
торов 2 (рис. 159) укрепляют на консолях /
опор контактной сети 4 с полевой стороны
железной дороги. К этим линиям на глухих
отпайках (без выключателей) присоеди-
няются железнодорожные нетяговые потре-
бители, расположенные вдоль железной до-
роги, и посторонние потребители—в основ-
ном сельскохозяйственные. Ток однофазно-
го замыкания /3 линии ПЭ разветвляется
на два тока — /33 и /зр; /з3 протекает по
земле, /оР — по рельсам 5. Ток /зР по
своей величине соизмерим с токами рель-
Рис. 159. Однофазное замы-
кание на фидере ПЭ
совых цепей автоблокировки, поэтому, протекая по этим цепям, он мо-
жет вызвать ложное срабатывание сигнальной аппаратуры автоблоки-
ровки. Во избежание опасности для нормального движения поездовод-
нофазное замыкание на землю на линии ПЭ и во всех ответвлениях от
нее должно быть немедленно отключено. Таким образом, защиты фи-
деров ПЭ, как от междуфазных КЗ, так и однофазных замыканий на
землю, выполняют с действием на отключение выключателя.
Реле ЗЗП-1, применяемое для защиты линий ПЭ от однофазных за-
мыканий, является направленным реле мощности нулевой последова-
тельности с <рм.ч = 90° (см. рис. 156, на котором вектор тока /3 =
= 3/0 отстает на 90° от вектора напряжения 3/70). Реле (рис. 160,а)
состоит из согласующего устройства 1, усилителя переменного тока 2,
фазочувствительного усилителя 3, на выходе которого включено реле
4, и блока питания 5.
Согласующее устройство (рис. 160, б), состоящее из трансформато-
ра Тр1, резисторов Rl, R6, R7, R11, диодов Д1 и Д2, конденсатора С5
и разрядника Рр, выполняет следующие функции: согласовывает
входные параметры усилителя с выходными параметрами ТТНП; осу-
ществляет сдвиг фазы выходного тока ТТНП по отношению к первич-
ному току нулевой последовательности на угол, близкий к 90°, во
всем диапазоне первичного тока ТТНП; обеспечивает ступенчатую ре-
гулировку тока уставки срабатывания реле; подавляет высокочастот-
ные составляющие входного сигнала, создавая необходимые условия
нормальной работы усилителя переменного тока при перемежающихся
однофазных замыканиях; ограничивает амплитуду выходного напря-
жения трансформатора Тр1 с помощью диодов Д1 и Д2, обеспечивая
целостность транзистора Т1.
Схема ограничения работает следующим образом. При отсутствии
однофазного замыкания на линии ПЭ под действием постоянного на-
пряжения питания защиты Unm через вторичную обмотку трансформа-
тора Тр1, диодДУ и резистор R11 протекает постоянный ток /1( а через
265
диод Д2 — ток /2, равный сумме токов, протекающих через резистор
R6 и эмиттерный переход транзистора 77; через резистор R1 протекает
сумма токов /1 + /2. Токи и /2 являются прямыми токами смещения
для диодов Д1и Д2, причем /х /2. При возникновении однофазного
замыкания на линии ПЭ протекает ток 3/0 в первичной обмотке транс-
форматора Тр1 и появляется переменный ток сигнала /с в его вторич-
ной обмотке. Ввиду того что сопротивление резистора R1 значитель-
но больше сопротивлений резисторов R11 и R6, можно считать, что
ток сигнала /с замыкается по контуру Д1, R11, Д2, разветвляясь через
резистор R6 и эмиттерный переход транзистора Т1 (обратный ток через
Т1). При положительной полуволне напряжения на вторичной обмот-
ке трансформатора Тр1 (см. рис. 160, б) увеличивается результирую-
щий ток через диод Д7 (/х + Ус), а через диод Д2 уменьшается (/2 —
— /с), что вызывает уменьшение прямого тока, протекающего через
эмиттерный переход транзистора Т1. Когда мгновенное значение тока
сигнала станет равным прямому току смещения Т1 (7С = /2), резуль-
тирующий ток через диод Д2 и эмиттерный переход Т1 будет равен ну-
лю и Т1 закроется. Напряжение сигнала- является обратным для дио-
Д2, но дальнейшее увеличение этого напряжения под действием воз-
растающего тока нулевой последовательности в первичной обмотке
Тр1 не вызовет значительного увеличения обратного тока диода Д2
и напряжения на базе 77. Параметры диодов Д1, Д2 и величина со-
противления резистора R6 выбраны такими, чтобы обратное напряже-
ние не превышало допустимого для эмиттерного перехода Т1. Сниже-
ние Напряжения сигнала сопровождается увеличением прямого тока
диода Й2 и соответственно увеличением прямого тока через эмиттер-
ный переход 77, а при прохождении синусоиды напряжения сигнала
через цуль прямой ток через диод Д2 достигнет прежнего значения то-
ка смещения /2.
Рис. 160. Структурная (а) и принципиальная (б) схемы реле ЗЗП-1
2G6
При противоположной полуволне напряжения сигнала ток сигнала
совпадает по направлению с током /2, результирующий ток через диод
Д2 увеличивается (/2 4- /с), а через диод Д1 уменьшается (Д — /с),
в результате чего увеличивается ток через эмиттерный переход Т1.
Когда ток сигнала станет равен прямому току смещения диода Д1
(/с — /г), результирующий ток через диодД/ будет равен нулю, а ток
через эмиттерный переход Т1 достигнет удвоенного значения
начальной величины; соответственно ток через диод Д2 будет равен
удвоенному значению прямого тока смещения. При дальнейшем увели-
чении напряжения сигнала, являющегося обратным для диода Д1, не
будет происходить увеличения обратного тока диода Д1. Таким обра-
зом, при протекании тока 3/0 через первичную обмотку Тр1 ток через
эмиттерный переход Т1 может изменяться только в пределах от нуля
до двукратного значения по отношению к гоку, протекающему через
эмиттерный переход Т1 при отсутствии тока 3/0.
Пиковые напряжения на выходе Тр1 могут достигать 1—2 кВ, и вы-
брать диоды Д1 и Д2 на такие обратные напряжения невозможно. По-
этому в согласующем устройстве применена ступенчатая защита
элементов схемы от перенапряжений: вход усилителя переменного то-
ка защищен диодами Д1 и Д2, а диоды защищены разрядником Рр.
Конденсатор С5 емкостью 0,005—0,01 мкФ выполняет роль фильтра
высших гармоник, появляющихся при перемежающихся однофазных
замыканиях.
Вторичная обмотка Тр1 имеет три отпайки, позволяющие ступенча-
то регулировать чувствительность защиты по току 3 /0.. При установке
штеккера в положение / чувствительность реле наибольшая — пер-
вичный ток срабатывания защиты 0,07 А, в положение 2—0,5 А, в по-
ложение 3 — 2 А.
Усилитель переменного тока состоит из транзисторов Т1 и Т2, дио-
да Д5, резисторов Rl, R2, R3, R4, R10, конденсаторов С1, С2, С4 и
дросселя Др с дополнительными обмотками. Рассматриваемый усили-
тель является двухкаскадпым с PC-связями. На выходе усилителя
включен контур LC2, настроенный на резонансную частоту 50 Гц;
он предназначен для усиления и выделения основной составляющей вы-
ходного сигнала согласующего устройства. Нагрузкой усилителя пере-
менного тока является фазочувствительный усилитель, подключаемый
к дополнительной обмотке дросселя Др резонансного контура.
Фазочувствительный усилитель состоит из автотрансформатора
Тр2, транзисторов ТЗ и Т4, диодов ДЗ и Д4, резисторов R5, R8t
R9, R12, R13, конденсатора СЗ и выходного реле РП. Автотрансформа-
тор Тр2 подключают к источнику напряжения нулевой последователь-
ности. Питание коллекторных цепей фазочувствительного усилителя
осуществляется от двух полуобмоток Тр2 с одинаковым числом витков,
средняя точка 02 которых подключается к нагрузке усилителя — вы-
ходному реле РП. Фазочувствительный усилитель предназначен для
усиления сигнала усилителя переменного тока с учетом его фазы по от-
ношению к напряжению нулевой последовательности. На вход усили-
теля подается напряжение, фаза которого сдвинута на 90° по отноше-
нию к фазе первичного тока нулевой последовательности, поэтому зо-
267
па срабатывания выходного реле защиты РП составляет около 180°.
Входное напряжение подается с дополнительной обмотки дросселя
Др резонансного контура, включенного на выходе усилителя перемен-
ного тока. Обмотка дросселя имеет выведенную среднюю точку 01,
поэтому напряжение U6 каждой полуобмотки является управляющим
для одного из транзисторов фазочувствительного усилителя.
Рассмотрим принцип работы фазочувствителыюго усилителя. На
рис. 160, б показано состояние схемы для одного полупериода, соот-
ветствующего моменту совпадения напряжений коллекторных и базо-
вых цепей транзисторов ТЗ и Т4. В транзисторе ТЗ под действием на-
пряжения Uбз протекает прямой ток /бз. Так как к коллекторному пе-
реходу транзистора ТЗ в этот полупериод приложено также прямое на-
пряжение то будет протекать коллекторный ток /кз. В этот же по-
лупериод к транзистору Т4 приложены обратные напряжения базы
Uqh и коллектора Цк4. Транзистор Т4 оказывается закрытым. Таким
образом, в рассматриваемый полупериод в цепи нагрузки (РП) проте-
кает ток, равный /к3. В следующий полупериод прямые напряжения
базы иы и коллектора UKi будут приложены в транзистору Т4, через
РП буде^г протекать ток /к4 в том же направлении, что и ток /к3.
В качестве выходного реле применено РП-211 с относительно не-
большим потреблением мощности (около 150 мВт при срабатывании),
что дает возможность использовать фазочувствительный усилитель не-
большой мощности. Кроме того, реле РП-211 имеет достаточно мощные
контакты, которые позволяют обойтись без дополнительных реле для
замыкания и размыкания исполнительных цепей. Разрывная мощность
контактов при напряжении от 24 до 250 В и токе до 2 А составляет
50 Вт в цепи постоянного тока с индуктивной нагрузкой.
Цепь напряжения ЗЗП-1 нельзя включать непосредственно на за-
жимы разомкнутого треугольника TH. При однофазных замыканиях
на землю, сопровождающихся перемежающейся дугой, в напряжении
нулевой последовательности содержится большое количество высших
гармоник, которые отрицательно влияют на работу реле ЗЗП-1. Для
обеспечения надежности работы ЗЗП-1 в цепь напряжения нулевой по-
следовательности включают вспомогательное устройство, представляю-
щее собой фильтр LC с резонансной частотой 50 Гц, который подавляет
все составляющие неосновной частоты. На одно устройство может быть
включено до 10 реле ЗЗП-1; устройство длительно выдерживает ток
0,1 А.
Оценку чувствительности защиты следует давать для такого режи-
ма работы сети, при котором ее суммарный емкостной ток составляет
наименьшую величину. Коэффициент чувствительности для этого ре-
жима на уставках срабатывания защиты определяют по формуле
= (^сЕ min ^с. max Пэ)//с-з> (142)
где /С£ш1п — наименьшее реально возможное значение суммарного
емкостного тока сети, А; /с. тах пэ — наибольшее реально возможное
значение емкостного тока защищаемой линии ПЭ, А; /с,3 — ток сра-
батывания защиты на соответствующей уставке, А. Следует выбирать
268
самую грубую из возможных уставок срабатывания, защиты, для ко-
торой Kq.mtn должен быть от 2 до 3.
Защита с реле ЗЗП-1 предназначена для отключения защищаемой
линии при однофазном замыкании на землю в сетях с суммарными
емкостными токами /с2 mln от 0,2 до 20 А. При оценке наименьшего ре-
ально возможного значения тока /с 2 mIn следует исходить из предель-
ного случая, когда к шинам подключено не менее двух (если такой ре-
жим реален) линий. При наличии всего лишь одной линии ПЭ, т. е.
при отсутствии присоединений других потребителей к шинам 6 или
10 кВ, использование защиты с реле ЗЗП-1 исключается из-за отсутст-
вия емкостного тока, необходимого для ее срабатывания. В этом слу-
чае защиту линии ПЭ от однофазных замыканий осуществляют с по-
мощью реле контроля изоляции РКП, подключенного к обмотке ра-
зомкнутого треугольника TH.
Реле ЗЗП-1 оказалось недостаточно надежным для защиты линий
ПЭ. Оно ложно срабатывает от высших гармоник частотой 600 и 900 Гц,
проникающих в токовые цепи реле. Отстройка от высших гармоник в
цепях напряжения имеет удовлетворительный результат. Завод-изго-
товитель разработал на базе ЗЗП-1 реле ЗЗП-1М с повышенной отст-
ройкой от высших гармоник в цепях тока нулевой последовательности.
Отличие ЗЗП-1М от ЗЗП-1 состоит в следующем: введена частотно-
зависимая обратная связь, состоящая из конденсатора С и резистора /?
(см. цепь на рис. 160, б, обозначенную штриховой линией с черточка-
ми); исключены резисторы R5 и R10.
Автором было проведено исследование реле ЗЗП-1. Установкой
блокирующих конденсаторов емкостью 2 мкФ на входе и 1 мкФ на вы-
ходе транзистора Т1 удалось отстроиться от высших гармоник в цепях
тока нулевой последовательности. При такой блокировке надежность
работы ЗЗП-1 оказалась выше ЗЗП-1 М.
71. Общие сведения о защите силовых трансформаторов
Виды повреждений трансформаторов. Опыт эксплуатации показал,
что трансформаторы — достаточно надежное оборудование и при пра-
вильной эксплуатации случаи выхода их из работы сравнительно ред-
ки. Являясь основным видом оборудования подстанции, от исправ-
ности которого зависит электроснабжение потребителей, трансформа-
торы должны иметь защиты, исключающие или уменьшающие разви-
тие аварии при возникновении повреждений и ненормальных режимов.
К основным повреждениям трансформаторов относятся: двухфаз-
ные и трехфазные КЗ в обмотках и на их наружных выводах; замыка-
ния между витками одной фазы (витковые замыкания); однофазные
замыкания на землю обмоток или их наружных выводов. К ненор-
мальным режимам работы трансформатора относятся: протекание по
его обмоткам токов выше номинальных при перегрузках и внешних
КЗ (КЗ на шпнах низшего напряжения и отходящих от них линий),
что приводит к повышению температуры обмоток и масла; понижение
ниже минимального уровня масла и др.
269
Способы защиты трансформаторов. Защиты с отключением транс-
форматора и отделением его от всех источников питания должны дей-
ствовать при многофазных КЗ, витковых замыканиях, замыканиях
одной фазы на землю при заземленной нейтрали и бурном выделении
газов из масла. Защиты с действием на сигнал должны действовать
при перегрузке, небурном выделении газов, повышении температуры
и понижении уровня масла.
Способы защиты трансформаторов зависят от их мощности, состоя-
ния нейтрали, числа обмоток и методов присоединения трансформаторов
к источникам питания. Для двух- и трехобмоточных трансформато-
ров одной из основных защит от внутренних повреждений является
двухступенчатая газовая защита, у которой первая ступень действует
на сигнал, а вторая •— на отключение. Ею снабжают силовые транс-
форматоры мощностью 6300 кВ • А и выше, устанавливаемые вне поме-
щений. Трансформаторы, устанавливаемые в закрытых помещениях,
снабжают газовой защитой, начиная с мощности 630 кВ-А.
Для двухобмоточных трансформаторов мощностью менее 1600 кВ • А
основной защитой от повреждений в трансформаторе, а также от КЗ
на выводах трансформатора является МТЗ. Если выдержка времени
этой защиты более 1 с, то она обязательно дополняется ТО. Для за-
щиты трансформаторов от перегрузок применяют защиты с действием
на сигнал в однофазном исполнении.
Трансформаторы мощностью 6300 кВ-А и более должны снабжать-
ся, кроме газовой защиты, продольной дифференциальной защитой —
6т внутренних повреждений и повреждений на выводах и ошиновке
трансформаторов, а от внешних КЗ — МТЗ с выдержкой времени.
Защита от перегрузки с действием на сигнал выполняется так же, как
и у трансформаторов меньшей мощности. Для избирательного отклю-
чения поврежденного трансформатора дифференциальная защита ус-
танавливается также на параллельно работающих трансформаторах
мощностью по 4000 кВ «А на каждый и на параллельно работающих
трансформаторах мощностью 1000—2500 кВ-А, если у последних
ТО не проходит по чувствительности, а МТЗ имеет выдержку времени
более 0,5 с и отсутствует газовая защита.
Трехобмоточные трансформаторы, как правило, изготовляю!' мощ-
ностью 6300 кВ-А и выше. Они должны быть снабжены следующими
защитами: газовой — от внутренних повреждений; продольной диф-
ференциальной — от внутренних повреждений и повреждений на вы-
водах и ошиновке трансформаторов; МТЗ — от внешних КЗ; защитой
от перегрузок с действием на сигнал.
Двух- и трехобмоточные трансформаторы, имеющие дифференци-
альную защиту, не должны снабжаться ТО.
72. Газовая защита трансформаторов
Газовая защита, обладающая весьма высокой чувствительностью,
получила широкое применение для защиты трансформаторов от вну-
тренних повреждений. Действие ее основано на принципе реагирова-
ло
б)
Рис. 161. Установка газового реле на трансформаторе (а) и общий вид реле (б)
ния на скорость выделения газов из изоляционных материалов или
масла, появляющихся при нагреве деталей или дуговых процессах
внутри трансформатора. Газовая защита выполняется с помощью га-
зового реле 2 (рис. 161, а), устанавливаемого в рассечку трубы 1, со-
единяющей кожух трансформатора с расширителем 3. Для обеспече-
ния свободного прохода газов через реле необходимо иметь подъем
1—1,5% у трансформатора и 2—4% у соединительной трубы / в сто-
рону расширителя. Газовое реле РГЧЗ-66 имеет герметически закры-
тый корпус 9 (рис. 161, б) с фланцами 8 и смотровыми стеклами 7
с делениями (в см3), позволяющими определить объем скопившегося
в реле газа. На крышке 4 закреплены сигнальный и отключающий
элементы, находящиеся в корпусе 9, коробка 5 с зажимами для под-
ключения связевого кабеля к сигнальному и. отключающему контак-
там, кран 6 для отбора газа и выпуска его из реле.
В корпусе реле (рис. 162, а) сигнальный элемент 13 расположен над
отключающим элементом 15. Сигнальный элемент 13 (рис. 162, б)
представляет собой плоскодонную чашку с подвижным контактом 7.
Чашка закреплена на изоляционной стойке 17, втулка которой повора-
чивается вокруг оси 6 стоек 18, прикрепленных к сборочному кольцу
19. Неподвижный контакт 5 установлен на изолированной пластине
сборочного кольца. Спиральная пружина 23, прикрепленная к держа-
телю 20, лежащем на прокладке 21, служит для удерживания чашки
в верхнем положении, при котором разомкнуты контакты 7 и 5. Чаш-
ка, подвижной 27 и неподвижный 28 контакты отключающего элемен-
та (рис. 162, в) выполнены аналогично сигнальному элементу. От-
ключающий элемент отличается от сигнального наличием пластины 4,
реагирующей на скорость потока масла в реле. Пластина 4, подвижной
контакт 27 и рычаг 26, соединенный со спиральной пружиной 14, жест-
271
ко закреплены на изоляционной стойке 24. Чашка и пластина 4 от-
ключающего элемента имеют отдельные оси вращения 29 и 30, но при
повороте вокруг своих осей каждая действует на замыкание контактов
27 и 28. Поворот пластины вокруг своей оси 29 не всегда может вы-
звать поворот чашки; при повороте же чашки пластина поворачивает-
ся всегда, так как стенка чашки надавливает на выступ 25 стойки 24.
Ход обеих чашек вниз ограничивается упорами, чем предотвращается
заскакивание подвижных контактов реле за неподвижные. Оба элемен-
та закрыты со' стороны входного фланца реле полуэкранами 8 и 2
(рис. 162, а) для защиты от механических повреждений потоком масла
большой скорости. Над обеими чашками установлены экраны 10 и
3, которые защищают контакты от замыкания их шламом, имеющим-
ся в масле, и ложной работы защиты. Экран 3 имеет прорезь для пере-
мещения пластины 4. Кроме того, па рис. 162, а обозначены: 1 — проб-
ка с резьбой для спуска влаги и грязного масла, скапливающихся
в нижней части реле; 11 — кран для отбора пробы газа и выпуска
его из реле; 12 — коробка с зажимами;. 16 — смотровое стекло; 22 —
буферная прокладка.
Рис. 162. I азовое реле Р1 43-66 (а), его сигнальные (б) и отключающие (в) кон-
, такты
272
При нормальной работе трансформатора газовое реле полностью
заполнено маслом, верхняя и нижняя чашки удерживаются в верх-
нем положении, имея незначительный (5—10%) подъем в сторону
расширителя. Контакты обоих элементов разомкнуты. Незначитель-
ное перетекание масла из бака трансформатора в расширитель и обрат-
но, вызываемое нагревом обмоток, не приводит к изменению положе-
ния сигнального и отключающего элементов реле.
При нарушении нормального режима работы трансформатора об-
разование газов происходит е различной интенсивностью: бурно
при междуфазных КЗ, витковых замыканиях и замыканиях на корпус
и медленно при разложении дерева и изоляции вследствие их перегре-
ва или выделения из масла воздуха, попавшего при вскрытии нового
или ремонте находящегося в эксплуатации трансформатора. Если
выделение газов происходит с малой интенсивностью, то они, проходя
из бака трансформатора в трубопровод расширителя, скапливаются
в верхней части реле, вытесняя масло. Когда объем масла в реле дости-
гает 400 см3 -Е 20%, уровень масла в реле станет ниже дна чашки сиг-
нального элемента. С увеличением объема газа уровень масла в реле
понижается. Чашка, наполненная маслом, опускается под действием
силы тяжести, поворачиваясь вокруг своей оси. Контакты 7 и 5 реле
замыкаются, создавая цепь предупредительной сигнализации. От-
ключающий элемент реле находится в масле, поэтому его контакты ос-
таются разомкнутыми. При повреждении трансформатора, сопровож-
дающемся большими динамическими усилиями в его частях и бурным
газообразованием, давление в баке резко возрастает и происходит
бросок масла или смеси масла с газом из трансформатора в расшири-
тель. Под действием этого потока (если его скорость равна или выше
скорости срабатывания отключающего элемента) пластина 4 повора-
чивается, замыкаются контакты 27 и 28, создавая цепи на отключение
трансформатора. Реле имеет три пластины 4, откалиброванные на
уставки по скорости и применяемые в зависимости от мощности транс-
форматора и способа охлаждения его обмоток: 0,6 м/с—для трансформа-
торов до 40 МВ-А включительно, охлаждение М (масляное, с естест-
венной циркуляцией) и Д (с дутьем и естественной циркуляцией мас-
ла); 0,9 м/с — свыше 40 МВ-А, охлаждение Д; 1,2 м/с — независимо от
мощности при охлаждении Ц (масляно-водяное охлаждение с прину-
дительной циркуляцией масла) и ДЦ (масляное охлаждение с дутьем
и принудительной циркуляцией масла). При аварийной быстрой утеч-
ке масла из бака трансформатора реле оказывается без масла, оба эле-
мента реле опускаются под действием силы тяжести чашек, а их кон-
такты на сигнал и на отключение трансформатора действуют практи-
чески одновременно. Время замыкания отключающих контактов реле
составляет 0,1—0,15 с при скорости потока масла более 1,5 его устав-
ки, а при скорости потока масла 1,25 уставки не превышает 0,2 с.
Время замкнутого состояния контактов не менее 0,05 с.
Схема газовой защиты трансформатора на постоянном оперативном
токе предусматривает применение промежуточного трехобмоточного
реле РП (рис. 163) для фиксации срабатывания второй ступени газо-
вого реле РГ. При срабатывании первой ступени газового реле контак-
273
ты РГ 1 составляют цепь 1-2, кон-
z такты указательного РУ1 создают
цепь 3-4 на предупредительный сиг-
нал. При срабатывании второй сту-
пени замыкаются контакты РГ2
,е газового реле, образуется цепь 5-6
на параллельную обмотку реле РП.
,е Через замкнувшиеся контакты ре-
ле РП образуется цепь самоудержа-
ния реле через токовые обмотки и
' одновременно составляются цепи
Рис. 163. Схема газовой защиты *атУШКН отключения
трансформатора 1 КО и 2К0- Это значит, что даже
при кратковременном замыкании
контактов РГ2 газового реле произойдет отключение выключателей 1В
и 2В. Указательное реле РУ2 фиксирует срабатывание второй ступе-
ни газовой защиты. Съемная накладка Н позволяет на момент пуска
нового трансформатора или после ремонта-со вскрытием переключить
на сигнал вторую ступень защиты во избежание ложного отключения
вследствие выделения большого количества воздуха из масла.
73. Максимальная токовая защита трансформатора
МТЗ применяется для защиты трансформаторов от внешних и вну-
тренних КЗ и защищает первичную и вторичные обмотки. Эта защита
относится к числу небыстродействующих, так как по условию изби-
рательности всегда имеет выдержку времени. Вследствие небыстро-
действия МТЗ используют в качестве основной защиты от повреждений
только для маломощных трансформаторов. Для трансформаторов,
снабженных специальными быстродействующими защитами от вну-
тренних повреждений, МТЗ используют для защиты от внешних по-
вреждений и как резервную от внутренних повреждений на случай
отказа основной защиты или выхода ее из работы.
Ток срабатывания защиты МТЗ двух обмоточного трансформатора
находят из условия возврата реле и отстройки от самозапуска затор-
мозившихся двигателей, подключенных к неповрежденным линиям на
стороне низшего напряжения трансформатора вследствие снижения
напряжения на этих шинах при КЗ на одной из отходящих линий:
^с-з ~ ^сзп ^раб.щах^в> (1^3)
Где /раб. max — наибольший ток, принимаемый равным /ном.тр» к-в
коэффициент возврата реле, равный 0,8—0,85; к„ — коэффициент
надежности, принимаемый при реле РТ-40 равным 1,1—1,2; ксап —
коэффициент самозапуска (ксзп = 2 4-3). Точное значение ксац слож-
но определить, так как его величина зависит от многих факторов:
состава нагрузки, пусковых характеристик двигателей, схемы их
включения, длительности и степени снижения напряжения и т. д.
С целью упрощения расчетов директивными указаниями по релейной
274
защите рекомендовано для отстройки от токов самозапуска ток
срабатывания МТЗ выбирать по условию
^с.з 4/ном.Тр. (144)
Ток уставки срабатывания реле
^у-ср==^с.зксх/^^- (145)
Коэффициент чувствительности защиты
Кч = Л^1п//0.3, (146)
где /^min— наименьший ток двухфазного КЗ за трансформатором,
приведенный к напряжению той стороны, где установлена защита.
При выполнении МТЗ функций резервной защиты линий, отходящих
от шин низшего напряжения, принимают /£?тж в конце линии. Коэф-
фициент кч должен быть не менее 1,5 для основного элемента и не ме-
нее 1,2 для резервируемого. Коэффициент чувствительности защиты
целесообразно определять по вторичным токам по следующему вы-
ражению:
Kq = /^in//y.cp, (147)
где /p!min — наибольший пз вторичных токов, протекающих хотя бы
в одном из реле защиты при двухфазном КЗ за трансформатором в ми-
нимальном режиме работы системы.
Согласно рис. 164 в табл. 14 приведены формулы для определения
/pfmin через ток трехфазного K3/K.miQ, приведенный к той стороне транс-
форматора, где установлена рассматриваемая защита.
Схему полной «звезды» (см. рис. 164, а) не применяют для понижаю-
щих трансформаторов 110 и 220 кВ, которые когда-либо могут рабо-
тать с глухозаземленной нейтралью, так как при этой схеме МТЗ реа-
гирует на однофазные КЗ в сети 110 и 220 кВ, что затрудняет расчет
защиты, а иногда требует недопустимого увеличения тока и времени
ее срабатывания. Для таких трансформаторов МТЗ выполняют по
схемам рис. 164., в.
Рис. 164. Схемы МТЗ трансформаторов:
а—полная «звезда»; б — неполная «звезда» с дополнительным реле в нулевом проводе?
в — «треугольник» с тремя реле; г — «треугольник» с двумя реле
275
Время срабатывания МТЗ (/с,8) понижающих трансформаторов оп-
ределяют из следующих условий: обеспечение избирательности преды-
дущих и последующих элементов; обеспечение термической стойкости
защищаемого трансформатора ?с,8 С /доп = 900/№, где /доп — допу-
стимое время прохождения токов КЗ через трансформатор; к =
= /К//Ном.тр> где — максимальный ток КЗ за трансформатором;
^с.в о.
МТЗ трехобмоточных трансформаторов при внешних КЗ должна
обеспечить избирательное отключение только той обмотки, которая
непосредственно питает место повреждения. При этом МТЗ трансформа-
торов с односторонним питанием выполняются ненаправленными, а с
двусторонним питанием — направленными. В обоих случаях выдержка
времени со стороны высшего напряжения должна быть больше выдер-
жек времени со стороны низших напряжений. При КЗ на шинах низ-
ших напряжений отключаются выключатели этих сторон трансформа-
тора. МТЗ со стороны первичной обмотки является резервной на
случай несрабатывания МТЗ обмоток низших напряжений и защиты
от повреждений внутри трансформатора.
МТЗ трехобмоточных трансформаторов должны быть отстроены по
току срабатывания так, чтобы коэффициент чувствительности МТЗ
стороны I к* (рис. 165) был меньше к” и сторон II и III. Соотно-
шения между токами срабатывания защит сторон I, II и III, получен-
ные на основании токораспределения в обмотках этих сторон для рас-
Таблица 14
Схема соединения ТТ м МТЗ Коэффи- циент । схемы Токи в реле при КЗ
в месте установки защиты или за трансформатором У/У-12 за трансформатором У/Д- i 1
Полная «звезда» (рнс. 164, о) 1 , (2) = УЗ/p.tnln /p.min= (2) _ (к.min 'p.min
Неполная «зве- зда» с двумя реле 1 ,(2) /ц.т!» 2Kf r(2) O.S^H.mln 'p.min
Неполная «зве- зда» с тремя реле (рис. 164, б) 1 .(2) __ УЗ к. min p.min- 2K/ /(2) _ ^H.mln 'p.min д-
«Треугольник» с тремя реле (рис. 164, в) Уз .(2) УЗ 'p.min .(2) 1.5^ к-mln 'p.min
«Треугольник» с двумя реле (рис. 164. г) Уз ,(2) УЗ У.тЫ- 2K/ .(2) 1,5(к.т1д 'p.min “ k/
27'"'
Рис. 165. Схема МТЗ трехобмоточного трансформатора
четного режима двухфазного КЗ на сторонах II и 111, которые обеспе-
чивают согласование защит по чувствительности, имеют следующие
выражения:
4.3 = 1,73/’!з и /L = 1,5/11, (148)
где /Is и /Щ— токи срабатывания защит сторон //и ///, приведенные
к стороне /. За расчетное принимают большее значение /с,3. При этом
рекомендуется, чтобы наибольший рабочий ток /раб. тах для каждой
стороны низшего напряжения был не больше 0,8/ном.тр. Тогда токи
срабатывания защит по выражению (144):
7с.з = /о.з — 4 • 0,8/ном.тр = 3,2/ном.тр;
/с.з= 1,73-3,2/ном.тр ж 5,5/ном.тр.
Пример 7. Определить токи уставок срабатывания реле МТЗ трехобмоточ-
ного трансформатора (см. рис. 165) 110/35/10 кВ, 5ном.тр = 25 МВ • А.
Номинальные токи сторон:
Люм.тр ’^ном.тр/У^ ^1ном =25 000/Уз.115 = 126 А;
Люм.тр “^иом-тр/Уз {/2иом =25 000/УЗ-38,5 = 375 А;
^ном.тр =^пом.тр/ 1/зцом"=25 ООО/Уз.П =1310 А.
Токи срабатывания защит:
4.з=5.54ом.тр=5,5.126 = 693 А;
^“ЗХ'ом.тр-3,2,375=1200 А;
4" ^3,2/^ =3,2.1310 = 4192 А.
277
Трансформаторы тока целесообразно выбирать с завышенными коэффициен-
тами трансформатора, что снижает кратности токов КЗ, протекающих через ТТ,
и уменьшает их погрешности?
К) = 800/5 =160; К)1 = 1500/5 = 300;
=5000/5 = 1000.
Токи уставок срабатывания реле:
'у,ер=<з«сх/К} = 693 1/37160 «7,5 А;
'"op = '"з «сх/К}’ => 1200 • 1 /300 = 4 А;
/У1п=/"з«сх//<Р1 =4192-1/1000 = 4,2 А.
Коэффициенты чувствительности защит:
Лч 'р.min/'у.ер’
кИ_/(2)11/Я1 .
Лч 'р.пИп/ у.ср’
ЖП1_,(2) IH..III
ч р. mln/'y.cp.’
При расчете МТЗ необходимо учитывать режимы работы трансформаторов
на шины низших напряжений; раздельная работа на секции шин с АВР па сек-
ционном выключателе или параллельная работа при включенном секционном вы-
ключателе.
Защита от перегрузки с действием на сигнал выполняется при помощи од-
ного токового реле и рёле времени. Ток уставки срабатывания реле от перегрузки
определяют по формуле
^у.ср — ,сп Лиом-тр/Кв К/,
в которой коэффициент надежности кп принимают равным 1,05.
Время срабатывания защиты от перегрузки принимают равным или боль-
шим времени МТЗ трансформатора.
74. Максимальная таковая защита трансформатора
с пуском по напряжению
Отстройка МТЗ от самозапуска асинхронных двигателей загруб-
ляет ее и не всегда удовлетворяет требованиям чувствительности
(кч<1,5), особенно для трех обмоточных трансформаторов. Приме-
нение пуска (блокировки) по напряжению позволяет при определении
тока срабатывания защиты по выражению (143) принимать кс8п — 1,
так как отстройка от перегрузочных режимов обеспечивается пуско-
вым органом напряжения.’
Л>.в = Мч ^раб. плакав- (1 ^9)
Ток уставки срабатывания реле МТЗ
/у.ср = /с.аКСх/^. (15°)
Коэффициент чувствительности МТЗ
6-чт ~ *rnin/1У •ср» (151)
где /рГтш — ТО же, что в (147), а /у.ср — по (150).
278
Рис. 166. МТЗ с блокировкой по напряжению двухобмоточного (а) и трехобмо-
точного (б) трансформатора и пусковой орган (в) блокировки по напряжению
Пусковые органы по напряжению устанавливают на сторонах
низших напряжений. Необходимым условием срабатывания МТЗ яв-
ляется одновременное замыкание контактов реле тока РТ и пускового
органа блокировки по напряжению PH на стороне 10 кВ двухобмоточ-
ного трансформатора (рис. 166, а) и на стороне 10 или 35 кВ трехобмо-
точного трансформатора (рис. 166, б). Типовой пусковой орган напря-
жения (рис. 166, в) состоит пз фильтра-реле РНФ-1М (фильтр напря-
жения обратной последовательности ФНОП с реле максимального на-
пряжения РН2) с пределами срабатывания 6—12 В междуфазных вто-
ричных и реле минимального напряжения РН1, влюченного на между-
фазное напряжение через размыкающий контакт фильтра-реле. В нор-
мальном режиме работы отсутствует напряжение обратной последова-
тельности, реле РН2 не возбуждено, его размыкающие контакты зам-
кнуты и образуют цепь реле РН1\ контакты реле РН1 разомкнуты.
При несимметричных КЗ появляется напряжение обратной последова-
тельности, срабатывает фильтр-реле и размыкает контакт реле РН2,
снимая напряжение с реле РН1. Последнее замыкает свой контакт,
разрешая токовым реле действовать на отключение.
Первичное £/20.з.рн2 (и соответственно вторичное f/y.cv.PHa)
напряжение срабатывания устройства фильтра-реле обратной последо-
вательности должно быть отстроено от напряжения небаланса в нор-
мальном режиме и, по данным экспериментов и опыта эксплуатации,
принято:
f/2c.3.PH2--0,06[/1IIOM и {/у.ср.рнг = 6/2с.з.рн2/Кщ (152)
где 172с.з. рнг и (71ном— междуфазные напряжения, В; Ки—коэф-
фициент трансформации TH.
Коэффициент чувствительности устройства фильтра-реле РН2 об-
ратной последовательности
K4ii2==:t/2K,mln/^2c.3.PH2, (153)
279
где t/2K.min—наименьшее значение междуфазного напряжения об-
ратной последовательности в месте установки TH, от которых питает-
ся фильтр-реле, при металлическом двухфазном КЗ в расчетной точ-
ке. При двухфазном КЗ на шинах принимают U2K. гащ = 0,5^ ном.
Напряжение срабатывания защиты и реле минимального напряже-
ния определяют исходя из условия обеспечения возврата реле РН1
после отключения внешнего КЗ по выражению
^с-з.рн1 — ит1а'/кн кв = 0,8С71ном/1,2>1,25 = 0,53t/lnOM, 1 (154)
t^y.cp.PHl =^с.з.РН1/Кп, ' )
где Umin = 0,8t/1HOM — минимальное остаточное напряжение в ме-
сте установки TH, от которых питается реле, в условиях самозапуска
Двигателей после отключения внешнего КЗ (более точно определяется
расчетом по действительной подключенной нагрузке); ки == 1,2 —
коэффициент надежности; кв = 1,25 — коэффициент возврата реле
минимального напряжения.
Коэффициент чувствительности для защиты минимального напря-
жения определяют исходя из условия работы реле PHI, «на возврате»
и трехфазном КЗ на шинах через переходное сопротивление элек-
трической дуги:
к.г„1-=кв (/с.3.рн1/(7кд, (155)
где кв = 1,25 — коэффициент возврата реле PHP, t/c. з. phi— напря-
жение срабатывания защиты по выражению (154); UR^ — максимально
возможная величина междуфазного напряжения на переходном со-
противлении электрической дуги при трехфазном КЗ на шинах (по
опытным данным, Ur^ = 1050/д — 1050 (3 4) а, где а — расстоя-
ние между фазами, м).
Значения коэффициентов чувствительности кчт и кчи должно быть
порядка 1,5 при выполнении функций основной защиты шин и не мень-
ше 1,2 при выполнении функций резервирования (при КЗ в конце
зоны резервирования).
75. Токовая отсечка трансформаторов
Токовая отсечка (ТО) — самая простая быстродействующая за-
щита трансформатора. Принцип действия ТО основан на большом раз-
личии в токах КЗ на первичной и вторичной сторонах трансформатора.
Реагируя только на большие токи КЗ, ТО имеет ограниченную зону
действия, в которую входят ошиновка, вводы и первичная обмотка
трансформатора. ТО устанавливают со стороны питания, но при сра-
батывании она воздействует на выключатели, установленные со сто-
роны_высшего и низшего напряжений. ТО применяют для двухобмоточ-
ных трансформаторов, не снабженных дифференциальной защитой.
280
Рис. 167. Совмещенная (а) и разнесенная (б) схемы МТЗ и ТО трансформатора
Ток срабатывания защиты выбирают так, чтобы она не реагировала
на КЗ на шинах вторичной стороны:
^с-з = Mi Актах ~ Mt ^Аном.тр' (156)
Ток уставки срабатывания реле
А’-ср = А.з/^тр Кь (157)
где Лотах — наибольший ток трехфазного КЗ на зажимах вторичной
обмотки одиночно работающего силового трансформатора (/„. тах =
= б/2И0М.тр принимают по условию отстройки защиты от бросков тока
намагничивания при включении трансформатора вхолостую); к„ =
= 1,4 — коэффициент надежности; птр — коэффициент трансформации
защищаемого трансформатора; Ki — коэффициент трансформации ТТ.
Коэффициент чувствительности ТО
K.1-=/f,!’min//y.cp, (158)
где /ps’min — то же, что в формуле (147).
Схема ТО трансформатора в сочетании с МТЗ изображена на
рис. 167. При КЗ внутри трансформатора срабатывают токовые реле
РТ1 или РТЗ ТО и РТЗ или РТ4 МТЗ. Отключение выключателей 1В
и 2В происходит от ТО, так как замыканием контактов РТ1 или РТЗ
создается цепь 1-2 или 3-2 на реле РП без выдержки времени Если
КЗ произошло на вторичной обмотке трансформатора или на шинах
U2, то срабатывают только реле РТ2 или РТ4 (для РТ1 и РТЗ этот
ток недостаточен) и своими контактами составляет цепь 7-4 или 9-4
включения реле РВ. Последнее образует цепь 5-2 включения реле
РП, в результате чего отключаются 1В (11-6) и 2В (13-8).
7.6. Дифференциальная защита трансформаторов
Дифференциальная защита применяется для защиты обмоток транс-
форматоров от КЗ между фазами и на землю (бак трансформатора).
Она защищает от междуфазных КЗ и на землю не только обмотки транс-
281
форматора, по и выводы и ошиновку в пределах между ТТ, устанавли-
ваемыми со всех сторон защищаемого трансформатора.
Вторичные обмотки ТТ соединяют между собой так, чтобы при на-
грузке и внешнем КЗ (точка KJ на рис. 168, а) в реле РТ протекала
разность вторичных токов /р — /* — /**, меньшая тока уставки сра-
батывания реле, а при КЗ в точке К2 в зоне действия защиты — ток
/р = /гк, больший тока уставки срабатывания реле РТ. Защита бу-
дет обладать наибольшей чувствительностью к повреждениям в зоне
действия, если при перегрузках и внешних КЗ в реле будет отсутст-
вовать ток, т. е. /р = Р2 — /*аг =; 0, что может быть при равенстве
по величине токов /’ и /у и совпадении их по фазе.
Указанное условие не вызывало особых трудностей при выполнении
дифференциальных защит линий, так как по ТТ, устанавливаемым по
концам защищаемого участка, протекали токи одинаковой величи-
ны. Первичный и вторичный токи силовых трансформаторов не равны
по величине, и стандартные ТТ, выбранные по номинальным токам об-
моток силовых трансформаторов, не обеспечивают равенства токов /*а
и /'J вследствие неидентичности характеристик. Кроме того, при со-
единении обмоток силового трансформатора по 11-й группе («звезда»-
«треугольник») ток, протекающий по первичным обмоткам ТТ на сто-
роне «треугольника», опережает на 30° ток, протекающий по первичным
обмоткам ТТ на стороне «звезды». Таким образом, для обеспечения
чувствительности и избирательности защиты необходимо выравнива-
ние вторичных токов по величине и фазе.
Компенсация неравенства токов во вторичных обмотках ТТ дости-
гается в основном установкой автотрансформатора (рис. 168, б) с ко-
эффициентом трансформации Ка, обеспечивающим равенство токов
Рис. 168. Схема дифференциальной защиты трансформатора без выравнивания
(а) и с выравниванием (б) вторичных токов
282
в соединительных проводах, /дг = 1\- Автотрансформаторы устанавли-
вают со стороны более мощных и менее нагруженных ТТ. За счет от-
паек автотрансформатора добиваются, чтобы после него ток в соедини-
тельных проводах /д2==/’//(/(“/(а) был равен току 1\— (/}'/ /</) X
X ]/3. Несмотря на установку автотрансформаторов, в реле все же
протекает некоторый ток небаланса. Основными факторами, опреде-
ляющими его появление и величину, являются: различие намагничи-
вающих токов ТТ, питающих защиту; погрешность автотрансформато-
ров; изменение коэффициента трансформации силового трансформатора
при регулировании напряжения вручную или автоматически. Токи
небаланса по указанным причинам достигают значительной величины,
поэтому дифференциальная защита должна быть отстроена оттоков не-
баланса по условию /С 8 > /не> что приводит к снижению ее чувстви-
тельности.
Кроме токов небаланса рабочего режима, на величину тока сраба-
тывания дифференциальной защиты оказывают большое влияние проте-
кание через трансформатор токов внешнего КЗ, резкие броски токов
намагничивания при включении под напряжение ненагруженного си-
лового трансформатора или восстановлении на нем напряжения после
отключения внешнего КЗ. Эти токи, затухая в течение 1—2 с, в началь-
ный момент превосходят в 5—8 раз номинальный ток трансформатора.
При подаче или восстановлении напряжения ток намагничивания сило-
вого трансформатора проходит только по обмотке, включаемой под
напряжение. Для дифференциальной защиты такой режим соответст-
вует КЗ в защищаемой зоне, так как вторичные токи поступают в ре-
ле только от ТТ, установленных со стороны подачи напряжения на
трансформатор. Отстройка от бросков тока намагничивания, обеспече-
ние необходимой чувствительности и быстродействия дифференциаль-
ной защиты достигается применением быстронасыщающихся ТТ.
Быстронасыщающийся трансформатор тока. (БНТТ) представляет
собой аппарат с такими параметрами, при которых обеспечивается хо-
рошая трансформация синусоидального тока и не трансформируется
ток в преобладанием апериодической составляющей, имеющейся в на-
чальном токе небаланса. Для этого магнитопровод БНТТ выполняют
из быстронасыщающейся стали с широкой петлей гистерезиса.
Допустим, что по первичной обмотке БНТТ (рис. 169, о) протекает
апериодический ток /а, являющийся основной составляющей тока не-
баланса. За время Л/ (рис. 169, б ) изменению апериодического тока
/а = f (t) соответствует незначительное изменение магнитного потока
ЛФа, под действием которого во вторичной обмотке БНТТ наведется
ничтожная э. д. с. е2а =—w2 (dQJdt). Следовательно, и ток во вто-
ричной обмотке БНТТ будет очень мал. За счет подбора стали и со-
ответствующей величины индукции насыщения магнитопровода до-
стигают таких условий, при которых начальный ток небаланса, изме-
няющийся асимметрично относительно оси времени, не будет трансфор-
мироваться через БНТТ. На этих свойствах БНТТ основана отстрой-
ка дифференциальных реле от асимметричных токов небаланса. За
то же время А/ за счет периодического синусоидального тока 1 п = f (t)
283
Рис. 169. БНТТ (а), изменения периодической и апериодической составляющих
магнитного потока в БНТТ (б) и зависимость между первичным и вторичным
током БНТТ (в)
Рис. 170. Принципиальная схема (а) и векторные диаграммы (б, в, г, д, е) ком»
пенсации сдвига токов по фазе
284
магнитный поток АФ„ получит большое изменение и наведет во вто-
ричной обмотке БНТТ э. д. с. ег„ = — w2 (d®„/dt), значительно
превышающую э. д. с. е2а от апериодического тока /а. Так как БНТТ
трансформирует в основном периодическую составную тока небалан-
са, то реле, подключенные через него, должны отстраиваться по току
срабатывания от установившегося тока небаланса.
Вследствие насыщения магнитопровода вторичный ток БНТТ воз-
растает до определенного значения первичного тока (рис. 169, в).
При дальнейшем увеличении первичного тока вторичный ток не воз-
растает. Поэтому для надежного замыкания контактов реле БНТТ
должно иметь такую зависимость /а = f (/г), при которой обеспечивал-
ся бы ток, на 20—30% больший тока срабатывания реле при КЗ
в зоне защиты.
Компенсация сдвига токов по фазе в защитах силовых тра нсформа-
торов с 11-й группой соединения обмоток осуществляется соедине-
нием ТТ на стороне «звезды» в «треугольник», а на стороне «треуголь-
ника» — в «звезду», как показано на рис. 170, а. Векторные диаграм-
мы токов в схеме защиты изображены для случаев нагрузки и трехфаз-
ного КЗ. При построении диаграмм исходили из того, что векторы фаз-
ных первичных ТОКОВ I IbI, I СХ И вторичных ТОКОВ 1А2, 1B2, 1с2
силового трансформатора совпадают по фазе (рис. 170, б и г), а линей-
ные токи вторичной обмотки Гав2, 1вс2, 1са2 (рис. 170, д) опере-
жают на угол 30° линейные (они же фазные) токи первичной обмотки.
Соответствующее опережение имеют и вторичные токи трансформатора
тока 2ТТ IаЬ2, КС2, 1са2 по отношению к токам «звезды» первичной об-
мотки силового трансформатора. При соединении обмоток ITT в тре-
угольник со стороны «звезды» сдвигаются вторичные токи /ofc2, Ihc2,
1Са2 (рис. 170, в) на 30° по отношению к векторам /о2, К>2< ^«2- Таким
образом, токи в линейных проводах (см. рис. 170, в и е), поступающие
в реле от ТТ первичной и вторичной сторон, совпадают по фазе.
77. Реле дифференциальной защиты трансформаторов
Реле РНТ-565. Включение реле дифференциальной защиты через
БНТТ позволяет выполнить защиту простой, быстродействующей и
надежно отстроенной от токов небаланса и бросков тока намагничи-
вания. Реле РНТ-565 совмещает в себе БНТТ и устройство для вырав-
нивания вторичных токов. БНТТ реле имеет: сердечники 1, 2, 3
(рис. 171, а); одну вторичную обмотку w2 и три первичные обмотки,
из которых одна рабочая (дифференциальная) и две уравнительные
к’у1 и шу2. Обмотки и образуют БНТТ; первая из них включена на
разность токов, вторая питает токовое реле РТ. Уравнительные обмот-
ки, выполняющие роль автотрансформаторов и служащие для вырав-
нивания вторичных токов, включают в плечи защиты. В защитах двух-
обмоточных трансформаторов (см. рис. 171, аи б) используется обычно
одна уравнительная обмотка, а в защитах трехобмоточных трансформа-
торов обе обмотки. С помощью отпаек подбирается такое число витков
уравнительной обмотки, чтобы при внешнем КЗ ток в реле РТ отсутст-
285
вовал, т. е. /р = /2 == 0. Для обеспечения этого условия, например у
двухобмоточных трансформаторов (см. рис. 171, а и б), необходимо ра-
венство магнитных потоков, создаваемых уравнительной шу2 и рабочей
Тор обмотками, т. е. Фу2 4* = 0. На рис. 171, в показан вариант
выполнения дифференциальной защиты двухобмоточного трансформа-
тора с использованием только' уравнительных обмоток РНТ-565, ко-
торые включены в верхнее и нижнее плечи защиты. В этом случае,
как и при использовании рабочей обмотки, должно соблюдаться ус-
ловие Фу1 + Фу2 =* 0.
Реле РНТ-565 снабжено короткозамкнутой обмоткой wK, изменением
числа витков которой отстраивают реле от бросков тока намагничива-
ния и токов небаланса. Этой же цели служит резистор RK. Коротко-
замкнутая обмотка уменьшает трансформацию периодической состав-
ляющей тока в реле, протекающего через обмотку шр.
На рис. 172 изображена схема включения одной фазы обмоток реле
РНТ-565 в дифференциальной защите трехобмогочного трансформа-
тора.
Реле ДЗТ-11. В дифференциальных защитах, предназначенных
для трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой
или многообмоточных трансформаторов с несколькими питающими
обмотками, применяют реле с магнитным торможением ДЗТ, так как
при применении реле РНТ-565 приходится загрублять защиту до
/сз == (3 4- 4) /ном.тр вследствие значительной величины токов не-
баланса при установившемся режиме.
Реле ДЗТ-11 представляет собой трехстержневой БНТТ 1 (рис.
173, а), аналогичный БНТТ реле РНТ-565, на среднем стержне кото-
рого расположена рабочая обмотка wv, а на крайних стержнях —
секции wi; w'i вторичной и w'7, w? тормозной обмоток. Рабочая обмот-
ка включается дифференциально, и через нее протекает ток /р = Д —
Рис. 171. Схемы включения реле РНТ-565 для зашиты двухобмоточиого транс-
форматора с использованием рабочей обмотки (а, б) и без нее (в)
286
Рис. 172. Схема включения одной фазы обмоток реле РНТ-565 в дифференциаль-
ной защите трехобмоточного трансформатора
— /*’, а тормозная — в рассечку плеча токовой цепи защиты. Через
тормозную обмотку протекает ток /т, равный току плеча, некоторое
оно включено. Секции и>'т и ш, тормозной обмотки соединены так, что
создаваемый магнитный поток Фт замыкается по крайним стержням.
Поток Фт наводит в секциях и и>2 вторичной обмотки э. д. с., рав-
ные по величине и встречные по направлению, которые взаимно ком-
пенсируются, не создавая тока во вторичной обмотке. Таким образом,
ток тормозной обмотки не создает тока в реле и служит только для под-
магничивания крайних стержней магнитопровода, насыщая их и пре-
пятствуя трансформации тока из рабочей обмотки во вторичную. По-
ток Фр, создаваемый током рабочей обмотки, замыкается по среднему
и крайним стержням; он наводит в секциях вторичной обмотки соглас-
но направленные э. д. с., определяющие ток в реле. Поток Фр “= /р X
X откуда видно, что ток /р, необходимый для создания пото-
ка Фр, достаточного для срабатывания реле 2, зависит от магнитного
сопротивления /?м, которое увеличивается с насыщением крайних
287
Рис. 174. Принципиальная схема присоединения одной фазы реле ДЗТ-11 при
включении тормозной обмотки на сумму токов плеч защиты питаемых сторон
стержней магнитопровода вследствие подмагничивания их током /т
тормозной обмотки. Чем больше ток /т, тем больший ток /р необходим
для срабатывания реле. Соответствующим подбором числа витков ра-
бочей и тормозной обмоток достигается надежное несрабатывание реле
при внешнем КЗ и падежное срабатывание при КЗ в защитной зоне.
При внешнем КЗ одинаково увеличиваются токи Д и увели-
чивается и ток /р = 1\ — но не во столько раз, во сколько ток /т.
Поэтому поток Ф,. создает в крайних стержнях БНТТ очень большое
магнитное сопротивление для потока Фр, в результате чего в секциях
Шг и w’i вторичной обмотки БНТТ наводится э. д. с., не достаточная
для срабатывания реле 2.
При КЗ в защитной зоне не протекает ток /$ через рабочую обмот-
ку Тор. Несмотря на равенство токов /р и /т, протекающих через рабо-
чую и тормозную обмотки, поток Фр >Ф,., что достигается подбором
числа витков и to,.. В секциях w? и w'% наводится э. д. с., достаточная
для срабатывания реле 2.
Варианты включения тормозной обмотки реле ДЗТ-11 для защиты
двухобмоточных трансформаторов с односторонним питанием показаны
на рис. 173, б и в, из которых видно, что в первом случае тормозная
обмотка включена в верхнее плечо защиты, как на рис. 173, а, во вто-
ром случае — в нижнее плечо защиты. Прохождение токов через ра-
бочую и тормозную обмотки показано для нормального режима ра-
боты и внешнего КЗ. Тормозная обмотка должна включаться в плечо
дифференциальной защиты не со стороны питания трансформатора
(см. рис. 173, а и б), а в плечо противоположное, так как в этом случае
исключается действие тока и магнитного потока тормозной обмотки
при КЗ в защитной зоне. Повышается чувствительность и надежность
работы защиты.
Реле ДЗТ-11, кроме рабочей, тормозной и вторичной обмоток, име-
ет две уравнительные обмотки (рис. 174), как реле РНТ-565. ДЗТ-11
используют в дифференциальных защитах двух- и трехобмоточных
трансформаторов с односторонним питанием. Для трехобмоточных
288
трансформаторов с многосторонним питанием применяют реле
ДЗТ-13 и ДЗТ-14.
Основные достоинства реле ДЗТ — простота конструкции, хорошая
тормозная характеристика, надежная отстройка от апериодической
составляющей токов намагничивания и токов небаланса.
78. Расчет дифференциальной защиты трансформатора
Независимо от типа применяемого реле (РНТ или ДЗТ) расчет
защиты сводится к определению тока срабатывания и коэффициента
чувствительности для расчетных режимов работы системы и вида КЗ.
Сначала рассмотрим порядок расчета защиты трехобмоточного транс-
форматора с односторонним питанием и применением реле РНТ
(см. рис. 172), а затем—особенности расчета с реле ДЗТ (см. рис. 174).
1. Определяют номинальные токи для всех сторон защищаемого трансфор-
матора:
ГНОМ.Тр“ ^«ом.тр/ Рцюм;
НОМ. тр ^ном.тр/ У3 ^2 НОМ
ном.тр = ^ном.тр/ Vs Рзном-
(159)
2. Выбирают номинальные коэффициенты трансформации для всех сторон
по условию: К) > К] рао„; К}1 > К"Расч« Я/раач. где К", К/11— номи-
нальные коэффициенты трансформации, соответствующие шкале номинальных
токов их первичных обмоток; К) расч, К^расч, Л)расч — расчетные значения коэф-
фициентов трансформации ТТ, величины которых зависят от схем соединения
обмоток защищаемого трансформатора. Для трехобмоточного трансформатора,
имеющего схему соединения обмоток Y/Y/Л, расчетные значения коэффициен-
тов трансформации ТТ соответственно:
/1 ,11 Т/о ,1П
! ном.тр _ ц ном.тр ш г ном
Л/расч g » Л/расч5= g • расч= g
Для дифференциальной защиты рекомендуется выбирать ТТ с завышенным
коэффициентом трансформации. Это позволяет установить числа витков на от-
дельных сторонах близкие к расчетным, что способствует повышению чувстви-
тельности защиты.
3. Определяют токи в плечах (соединительных проводах) защиты при про-
хождении по защищаемому трансформатору сквозного номинального тока. Токи
в плечах ТТ, соединенных, в «треугольник», = Уз/’ом тр^Л =
= УЗ/’1^ трК/)', а в плечах ТТ, соединенных в «звезду», = ^ом.тр^/”»
Плечо с большим током принимают за основное. В рассматриваемом методе рас-
чета защиты за основное принято плечо со стороны высшего напряжения. Этот
метод проще и нагляднее. Поэтому ТТ должны быть подобраны с такими коэф-
фициентами трансформации, чтобы в плече высшего напряжения был наиболь-
ший ток.
4. Находят токи КЗ (в А), протекающие через защищаемый трансформатор
в расчетных режимах, приведенные к стороне высшего напряжения (рис. 175, а),
сначала при внешнем трехфазном КЗ в максимальном режиме работы системы на
10 А. А. Прохорский ^89
О) sk-c
jAllOKB
б)
St<c.n,osfz3000MBA\ KcaarWOM
^Kejnhr^OOMBA 1
шинах 10 и 35 кВ (точки К1 и К.2) для
отстройки защиты от внешних КЗ:
, ^шотл .
•Xc.mirfffl ОМ
естр^5В,80м^ХтрТзз;0м
к. max 10
?K5
ик1-Ш
ки-ш
^КЗ
К1
Л:. max эй
1/3 xmax jo
б'Тпом
(160)
Л/z ] _
j [ЮкВ
кг"**
Оном. тр Х%>МВА
ик I-П ~17М
и к НИ ~
икП-Ш ~0>5%
Рис. 175. Расчетная схема (с) и схе-
ма замещения (6) к расчету диффе-
ренциальной защиты трансформатора
"|/Зхтахз5
»атем при внутреннем трехфазном КЗв
минимальном режиме работы системы иа
сторонах 10 и 35 кВ (точки /<3 и К4) и
однофазном КЗ на стороне 110 кВ (тоЯка
К5), которые используют для вычисле-
ния коэффициентов чувствительности:
Л1.т1п 1о” 6\иом/1/3 ^inin io!
Л( mln 35 ~ бригом/ 1/3 Xmln зз’
, _ 6'1 ф_______6\нсм
' к. mln но —
хс. mln 1/3 Хс. mln
(161)
трансформатора, В; хтах1о и
сопротивления, Ом, системы и
где 6\ном—напряжение первичной
*max35> *mlnio ......... .... . .
обмоток трансформатора до шин 10 и 35 кВ в максимальном и минимальном ре-
жимах работы системы, которые определяют так (см. рис. 175, б):
*max 1о =хс. тах~1~-^тр.1 ~Ь^тр.з> -^max зз =л:с. тах'Ь^зр.т + ^тр.г»
*mln io — хс. тщ + ^трл + ^тр-з! *min35 = *c. т1п~Т*тр1~1_хтр.2-
Сопротивление системы хс и обмотки трансформатора хтр (в Ом):
_ Uk **° ном
100 Shom.tP
обмотки
и -*71111135 — результирующие
ср
*с‘ S
КС
5. Выбирают ток срабатывания защиты /с.3) приведенный к ступени напря-
жения, в плече которого наибольший ток. Ток срабатывания защиты должен
удовлетворять двум условиям: отстроен от броска тока намагничивания при
включении ненагруженного трансформатора под напряжение; отстроен от рас-
четного максимального тока небаланса прн внешних КЗ. Согласно первому ус-
ловию
/с.з>кп ^ном.тр- ('62)
Согласно второму условию
^с-з кн Ai6.pac4> (163)
где кн — коэффициент надежности, учитывающий ошибку реле и необходимый
запас (по обоим условиям принимается кн = 1,3 для РНТ и к„ = 1,5дляДЗТ);
Лоч.тр ~ номинальный ток первичной обмотки трансформатора; /нб. раСч —
максимальный расчетный ток небаланса, определяемый как сумма абсолютных
величин трех составляющих, пропорциональных периодическим составляющим
соответствующих токов КЗ, приведенных к одной и той же ступени напряжения:
Л1б. расч ^нб.расч + бцб.расч ""Ь^нб.рясч (164)
Составляющая расч обусловлена погрешностью ТТ и определяется по
выражению
6цб.расч''Л’одп/1 ^K.maxi (165)
290
где кОди — коэффициент однотипности ТТ (кОдн =* 0,54-1), который, как пра-
вило, принимается равным 1; Ц—-относительная погрешность ТТ (ft = 0,1 при
выборе ТТ по кривым допустимых кратностей при 10%-иой погрешности);
/к. max — периодическая составляющая тока (при 1=0), протекающая при рас-
четном внешнем трехфазном металлическом КЗ па той стороне трансформатора,
где рассматривается повреждение [см. выражение (160)].
Составляющая /нб расч обусловлена регулированием коэффициента транс-
формации защищаемого трансформатора. Она определяется как сумма токов не-
баланса на сторонах, где имеется регулирование:
^нб.расч ^ Д^Л max a + A^BZk. max Б,
где Д(/А и ДУБ —относительные погрешности, обусловленные регулировани-
ем напряжения на сторонах защищаемого трансформатора. Д{7д и Д{7Б прини-
мают равными половине суммарного диапазона регулирования на соответствую-
щей стороне. Суммирование слагаемых /’б расч производят по абсолютным вели-
чинам, только при связанном регулировании учитывают знак слагаемых. Вы-
бор числа витков реле РНТ производят по режиму, соответствующему средней
величине регулируемого напряжения.
Составляющая /нб расч обусловлена неточностью установки на БНТТ рас-
четных чисел витков уравнительных обмоток неосновных сторон реле РНТ.
7нб расч определяют как сумму токов небаланса на сторонах, где расчетные чис-
ла витков выставлены неточно:
f" аУуг-расч — Wyi . ^уг-расч—®уг . _
'нб.расч— 'к. maxil Л.-тахг> (Ю'1
шУ1-расч “'уг.расч
где 0<у1.расч н ^уг-расч — расчетные числа витков уравнительных обмоток для
неосновных сторон; /к.тах1 и /к.гааХ2 — периодические составляющие токов
КЗ (при t = 0), проходящих при расчетном внешнем КЗ на сторонах, где исполь-
зуются соответственно числа витков и ауу2.
В выражении (167) учитывают знаки токов ZK.maxl и /ц.тахг- /к.тах имеет
положительный знак, когда он направлен к защищаемому трансформатору. Вы-
ражения (166) и (167) составлены для трехобмоточного трансформатора; для
двухобмоточиого трансформатора в правой части их выражений исключают вто-
рые члены. Ток /нб , может быть вычислен только после выбора числа витков
реле, поэтому согласно выражению (163) сначала определяют ориентировочное
значение 7С.В без учета 7нб раоч, а после вычисления /'g раоч вносят соответствую-
щие уточнения. При использовании реле РНТ принимают наибольшее значение
/с.з. вычисленное по (162) н (163), для которого в большинстве случаев опреде-
ляющим является (163).
6. Определяют ток уставки срабатывания реле для основной стороны
Zy.cp=7c.3/<:cx/ZC), (168)
где /с.з — ток срабатывания защиты, выбранный по условиям (162) и (163);
К1/ — коэффициент трансформации ТТ иа основной стороне; «ох — коэффициент
схемы для ТТ на основной стороне.
7. Производят предварительное вычисление коэффициента чувствитель-
ности защиты с целью выяснения в первом приближении возможности исполь-
зования реле РНТ или необходимости применения реле ДЗТ:
K4=Z<)2,niIn//y.0p > 2,
где /p2)mln — ток двухфазного КЗ в рабочей обмотке БНТТ реле РНТ при усло-
вии, что ои проходит по ТТ только высшей стороны; Zp?min определяют приве-
дением минимального тока трахфазного КЗ соответствующей стороны к вторич-
ной цепи этих ТТ с учетом вида КЗ, схем соединения обмоток ТТ и обмоток за-
щищаемого трансформатора (см.табл. ‘ 14).
10* 291
8. Определяют расчетное число витков рабочей обмотки БНТТ
®р. расч = Fa-р77у. ср»
где Fc.p — н- с. срабатывания реле; для реле РНТ-565 и ДЗТ-11 Рс.р = 100 А-в.
Как правило, юр.расч не совпадает с числом витков wp выводов обмотки,
обозначенных на коммутаторе реле; wp К’р.расч — условие выбора числа
витков рабочей обмотки.
9. Определяют числа витков уравнительных обмоток БНТТ реле для неос-
новных сторон защищаемого трансформатора шу1 и wy2 (рис. 175, в) исходя из
условия равенства нулю (без учета небаланса) результирующей и. с. в БНТТ
реле в режиме нагрузки и внешних КЗ. Это обеспечивается при равенстве н. с.
всех сторон, когда по всем обмоткам защищаемого трансформатора проходят рав-
ные номинальные мощности, т. е. когда имеет место соотношение
7nM'p = 7j, аЧ’1-расч = Л111 И'уг-расч» (169)
где Z„, Z*1 и zj,11—токи в плечах защиты для основной и неосновной сторон, со-
ответствующие номинальной мощности трансформатора; Шп, И'ух.расч. ^уг.расч—
принятое число витков обмотки БНТТ реле для основной стороны и расчетные
числа витков уравнительных обмоток для неосновных сторон. Из соотношения
(169) следует:
и'у(.расч = И’р z’/zj,1; (170)
^У2-расч ^п11- (171)
На коммутаторе реле можно принимать ближайшие к расчетным значения
числа витков шу1 и шу2, меньшие или большие щу].расч и Щу2.Расч> так как рас-
чет защиты уточняют за счет учета составляющей тока небаланса Zj/J расч- Од-
нако в большинстве случаев принимают ближайшие, меньшие к расчетным чис-
ла витков так, чтобы wyi < ©уг-расч и “’уг С ®у2.расч- В расчете защиты трех-
обмоточного трансформатора числа витков обмоток БНТТ реле для неосновных
сторон определяют по (170) и (171), в расчете защиты двухобмоточного трансфор-
матора — по (170) или (171).
Через рабочую обмотку основной стороны БНТТ протекают токи неоснов-
ных сторон, создавая встречные магнитные потоки по отношению к магнитному
потоку основной стороны. Поэтому в уравнительных обмотках число витков долж-
но быть включено меньше на величину а»р, т. е. u>yi = wyl- — wp н шУ2 =
= а>у2 — wp. Для защиты двухобмоточных трансформаторов в РНТ-565 иног-
да используют только уравнительные обмотки, как показано на рис. 171, в. Од-
ну уравнительную обмотку (wyl) используют для основного плеча, как рабочую,
вторую (шу2) — для неосновного. Число витков уравнительной обмотки оп-
ределяют из выражения тоу1 = Z„! №уг. расч.
10. Вычисляют уточненный ток небаланса по (164) с учетом (167).
11. Определяют уточненный ток срабатывания защиты Zc.3.yTO4H п0 (163) и
уточненный ток уставки срабатывания реле по (168), по которому определяют
кч. Если окажется кч <. 2 при принятом числе витков, то это означает, что защи-
та недостаточно отстроена от токов небаланса. Может быть два варианта пов-
торного расчета: а) увеличить ток срабатывания защиты /с.в и повторить расчет,
начиная с п. 5; б) принять для основной стороны новое число витков wp, бли-
жайшее меньшее к принятому ранее, затем выполнить расчет числа витков для
неосновных сторон шу1 и wy2, тока срабатывания реле и коэффициента чувстви-
тельности. Если повторные расчеты не дадут положительных результатов
(кч < 2), используют реле ДЗТ.
Расчет дифференциальной защиты с реле ДЗТ-11 выполняют по
тем же формулам и в той же последовательности, что и с реле РНТ-565.
Отличие состоит в том, что ток срабатывания защиты выбирают из
условия отстройки от броска тока намагничивания по формуле (162).
292
Рис. 176. Схема соединений ТТ и реле ДЗТ-11 без использования рабочей об-
мотки для двухобмоточного трансформатора
Наличие тормозной обмотки в реле ДЗТ дает возможность не отстраи-
вать минимальный ток срабатывания защиты от токов небаланса при
внешних КЗ по (163), так как несрабатывание защиты от этих токоз
достигается торможением. Это обеспечивает большую чувствительность
защиты. Число витков тормозной обмотки определяют по условию
_ 1(п ^пО.расч ®у.расч /пт
• (. * <
/т Щ а
где к„ — 1,5 — коэффициент надежности, учитывающий ошибку реле
и необходимый запас; /иб. расч—расчетный ток небаланса при КЗ на
шинах 10 или 35 кВ; wy, расч — расчетное число витков уравнитель-
ной обмотки, относящееся к стороне 10 или 35 кВ;/т—ток, протекаю-
щий через тормозную обмотку при КЗ на шинах 10 или 35 кВ (7Т =
= Л«. шахю или 1К. щах зэ): tg а = 0,87 — соответствует минималь-
ному торможению по заводской характеристике.
На понижающих трансформаторах с односторонним питанием тор-
мозную обмотку реле ДЗТ-11 рекомендуется включать так, чтобы при
КЗ в защитной зоне дифференциальной защиты ее действие на рабочую
обмотку полностью исключалось или уменьшалось. Для этого на двух-
обмоточных трансформаторах тормозная обмотка должна включаться
в плечо дифференциальной защиты не со стороны питания, а в плечо
противоположное. Широкое применение находит схема включения ре-
ле ДЗТ-11 (рис. 176), в которой одну уравнительную обмотку включают
в цепь основного плеча, а вторую — в цепь неосновного плеча. В этом
случае, как и для РНТ-565, пуосн = и>у1, аивеосн == и>у2. Число витков
293
уравнительной обмотки wya находят из выражения /'гДОу1 = 7nWyS. рясч.
В трехобмоточных трансформаторах лучшим вариантом является
включение тормозной обмотки на сумму токов плеч защиты питаемых
сторон (см. рис. 174). При КЗ на любой из питаемых сторон (35 или
10 кВ) уменьшается ток в тормозной обмотке и становится fpwp >
> ITwT. При таком включении тормозной обмотки ток срабатывания
защиты минимальный /с<3 — 1,5/иом.тр, что повышает ее чувстви-
тельность; на величину тока срабатывания защиты не влияет неточ-
ность подбора витков уравнительных обмоток реле (составляющая
/иб.расч влияет лишь на выбор числа витков wT).
Коэффициент чувствительности защиты
—fpVminW^/Fc v 2, (173)
где 7p?mtn — ток, протекающий в рабочей обмотке реле, приведенный
к первичной стороне трансформатора при двухфазном КЗ на низшей
стороне трансформатора (10 или 35 кВ) в минимальном режиме работы
системы; пдр — принятое число витков рабочей обмотки; Кс.р — н. с.
срабатывания реле.
Пример 8. Рассчитать дифференциальную защиту понижающего трехобмо-
точного трансформатора 110/38, 5/11 кВ (см. рис. 175): SH0M.Tp = 25 МВ • А;
ик1—П = 17,5%; ык1_ш = 10,5%; ик п—Ш = 6,5%. Трансформатор имеет
встроенное регулирование напряжения под нагрузкой на стороне высшего на-
пряжения в пределах ± 16% номинального и регулирование напряжения на сто-
роне среднего напряжения ±5% номинального. SK.c.max = 3000 МВ • А —
мощность КЗ на шинах ПО кВ й максимальном режиме работы системы и
SK.c.min ~ 2000 МВ - А—в минимальном режиме. Реле ДЗТ-11.
Определяют первичные токи для всех сторон защищаемого трансформато-
ра, выбирают номинальные коэффициенты трансформации ТТ, вычисляют токи
в плечах защиты. Результаты расчета сведены в табл. 15.
Таблица 15
Наименование величины Числовые значения для стороны
1 — 110 кВ 11 — 35 кВ IH —10 кВ
Первичные но- минальные токи трансформатора, А /’ ном. тр 25000 /" ном.тр 25000 /1П = ном.тр _ 25 000 1310
Уз-ио УЗ -38,5 Уз-п
Коэффициенты трансформации ТТ /<) =250/5 = 50 к)1 =800/5=160 к}11 = 1500/5 = 300
Схемы соедине- ния ТТ «Треугольник» «Треугольник» «Звезда»
Вторичные но- минальные токи в плечах защиты, А я_ |3|Уз п 50 =4,53 /” = 38бУ ~3 “ 160 = 4,17 'п" = ™4,36 300
294
Сторона ПО кВ является основной, так как ток в ее плече больше токов в
плечах 35 и 10 кВ. Трансформаторы тока стороны 110 кВ подключаются к об-
мотке Шр.
Сопротивление системы в максимальном и минимальном режимах;
хс. max = ^сР/«к.с. max = 1152/3000 = 4,41 Ом;
хс. mln = У2р/«к. с. min = 1152/2000 = 6,62 Ом.
Испытательные напряжения КЗ обмоток трансформатора:
Ик1=’0,5(ик1_11-{-ик1_1[] —«кН—III) =0,5(17,5 -{-10,5—6,5) = 10,75 %.
иВ2 =0,5(ик1_ц +wkI1_|h — иК1—ш) =0,5(17,5-|-6,5—10,5) =6,75 %;
«кз = 0,5 (ик,_ni + uKII —ш —мк1 —II) =0,5 (10,5 + 6,5 —17,5) = —0,25 як 0.
Сопротивления обмоток трансформатора, приведенные к стороне 110 кВ;
нк1% ^1п0М 10,75 1152 „„ п „
₽1 100 SH0M.Tp 100 25
uK2% O'ihom 6,75 1152 „„ „ „
----------------=------------= 35,7 Ом.
^K.maxjo-0 i/'f
V ” ^inax 10
^iaon
*T"2'' 100 «ном.тр 100 25
Ввиду малого значения «к3 по сравнению с ик1 и ик» в расчетной схеме при-
нимают хтрз — 0.
Сопротивления до шин 10 и 35 кВ в максимальном и минимальном режимах;
*max to = *с.1пах + л:тр1 =4,41 + 56,8 =61,21 Ом;
*mln ю = л:с-т!п“Ь'*тр1 = 6,62 + 56,8 = 63,42 Ом;
+пах з5 = max + Лтр1 4“ Лтр2 — 4,41 -{-56,8 + 35,7 = 96,91 Ом;
Xmin з5 = ХС'min+Л:тр1+*трг = 6,62 -{-56,8-{-35,7 = 99,12 Ом.
Токи КЗ, протекающие через защищаемый трансформатор в расчетных ре*
жимах (см. рис. 175), при внешнем трехфазном КЗ в' максимальном режиме
работы системы — на шинах 10 и 35 кВ (точки К1 и К2):
= Н5000
1/3-61,21
, 115 000
/К.тахз5= yyXmaxs5- уз.96,91
при внутреннем трехфазном КЗ в минимальном режиме работы системы — на
сторонах 10 и 35 кВ (точки КЗ и К4):
/к mln Ю = -^В°Ы-----«= 1050 А;
кт1“10 УЗхтшю УЗ.63,42
Цном _ 000_ _
/н-ттз.^ Winins5 уз,99>12-67 •
при внутреннем однофазном КЗ в минимальном режиме работы системы — на
стороне 110 кВ (точка К5)
/(1) .. = . 115 000 . 10 000 А
7к-пип110 уЗЛс.1п1п УЗ.6,62
Первичные расчетные токи небаланса без учета составляющей небаланса
Лю расч ПРИ повреждении на шинах 10 кВ
Лзб.расч.ю = (KOfltifi+^0'1) /к.так1о==(1 ‘0,1 + 0,16) 1087 = 283 А;
295
Таблица 1*
Наименование величины Обозначение величины и расчетная формула Числовое значение
Ток срабатывания ре- ле на основной стороне Лз.з ксх 196. бУУ
50 -С’8Л
Расчетное число вит- ков рабочей обмотки Ас.р *°°=14,7 6,8
^р.расч”3 , /у.ср
Принятое число вит- ков рабочей обмотки Шр 14
Расчетное число вит- ков уравнительной об- мотки на стороне 35 кВ и’у1-расч== и 4,53-14 ™ 15,4 4,17
Принятое число витков уравнительной обмотки для установки на сторо не 35 кВ Wyf 15
Расчетное число вит- ков уравнительной об- мотки на стороне 10 кВ fnwV ^2. расч — ш ' п 4,5314 . -14,0 4,36
Принятое число вит- ков уравнительной об- мотки для установки на стороне 10 кВ Wy2 14
Составляющая первич- ного тока небаланса, обусловленная округле- нием числа витков урав- нительной обмотки, при КЗ на стороне 35 кВ = нб. расч. 35 ВДуГ.расч—к’у1 , 15,4—15 ’ „ 687 = 15,4
—1 'к. шах 85 юу1- расч =17,8 А
Первичный ток неба- ланса при КЗ на сторо- не 35 кВ Iнб. расч. П“ •=^нб. расч- зв + ^нб. раоч. 35 212 + 17,8 = =229,8 А
Составляющая первич- ного тока небаланса, обусловленная округле- нием числа витков урав- нительной обмотки, при КЗ на стороне 10 кВ Л<б. расч. 10 е Wy2. расч ^У2 14,6—14 — 1087 = 1 1 •>
— X wyz- расч X /к maxio = 44,6 А
Первичный ток неба- ланса при КЗ на сторо- не 10 кВ нб. расч* = = /нб* расч. ю + ^нб. расч. 10 283+44,6 = = 327,6 А
Расчетное число вит- Кн^нб. расч. п , 1,5-229,8 15,4
ков тормозной обмотки при включении ее на стороне 35 кВ и'т. расч— f шах 35 vz ^У1, РаСЧ X L tga 687 0,87“ = 9,2
296
Продолжение табл. 16
Наименование велич ины Обозначение величины и расчетная формула Числовое значение
Расчетное число вит- ков тормозной обмотки при включении ее на кн /нб- расч 1П v ^т. расч—’ . X maxiо 1,5-327,6 14,6 1087 0,87~ = 7,6
стороне 10 кВ Принятое число витков тормозной обмотки Коэффициент чувстви- тельности защиты при двухфазном КЗ в точках КЗ, К4 и однофазном КЗ в точке К5 tgfya- расч X tg СС wT >- Шт. расч ^p.niln КЗ ^Р
11 >9,2 31,5-14 1 = 4,4>2 100 23,2-14 =3,24>2 100
Лчю — „ ^С.р ^p.rnin 35 ИР
,v435 — „ fc.p
(1) 'к. rnin 110 И,Р Кч1,01_ dp А/ гс.р 10 000-14 = 28 >2 50-100
при повреждении на шинах 35 кВ
4б• расч-35 — (кодн fl + А£7Т + Лип) /к• max збD (1 *0Л +0,16+0,05) 687 =212
Ток срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока намагни-
чивания
^с-з=лн/д0М_тр =1,5-131 = 196,5 А.
Ток, протекающий через реле при двухфазном КЗ в точках К? и К4 в мини-
мальном режиме работы системы, выраженный через ток трехфазного КЗ:
42mln КЗ = Ь5/|С1П,П 10/Я}-1,5< 1050/50 = 31,5 А;
^p.iTiln К 43=3 V3/H tnitl3S/K’ = 1/3.670/50 = 23,2 А.
Расчеты тока уставки срабатывания реле, числа витков для рабочей и урав-
нительных обмоток, тока небаланса, числа витков тормозной обмотки и коэф-
фициентов чувствительности приведены в табл. 16.
79. Защита шин
Причинами КЗ на шинах являются: перекрытие шинных изолято-
ров и вводов выключателей; повреждения TH; поломка изоляторов
разъединителей; неправильные операции обслуживающего персонала
с разъединителями и т. д. Большинство из указанных повреждений
дают однофазные КЗ. Для отключения КЗ на шинах подстанций преду-
смотрены МТЗ трансформаторов. Однако эти защиты имеют значитель-
ные выдержки времени, в результате чего при длительном протекании
тока КЗ может нарушиться устойчивость работы системы. Это важно
для сетей напряжением ПО и 220 кВ. Поэтому на подстанциях с ши-
297
нами на стороне 110 или 220 кВ предусматривается быстродействующая
защита шин, которая может быть дифференциальной или дистанцион-
ной. Первая из них получила наибольшее применение. Специальная
защита шин напряжением ниже ПО кВ применяется сравнительно
редко.
Дифференциальная защита шин действует на том же принципе, что
и рассмотренные ранее дифференциальные защиты линий и трансфор-
маторов. Питание защиты осуществляется от огдельных ТТ, устанавли-
ваемых на всех присоединениях (рис. 177, а и б). ТТ всех присоеди-
нений должны иметь одинаковые коэффициенты трансформации неза-
висимо от мощности присоединения, что необходимо для уменьшения
токов небаланса в дифференциальном реле. Первичные обмотки ТТ
подключают к шинам одноименными выводами, а их вторичные обмот-
ки соединяют параллельно и к ним на сумму токов подключают диф-
ференциальное реле РТ. Такое соединение ТТ и реле обеспечивает
отсутствие тока в реле РТ при внешних КЗ и сумму токов при КЗ
в зоне защиты на шинах.
При внешнем КЗ в точке К (см., рис. 177, а) ток КЗ /4, протекающий
от шин к месту повреждения, равен сумме токов, протекающих к ши-
нам от источников питания, т. е. /4 = /4 + /2 + /3. Ток реле будет
равен разности токов: /р = (/21 + /22 + /23) — /24 = 0, которая не
вызывает срабатывания реле РТ. При КЗ на шинах подстанции в точ-
ке К (см. рис. 177, б) ток КЗ направляется к месту повреждения по
всем цепям, соединенным с источниками питания. По реле протекает
сумма токов 7Р — /21 + 722 + /23 + 724, при которой срабатывает
реле РТ. Из этого следует, что .дифференциальная защита шин, реаги-
руя на полный ток КЗ в месте повреждения, имеет наивыгоднейшие
условия в отношении чувствительности. В нормальном режиме диф-
ференциальное реле не срабатывает, так как через его обмотку проте-
Рис. Г77. Схема действия дифференциальной защиты шин при КЗ на линии (а)
и на шннах (б)
"29В
кает разность вторичных токов, пропорциональная токам,, протекаю-
щим по присоединениям от источников питания и утекающим от шин
к потребителям. Через реле будут протекать токи небаланса, от ко-
торых оно должно быть отстроено. Токи небаланса достигают значи-
тельной величины от апериодической составляющей при внешних КЗ,
что вынуждает загрублять реле. Для повышения чувствительности
реле РТ включают через БНТТ, который не пропускает апериоди-
ческой составляющей.
ВО. Защиты на оперативном переменном токе
Источники питания. Схемы релейной защиты на оперативном пе-
ременном токе, обладая достаточной надежностью, проще и дешевле
аналогичных схем защит, выполненных на оперативном постоянном то-
ке. Широкому внедрению защит на оперативном переменном токе спо-
собствует разработка и выпуск различных механических приводов,
в которых используется для включения выключателей, например,
энергия, запасенная пружинами. Кроме того, релейная аппаратура
и устройства питания ее, выпускаемые в настоящее время и подго-
товляемые к выпуску, позволяют выполнять на оперативном перемен-
ном токе ненаправленные и направленные МТЗ, дифференциальные и
другие защиты линий и трансформаторов. Это дало возможность со-
оружать понижающие подстанции напряжением 10 и 35 кВ без акку-
муляторных батарей, что значительно снижает расходы на строитель-
ство и эксплуатацию.
В качестве источников оперативного переменного тока приме-
няют ТТ и TH. ТТ—достаточно надежные источники оперативного то-
ка для защиты от коротких замыканий. TH нельзя использовать для
питания оперативных цепей отключения токов КЗ, так как при близ-
ком трехфазном КЗ напряжение на шинах установки может понизить-
ся до такой величины, при которой не сработает отключающая катуш-
ка привода выключателя. TH можно использовать для питания опе-
ративных цепей тех защит, которые действуют при повреждениях и не-
нормальных режимах работы, не сопровождающихся значительным
понижением междуфазных напряжений установки.
Схемы защит линий, трансформаторов и другого оборудования мо-
гут быть выполнены двумя способами. При первом способе питание
реле и катушек отключения приводов выключателей осуществляется
непосредственно переменным током от ТТ и TH. При втором способе
оперативный переменный ток, получаемый от ТТ и TH, выпрямляется
специальными установками, к которым относятся блоки питания и за-
рядные устройства. Второй способ позволяет выполнять любую защи-
ту так же, как на оперативном постоянном токе. Возможно комбини-
рованное применение первого и второго способов.
Широкое распространение получили схемы защит с применением
промежуточных насыщающихся трансформаторов тока (ПНТТ). Это
объясняется тем,что катушки отключения ручных, пружинных и осо-
бенно электромагнитных приводов потребляют мощности, во много
299
раз превосходящие мощности вторичных обмоток ТТ. Вследствие это-
го нагрузка на вторичную обмотку маломощного ТТ может выходить
за пределы его допустимой 10%-ной погрешности. Протекающие при
этом через контакты обычных реле токи могут быть опасными для них,
что вынуждает делать контакты усиленными. Применение ПНТТ огра-
ничивает величину тока в оперативных цепях, что позволяет обеспе-
чить работу ТТ с погрешностью не более 10% и, кроме того, исполь-
зовать реле РТ-80, РТ-40 и другие с контактной системой обычного
типа. Ограничение тока в оперативных цепях обеспечивается нелиней-
ным характером намагничивания стали ПНТТ. Наибольшее приме-
нение в качестве ПНТТ получил трансформатор типа ТКБ-1 (транс-
форматор катушечный быстронасыщающийся).
Блоки питания и зарядные устройства. Они предназначены для
преобразования переменного тока в постоянный, которым питают уст-
ройства релейной защиты и оперативные цепи. Блоки питания (БП),
выпускаемые отечественной промышленностью, могут питаться от ТТ
(БПТ) или от TH (БПН).
Блок питания БПТ-11 (рис. 178, а) состоит из ПНТТ, выпрямите-
ля ДТ и конденсатора С. ПНТТ имеет две первичные обмотки, которые
позволяют включить их в цепь ТТ одним из следующих способов:
первичные обмотки ПНТТ соединить последовательно и включить на
разность вторичных токов двух фаз; каждую обмотку включить на
фазный ток ТТ так, чтобы магнитный поток в сердечнике ПНТТ был
пропорционален разности фазных токов, подводимых к его обмоткам.
Конденсатор С предназначен для сглаживания пульсации выпрямлен-
ного напряжения. БПТ-11 имеет два выходных напряжения— НО
и 24 В и длительно допустимые токи соответственно 0,25 и 0,6 А.
Блок питания БПН-11 (рис. 178, б) состоит из двух независимых
элементов, каждый из которых включает в себя TH и выпрямитель
ДН. Каждый элемент может работать как самостоятельно, так и сов-
местно с другим элементом. Первичные обмотки TH соединяют последо-
вательно при питании от источника 220 В и параллельно при питании
от источника ПО В. Длительно допустимый ток на каждый элемент
0,15 А при 110 В и 0,6 А при 24 В. Промышленность выпускает также
БПТ и БПН с однофазными и трехфазными выпрямителями значи-
тельно большей мощности, чем БПТ-11 и БПН-11.
0.) К трансфор- В) К трансформа-
Маторан тона тору напряжения
Рис. 178. Схемы блоков питания (а и б) и зарядного устройства (в)
300
Устройства зарядные (УЗ) предназначены
заряжать конденсаторы, энергия разряда ко-
торых используется для питания катушек от-
ключения приводов выключателей и обмоток
реле вспомогательных защит. УЗ состоит из
трансформатора Тр (рис. 178, в), первичная
обмотка которого выполнена из двух секций,
что позволяет включать его на напряжение
110 и 220 В, выпрямителя Д; токоограничи-
вающих резисторов R1 и R2; сигнального по-
ляризованного реле РП, которое при исправ-
ном состоянии цепей УЗ возбуждено, а при
пробое в конденсаторах С1 или С2, пробое вы-
прямителя Д и обрыве цепей теряет возбужде-
ние и замыкает свои контакты в цепи сигна-
лизации; конденсатора С1, уменьшающего
вибрацию якоря реле РП, появляющуюся
Рис. 179. Ненаправлен-
ная МТЗ линий па опе-
ративном переменном
токе
вследствие пульсации выпрямленного напряжения; реле напряжения
PH, контролирующего уровень напряжения на Тр и защищающего
конденсатор С2 от разряда через обратное сопротивление выпрями-
теля в случае понижения первичного напряжения ниже допустимой
величины. При нормальном режиме работы заряжается С2 через раз-
мыкающие контакты релейной защиты РЗ. Когда срабатывает релей-
ная защита, размыкающие контакты РЗ отделяют С2 от выпрямите-
ля, а замыкающие контакты РЗ соединяют С2 с катушкой отклю-
чения выключателя ДО.
Ненаправленная МТЗ линий. Обмотку реле РТ типа РТ-80 нена-
правленной МТЗ с зависимой выдержкой времени (рис. 179) включают
на разность вторичных токов фаз А и С. Вторичные обмотки ITT со-
единены по схеме восьмерки — начало одного с концом другого. (То-
кораспределение показано стрелками: тонкими для нормального ре-
жима, толстыми — для режима КЗ.) При нормальном режиме через
реле РТ протекают вторичные токи ITT, векторная сумма которых
меньше тока уставки срабатывания реле. Реле РТ не возбуждено, его
контакты разомкнуты. При КЗ между фазами А и С изменяется направ-
ление тока в первичной обмотке ITT фазы С, вследствие чего изменяет-
ся направление тока и в его вторичной обмотке по сравнению с нор-
мальным режимом. Через реле РТ протекают вторичные токи от ITT,
векторная сумма которых больше тока уставки срабатывания реле;
реле РТ срабатывает, замыкая свои контакты в цепи ДО. Для питания
ДО применен ПНТТ, присоединяемый к 2ТТ. Питание ДО и реле РТ
от отдельных ТТ обеспечивает работу ITT и 2ТТ в пределах 10%-ной
погрешности, чем достигается надежная работа реле РТ и катуш-
ки ДО.
Направленная МТЗ с применением блоков питания и зарядного
устройства. Эта защита (рис. 180) выполнена следующим образом. За-
рядное устройство УЗ, ТН2 блока БПН и обмотки напряжения реле
направления мощности РМа и РМс подключены к шинкам а, Ь, с
вторичного напряжения ТН1. ПНТТ блока БПТ подключен на раз-
301
ность вторичных токов фаз А и С. Из этого следует, что напряжение на
зажимах БПТ будет только при режиме КЗ. В отличие от такой же
защиты на постоянном оперативном токе в рассматриваемой схеме
обмотки напряжения реле РМа и РМс оказываются под напряже-
нием только после срабатывания реле РТа и РТс. Кроме того, цепь
на заряд конденсаторов С2 устройства УЗ может быть образована
только при замкнутых размыкающих контактах реле РВ и реле PH.
При КЗ в точке Л срабатывают релеРТд и РТс и замыканием своих
контактов образуют цепи напряжения реле РМа и РМс. Реле РМа
и РМс, замыкая свои контакты, подают напряжение от БПТ и БПН
на реле РВ. Последнее, срабатывая, сначала размыкает верхние кон-
такты, отделяя конденсатор С2 от выпрямителя Д, а затем контактами
с заданной выдержкой времени соединяют С2 с катушкой КО.
81. Схемы сравнения, нуль-органы, согласующие
и выходные органы электронных защит
В настоящее время в СССР и за рубежом получила широкое разви-
тие электронная релейная техника и автоматика. Основные преиму-
щества электронных реле по сравнению с другими типами состоят н
следующем: меньшая сложность схем реле и большая их надежность;
меньшие габаритные размеры и вес; низкий уровень рабочих напря-
жений и токов в контурах схем реле и комплектных устройств; мень-
шее потребление мощности; широкий диапазон регулирования уставок
срабатывания реле; незначительная инерционность схем, что обеспе-
чивает быстродействие защит.
302
Электронные реле имеют и отрицательные стороны. Они заключают-
ся в том, что из-за больших отклонений от предельных характеристик
отдельных полупроводниковых приборов ввиду их температурной не-
стабильности приходится применять специальные схемы компенсации,
обеспечивающие минимальное влияние этих отклонений на выходные
параметры и характеристики реле. Однако преимущества электронных
реле преобладают над их недостатками. Электронные реле могут
иметь различные принципы работы, но наибольшее распространение
получили схемы сравнения электрических величин по уровню и им-
пульсные фазосравнивающие схемы.
Основными узлами реле, работающих по схемам сравнения элек-
трических величин по уровню, являются (рис. 181): схемы выпрямле-
ния ДМ1, ДМ2 и сглаживания токов или напряжений Ф/, Ф2, обеспе-
чивающие получение выпрямленных токов и напряжений, пропор-
циональных таким же переменным контролируемым величинам; схе-
мы регулирования уставок срабатывания реле (на рис, 181 не показа-
ны), .которые позволяли бы перестраивать уставки срабатывания реле
в зависимости от конкретных условий; чувствительные нуль-органы
НО, которые должны с требуемой степенью точности соизмерять ве-
личины контролируемых выпрямленных токов или напряжений с опор-
ными величинами, принятыми за основные. Схемы выпрямления в ос-
новном однофазные мостовые. Фильтры преимущественнно емкостные.
Нуль-органы— усилители на транзисторах Т. Уставки срабатывания
реле регулируются потенциометрами. К схемам сравнения электриче-
ских величин по уровню, получившим наибольшее применение в оте-
чественной и зарубежной технике, относятся две: схема с циркулирую-
щими токами (рис. 181, а) и схема с включением на баланс напряжений
(рис. 181, б). В схеме сравнения с циркулирующими токами диодные
мосты включают последовательно, а реагирующий орган схемы срав-
Рис. 181. Схемы сравнения токов (а) и напряжений (б)
303
нения НО включают на разность токов; в схеме баланса напряжений
диодные мосты включают встречно, а НО — на разность напряжений.
На рис. 181, а и б показано направление опорных (/1Э t/J и измеряе-
мых (/2, У2) токов и напряжений. Напряжения 1Д и U2 связаны с на-
пряжениями Uci и UC2 следующими зависимостями:
(Пс1/пт1)кф1 Uдм1 и П2 (Пс2/п.,г) Пдм2,
где: Кф1ИКф2—коэффициенты передачи фильтров Ф1 и Ф2 по напряже-
нию; пт1 и пт2— коэффициенты трансформации трансформаторов Тр1
и Тр2\ UaMl и (7ды2 — падения напряжения на диодах выпрямитель-
ных мостов.
При U1/R1 > U2/R2 (см. рис. 181, а) ток протекает от Л к Б, НО (Т)
закрыт. Когда UJRj < U2IR2, ток протекает от Б к А, НО (Т)
открыт и посылает сигнал на работу последующих элементов — до
выходного элемента, действующего на отключение выключателя. В схе-
ме рис. 181, б от ДМ1 протекает ток через резистор R2, а от ДМ2
через резистор R1. Когда [Д > U2, через НО (Т) протекает ток от А
к В и НО (Т) закрыт. При 1Д < U2 через НО (Т) протекает ток от В
к А, НО (Т) открыт и посылает сигнал на работу последующих эле-
ментов — до выходного элемента.
НО на стабилизированном опорном напряжении (рис. 182), приме-
няемый в схемах сравнения электрических величин по уровню, состо-
ит из транзисторов Tl, Т2 и ТЗ. Транзисторы Т2 и ТЗ следует рассма-
тривать как один, так как база БЗ соединена с эмиттером Т2. К Т1
приложено два напряжения — прямое £7ОП и обратное U „зм от конт-
ролируемой электрической цепи. В исходном состоянии Т1 может
быть открыт или закрыт. Это зависит от типа и выполняемой роли реле,
в которое он включен. НО действует следующим образом. На зажимах
5 и 6 подается напряжение от источника постоянного тока. Стаби-
литрон Ст между точками 3 и 4 устанавливает стабилизированное
напряжение, которое называется опорным Uоп для схемы сравнения.
При отсутствии входного сигнала или | |< | —Uon | Т1
открыт, в результате чего протекают токи базы (+(70П, Tl, Rny,
—Поп) и коллектора (+t/on, Т1, /?кь —Ооп). При протекании то-
ка через Т1 образуются падения напряжения на элементах цепи. Точ-
Рис. 182., Нуль-орган на стабилизированном опорном напряжении
304
С) ВхоВь/
'/7 Б2 3
J2J0 0 izf
' V
Д1 V'
/2
Выхос/bl Й ВхоВьГ
Г4 21 47 Б 2 3
0000
Выходы Д Входы
rt 2i ' 17 6 Z 3
0 0 00 00
«ft
Д37х*К1
К1
?4
Т1
-024
-Ek
HI
v5
У.
Д1 ’
лг
TCI
=rCZ
-023 +E,
03 +fc
Т1
24
-0
-08
7
RfiZ
K2
-^ъдз
дз'Д R*'
Г2
фС2
Д32\
/Й1
Khi
023 +EK
03 +ECH
bf
K1
' Ki
Т1
foixodtj
Г4 2!
Вкг
. Л2
Д5
К
'4=CZ
-023 + E„
03 +Eeil
Рис. 183. Диодно-транзисторные логические элементы И IIE-1K (а), И-НЕ-2К
(б), И-У-2К (в)
ка /(У, соединенная через диоды Д1 с базой Б2 транзистора Т2, будет
иметь положительный потенциал по отношению к эмиттеру ТЗ. Тран-
зисторы Т2 и ТЗ закрыты и на выходе будет сигнал отрицательной по-
лярности. Если на вход НО (на зажим 1) подать сигнал положительной
полярности | +£/и8м | > | —Т70п1. то ТУ закроется, Т2 и ТЗ откроют-
ся и на выходе будет сигнал положительной полярности. НО имеет
положительную обратную связь (коллектор КЗ соединен через рези-
стор У?ос с базой ТУ), которая при открытии ТЗ обеспечивает надежное
закрытие ТУ. Диод Д2 предназначен обеспечить наименьшее значение
положительного потенциала на эмиттере Т2 по отношению к базе Б2
при его закрытом состоянии и исключить самопроизвольное открытие
Т2. При отсутствии диода Д2 к эмиттеру Т2 было бы приложено + Ес>1,
которое значительно больше падения напряжения Дд2 на диоде Д2,
и Т2 мог бы открыться. Диоды ДЗ защищают стабилитрон Ст в случае
подачи напряжения Ек противоположной полярности.
Для усиления и изменения полярности выходного сигнала с НО
или реле, посылаемого в последующие цепи, применяют диодно-тран-
зисторные логическиеэлежншы И-НЕ-1К, И-НЕ-2К и И-У-2К (рис.183),
обозначения зажимов у которых соответствуют типовым. Каждый
элемент имеет по четыре входа и по два выхода. Количество входов
и выходов используют в зависимости от потребностей схемы защиты.
На выходе И-НЕ-1К и И-НЕ-2К инверсные сигналы, а на выходах
И-У-2К — прямые сигналы. Входной ток управления каждого эле-
мента 3 мА, ток нагрузки 12 мА у И-НЕ-1К и 120 мА у И-НЕ-2К и
И-У-2К. Рассмотрим работу элементов по входам с диодами Д1 и Д2.
Когда на оба входа поступают сигналы отрицательной полярности
(— И), открываются Т1 в И-НЕ-1К и И-У-2К и Т1 и Т2 в И-НЕ-2К;
с выходов И-НЕ-1К и И-НЕ-2К (рис. 183, а и б) сигналы положитель-
ной полярности поступают в последующие цепи; такой же сигнал с кол-
305
лектора К1 И-У-2К (рис. ,183, в) поступает на базу Б2} закрывает Т2,
с выходов которого посылается сигнал отрицательной полярности.
Конденсаторы С1 и С2 защищают логические элементы от помех, по-
вышая надежность работы электронных защит.
Импульсные фазосравнивающие схемы работают по принципу сравне-
ния фаз двух синусоидальных величин — тока и напряжения. Такое
сравнение фаз дает возможность отличить ненормальный режим от
нормального режима работы, так как для каждого из них характерен
фазовый сдвиг напряжений и токов. Существуют различные способы
и схемы сравнения фаз контролируемых величин. Для защиты фи-
деров железнодорожного электроснабжения используют времяим-
пульсный метод сравнения фаз, разработанный ВНИИЖТом (рис. 184).
Одна из синусоидальных величин — ток I (рис. 184, а) преобразует-
ся в кратковременные импульсы, совпадающие с моментом ее- перехода
через нуль в область отрицательных значений. Другая синусоидальная
величина—напряжение U преобразуется в прямоугольные импульсы,
ширина которых в угловом измерении фу-(?р соответствует зоне сраба-
тывания реле. Для отстройки от максимально возможного фазового
сдвига Фр.шах между напряжением и током, соответствующего рабоче-
му режиму, импульс напряжения сдвинут относительно момента пере-
хода синусоиды тока через нулевое значение на угол фу. ш1п. Правиль-
ная работа реле обеспечивается, когда ФУ. min фр. max- С выхода
схемы И поступит сигнал длительностью t на исполнительный орган ИО
в том случае, если импульсы тока и напряжения одинаковой полярно-
сти совпадают в пределах фу. ср (см. рис. 184, а и б). Сигнал с выхода
схемы И не поступит на ИО, когда импульсы тока за пределами
Фу. ср (Рис- 184, в) и когда их полярность противоположна полярности
импульсов напряжения (рис. 184, г).
Работа формирователя кратковременных импульсов из синусоидаль-
ного напряжения или тока (рис. 185, а) показана на временной диаграм-
ме рис. 185, б. Схема и диаграмма рассматриваются совместно. При по-
ложительной полуволне синусоиды на базе Б1 транзистор Т1 закрыт,
Рис. 184. Времяимпульсный метод сравнения фаз (а, о, г) и его характеристи-
ка (б)
306
Рис. 185. Формирователь кратковременных импульсов (о) и диаграмма его ра-
боты (б)
на коллекторе К1 отрицательный потенциал, конденсатор С заряжает-
ся по цепи: +£к, Т2, С, RK1, —Ек. Время заряда конденсатора
/зар = (3-5-5) т. После заряда конденсатора остается открытым Т2,
так как на базу Б2 поступает отрицательный потенциал —Ек. На кол-
лекторе К2 и на выходе — сигнал положительной полярности. При
переходе синусоиды через нуль в область отрицательных значений от-
крывается Т1, положительный потенциал на его коллекторе /(/вызы-
вает разряд конденсатора С по цепи: +£к, Tl, С, /?б2>—-£к-На базу
Б2 поступает положительный потенциал, который закрывает Т2.
На выходе образуется кратковременный импульс /ЕЫХ « 0,7С/?б2»
длительность которого регулируется величинами С и 7?б2-
Согласующими элементами электронных защит являются проме-
жуточные трансформаторы тока ПТТ и напряжения ПТН (рис. 186).
I Л Вкован защит и приборов
Рис. 18G. Промежуточные трансформаторы тока (о) и напряжения (б)
307
ПТТ и ПТН предназначены согласовывать большие входные токи и
напряжения вторичных обмоток ТТ и TH с малыми токами и напряже-
ниями пусковых органов зашит, выполненных на полупроводниковых
приборах. Коэффициенты трансформации ПТТ и ПТН соответственно:
7(птт = 570,1 = 50, Кптн=-100/4 = 25. При отсутствии ПТТ и ПТН
пусковые органы защит неизбежно бы повреждались. Вторичная об-
мотка ПТТ нагружена на цепочку последовательно соединенных по-
тенциометров (рис. 186, а), которые обеспечивают плавную и точную
регулировку тока уставки срабатывания реле снятием напряжения
AL/r- с резистора R. Значение KUr-, пропорциональное входному то-
ку i2, известно из паспорта реле, что позволяет определить величину
/?'; R' = Wr'H2, i2— ii/Km-r— f JК пп —Ir/KiKnTi, следовательно,
R' — &.UR'KjKmr/I1. К вторичной обмотке ПТН (рис. 186, б) парал-
лельно подключены потенциометры R, с которых снимаются напря-
жения равные входным напряжениям срабатывания реле для
ненормальных режимов работы контролируемых цепей.
Выходные органы электронных защит должны обеспечить достаточ-
ный импульс тока катушке отключения КО выключателя (рис. 187, я).
Основным элементом выходного органа является управляемый вен-
тиль УВ — тиристор, который чувствителен к воздействию помех.
Для исключения ложной работы тиристоров от помех создано несколь-
ко вариантов выходных органов с различной степенью сложности и
надежности. Их основное различие состоит в гальванической развязке
между оконечными элементами логической части защиты, откуда про-
никают помехи, и тиристорами. В схеме рис. 187, а гальваническая раз-
вязка между оконечным транзистором Т логической части защиты и
тиристорами УВ1 и УВ2 выполнена импульсным трансформатором Тр.
Нормально Т заперт, конденсаторы С2 и СЗ заряжены напряжением
Ек, тиристоры УВ1 и УВ2 заперты вследствие отсутствия отпирающих
напряжений на управляющих электродах. При срабатывании защиты
308
с ее логической части поступает сигнал отрицательной полярности на
базу транзистора Т. Последний открывается, вызывая разряд конден-
сатора С2 на первичную обмотку Тр. На вторичных обмотках Тр
возникают импульсы положительной полярности, которые открывают
тиристоры. Через /(О протекает ток от + Un к—Un. После отклю-
чения выключателя размыкаются блок-контакты В, с тиристоров сни-
мается напряжение питания UD и они прекращают работу. Конденса-
торы С1, С8, С4 и С5 защищают тиристоры от кратковременных помех,
которые могут поступать через паразитные емкости между обмотками
трансформатора, а П-образный фильтр C6-L-C7 защищает от помех,
возникающих в цепях оперативного питания U а.
Выходной орган, в котором гальваническая развязка выполнена
герконом Р вместо трансформатора (рис. 187, б), обладает более высо-
кой помехоустойчивостью. На входе выходного органа два транзистора:
Т1 управляется датчиком тока, Т2— выходным усилителем ВУ ло-
гической части защиты (Г 1 предназначен блокировать работу выход-
ного органа при токах защищаемого объекта, величины которых мень-
ше уставки срабатывания датчика тока). Когда на базы обоих транзисто-
ров одновременно поступают сигналы отрицательной полярности, Т1
и Т2 открываются, протекает ток через обмотку геркона Р: +£к, Т2,
Tl, Р, —UK. Замыкаются контакты Р, подается отпирающее напря-
жение от +Ец на управляющий электрод У В через Ст2, Rl, Р, R3.
У В отпирается, через КО протекает ток от -|-t7n к —Un. Стабилитро-
ны Ст1 и Ст2 ограничивают напряжение на контактах геркона. За-
щита У В от помех осуществляется цепочкой R4, С2 со стороны входа
и П-образным фильтром C3-L-C4 со стороны оперативного питания.
Кроме рассмотренных, применяют и другие выходные органы, на-
пример с оптронной парой.
8?.. Электронные реле тока и напряжения
Однофазное универсальное реле переменного тока и напряжения,
разработанное ВНИИЖТом, состоит из цепи образования опорного
напряжения Uоп (рис. 188), выполненной на стабилитроне Ст с дио-
дами Д1 и резистором RP, диодного моста ДМ с фильтром С, выпрям-
ленное напряжение Дизм которого пропорционально току или напря-
жению контролируемой цепи; трансформатора Тр, присоединяемого
к потенциометру R? для настройки на ток уставки срабатывания или
к регулируемому резистору R„ для настройки на напряжение уставки
срабатывания; нуль-органа на трех транзисторах Т1—ТЗ; инвертора
на транзисторе Т4. Это реле является универсальным и может быть
настроено как на наибольшее, так и на наименьшее значение уставки
срабатывания тока или напряжения. Для этого оно имеет два выхода—
прямой 0, выдающий сигнал положительной полярности при настрой-
ке на наибольшее значение тока или напряжения, и инверсный 1, вы-
дающий сигнал положительной полярности при настройке на наимень-
шее значение тока или напряжения.
309
Реле работает по принципу сравнения выпрямленного напряжения
С/изм, пропорционального первичному току (напряжению), с опорным
напряжением Uon. В точках А и Б /'четырехплечего моста, образован-
ного из СТ-Д1, ДМ, 7?в1 и R2, включены база и эмиттер транзистора
Т1 нуль-органа. К базе Т1 приложено два напряжения—U0E че-
рез /?Б1 и + Uизм через R2. Если U0E> Uизм, то потенциал на ба-
зе Т1 отрицательный и он открыт. Если напряжение U изм повысится
и будет соответствовать условию U> £/оп, то потенциал базы Б1
станет положительным, Т1 закроется, Т2 и ТЗ откроются, а Т4 за-
кроется. Это означает, что реле сработало. На выходе 0 будет сигнал
положительной, а на выходе 1 — отрицательной полярности и реле
работает как максимальное. Если реле должно работать как минималь-
ное, то в нормальном режиме должно быть U изм > Uоа, Т1 закрыт,
Т2 и ТЗ открыты и Т4 закрыт. Когда станет {/изм < Uou, открывает-
ся Т1, закрываются Т2 и ТЗ и открывается Т4, с выхода 1 которого
выдается сигнал положительной полярности на исполнительные цепи.
В зависимости от потребности схемы могут быть использованы один
или оба выхода одновременно. Параметры реле: время срабатывания
0,005 с; коэффициент возврата 0,95; чувствительность по току около
2 мА. Мощность, затрачиваемая во входной цепи, которая характери-
зует чувствительность реле, Ризм = U п31Я составляет 0,2—4 мВт.
Трехфазное реле максимального тока (рис. 189) работает аналогич-
но однофазному реле. Нуль-орган и схема образования опорного на-
пряжения такие же. Отличие состоит в следующем: выход только
один — прямой, и поэтому реле может работать как максимальное;
на каждую фазу имеется потенциометр для регулирования тока устав-
ки срабатывания. При нормальном режиме работы защищаемой цепи
Uиач, < (70п, Т1 открыт, а Т2 и ТЗ закрыты. Когда в одной из фаз на-
ступит ненормальный или аварийный режим и UИЯм> t^on. Т1 за-
крывается, а ТЗ открывается и с его выхода посылается сигнал положи-
тельной полярности на исполнительные цепи.
Двухфазное реле максимального тока (рис. 190) представляет собой
два однофазных реле. Транзисторы нуль-органа и инвертора Т1-Т4
верхнего и Т5-Т8 нижнего реле выполняют те же роли, что и в схеме
Рис. 188. Однофазное электронное реле тока и напряжения
310
к тт
Рис. 189. Трехфазиое электронное реле максимального юка
Рис. 190. Электронное двухфазное реле тока
311
рис. 188. Отличие состоит в преобразовании переменного тока в про-
порциональное ему выпрямленное напряжение Uизм — применена
однофазная однополупериодная схема выпрямления вместо однофаз-
ной мостовой. Каждое реле имеет два выхода — прямой 11 (21) и ин-
версный 25 (6). При возникновении ненормального режима, например
в фазе А защищаемой цепи, становится t/„3M > Uon, закрывается Т1
и открываются Т2 и Т3\ положительный потенциал на коллекторе КЗ
закрывает Т4\ на выходе 11 — сигнал положительный (высокий), а на
выходе 25 — отрицательный (низкий) сигнал. Реле применяют в диф-
ференциальной защите трансформатора, но может быть использовано
и в других защитах.
Реле минимального напряжения (рис. 191) состоит из трех транс-
форматоров Тр1—ТрЗ, трех диодных мостов ДМ1—ДМ3, трех
транзисторов Т1—ТЗ, реагирующих на изменение напряжения конт-
ролируемого объекта, усилителя на транзисторах Т4, Т5 и инвертора
на транзисторе Тб. К Т1—ТЗ приложено Uoa в прямом направлении,
а t/изм — в обратном. При нормальном режиме работы контролируе-
мой электроустановки t/B3M> Uou и Т1—ТЗ закрыты, на их коллек-
торах К1—КЗ — отрицательные потенциалы, поэтому открыты Т4
Рис. 191. Электронное трехфазпое реле минимального напряжения
+ £с.,йА?
312
и Т5 (+UOn, Т5, Б5, Т4, Б4, ДЗ, /?ki, —(70п)- Положительный
потенциал с коллектора Кб поступает через Д5 на катод диода Д6
и закрывает Тб. При уменьшении напряжения ниже допустимого или
исчезновении напряжения в любой фазе становится (7иам < Uou, от-
крывается транзистор соответствующей фазы и с его коллектора (/С/,
К2 или КЗ) поступает положительный потенциал на катод ДЗ (базу
Б4). Транзисторы Т4 и Тб закрываются, отрицательный потенциал
на коллекторе Кб позволяет открыться транзистору Тб. На выходе
Гб — отрицательный сигнал, а на выходах 20 и Г4 — положительный.
83. Электронное реле направления мощности
Реле (рис. 192, а) состоит из формирователя кратковременных им-
пульсов на транзисторах Т1 и Т2, формирователя прямоугольных им-
пульсов опорного напряжения на транзисторах ТЗ, Т4 и Тб, триггера
на транзисторах Тб и Т7, диодных логических схем И1 и И2. Временная
диаграмма (рис. 192, б) показывает работу реле. Рис. 192, а и б рас-
сматриваются совместно.
С коллектора К2 транзистора Т2 посылаются кратковременные
отрицательные импульсы ((7кг) при каждом переходе синусоиды тока
через нуль из области положительных в область отрицательных зна-
чений, как было подробно показано на рис. 185.
Конденсатор С и резистор R (см. рис. 192, а) создают опережение
тока на 90° по отношению к опорному напряжению Uonl, подводимому
к первичной обмотке трансформатора Тр2. Опережающий ток создает
опережающий магнитный поток, вследствие чего напряжение Uoni
(см. рис. 192,6) на вторичной обмотке Тр2 будет опережать на 90°
напряжение UOB1. На коллекторе КЗ ((7кз) будут прямоугольные
импульсы положительной и отрицательной полярности длительностью
180° в зависимости от знака половины синусоиды, приложенной к ба-
зе БЗ транзистора ТЗ При положительном сигнале на КЗ транзистор
Т4 закрыт, а при отрицательном сигнале — открыт. На коллекторе
K4(Uw) сигналы противоположны по знаку сигналам коллектора КЗ.
Аналогично сигналы на коллекторе Кб ((/кз) противоположны сиг-
налам коллектора К4. С коллекторов К4 и Кб посылаются сигналы
на схемы И1 и И2.
При КЗ на защищаемой линии мощность направлена от шин. В мо-
мент R на коллекторах К4 и K2(JJk4 и t/кг) совпадают кратковремен-
но отрицательные сигналы, поступающие на диоды Д5 и Д6 схемы И1.
Открывается Т7 (ДгЕк, Т7, Б7, Д8, RI, —Ен), триггер переключает-
ся из состояния единицы в состояние нуля. На выходе А отрицатель-
ный сигнал, а на выходе Б — положительный. Эти сигналы посылают
команду на отключение линии. Реле будет надежно срабатывать при
фазе тока по отношению к фазе напряжения в пределах ±90°, как
показано пунктирными синусоидами.
При КЗ «за спиной» защиты мощность направлена к шинам. Рабо-
та формирователя импульсов опорного напряжения не изменится,
так как напряжение не изменяет направление. Ток изменяет направ-
313
Выходы
Направление мощности ИЗ
от шин к шинам
t
Ъ
t
t
t
t
t
t
t
t
t
t
Рис. 192. Схема (а) и
временная диаграмма
(6) электронного фазо-
реле направления мощ-
ности
314
ление на 180°, поэтому и кратковременные отрицательные импульсы
с коллектора К2 будут сдвинуты на 180°. В момент t2 отрицательные
импульсы с коллекторов Кб и К2 (t/кз и {7К2) поступают на диоды ДЗ
и Д4 схемы И2. Открывается Тб (+ЕК, Тб, Б6, Д7, R2, —Ек).
Триггер переключается из состояния нуля в состояние единицы,
с выходов А и Б посылаются сигналы, блокирующие срабатыва те
защиты.
84. Электронное фазоограничивающее реле
Реле (рис. 193, а) состоит из формирователя кратковременных
импульсов на транзисторах Tin Т2, транзисторно-емкостной линии
задержки сигнала на транзисторах ТЗ—Тб и инвертора на транзисто-
ре Тб, триггера на транзисторах Т7 и Т8, схем И1 и И2. Фазоограни-
чивающее реле (фазовый орган) отличается от реле направления мощ-
ности одним узлом — транзисторно-емкостной линией задержки вме-
сто формирователя импульсов опорного напряжения. Транзисторно-
емкостная линия задержки позволяет получить регулируемую угло-
вую характеристику срабатывания с <ру.ср, отстроенную от макси-
мального фазового сдвига между током и напряжением <рр.тах> соот-
ветствующего рабочему режиму защищаемого объекта. Схема (см.
рис. 193, а) и временная диаграмма работы реле (рис. 193, б) рассма-
триваются совместно. Работа формирователя кратковременных им-
пульсов рассмотрена ранее (см. рис. 185). Сначала рассмотрим работу
только транзисторно-емкостной линии задержки, а затем совместно
с формирователем кратковременных импульсов.
Транзисторно-емкостный каскад С2-Т4 создает задержку входно-
го сигнала напряжения на угол <py.min>> Фр.тах> а СЗ-Т5 — защит-
ную зону реле по углу <ру.ср. Это осуществляется так (см. рис. 193, а
и б). При положительной полуволне синусоиды их (и2) на базе БЗ
закрыт ТЗ, на коллекторе КЗ (t/кз) образуется отрицательный потен-
циал, который дает возможность заряжаться конденсатору С2(+Ек,
Т4, Б4, С2, КЗ, /?бз, —Ек). После заряда конденсатора С2 остается
открытым Т4, так как на базу Б4 подается отрицательный потенциал
от —Ev через Л?б4- Положительный потенциал на коллекторе К4
(Uk4) не позволяет зарядиться конденсатору СЗ, несмотря на откры-
тое состояние Тб (+ Ек, Тб, Rb5, —Ек)- Положительный потенциал
коллектора Кб (t/кз) держит в закрытом состоянии Тб. С коллекторов
Кб и Кб поступают положительный и отрицательный сигналы на И1
и И2. При отрицательной полуволне синусоиды напряжения на базе
БЗ открывается ТЗ. Положительный потенциал на коллекторе КЗ
(1Л<3) вызывает разряд конденсатора С2 (+£к, ТЗ, КЗ, С2, R54,
—Ек). На базу Б4 поступает положительный потенциал, который
закрывает Т4. Длительность закрытого состояния Т4 /закр. Т4
« 0,7С2/?б4, что в угловом измерении соответствует Фу.пйп^ Фр. max-
При закрытом состоянии Т4 заряжается конденсатор СЗ (+ЁК, Тб,
СЗ, Rmt, —Ек). После заряда конденсатора СЗ остается открытым
Тб (+ Ек, Тб, 7?б5, —EJ. По окончании разряда конденсатора С2
открывается Т4. Положительный потенциал на коллекторе К4 вызы-
315
l^QXS
б) Направление мощности КЗ
Рнс. 193. Схема (о) и
временная диаграмма
(б) электронного фазо-
ограннчивающего реле
310
вает разряд конденсатора СЗ (+Е„, Т4, К4, СЗ, Res, —Ек). Дли-
тельность закрытого состояния Т5 ^закр. т& ~ 0,7С8/?б5, что в угловом
измерении соответствует уставке срабатывания реле <ру. ср (фу. min 1-
+ Фу.ср^ Фу. max)- При закрытом состоянии Т5 открыт Тб.
Когда КЗ на защищаемой линии, то мощность направлена от шин
и в момент tx кратковременно совпадают отрицательные импульсы на
коллекторах Кб (Uks) и R2 (t/кг). Эти импульсы поступают на диоды
Д5 и Д6 схемы И1, которая разрешает открыться транзистору Т8
(+£к, Т8, Б8, Д8, R1, —Ек). Триггер переключается из состояния
единицы в состояние нуля.С выходов/! и Б посылаются соответствен-
но отрицательный и положительный сигналы. При КЗ «за спиной»
защиты мощность направлена к шинам. В момент t2 совпадают кратко-
временно отрицательные импульсы на диодах ДЗ и Д4 схемы И2,
вследствие чего находится в открытом состоянии Т7 (+ЕК, Т7, Б7,
Д7, R2, —Ек). С выходов А и Б триггера посылаются сигналы, бло-
кирующие срабатывание защиты.
Таким образом, фазоограничивающее реле реагирует не только
на определенный фазовый сдвиг между напряжением и током, но и
на направление мощности КЗ.
85. Электронное реле времени
Реле времени (рис. 194, а) включает в себя блокинг-генератор на
транзисторе Т1 с трансформатором Тр и выходной триггер на тран-
зисторах Т2 и ТЗ. В цепь обратной связи блокинг-генератора включе-
ны диод ДЗ, выполняющий роль нуль-органа, и конденсатор С, обес-
печивающий необходимую выдержку времени. В исходном состоянии,
т. е. при отсутствии управляющего положительного импульса на вхо-
де реле, конденсатор С заряжен (+5к, Т1, ДЗ, С, R2, —Ек) и Т1
открыт по двум базовым цепям: Л~ЕК, Tl, R4, —Ек и Т1, ДЗ,
R3, —Ек. С коллектора R1 через диод Д7 поступает положитель-
Рис. 194. Электронное реле времени (а) н временная диаграмма его работы (б)
317
ный потенциал на катод Д5, закрывающий базовую цепь Т2 (+ЕК,
Т2, Д4, Д5, R7, R9, —Ек). Однако Т2 остается открытым, так как со-
храняется другая базовая цепь: +ЕК, Т2, Д4, Д6, R5, —Ек). Закрыт
ТЗ по условию работы триггера. Исходное состояние реле изображено
на временной диаграмме (рис. 194,6) в интервале времени t0 — 4-
Схема и временная диаграмма работы реле рассматриваются сов-
местно.
В интервале времени 4 — ta на вход поступает положительный
управляющий импульс t/BK. В точке М он действует в двух направле-
ниях: первое — Д8, R5, —Ек, закрывая базовую цепь Т2 (—Ен, R5,
Д6, Д4); второе — Д1, Тр, С, R3, —Ек и Д1, Тр, С, ДЗ, R4, —Ек,
закрывая Т1 (Uki) в течение времени 4 — 4 разряда конденсатора С
(через кремниевый диод протекает небольшой обратный ток, доста-
точный для закрытия Т1). Время разряда конденсатора С является
уставкой срабатывания реле 4. ср- Отрицательный потенциал на
коллекторе К1 позволяет Т2 остаться в открытом состоянии, так как
открылась базовая цепь -|-Z?K, Т2, Д4, Д5, R9, R7, —Ек. Когда от-
крывается и закрывается Т1, через обмотку // Тр протекает изменяю-
щийся ток, который наводит э. д. с. в обмотке /. При открытии Т1 про-
текающий через обмотку II Тр ток наводит э. д. с. в обмотке / Тр,
встречную к входному сигналу, что дает возможность частично зарядить-
ся конденсатору С. Когда Т1 открыт, неизменяющийся во времени ток
обмотки // не создает э. д. с. в обмотке /, и тогда под действием вход-
ного сигнала происходит разряд конденсатора С и закрытие Т1. Та-
кой процесс длится до окончания входного сигнала. Периодическая
посылка положительных импульсов с коллектора К1 на катод диода
Д5 необходима для того, чтобы восстановить состояние триггера в слу-
чае переключения его под воздействием помех.
В интервале времени t2 — ts с выходов A (Uks) и Б (t/дз) посы-
лаются сигналы в соответствующие цепи. По окончании входного сиг-
нала триггер переключается в состояние /, так как открывается базо-
вая цепь +ЕК, Т2, Д4, Д6, R5, —Ек и заряжается конденсатор С.
Реле подготовлено к приему очередного управляющего сигнала.
Реле срабатывает с заданной выдержкой времени, если tvx > /у.ср.
86. Модули электронных защит
Для релейной защиты, автоматики и телемеханики устройств элек-
троснабжения электрифицированных железных дорог применяют си-
стему логических и функциональных модулей системы «Сейма», раз-
работанную ВНИИЖТом. Модуль—это изделие определенных габа-
ритных размеров с соответствующим числом рабочих и контрольных
выводов,-Рабочие выводы присоединены к штекерам, которые встав-
ляют в типовые гнезда (разъемы) устройства. В одном модуле может
быть несколько логических элементов, один или два функциональных
элемента, дополненные логическими элементами. Логическими элемен-
тами являются: И, ИЛИ, И-НЕ. К функциональным элементам отно-
318
Рис. 195. Модуль РВ-1К
сятся: одно, двух и трехфазные электронные реле максимального и
минимального токов и напряжений, реле мощности и сопротивления,
фазовые органы, усилители, входные и выходные узлы и т. п.
Модули И-НЕ-1К и И-11Е-2К. содержат по четыре таких же логиче-
ских элемента, дополненных диодными сборками. Модуль ДТ-2К.
представляет собой два однофазных реле, дополненных двумя диод-
ными сборками, а модуль ДТ-ЗМ —трехфазное реле минимального
напряжения с одной диодной сборкой. Ниже для примера рассмотре-
ны некоторые модули системы «Сейма».
Модуль РВ-1К (рис. 195) выполнен на базе принципиальной схе-
мы реле времени (см- рис. 194). Отличие модуля от принципиальной
схемы реле состоит в том, что от отдельных узлов модуля сделаны вы-
воды на штекеры, которые позволяют использовать узлы модуля пол-
ностью или частично в зависимости от типа защиты, а также непос-
редственно воздействовать на отдельные узлы модуля от других моду-
лей с целью ускорения работы защиты или блокировки ее работы. На
рис. 195 пунктирными линиями сделаны соединения зажимов 22-3,
20-5, 1-19, соответствующие принципиальной схеме реле времени.
Модуль ДТ-ЗД (рис. 196) состоит из трехфазного реле максималь-
ного тока, реле времени и логического элемента И-НЕ-1К. Соеди-
нение зажимов пунктирными линиями показывает вариант использова-
ния модуля. К транзистору Т1 нуль-органа (Т1, Т2, ТЗ) приложены два
напряжения: UOB в прямом направлении и UmM— в обратном на-
правлении. При нормальном режиме работы защищаемого объекта,
когда t/on> Uизм, модуль находится в подготовленном к действию
состоянии: открыт Т1 и закрыты Т2 и ТЗ; заряжен конденсатор С1
( + Uon, Т4, ДЗ, зажимы 17-2, Cl, R2, —t/on); открыт Т4 ( + Uoa,
Т4, ДЗ, R3, зажимы 20-5,—Uon и +t7on, Т4, R4, —UOD); с кол-
319
Входы
Тр1 ДМ1
-Um
Трехфазнов
<гг«
реле
ze 11
00
С 2;.
25 IB
0-0
5 го
и
дг _/£_
1'2
s
д it
0 0
«5
Кб
I Я7|
Л4
|—Д7
ю
ни
7 102715 ?Р Л 1Г
0^-00 00 0
~£б
----------Ее
54
КЗ
п
Ясм
ИД*
С1
ДЗ
-©«
Кем
тпока
?0 20-017
Теле Времени
Рис.
196. Модуль ДТ-ЗК
диод Д6
через
Д8, закрывая
ДЮ
+а-
г 10
КуМ
____-ЛДП
ИДО
-1-------Й
= :=:Г|Яги
117
т>
и-нк-щ,
поступает положительный потенциал на
базовую цепь —£б, К7, R10, Д8, Д9,
Т5, Д9, Д7, R5,
лектора К4
катод диода
транзистор Т5-, по эмиттерно-базовой цепи +£.
—£б остается открытым Т5\ закрыт Тб и открыт Т7.
Когда в одной из фаз защищаемого объекта, например в фазе А,
происходит нарушение нормального режима работы и становится
UB3M > Uov, модуль приходит в действие: закрывается Т1 и откры-
ваются Т2 и ТЗ', положительный потенциал коллектора КЗ закрывает
диод Д7 и вызывает разряд конденсатора С Г, закрывается Т4; с като-
да диода Д8 снимается положительный потенциал, и Т5 остается откры-
тым до окончания разряда конденсатора С1; после разряда С1 закры-
вается Т5, открывается Тб и
сылается сигнал отрицательной
защиты.
закрывается
полярности
Т7. С зажима 10 по-
в последующие цепи
Входы
зг
в—
к
2111 Г«7 25 К
0 0 0 0-0
5 20 6
4 Z7
0
7 П 271520
0-0 00 0 с 0
W Тр1
П
1Тр2
Дми
с±
ЯИ т
ТНиамуКЮ
тг
тз
Ла ।
'w
кз
W
и"
Sr.Cr
2 V
HI
Д2 ТР
У-Др
ЙД5
3 I:
Е6
-Ск
s и
а
И
'rpl
деП®
w ^Т.-
Геле
TL0
сопротивления
го
ъ
wztT
ДЗ
-W-
Г-А7
7'де
/?7|
R10
R11
Кб
ДЮ
д0
д
К7
J0 20-017
Реле Времени.
кд»
Т4
-©
0^ j
И-НЕ-1К'\
^>23
Рис. 197. Модуль ДС-ЗК
320
Модуль ДС-ЗК (рис. 197) состоит из однофазного реле сопротивле-
ния, реле времени и логического элемента И-НЕ-1К. Он применяется
для защиты фидеров контактной сети переменного тока как дистан-
ционный орган, измеряющий полное сопротивление от места установ-
ки защиты до точки КЗ. ДС-ЗК отличается от ДТ-ЗК тем, что он име-
ет однофазное реле сопротивления вместо трехфазного реле тока. Ос-
тальные элементы одинаковы. Поэтому рассмотрим работу только ре-
ле сопротивления. Трансформатор Тр1 зажимами 16-12 присоединяют
к потенциометру ПТН, а Тр2 зажимами 1-19 присоединяют к потен-
циометру ПТТ. На выходах диодных мостов ДМи и ДМ/ образуют-
ся выпрямленные напряжения Uтми и Пизм/, пропорциональные на-
пряжению и току защищаемого фидера. К транзистору Т1 нуль-ор-
гана (Tl, Т2, ТЗ) приложены два напряжения: С/И5Ми в прямом на-
правлении (+ДМи, R14, Т1, Б1, R1, — ДМи) и Иизм/ в обратном
направлении (+ ДМ/, R13, Б1, Tl, R14, — ДМ/).
Для нормального режима работы фидера потенциометры установ-
лены так, что Г/памц> Пцвм/- Транзистор Т1 открыт, Т2 и ТЗ за-
крыты, на коллекторе КЗ - отрицательный потенциал, реле време-
ни и И-НЕ-1К находятся в таком же состоянии, как в ДТ-ЗК. При КЗ
в пределах защитной зоны резко возрастает ток фидера и снижается
напряжение на шинах. Становится Ua3Mu < Пизм/. Закрывается
Т1, открываются Т2 и ТЗ.
Положительный потенциал на коллекторе КЗ вызывает срабаты-
вание реле времени и И-НЕ-1К.
87. Электронная защита фидера
продольного электроснабжения
Применение типовых модулей рассмотрим на примере защиты фи-
дера продольного электроснабжения (ПЭ). Фидер ПЭ относится к
сетям с малым током замыкания на землю, поэтому МТЗ и ТО приме-
няют в двухфазном исполнении (рис. 198). Модуль ДТ-ЗК МТЗ при-
соединяют к резисторам R1 и R3 фаз А и С, а к резисторам R2 и R4
тех же фаз присоединяют модуль ДТ-ЗК ТО. Перед выходным усили-
телем ВУ установлен один И-НЕ-1К на обе защиты. Сигнал в обще-
подстанционную сигнализацию ОПС о срабатывании МТЗ и ТО по-
ступает с зажимов 7.
Для защиты фидера ПЭ от однофазных замыканий на землю ис-
пользуют модули ФТНК и ДТ-ЗК, которые представляют собой на-
правленную защиту нулевой последовательности. ФТНК — орган
направления мощности, разрешающий срабатывать защите при замы-
кании на землю в зоне ее действия, т. е. при протекании мощности от
шин и соответствующем фазовом сдвиге между 5/0 и 3U0. Для этого
ФТНК подключают к потенциометрам R5 и R6, с которых снимают ток
и напряжение нулевой последовательности, появляющееся при одно-
фазном замыкании на землю (при отсутствии замыкания на землю
310 = 0 и 3U0 — 0). ДТ-ЗК подключают к потенциометру R7, с ко-
торого получают напряжение, пропорциональное 3(7О. От ДТ-ЗК no-
li А. А. Прохорский ^21
Рис. 198. Электронная защита фидера продольного электроснабжения
ступит необходимый сигнал на И-НЕ-2К только при условии
срабатывания ФТН1^.
Токи и напряжения срабатывания электронных защит фидера ПЭ
рассчитывают так же, как для защит на электромеханических реле.
Положение подвижных контактов на потенциометрах рассчитывают
в зависимости от чувствительности входных элементов модулей и
уточняют при настройке защит.
ГЛАВ 4
VIII
ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА
88. Защитные и рабочие заземления
Электрический ток, проходя через тело человека, называет частич-
ное или полное поражение его организма.
Ток 0,1 А смертелен для человека1. Нужно иметь в виду, что чело-
века поражает проходящий через него ток, а не напряжение. Напря-
жение и сопротивление тела человека являются факторами, опреде-
ляющими величину поражающего тока.
При незаземленном корпусе генератора 1 (рис. 199, а) и пробое
изоляции одной из фаз на корпус прикосновение к нему является столь
же опасным, как и прикосновение непосредственно к неизолированной
фазе генератора, так как корпус в этом случае находится под напря-
жением фазы; через тело человека будет проходить весь ток однофаз-
ного замыкания на землю /8, ограниченный в основном сопротивлением
тела человека R4, т. е. /ч — /а. При наличии заземления (рис. 199, б)
человека и заземлитель можно рассматривать как параллельно вклю-
ченные сопротивления, находящиеся под напряжением однофазного
замыкания на землю, т. е.
(174)
где /з и /ч — токи, проходящие через заземление и человека, А;
RB и R4 — сопротивления заземчения и человека, Ом.
Сопротивление тела в зависимости от среды и состояния человека
находится в пределах от 100 тыс. до 600 Ом; в среднем его принимают
равным 8000 Ом; заземления изготовляют с сопротивлением от 0,5
до 10 Ом. Сопротивление заземления значительно меньше сопротивле-
ния человека. Следовательно, ток, проходящий через заземление, зна-
чительно больше тока, проходящего через тело человека. Поэтому мож-
но принять /; = /а. Тогда
/ч = /3R3/R4. (175)
Из формулы (175) видно, что заземление можно изготовить с та-
ким сопротивлением, при котором ток /ч будет безопасен для жизни
человека.
Согласно ПУЭ и правилам техники безопасности конструктивные
элементы электроустановок, нормально не находящиеся под напряже-
нием, но могущие оказаться под напряжением, должны заземляться.
1Смертельным может быть ток и меньше 0,1 А (0,025 — 0,05 А), если он про-
ходит длительно (более 2—3 с) по пути рука—рука, рука—ноги, г. е. через
сердце и легкие.
11* 323
Рис. 199. Прохождение тока через тело человека при отсутствии (л) и наличии
(б) заземления генератора
Заземление, обеспечивающее безопасность обслуживающего персона-
ла, называют защитным. Защитное заземление представляет собой
преднамеренное металлическое соединение с землей частей установ-
ки, нормально не находящихся под напряжением, при помощи прово-
дов и заземлителей. Заземлителем 3 (см рис. 199, б) называют метал-
лический проводник или групп)' проводников, находящихся в непо-
средственном соприкосновении с землей, которые обладают определен-
ным сопротивлением растеканию тока. Заземляющими проводами '2
называют металлические проводники, соединяющие заземляемые ча-
сти электроустановки с заземлителем.
Защитному заземлению подлежат станины и кожуха электриче-
ских машин и аппаратов, а также приводы аппаратов; корпуса све-
тильников; вторичные обмотки измерительных трансформаторов, если
это допустимо по условиям работы релейной защиты; каркасы рас-
пределительных щитов, щитов управления и шкафов; металлические
ограждения частей, находящихся под напряжением; металлические
корпуса кабельных муфт и металлические оболочки кабелей с обоих
концов; металлические конструкции закрытых и открытых РУ электро-
установок, стальные трубы электропроводки и т. п.
Защитному заземлению не подлежат арматура подвесных и штыри
опорных изоляторов при установке их на деревянных опорах и кон-
Рис. 200. Схема зануления электро-
установки
струкциях, а также арматура опор-
ных и проходных изоляторов, уста-
новленных на заземленных метал-
лических конструкциях; корпуса
измерительных приборов, реле и
аппаратов, установленных на щи-
тах, шкафах и на стенах камер рас-
пределительных устройств; кабель-
ные конструкции, по которым про-
ложены кабели с оболочками, за-
земленными с обоих концов линий.
Электроустановки напряжением
36 В и ниже переменного тока и
S24
ПО В и ниже постоянного тока заземлению не подлежат во всех слу-
чаях, кроме особо опасных условий. В электроустановках напряже-
нием до 1000 В с глухим заземлением нейтрали корпуса машин и ап-
паратов присоединяют к нулевому проводу, т. е. зануляют (рие. 200).
Нулезые провода заземляют у источников питания и повторно на ли-
ниях и ответвлениях от них через интервалы не болёё 250 м.
В электроустановках, кроме защитного заземления, применяют
рабочее заземление. Рабочим заземлением называют преднамеренное
заземление какой-либо точки электрической сети, необходимое для
обеспечения надлежащей работы установки в нормальных или аварий-
ных режимах, например заземление разрядников и нейтралей транс-
форматоров.
89. Распределение потенциалов на поверхности земли
при прохождении тока замыкания на землю
Пробой изоляции и замыкание электрической сети на землю со-
провождаются прохождением через землю аварийного тока, который
изменяет состояние установки в отношении безопасности: увеличивают-
ся напряжения между проводами отдельных фаз и землей, появляет-
ся разность потенциалов между металлическими частями машин, ме-
ханизмов, аппаратуры и землей, а также различными точками земли.
Предположим, что произошел пробой одной фазы на корпус масляно-
го выключателя 1 (рис. 201, а), присоединенного заземляющим прово-
дом 2 к одиночному заземлителю 3 полусферической формы, уложен-
ному в однородный грунт с удельным сопротивлением р (в Ом-м).
Рис. 201. Изменение потенциалов при пробое фазы на корпус заземленного вы-
ключателя (а) и растекании тока в земле от одиночного-заземлителя (б)
325
В таком случае можно принять, что линии тока идут по радиусам от
центра шара (рис. 201, б). Следовательно, по мере увеличения радиу-
са полусферы х и ее поверхности 2лх2 плотности тока и падения на-
пряжения в земле уменьшаются. Изменение потенциалов при растека-
нии тока в земле от одиночного заземлителя происходит по уравнению
гиперболы U = к/х. Из потенциальной кривой видно, что наибольшее
падение напряжения происходит в слоях, лежащих вблизи заземлителя,
так как ток проходит в них по малому сечению, которое оказывает
большое сопротивление растеканию тока. Опытными измерениями ус-
тановлено, что падение напряжения на расстоянии 1 м от заземлителя
составляет 68% полного напряжения на нем; на расстоянии 20 м от
заземлителя (или места замыкания на землю) сечение проводника зем-
ли становится настолько большим, что практически не оказывает со-
противления проходящему току. Поэтому принято считать точки поч-
вы, лежащие на расстоянии более 20 м от одиночного заземлителя (или
места замыкания на землю), точками с нулевым потенциалом, т. е.
землей в электротехническом смысле слова. Потенциальные кривые
заземлителей, выполненных из труб, уголковой стали, пластины, стерж-
ня и т. д., подобны кривым, изображенным на рис. 201, а. Таким обра-
зом, под сопротивлением заземлителя растеканию тока принято по-
нимать сопротивление объема почвы между заземлителем и поверх-
ностью нулевого потенциала.
Если человек коснется корпуса аппарата с поврежденной изоля-
цией одной из фаз (см, рис, 201, о), то напряжение между рукой и но-
гами человека (йанрйЯгейие прикосновения) иврик = <р3 — <р, где
<!з — потенциал заземлителя, равный потенциалу фазы при замыкании
се на корпус заземленного оборудования; <р — потенциал точки зем-
ли, где стоит человек. Напряжением прикосновения называют напря-
жение, образующееся в цепи тока замыкания на землю между двумя
ее точками, которых одновременно может коснуться человек (корпус
поврежденного оборудования и точка, в которой находятся ноги чело-
века; считают, что человек стоит на расстоянии 0,8 м от аппарата).
Если человек подходит к аппарату, у которого одна из фаз по-
вреждена, то шаговое напряжение 1/шар = <р, — <р2. Шаговым напря-
жением называют обусловленное током замыкания на землю напря-
жение между двумя точками почвы, отстоящими одна от другой на рас-
стоянии шага, равногоО,8м.При проектировании и выполнении зазем-
ляющих устройств сопротивление заземления должно быть таким, что-
бы шаговое напряжение и напряжение прикосновения были безопасны-
ми (36 В и менее) для обслуживающего персонала.
90. Конструкция заземляющих устройств
Основной частью заземляющего устройства является заземлитель,
от правильного расчета и выполнения которого зависит надежность
работы заземляющего устройства. Заземлители подразделяют на есте-
ственные и искусственные. К естественным заземлителям относятся!
проложенные в земле водопроводные трубы; обсадные трубы артезиан-
йб
Рис. 202. Конструктивное
выполнение заземления
ск!!\- колодцев; металлические конструкции
зданий и сооружений, имеющие надежное
соединение с землей; металлические оболочки
кабелей, проложенных в земле, при числе их
не менее двух и т. п.
Искусственные заземлители представляют
собой специально заложенные в землю метал-
лические электроды 5 (рис. 202) из труб, угол-
ков, полос или стержней. Наибольшее при-
менение на ранее выполненных электроустн-
ноьках получили' заземлители из стальных
труб с внешним диаметром 35—50 мм, дли-
ной 2—3 м и уголковой стали такой же дли-
ны е шириной полок 50—60 мм. В настоящее
время вместо труб и уголоковой стали ввиду
их дефицитности рекомендуется применять стержневую арматурную
сталь. Электроды забивают в грунт так, чтобы их верхние концы
располагались на глубине 0,5—0,8 м от поверхности земли. К верх-
ним концам электродов припаривают вертикальные соединительные
полосы 4, Таков заглубление уменьшает колебания сопротивления
заземления растеканию тока при сезонных изменениях проводимости
верхних слоев грунта', зимой — от промерзания, летом — от умень-
шения влажности. В заземляющем устройстве должно быть не менее
двух электродов, которые соединяются между собой полосой 3 с по-
мощью сварки. Сечение соединительных полос должно быть не ме-
нее 48 мм2. По условиям устойчивости против коррозии толщина сое-
динительных полос и полок уголковой стали допускается не менее 4 мм,
а стенок труб — не менее 3,5 мм. При наличии в почве большого про-
цента содержания растворимых солей, кислот и щелочей на электроды
целесообразно наносить защитные покрытия (омеднение или оцинко-
вание, окраска категорически запрещается). В качестве заземляю-
щих проводов 2, соединяющих заземляемый аппарат 1 с заземляю-
щими электродами, применяют сталь прямоугольного или круглого
сечения. При прокладке под землей сечение их не должно быть мень-
ше сечения соединительных полос.
Одиночный заземлитель или группа сосредоточенных заземлите-
лей при растекании через них тока не обеспечивает безопасного рас-
пределения потенциалов. Только контурное размещение заземлителей
в защищаемой зоне дает возможность одновременно уменьшить напря-
жение прикосновения и шага до безопасной величины. Пример контур-
ного заземления, выполненного из труб или стержней, забитых по пе-
риметру и в середине защищаемой территории, приведен на рис. 203, а
(забивку электродов в середине контура производят при широкой за-
щищаемой территории, а при небольшой ширине внутри контура ук-
ладывают только соединительные полосы для выравнивания потенциа-
лов). Чем меньше расстояние между электродами-заземлителями, тем
меньше напряжения прикосновения и шага. Однако это экономиче-
ски невыгодно, так как уменьшается коэффициент использования элек-
тродов вследствие взаимного экранирования (рис. 203, б). Под экра-
327
нированием понимают такое явление, когда каждый заземлитель вно-
сит свое поле в поле других заземлителей и тем самым увеличивает со-
противление заземлителей растеканию. Построив в плоскости разреза
А-А (рие. 203, в) для каждого электрода кривые распределения по-
тенциала, а затем складывая ординаты этих кривых, получают при-
мерную картину распределения потенциала (сплошная линия) в защи-
щаемой зоне. Как видно из рис. 203, а, в защищаемой зоне искусст-
венно поднят потенциал по отношению к нулевому потенциалу земли,
чем обеспечивается безопасная разность потенциалов прикосновения и
шага. Спад потенциала происходит за пределами контура. Для устра-
нения опасных шаговых напряжений в этих местах стремятся создать
кривую спада достаточно пологой. С этой целью вдоль проходов и про-
ездов вне контура закладывают на расстоянии 1 и 2 м от заземлителя
контура на глубине соответственно 1 и 1,5 м стальные шины, соеди-
ненные с контуром заземления. Указанные шины должны иметь дли-
ну, превышающую ширину входа или въезда на 1 м с каждой стороны.
В скалистых и каменистых грунтах, где забивка стержневых элек-
тродов невозможна, в качестве заземляющего электрода для контура
применяют полосовые или ленточные заземлители, соединенные дву-
мя стальными полосами с выносным заземлением из стержней. Вынос-
ное заземление устраивают около рек, озер и в других местах с большой
проводимостью грунта. Вместо выносного заземления рекомендуется
заглубление (с помощью бурения) электродов до водоносного слоя,
если это возможно. При сооружении заземляющих устройств встре-
чаются случаи, когда удельное сопротивление грунта настолько вели-
ко, что необходимая проводимость не достигается даже при заложении в
Рис. 203. Распределение потенциалов на поверхности земли (о и в) и растека-
ние токов замыкания (б) при контурном заземлении
328
грунт очень большого количества заземлителей. В этом случае произ-
водят искусственное снижение удельного сопротивления путем обра-
ботки грунта растворимыми солями NaCl, СаС12 , содой.
Внутреннюю часть заземления выполняют в виде магистралей
заземления из полосовой или круглой стали, которые прокладывают
в каждом этаже распределительного устройства и связывают между
собой несколькими стояками. Сечение прямоугольных шин должно
быть не менее 24 мм2 (толщина полосы не менее 3 мм), а диаметр круг-
лых — не менее 5 мм.
Присоединение заземляющих проводников к заземлителям выпол-
няют только сваркой, а к металлическим конструкциям, корпусам ма-
шин и аппаратов — с помощью болтов или сваркой. Каждый зазем-
ляемый элемент как внутренней, так и наружной установки присоеди-
няют к заземлению или заземляющей магистрали отдельным провод-
ником. Последовательное включение заземляемых элементов в зазем-
ляющий провод не допускается. Заземляющие провода и полосы, про-
ложенные в помещениях, должны быть доступны для осмотра и пре-
дохранены от механических и химических повреждений. Голые зазем-
ляющие проводники, а также все конструкции и полосы сети заземле-
ния, расположенные не в земле, окрашивают в черный цвет. Допуска-
ется окраска открытых заземляющих проводников в другие цвета в
соответствии с окраской помещения. В этом случае в местах присоеди-
нений и ответвлений наносят не менее двух полос черного цвета на
расстоянии 150 мм друг от друга.
91. Принцип расчета заземляющих устройств
Расчет защитного заземления заключается в определении величи-
ны наибольшего допустимого сопротивления в соответствии с требо-
ваниями действующих правил и последующем определении количества
заземляющих элементов: уголков, труб, листов, стержней и т. д. В
установках напряжением выше 1000 В с большим током замыкания на
землю сопротивление защитного заземления в любое время года не
должно превышать 0,5 Ом. В установках с тем же напряжением,
но малым током замыкания на землю (установки с изолированной ней-
тралью и током замыкания на землю до 500 А) напряжение защитно-
го заземления относительно земли при прохождении по нему тока за-
мыкания на землю /в согласно ПУЭ не должно превышать 250 В:
U3 = 250 В. Это значит, что наибольшее допустимое сопротив-
ление защитного заземления (в Ом)
< 250//я, (176)
но не более 10 Ом. Ток замыкания на землю в сетях с изолированной
нейтралью определяют по формуле (27).
Для установок напряжением до 1000 В сопротивление защитного
заземления находят из условия /?3 125//а, но оно не должно превы-
шать 4 Ом. При объединенном защитном заземлении'для установок до
329
1000 В п выше принимают наименьшее из полученных расчетом со-
противление.
Имеется несколько методов расчета контура заземления, но все
они направлены на обеспечение нормируемой величины сопротивле-
ния. Наиболее простыми и наглядными являются два следующих ме-
тода: а) определяют сопротивление одного заземлителя, затем исходя
из нормируемой величины сопротивления контура определяют количе-
ство электродов; б) определяют сопротивление одного заземлителя,
затем по заданным размерам площади электроустановки и расположе-
нию оборудования на ней размещают электроды и исходя из их количе-
ства вычисляют сопротивление контура, которое сравнивают с норми-
руемым значением.
Сопротивление растеканию тока одного трубчатого или стержне-
вого заземлителя, забитого вровень с землей, в зависимости от его
размеров, глубины заложения в грунте и удельного сопротивления
грунта можно определить по формуле
<177’
где I п d — длина и диаметр трубы или стержня, м; р — удельное со-
противление грунта, Ом-м. Величины удельных сопротивлений грун-
тов приведены в табл, 17.
При углублении верхнего конца трубы на длину 0,5—0,8 м от по-
верхности земли сопротивление трубы растеканию тока на 1—5% мень-
ше определенного по формуле (177). Но так как проводимость верх-
него слоя грунта неустойчива, то это поправку в расчеты можно не
вводить. На основании формулы (177) для наиболее применимых труб
(стержней) и уголков длиной 2,5 м выведены приближенные формулы
определения сопротивления одного заземлителя в зависимости от
удельного сопротивления грунта:
труба диаметром 50 мм RB.TP — 0,308рХ10_<;
уголок 50x50 мм /?э.уг= 0,318рХ 10“*;
уголок 60 X 60 мм 7?э. уг = 0,298р X 10~*.
Количество электродов искусственного заземления
п» = RJR„, (178)
где /?;э — сопротивление одного электрода, Ом; 7?в — необходимое
сопротивление заземления, Ом.
Таблица 17
Грунт Удельное | сопротивление р, Ом-м Грунт Удельное сопротивление р, Ом - м
Смешанный Чернозем Глина Суглинок Супесок 10§ 3-105 6-105 10е 3- 10е Песок влажный » сухой Каменистые почвы Вода морская » прудовая, грун- товая 5-10’ 25-10® 40-!0« 3-10* 5.105
ззи
Рис. 204. Кривые для опреде-
ления коэффициента экраниро-
вания при расположении элек-
тродов в ряд (с) и по конту-
ру (б)
Формула (178) справедлива при значительном расстоянии между
электродами (40 м и более). В действительности расстояние между
электродами значительно меньше, что увеличивает сопротивление
электродов вследствие их взаимного экранирования. Увеличение со-
противления электродов учитывается коэффициентом экранирования
(использования) заземлителей »;8, зависящим от количества электродов
в контуре, определенного по формуле (178), отношения расстояния меж-
ду ними а к их длине I, их расположения — в ряд (рис. 204, а) или
по контуру (рис. 204, б).
Число электродов с учетом коэффициента экранирования
(179)
При использовании естественных заземлителей сначала определяют
их сопротивление RBe по формулам или специальным кривым и срав-
нивают с расчетным значением Rs. Если /?зе > 7?3, то сооружают ис-
кусственное заземление с таким сопротивлением 7?зи, чтобы было
D П
ge. ж. /о н /^зи включены параллельно). Необходимое
«3. ТАЗИ
сопротивление искусственных заземлителей при известных значениях
7?3ь и /?ви находят из выражений:
и = (180)
* *\зе |Кэи
Количество электродов искусственного заземления
(181)
331
Пример 9. Определить количество уголковых электродов 60 X 60 мм дли-
ной I — 2,5 м, забиваемых в грунт о р = 10s Ом • м на глубину 0,7 м н соеди-
няемых стальными полосами, для контура с 7?3 = 0,5 Ом. Периметр подстанции
La = 300 м (90 X 60 ма).
1. Сопротивление уголкового заземлителя
Яэ ур=0,298р =0,298.100^30 Ом.
2. Количество электродов без учета экранирования
п'=/?я,уГ//?8 = 30/0,5 =60.
3. Количество электродов с учетом-экранирования при а : I — 2 (Пэ~ 0,62)1
п8=п'/г]э =60/0,62 = 96.
4. Количество электродов, забиваемых по периметру,
пп=-Лп/а = 300/5 =60.
5. Количество электродов, которое необходимо забить посередине конту-
ра,
Ис.к — «з— -96 — 60 36.
ГЛАВА
IX
ТЯГОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ ПОСТОЯННОГО ТОКА
92. Схемы питания и типы тяговых подстанций
Электрическая тяга относится к потребителям 1-й категории. По-
этому основным требованием к тяговым подстанциям является обеспе-
чение надежной работы оборудования и бесперебойного электроснаб-
жения электроподвнжного состава. Из этого требования исходят при
проектировании тяговых подстанций и им руководствуются во время
монтажа и эксплуатации. Надежность работы тяговых подстанций и
бесперебойность электроснабжения тяговых потребителей обеспечи-.
ваются правильным выбором схемы питания от электроснабжающей си-
стемы, типа и мощности преобразовательных агрегатов, схемы и аппа-
ратуры распределительных устройств, системы резервирования, си-
стемы защиты от возможных нарушений нормального режима, систе-
мы управления.
Согласно Ведомственным нормам технологического проектирова-
ния электрификации железных дорог (ВНТП-81) тяговые подстанции
должны обеспечиваться, как правило, двусторонним питанием; ради-
альное питание от' одного источника допускается по двухцепной
линии только одной тяговой подстанции. Источниками питания тя-
говых подстанций в СССР служат районные подстанции.
Тяговые подстанции подразделяют на подстанции постоянного п
переменного тока. Тяговые подстанции постоянного тока различают
(рис. 205): по первичному напряжению — 6 или 10 кВ (ТП8), 35 кВ
(ТП7), ПО или 220 кВ (ТП1-Т115)\ по роли и назначению в электри-
ческой схеме питающей энергосистемы — тупиковые (ТП7-ТП8), про-
межуточные, которые подразделяются на транзитные (ТП5) и отпаеч-
ные (ТПЗ), и опорные (ТП1). Опорные тяговые подстанции служат для
распределения электроэнергии, поступающей от электрической си-
стемы; от их шин отходят линии электропередачи в разных направле-
ниях для питания других тяговых подстанций. Опорной считается под-
станция, к шинам НО—220 кВ которой присоединяется не менее трех
питающих линий электропередачи.
Исходя из обеспечения надежности электроснабжения промежуточ-
ных тяговых подстанций к двухцепной ЛЭП с двусторонним питанием
разрешается присоединять при напряжении 220 кВ не более пяти тя-
говых подстанций как при электрификации на постоянном, так и на пе-
ременном токе, включая подстанции для питания нетяговых потребите-
лей, при напряжении ПО кВ — не более пяти при электрификации на
постоянном и не более трех при электрификации на переменном токе.
Между двумя подстанциями, включенными в рассечки ЛЭ11-110 (220)
кВ, может находиться не более одной отпаечной подстанции. При двух-
333
Рис. 205. Схемы питания тяговых подстанций постоянного тока
цепной ЛЭП, у которых обе цепи. подвешены на общих опорах, при-
меняют присоединение промежуточных подстанций только в рассеч-
ку ЛЭП. В этом случае повреждение даже обеих цепей на каком-либо
участке ЛЭП не вызовет выпадение из работы ни одной подстанции
после отключения поврежденного участка. Подстанции на отпайках
не обладают этим качеством.
На подстанциях, включенных в рассечку ЛЭП (ТП5), выключатель
13 и разъединители 12 и 14 нормально включены, а разъединители 10
и 11 отключены и включаются только на время выведения в ремонт
выключателя 13. Отделители 15 и 17 предназначены отделять от ЛЭП
поврежденные трансформаторы Тр1 и Тр2, короткозамыкателя 16
и 18 — для создания искусственного однофазного КЗ для ЛЭП при
повреждении Тр1 или Тр2. На отпаечной подстанции (ТПЗ) отделите-
ли 6, 8 и короткозамыкатели 7,9 имеют такое же назначение, что и на
транзитной; разъединители 4 и 5 нормально отключены и включаются,
когда оба трансформатора питаются от одной цепи ЛЭП. На под-
станциях с первичным напряжением ПО (220) кВ (ТП1) преобразова-
тельные агрегаты, состоящие из трансформтора 1 и выпрямителя 2,
присоединяют к шинам 10 кВ. На подстанциях с первичным напряже-
нием 35 кВ (ТП7) преобразовательные агрегаты присоединяют к ши-
нам 35 кВ. Для подстанции ТП8 в качестве примера показана цепь вы-
прямленного тока от преобразовательного агрегата 22 через плюсовую
шину, БВ 23, питающую линию 24, контактную сеть, токоприемник
25 к двигателю 26 электровоза. Ток через обмотки двигателей
электровоза проходит в рельсы и затем через отсасывающую линию 27,
реактор 28 и минусовую шину к нулевой точке трансформатора.
Тяговые подстанции обеспечивают электроэнергией не только элек-
трическую тягу, но железнодорожные нетяговые потребители (локо-
мотивные и вагонные депо, мастерские, погрузочные площадки, осве-
щение железнодорожных объектов, связь и автоблокировку и др.).
Одновременно большинство тяговых подстанций на дорогах СССР пи-
тает прилегающие промышленные, коммунальные и сельскохозяйст-
венные нагрузки, осуществляя тем самым функции районных подстан-
ций. Нетяговые потребители получают питание или от шин первично-
го напряжения тяговых подстанций (20, 21 каТП7 и ТП8) или от шин
пониженного напряжения (3 на ТПГ). Выбор напряжения и числа
линий для питания нетяговых потребителей зависит от местных усло-
вий и категории потребителей.
93. Силовые кремниевые приборы
Для электрической тяги постоянного тока применяют преоб-
разовательные агрегаты, собранные из силовых полупроводниковых
приборов. Достоинствами таких агрегатов являются: высокий к. п. д. —
не менее 98%; небольшой расход мощности на вспомогательную
аппаратуру; простая система управления, контроля и автоматизации;
большая надежность (при повреждении одного прибора нет
необходимости немедленного отключения агрегата); простота
обслуживания и ремонта; простота охлаждения — воздушное
335
естественное или принудительное; большой срок службы, который
ориентировочно не менее 10 лет.
Маркировка приборов. Маркировка состоит из буквенно-цифровых
элементов, которые указывают тип и основные параметры. Первая бук-
ва указывает общее обозначение прибора: В — вентиль (диод), Т —
тиристор. К ней добавляются буквы, характеризующие метод изготов-
ления перехода (Л — лавинная характеристика) и способ охлаждения
(В — водяное; воздушное охлаждение — без буквенного обозначения),
и цифра, указывающая номер конструктивного исполнения (для пер-
вого исполнения цифра 1 не указывается); цифры, указывающие ток
прибора и класс по напряжению. Например, ВЛ-200-10 — диод с ла-
винной характеристикой с воздушным охлаждением на средний пря-
мой ток 200 А класса 10; ТЛ-200-10 — тиристор с лавинной характе-
ристикой с воздушным охлаждением на средний ток в открытом со-
стоянии 200 А класса 10.
Диоды. Для силовых полупроводниковых приборов установлены
два типа параметров — характеристические и предельно допустимые
значения.
Характеристические — это непосредственно или косвенно изме-
ряемые или определяемые величины, характеризующие электриче-
ские, тепловые, механические и другие свойства приборов при опре-
деленных условиях.
Маьсимальное обратное напряжение ((/обр шах,В) — это напряже-
ние, соответствующее области загиба обратной ветви вольт-амперной
характеристики (или области лавинообразования вентилей ВЛ), когда
даже при небольшом приращении напряжения резко увеличивается
обратный ток (или ток утечки — для тиристоров).
Прямое падение напряжения (и, В) — это мгновенное значение
напряжения на вентиле при прохождении через него прямого тока.
Наибольшее прямое падение напряжения при амплитудном значении
предельного тока указывается в паспорте диода и используется при
подборе вентилей для параллельной работы.
Общее тепловое сопротивление диода (Дт = ДПер-окр> град/Вт)
характеризует способность конструкции диода отводить поток тепла,
выделяющегося в нем в процессе работы. Прохождение через диод то-
ка сопровождается рассеиванием мощности в нем, величина которой
определяется значениями прямого тока и прямого напряжения на ди-
оде. Эта мощность нагревает диод и охладитель. Тепловой поток Qnep,
возникающий в переходе (рис. 206, а), поступает к корпусу диода 2,
от которого он отводится через охладитель 3, корпус диода и гибкий
вывод 1 (QKOp) в окружающую среду. Наибольшему нагреву подвер-
гается переход, меньшему — корпус и еще меньшему — охладитель.
Температура нагрева перехода зависит от тепловых качеств диода
(размеров, вентильного диска, применяемых материалов, технологии
изготовления, геометрии корпуса, размеров контактной поверхности),
системы охлаждения и выделившейся мощности в переходе. Если обо-
значить ДРпер — мощность, выделившаяся в переходе; Ра — мощ-
ность рассеивания на диоде; Qnep — количество тепла, выделившееся
в диоде в единицу времени под действием ДРиер; QKOp и Сохл — ки-
336
личество тепла, рассеянного через
корпус диода и охладитель; Q0Kp—•
количество тепла, рассеянного в
окружающее пространство за то
же время, то при установившемся
тепловом режиме: ДРиер = Ра и
Qnep Скор Сохл = Сокр- ОбЫЧНО
Скор < 0,05Q ох л. поэтому ИМ МОЖ-
НО пренебречь и считать, что
Спер Сохл Сокр-
Схему теплопередачи заменяют
ее электрическим аналогом
(рис. 206, б), на котором представ-
ляют генератор тепла ГТ как ис-
точник э. д. с., характеризующийся
перепадом температур Дт = тпер —
— tokp! ток — как тепловой поток Qnep = Сохл! сопротивление цепи—
общим тепловым сопротивлением диода /?т = ДПерокр- Общее тепло-
вое сопротивление диода (с охладителем) представляет отношение раз-
ности температур Дт между переходом и окружающей средой к мощ-
ности, рассеиваемой на диоде в установившемся режиме:
Рис. 206. Схема теплопередачи с р-п-
перехода (а) и ее электрический ана-
лог (6)
п п ____________ Ат тпер — токр
*\ р — *\пср-окр------------—----------
(182)
Рд
Рд
Предельно допустимые значения определяют предельные возмож-
ности приборов и предельные возможности их эксплуатации. При лю-
бых режимах работы значения воздействующих на прибор величин не
должны быть выше предельных значений. В противном случае силовой
полупроводниковый прибор может быть поврежден.
Предельный ток диода (/1]рРД, А) — наибольшее допустимое сред-
нее за период значение тока частотой 50 Гц, синусоидальной формы,
длительно протекающего через вентиль при его работе в однофазной
однополупериодиой схеме на активную нагрузку и угле проводимости
180° эл. при температуре электронно-дырочного перехода, равной наи-
большей допустимой, и определенных тепловых условиях. Диоды изго-
товляют на /||ред от 10 до 1250 А.
Повторяющееся напряжение (ДПОвт, В) — наибольшее мгновенное
значение напряжения, прикладываемое к вентилю в обратном направ-
лении, с учетом всех повторяющихся переходных напряжений, но ис-
ключая все неповторяющиеся переходные напряжения. Повторяющие-
ся напряжения обычно являются функцией схемы преобразователя и
представляют собой выбросы при восстановлении обратного напряже-
ния на вентиле после коммутации ([7ПО11Т = 0,75ДОбр.тах)- Значение
повторяющегося напряжения в сотнях вольт (ДПовт/100) определяет
класс вентиля. Например, для 7-го класса I) П0Ет = 700 В.
Силовой кремниевый диод В-200 (рис. 207) состоит из кремниевого
вентильного элемента 5, к которому припаивают вольфрамовые пла-
стины 4 и 6, защищающие хрупкий р-м-переход от механических и теп-
ловых напряжений и имеющие коэффициент линейного расширения,
337
Рис. 207. Силовой кремниевый вен-
тиль В-200
близкий к кремнию; контактной
чашечки <S; анодных внутреннего 9
и наружного / гибкого выводов о
соединительной втулкой 2, изоли-
рованной от крышки 3 стеклянным
изолятором 10\ медного основания
7, оканчивающегося наконечником
с резьбой, на который навинчивает-
ся ребристый алюминиевый охла-
дитель 12 с катодным выводом 11.
Все внутренние контактные соеди-
нения пропаяны оловянпо-серебря-
ным припоем. Соединение крышки
3 и основания 7 выполнено заваль-
цовкой, чем обеспечивается соответ-
ствующая герметизация вентиль-
ного элемента от загрязнения и
влажности, отрицательно влияю-
щих на его электрическую проч-
ность и нормальную работу. Нали-
чие гибкого анодного вывода об-
легчает сборку диода (и выпрямителя) и не создает механических уси-
лий на вентильный электронно-дырочный переход. Диод допускает
нагрузку до 200 А с принудительным охлаждением, притом скорость
охлажденного воздуха должна быть не менее 10 м/с.
Лавинный диод ВЛ-200 выполнен аналогично обычному и отличает-
ся лишь вентильным элементом 5 и направлением прохождения тока
(катодный вызод — 1, а анодный — 11).
Рис. 208. Таблеточный диод без охла-
дителей (а) и с охладителями (б)
338
Рис. 209. Силовой кремниевый тири-
стор
Таблеточный диод представляет собой р-л-переход, помещенный в
корпус 1 (рис. 208, а) таблеточной формы с двумя плоскими основания-
ми, которые позволяют применять охладители 2 и 3 в двух сторон
(рис. 208, б) для отвода тепла в окружающую среду. Наличие охла-
дителей о двух сторон обеспечивает более интенсивный теплоотвод по
сравнению с охладителем диода на рис. 207, что дает возможность из-
готавливать диоды на более высокие предельные токи.
Тиристоры. Силовой тиристор ТЛ (рио. 209) состоит из медного ос-
нования 16, к которому припаян вентильный элемент 14 с термокомпеп-
сирующими пластинами 2 и 3 и чашечкой 1 для присоединения внутрен-
него катодного вывода 10, молибденовой пластины 4 для соединения
управляющего электрода о тонкой медной проволочкой 5; втулок 11
и 6, соединяющих внутренние выводы катода н управляющего электро-
да с их наружными выводами и наконечниками 9, 8 и 7; стеклянного
изолятора 12 и крышки 13 с фторопластовой прокладкой 15. Гермети-
зация корпуса осуществляется завальцовкой стыка крышки и основа-
I ил. В о’ллчпе от обычного диода у тиристора, как у лавинного диода,
анодным выводом служит основание 16, оканчивающееся стержнем с
резьбой, на который навинчивается ребристый охладитель.
Основными параметрами тиристора, как и диода, являются: мак-
симальное обратное напряжение, прямое падение напряжения, общее
тепловое сопротивление, предельный ток и повторяющееся напряже-
ние. Кроме них, тиристор имеет ряд специфических параметров.
94. Схема выпрямления «две обратные звезды
с уравнительным реактором»
На тяговых подстанциях железнодорожного транспорта применяют
преобразовательные агрегаты с нулевыми и мостовыми схемами вы-
прямления. В пулевых схемах диоды включают на фазное напряжение
между фазой и нулем через приемник энергии, в мостовых схемах—
на междуфазное напряжение. Нулевые и мостовые схемы бывают про-
стые и сложные. Сложные образуются из простых путем последова-
тельного или параллельного их соединения.
Схема выпрямления «две обратные звезды с уравнительным реак-
тором», называемая также нулевой (рис. 210, а), весьма сложна, так
как она составлена из двух простых трехфазных схем путем их парал-
лельного соединения. На каждом стержне трансформатора размещены
две вторичные обмотки, в которых э. д. с. имеют по фазе сдвиг на 180°.
Нулевые точки обеих «звезд» вторичных обмоток 01 и 02 (см. рис. 210, а
и б) соединены через уравнительный реактор, представляющий собой
большое индуктивное сопротивление п имеющий среднюю точку 0.
являющуюся минусом для внешней цепи. Выводы одной «звезды» имеют
нечетную, а другой — четную нумерацию, причем нумерация показы-
вает очередность работы фаз и их диодов, которую нетрудно установить
по векторным диаграммам. От фаз нечетной«звезды» al, ЬЗ, с5 питаются
диоды 1, 3, 5, а от фаз четной «звезды» с2, а4, Ь6 — остальные диоды.
Если бы эти трехфазные группы работали независимо одна от другой,
33)
то при открытом состоянии каждого диода в течение 1/3 периода форма
выпрямленного напряжения каждой группы была бы такой, как по-
казано на рис. 211, а и б.
На рис. 211, в эти кривые наложены одна на другую. Вертикаль-
ной штриховкой отмечены разности мгновенных значений напряжений,
когда потенциал нечетной группы выше, горизонтальной штриховкой,
наоборот, когда потенциал нечетной группы ниже. Несмотря на нера-
венство мгновенных напряжений этих двух групп, они работают па-
раллельно благодаря наличию уравнительного реактора. Заштрихо-
ванная разность мгновенных значений напряжения воспринимается
данным реактором, к средней точке которого присоединена сеть. По-
тенциал средней точки реактора относительно катода показан на
рис. 211, в жирной линией, делящей пополам мгновенные значения
разности напряжений, воспринимаемой реактором в целом.
Рассмотрим работу уравнительного реактора на примере диодов
фаз ЬЗ и а4 (см. рис. 210). Предположим, что в момент включения пре-
образовательного агрегата наивысшее напряжение имела в нечетной
группе фаза ЬЗ, а в четной — а4. Диоды 3 и 4 открылись, и их прово-
дящее состояние обозначено темными треугольниками. При этом
wa4. Тогда вследствие неравенства напряжений параллельно
работающих фаз, принадлежащих к различным обмоткам (по анало-
гии с параллельной работой трансформаторов), потечет уравнитель-
ный ток typ от обмотки с более высоким напряжением в сторону обмот-
ки с меньшим напряжением, как это показано на схеме рис. 210, б. Про-
текающий через уравнительный реактор ток наводит в нем э. д. с.
самондукции ер, которая по отношению к нулевой точке 0 делится по-
полам так, что уменьшает более высокое напряжение фазы иьз и уве-
личивает меньшее напряжение фазы uoi.
Мгновенные выпрямленные напряжения, создаваемые обеими фаза-
ми, одинаковы по величине и равны для фазы с большим значением на-
пряжения иа = иьз — ер/2 и для фазы с меньшим напряжением
Рис. 210. Схема выпрямления «две обратные звезды с уравнительным реактором»
• (с) и работа уравнительного реактора (б)
340
Рис. 211. Графики напряжений (а, б,
в) и токов (г), характеризующие ра-
боту схемы «две обратные звезды с
уравнительным реактором»
ud — w^+ep/2. В любой момент
времени от фазы с большим значе-
нием мгновенного напряжения от-
нимается столько, сколько недоста-
ет фазе а меньшим напряжением.
Для любого момента времени спра-
ведливо выражение
2/.<= ubS — ~ 4- uni -у-
или (183)
Следовательно, мгновенное вы-
прямленное напряжение равно
среднему значению напряжений
двух параллельно работающих фаз.
Когда наступает момент, при кото-
ром и„4^5 ньз, то изменяется на-
правление уравнительного тока,
что вызывает изменение направле-
ния э. д. с. ер и ее составляющих
(ер/2) по отношению к нулевой точ-
ке уравнительного реактора. Про-
цесс выравнивания мгновенных зна-
чений напряжении идет в обратном
порядке. Уравнительный ток про-
текает по внутренней цепи выпря-
мительного агрегата и, накладываясь на выпрямленный ток /d/2,
в одном диоде уменьшает его, а в другом увеличивает.
Вследствие параллельной работы двух трехфазных групп выпрям-
ленный ток в каждый момент времени создается двумя фазами и по-
этому через один диод протекает половина выпрямленного тока. На-
пряжение на реакторе пр и уравнительный ток typ, отстающий от на-
пряжения почти на 90°, изменяются с утроенной частотой, как это вид-
но из диаграммы рис. 211, г. Так как уравнительный ток суммируется
в каждый момент времени с током нагрузки одной группы /d/2 и умень-
шает ток нагрузки другой группы /d/2 (см. рис. 210), то мгновенные
значения этих токов отличаются на удвоенные значения уравнитель-
ного тока. Постоянные слагающие нагрузочных токов /d/2 создают в
уравнительном реакторе встречные магнитные потоки, которые взаим-
но компенсируются. Уравнительный ток может протекать через диод
в обратном направлении от катода к аноду, уменьшая ток нагрузки
только тогда, когда iyp.max Ud — выпрямленный ток, потреб-
ляемый приемником). Поэтому различают два режима рассматривае-
мой схемы выпрямления, когда Zd/2 > гур.тах и Id/2 < 1ур.Шах-
При холостом ходе (рис. 212, а), когда /d/2 = 0 (при /d = 0), урав-
нительный ток отсутствует, вследствие чего не возникает в реакторе
э. д. с. ер и не обеспечивается параллельная работа трехфазных групп.
341
Рис. 212. Графики, ха-
рактеризующие выпрям-
ленной напряжение при
различных значениях вы-
прямленного тока (а, б,
t), н вольт-амперная ха-
рактеристика выпрямите-
ля (г)
В этом случае каждая фаза работает по 1/6
периода. Если /d/2 > 0, ио меньше амплиту-
ды уравнительного тока «Ур.тах, то некото-
рое время у (рис. 212, б) обе группы работают
параллельно, а затем в момент, когда устано-
вится iyp = /d/2, параллельная работа пре-
кращается и с этого момента работает лишь
одна группа. Начиная с тока нагрузки 1а,
равного удвоенному амплитудному значению
уравнительного тока (2typ.ma J, имеет место
непрерывная параллельная работа обеих
трехфазных групп (рис. 212, в). Такое значе-
ние тока называется критическим /кр, так
как оно характеризует переломный момент В
работе выпрямителя при данной схеме. Крити-
ческий ток равен 1 % номинального тока вы-
прямителя. Следовательно, при холостом хо-
де выпрямленное напряжение имеет вид вер-
хушек синусоид с амплитудой, соответствую-
щей наибольшему значению фазного напря-
жения. С возрастанием тока нагрузки от нуля
до критического значения /кр среднее вы-
прямленное напряжение быстро падает. При
критическом токе выпрямленное напряжение
принимает снова форму верхушек синусоид,
но с амплитудой меньшей, чем при холостом
ходе выпрямителя. Амплитуда синусоид при
этом режиме равна Uim cos я/6 и тем самым
выпрямленное напряжение при критическом
токе меньше напряжения холостого хода почти
на 16%. Такое резкое повышение выпрямлен-
ного напряжения (рис. 212, г) при переходе
от параллельной к раздельной работе трех-
фазных групп является недостатком рассмат-
риваемой схемы выпрямления. Практика экс-
плуатации тяговых подстанций показала, что
при современных размерах движения поездов имеется нагрузка
Id ^кр почти в любое время суток и режим холостого хода выпря-
мителя маловероятен.
Повторяющееся напряжение на диоде (см. рис. 211, в) представ-
ляет разность потенциалов между анодом закрытого диода и катодом
открытого диода; оно изменяется по кривой О МП и представляет ли-
нейное напряжение вторичной обмотки трансформатора. Наибольшее
значение повторяющегося напряжения £/порТ.Шах является одним из
важнейших критериев схемы выпрямления, так как оно определяет не-
обходимое количество последовательно соединенных диодов в выпрями-
теле. Для рассматриваемой схемы выпрямления 1/„Овт.тах является
линейным амплитудным, т. е.
1/ловт.таж = /3.]/2£/гф = ]/б(/2ф = 2,45[/2ф. (184)
95. Мостовые схемы выпрямления
Тргхфазная шестипульсовая мостовая схема выпрямления ха-
рактеризуется включением приемников в каждый момент времени
двумя диодами на междуфазное напряжение. Для этой цели приемник
(рис. 213, а) в виде сопротивления Rdc одной стороны присоединен к
Трем общим катодам (диодам катодной группы), а с другой — к трем
общим анодам (диодам анодной группы). Для приемника катод являет-
ся плюсом, а анод — минусом. При этой схеме в каждый момент вре-
мени работают одновременно два диода: один из трех диодов катодной
группы той фазы, напряжение которой является наиболее положитель-
ным, и один из трех диодов анодной группы той фазы, напряжение ко-
торой наиболее отрицательно. Из диаграммы напряжений (рис. 213, б)
видно, что в период от 4 до tt наивысший положительный потенциал
имеет анод диода al фазы а и наинизший отрицательный потенция име-
ет катод диода Ь6 фазы Ь. Поэтому в период от до it открыты и прово-
дят ток одновременно только два диода al и Ь6 (рис. 213, в), и на при-
емник приходится за вычетом внутреннего падения напряжения в этих
Диодах напряжение между фазами а и Ь. Это напряжение Ut показано
на рис. 213, г. В момент /2 вместо диода Ь6 вступает в работу диод с2,
аатем в момент t3 вместо al начинает работать диод ЬЗ и т. д. Ток в
каждой фазной обмотке трансформатора протекает 2/3 периода, в том
Рис, 213. Трехфазная шестипульсовая схема выпрямления (и) и графики напря-
жения и тока (б, в, г)
313
числе 1/3 периода в одном направлении (КО) и 1/3 периода в обратном
(ЛН) направлении (см. рис. 213, б и в). Выпрямленное напряжение
при рассматриваемой схеме шестипульсовое, т. е. такое же, как и при
схеме «две обратные звезды с уравнительным реактором».
Изменение повторяющегося напряжения на непроводящем диоде,
например а! (см. рис. 213, б), происходит по кривой ОМП. Наиболь-
шее значение повторяющегося напряжения на диоде равно линейному
напряжению вторичной (вентильной) обмотки трансформатора, так как
диод, не проводящий ток, одним выводом подключен к одной фазе
трансформатора, а другим — через, проводящий диод к другой фазе.
Например, диод al подключен анодом к фазе а, а катодом — к фазе b
или с в зависимости от того, какой диод (ЬЗ или с5) проводит ток в дан-
ный момент. Таким образом,
Пповт.тах = КЗ . rw = Кбг/2ф = 2,45С/2ф. (185)
При сравнении трехфазной мостовой схемы выпрямления с нуле"
вой видно, что первая проще, так как, обеспечивая шестикратную пуль-
сацию выпрямленного напряжения, не требует дополнительно уравни-
тельного реактора: при одном и том же значении выпрямленного на-
пряжения величина повторяющегося напряжения у мостовой схемы
вдвое меньше, так как 1/2фу > O2tbM. По расходу диодов на выпрями-
тель обе схемы не имеют преимуществ друг перед другом, потому что у
фазы мостовой схемы диодов в 2 раза меньше в последовательной цепи,
но зато в 2 раза больше в параллельной цепи по сравнению с нулевой
схемой. Мостовая схема выпрямления имеет преимущества перед нуле-
вой по энергетическим показателям трансформатора. Обе схемы оди-
наково применимы. Однако в последнее время больше применяют мо-
стовую схему при новом проектировании. Заводы изготовляют вы-
прямители с возможностью использования их для мостовой и нулевой
схем.
Трехфазная двенадцатипульсовая схема выпрямления позволяет
уменьшить пульсацию (переменную составляющую) выпрямленного
напряжения по сравнению с шести пульсовым и схемами выпрямления,
что очень важно для электрической тяги на постоянном токе: облег-
чается работа устройства для сглаживания пульсации выпрямленного
напряжения, чем снижается мешающее действие электрической тяги
на проводные линии связи; повышается cos <р подстанции. Двенадцати-
пульсовые схемы выпрямления образуются из двух трехфазных шести-
пульсовых мостовых схем выпрямления, соединенных параллельно или
последовательно, у которых амплитуды выпрямленного напряжения
сдвинуты по фазе на угол л/6.
При параллельном соединении трехфазных мостовых шестипуль-
совых схем необходимо применять уравнительный реактор, как в схеме
выпрямления «две обратные звезды с уравнительным реактором», что
усложняет преобразовательный агрегат. Кроме того, при таком соеди-
нении мостов может возникнуть «пик» напряжения при снижении вы-
прямленного напряжения до нуля.
Схема выпрямления с последовательным соединением двух шести-
пульсовых мостовых схем (рис. 214, а) не требует уравнительного pt-
344
Рис. 214. Трехфазная двенадцатипульсовая схема выпрямления (а) и графики
напряжений (б) и протекания токов (в)
актора и потому она предпочтительнее. Одна из вторичных обмоток
преобразовательного трансформатора соединена в «звезду», другая —
в «треугольник». Катод К1 моста «звезды» соединен с анодом А2 моста
«треугольника», нагрузка Rd присоединена к катоду К2 «треугольни-
ка» и аноду А1 «звезды». В каждом мосту работают одновременно два
диода — один из катодной, другой из анодной группы. Выпрямленное
напряжение за период каждого моста —шестипульсовое (см. Vd4 и Ud&
на рис. 214, б). При совместной работе мостов работают одновременно
четыре диода, что видно из диаграммы на рис. 214, в. Напряжение од-
ного моста накладывается па напряжение другого моста (см. рис.
241, б), в результате чего на нагрузку поступает двенадцати пульсовое
выпрямленное напряжение с меньшей амплитудой переменной сос-
тавляющей. При б/2Д = t/2Y напряжение холостого хода на за-
жимах выпрямителя Ud0 = 4,68(7гу, а повторяющееся максимальное
напряжение на диодах 17П011Т. тах = у = 0,52L/d0.
96. Основные технические характеристики
преобразовательных агрегатов
Каждый преобразовательный агрегат, состоящий из преобразова-
тельного трансформатора и выпрямителя, характеризуется схемой вы-
прямления, номинальными мощностью, током, напряжением и опреде-
ленными перегрузочными способностями.
Преобразовательные трансформаторы для питания полупровод-
никовых выпрямителей отличаются от обычных силовых трансформа-
торов схемой соединения вентильных (вторичных) обмоток, размеще-
345
пнем этих обмоток на сердечниках и их усиленным креплением, а так-
же наличием уравнительного реактора при схеме «две обратные звез-
ды с уравнительным реактором». Конструкция кожухов, сердечников
обмоток и других деталей, применяемых для данных трансформаторов,
такая же, как и для обычных силовых трансформаторов. Вентильные
обмотки трансформаторов испытывают большие динамические и тер-
мические воздействия при КЗ. По этим соображениям применяют уси-
ленное крепление обмоток на сердечниках посредством упорных ко-
лец и вентильные обмотки размещают над первичными, что улучшает
условия их охлаждения. Трансформатор имеет буквенное обозначение,
указывающее его тип, и цифровое, указывающее типовую мощность
бака (в кВ-А) и номинальное сетевое (первичное) напряжение (в кВ);
исполнение для железнодорожного транспорта дополняется буквой Ж.
Например, ТМПУ-16000/10Ж—трехфазный трансформатор с масляным
охлаждением для полупроводниковых выпрямителей с уравнительным
реактором, типовой мощностью бака трансформатора на 16 000 кВ-А,
номинальной мощностью 11 840 кВ*А, номинальным током 3200 А,
номинальным сетевым напряжением 6’ или 10 кВ. Технические
характеристики преобразовательных трансформаторов для работы
с полупроводниковыми выпрямителями приведены в табл. 18. Следует
иметь в виду, что номинальная мощность преобразовательного транс-
форматора для схемы «две обратные звезды» всегда меньше типовой,
так как в бак соответствующей типовой мощности обычного силового
трансформатора, кроме магнитопровода с обмотками, устанавливают
уравнительный реактор.
Выпрямители характеризуются номинальными выпрямленным то-
ком, напряжением, мощностью, перегрузочной способностью, схемой
выпрямления и способом охлаждения. Отечественная промышлен-
ность изготовляет для электрификации магистральных железных дорог
выпрямители на номинальный ток 3000 А, напряжение 3300 В, мощ-
ность 9900 кВт с воздушным принудительным и воздушным естествен-
ным охлаждением.
Исследования, проведенные ВНИИЖТом по применению масля-
ного охлаждения для полупроводниковых выпрямителей, показали,
что оно неперспективно.
Таблица 18
Тип преобразова- тельного трансфор- матора Номинальная мощность ^ном.тр» кВА Номинальное напря- жение обмотки Номинальный ток обмотки, А Испита* тельное напряже- ние КЗ "к* %
сетевой У1ном- кВ вентиль- ной, кВ сетевой вентильной
ТДП-12500/10Ж 11 800 6 1,52 1140 2610 7
(для мостовой схе- 11800 10 1,52 650 2610 7
мы выпрямления) 11 800 10,5 1,52 649 26Ю 7
ТМПУ-6300/35Ж 4 640 6; 10; 35 3,03 —— 361 9.5
ТМ ПУ-16000/1 ож 11 840 6 10 3,02 1140 650 924 6,1
346
Выпрямители с воздушным принудительным и естественным ох-
лаждением на силовых кремниевых диодах, именуемые сокращенно
КВ, предназначены для работы на высоте над уровнем моря не более
1000 м, при температуре окружающего воздуха от — 40 до + 40° С о
относительной влажностью до 80%, в окружающей среде невзрывоопас-
иой, без токопроводящей пыли, с концентрацией агрессивных газов
и паров, не вызывающих разрушения металла и изоляции. Обозначение
выпрямителя состоит из букв и цифр, характеризующих его тип и ти-
поразмер. Например, ПВЭ-3 — преобразователь выпрямительный для
электрифицированного железнодорожного транспорта, типоразмер 3.
Каждая фаза сетевой обмотки преобразовательного трансформа-
тора соединена с определенным количеством диодов, включенных па-
раллельно-последовательно.
Количество параллельно соединенных диодов а выбирают исходя из
возможного наибольшего тока выпрямителя с учетом его перегрузоч-
ных способностей 7dmax, который для большинства выпрямителей
принят равным 4500 А. Число а, округленное в большую сторону до
целого значения, находят из выражения
~ ^H^dmax/^пред ^ф»
где кП — коэффициент, учитывающий неравномерность распределения
тока между параллельно соединенными вентилями; кп — 1,2; —
число фаз выпрямителя (/иф = 6 для схемы «две обратные звезды» и
/Пф = 3 для мостовой схемы); /иред — предельный прямой ток дио-
да, А.
Количество последовательно соединенных диодов s ветви выбирают
в зависимости от наибольшего повторяющегося напряжения {Л1овт.тах
и коммутационного перенапряжения Un.K, ограниченного разрядни-
ками вентильной цепи до 1/п.к — 14 -е- 15 кВ. Число диодов при наи-
большем повторяющемся напряжении схемы выпрямления с учетом не-
равномерности распределения напряжения по диодам (к„.р = 1,1 4-
4- 1,15) и паспортном повторяющемся напряжении одного диода С7|1Овт!
определяют по выражению
S = KH.p lAioBT.max/^nOBT 4" $ ,
число диодов по коммутационному перенапряжению
s = ^п.к^д +
где s' — число запасных вентилей (обычно s' =» 2); кп — класс дио-
да; Uв.н — величина перенапряжения в сотнях вольт, приходящаяся
на группу-фазу (при схеме «две обратные звезды» UD,„ =ч 140 4- 150,
для мостовой схемы Ua.K = 70 4- 75).
97. Выпрямители с воздушным принудительным охлаждением
Выпрямитель УВКЭ-1 (установка выпрямительная на кремниевых
диодах, типоразмер 1) является первым полупроводниковым выпря-
мителем для установки внутри помещений; номинальное выпрямлен-
347
ное напряжение 3000 В, наибольшее допустимое — 4000 В, номиналь-
ный ток 3000 А; допустимая перегрузка по току: 25% в течение 15
мин, 50% —2 мин, 100% — 10 с; расчетный к. п. д. не менее 98%.
Выпрямитель состоит из шести шкафов — фаз, устанавливаемых на
вентиляционном коробе. Каждая фаза состоит из пяти параллельно
соединенных ветвей, в каждой ветви включено последовательно по
24 диода типа В-200. Скорость охлаждающего потока воздуха между
ребрами охладителей — не менее 10 м/с. Схема выпрямления — «две
обратные звезды е уравнительным реактором». Основной недостаток —
большие габариты и большой расход электроэнергии на охлаждение.
Выпрямитель ПВЭ-3 изготовляют на лавинных диодах ВЛ-200;
он предназначен для работы в закрытых отапливаемых и неотапливае-
мых помещениях. По сравнению с УВКЭ-1 выпрямитель ПВЭ-3 име-
ет следующие преимущества: в 2,2 раза меньше занимаемая площадь,
приблизительно в 2 раза меньше масса, вследствие чего в 2 раза боль-
ше удельная мощность, снимаемая с единицы массы; в 4—5 раз меньше
расход на собственные нужды (охлаждение), что в среднем дает годо-
вую экономию электроэнергии от внедрения одного выпрямителя
ПВЭ-3 порядка 70—90 тыс. кВт-ч. Выпрямитель ПВЭ-3 рассчитан
на номинальное выпрямленное напряжение 3300 В и наибольшее до-
пустимое 4000 В; номинальный ток 3000 А и наибольший допустимый
4500 А; скорость воздушного потока между ребрами охладителей не
менее 10 м/с; к. п. д. не менее 99%; коэффициент мощности не менее
0,9. При длительном режиме работы ПВЭ-3 должен выдерживать пере-
грузки: 25% в течение 15 мин 1 раз в интервале 2 ч; 50% в течение
2 мии 1 раз в интервале 1 ч; 100% в течение 10 с 1 раз в интервале 2 мин.
При этом за время работы преобразователя в режиме перегрузки
среднее квадратичное значение тока за любые 30 мин (время усредне-
ния) не должно превышать номинальный ток выпрямителя, а если в
течение этих 30 мин происходит 100%-ная перегрузка, то время усред-
нения должно быть 5 мин.
Группа-фаза выпрямителя, которую на схемах изображают услов-
но как один диод, состоит из пяти параллельно соединенных ветвей
(рис. 215); в каждой ветви включено последовательно по 18 лавинных
диолов ВЛ-200-8. Для удобства монтажа и осмотра в эксплуатации
каждая фаза выполнена из шести блоков, имеющих по 15 диодов, со-
единенных по пять параллельно и по три последовательно. Для равно-
мерного распределения тока между параллельными ветвями диоды под-
бирают так, чтобы их прямые падения напряжения отличались незна-
чительно. При расхождении падений напряжений токи в параллельных
ветвях делятся неравномерно. На ветвь с меньшим падением напря-
жения приходится больший ток, и наоборот.
Резисторы совместно с Rc обеспечивают работу сигнализации
о пробое .одного или нескольких параллельно включенных диодов.
Лампа Л, сигнализирующая о пробое диода, включена в диагональ
моста, состоящего из резисторов Rml, Rm2 и диодов Д1 и Дб. При
исправном состоянии диодов падения напряжения на них и на рези-
сторах одинаковы, на лампе нет разности потенциалов и она не горит.
При пробое, например, диода Д6 баланс резисторно-вентильного мо-
348
ста нарушается и лампа Л заго-
рается. Резисторы /?с обеспечивают
образование моста для всех парал-
лельно соединенных диодов соот-
ветствующего ряда. Лампа Л заго-
рится и в случае пробоя диода ДЮ.
При нарушении контакта пли не-
исправном состоянии сигнали-
зации о пробое диодов Д7—ДЮ не
будет. Выпрямитель может рабо-
тать при горении одной сигнальной
лампы (предупредительный сиг-
нал). При горении двух или более
сигнальных ламп (аварийный ре-
жим) преобразовательный агрегат
должен быть немедленно отключен.
Шкафы выпрямителя ПВЭ-3 вы-
полнены закрытого типа. По уст-
ройству каркаса, количеству и рас-
положению блоков с диодами и эле-
ментами сигнализации, устройству
воздушного канала и подсоедине-
нию воздуховодов они аналогичны
друг другу. Различие заключается
в том, что шкаф 7 (рис. 216) имеет
шесть анодных выводов 2, к кото-
рым подключаются токоведущие
части /, соединяющие выпрями-
тель с трансформатором, а шкаф
7' имеет два катодных вывода 9,
которые шиной А' соединены с по-
ложительной шпион РУ 3,3 кВ.
Все диоды с охлади гелями, лампы
сигнализации 3 и резисторы Rc и
Rm размещены на 36 блоках (по 18
блоков в каждом шкафу, по 9 бло-
ков на одной стороне шкафа).
В группе-фазе имеется шесть бло-
ков, из которых первые три (4,5, 6
на рис. 216) расположены с одной
стороны шкафа, а три других — с
противоположной стороны. Каж-
дый блок, состоящий из 15 диодов,
соединенных по пять параллельно
и по три последовательно, закреп-
лен в шкафу болтами и легко сни-
мается для замены охладителей,
чистки и контроля воздушного ка-
нала. Обслуживание шкафов вы-
Рис. 215. Группа-фаза выпрямителя
ПВЭ-3
Рис. 216. Выпрями!ель ПВЭ-3
349
Рис. 217. Установка вентилятора охлаждения с торца (а) и с фасада (б) вы-
прямителя
прямителя двустороннее через открывающиеся двустворчатые две-
ри с окнами, через стекла которых ведется наблюдение за сиг-
нальными лампами. Двери запираются с помощью механических
замков, заблокированных электромагнитными замками. Каждый шкаф
имеег свой воздушный канал, ограниченный с двух сторон блоками
с диодами, а с боков — боковыми пластинами. Направление воздуш-
ного потока принудительного охлаждения — сверху вниз. Внизу
воздушные каналы заканчиваются фланцами (см. рис. 216), к которым
присоединен общий воздуховод И, расположенный в подставке 10.
В канале общего воздуховода устанавливаются ветровые реле, контро-
лирующие скорость воздушного потока и дающие сигнал на отключе-
ние преобразова тельного агрегата в случае исчезновения или уменьше-
ния скорости ветрового потока ниже установленной нормы — 10 м/с.
Система охлаждения ПВЭ-3 работает следующим образом. Охлаж-
дающий воздух всасывается через отверстия, расположенные в крыш-
ках шкафов 13 и 14 (рис. 217), и, проходя по вентиляционным каналам
шкафов, разделенных гетинаксовой перегородкой 4, охлаждает диоды
12. Вентилятором 2, снабженным двигаталем 3 (мощностью 2,8 кВт
и скоростью вращения 1440 об/мин), теплый воздух через вентиляцион-
ную трубу 1 выбрасывается или наружу (летом) или внутрь здания
(зимой). В воздуховоде 11 показано упрощенно расположение ветро-
вых реле, каждое из которых состоит из прямогольной пластины 5,
противовеса 8, замыкающих 9 и размыкающих 6 контактов. При от-
сутствии воздушного потока пластина 5 поднята вверх, а груз 8 опу-
щен до упора 7, замкнуты контакты 6 и разомкнуты 9. Когда появляет-
ся воздушный поток со скоростью не менее 10 м/с, создается давление
на пластину 5, которая, преодолевая противовес груза 8, занимает
горизонтальное положение. Контакты 6 размыкаются, а 9 замыкаются,
давая разрешение на включение преобразовательного агрегата.
350
Существуют два варианта установки вентилятора охлаждения 2
в зависимости от местных условий: с торца (рис. 217, а) и с фасада
(рис. 217, б).
Шкаф RC (рис. 218), поставляемый комплектно с выпрямителями
УВКЭ-1 и ПВЭ-3, предназначен для защиты диодов от перенапряжений,
возникающих в вентильных обмотках преобразовательных трансформа-
торов при включении и отключении из работы. Известно, что всякое
изменение тока в цепи, содержащей индуктивность (обмотки трансфор-
матора), вызывает образование э. д. с. самоиндукции, во много раз пре-
вышающей обратное напряжение диодов. Резисторно-конденсаторные
контуры RC представляют собой шунтирующие устройства по отно-
шению к выпрямителю, которые снижают скорость нарастания обрат-
ного напряжения, прикладываемого к диодам, и уменьшают перена-
пряжения, появляющиеся при отключениях ненагруженного преобра-
зовательного трансформатора. Каждая цепочка RC подключена
(рис. 218, б) к выводам двух противофазных обмоток трансформатора,
расположенных на одном стержне. Обмотки трансформаторов а/—а4,
ЬЗ—Ь6 ис2—с5 и соответствующие цепи RC представляют собой коле-
351
бательные контуры, в которых электромагнитная энергия обмоток
трансформатора преобразуется в электрическую энергию конденса-
торов С, а затем наоборот. Резисторы R предназначены для ограниче-
ния токов в конденсаторах и усиления затухания амплитуды напря-
жения в колебательном контуре. Разрез шкафа RC приведен на
рис. 218, а, где 1 — металлический сварной шкаф; 2 — предохрани-
тели ПК-6/30 для защиты конденсаторов 4, 3 — разъсдиниель; 5 — ре-
зисторы.
98. Выпрямители с воздушным естественным охлаждением
Полупроводниковые выпрямители с воздушным естественным ох-
лаждением имеют два исполнения: в виде полус|>аз - 12 шкафов на
выпрямитель и в виде целых фаз - 6 шкафов на выпрямитель. В на-
стоящее время выпрямители выпускают в виде целых фаз. Большим
достоинством выпрямителей с воздушным естественным охлаждением
Рис. 219. Шкаф вьшрямшеля
ПВЭ-5 АУ1
является высокая экономичность
при строительстве и эксплуатации
подстанций, так как они устанав-
ливаются вне помещений и не рас-
ходуется электроэнергия на охлаж-
дение. Кроме того, упрощается за-
щита выпрямителя вследствие не-
надобности контроля за скоростью
потока охлаждающего воздуха.
Выпрямитель ПВЭ-5АУ1 (пре-
образователь выпрямительный для
тяговых подстанций электрифициро-
ванных железных дорог, номер мо-
дификации 5А, климатическое ис-
полнение У, категория 1) имеет
такие же технические характери-
стики, как ПВЭ-3. Отличие состоит
в том, что ПВЭ-5АУ1 имеет воз-
душное естественное охлаждение и
конструктивно выполнен для рабо-
ты вне помещений. Преобразова-
тельный агрегат с таким выпрями-
телем состоит из одного трансфор-
матора ТМПУ-16000/ЮЖ или двух
ТМПУ-6300/35Ж, шести шкафов с
диодами, шкафа разрядников типа
РБК и шкафа с роле земляной за-
щиты.
Шкаф 11 с диодами 7 (рис. 219)
содержит 14 последовательно вклю-
ченных диодов, расположенных по
вертикали, и 5 параллельных вет-
352
вей, расположенных по горизонтали. Диоды не ниже 10-го класса.
Диоды 7 с охладителями 8 установлены на изоляторах 10, закреплен-
ных на металлическом каркасе 4. Анодный и катодный выводы диодной
группы соединены с проходными изоляторами, которые закреплены на
крыше 1 и маркированы буквами А и К. Диоды снабжены специаль-
ными охладителями 8, имеющими развитую поверхность и позволяю-
щими увеличивать им нагрузку по току. Наличие ребер, расположен-
ных под углом, практически исключает взаимный подогрев охлади-
телей. Шкаф представляет собой конструкцию с двусторонним обслу-
живанием, двери 5 которого снабжены механическими замками и зам-
ками 6 электромагнитной блокировки. В верхней части шкафа имеется
диффузор 12, обеспечивающий выход нагретого воздуха наружу и пре-
дохраняющий элементы шкафа от атмосферных осадков в виде дождя
и снега. Отверстия системы охлаждения защищены сетками 2 и 9.
Для удобства проведения ремонтных работ и осмотров в шкафу имеет-
ся дна светильника 3.
Выпрямители с естественным охлаждением устанавливают на под-
ставки из уголкового железа высотой около 1 м, что обеспечивает хо-
роший доступ охлаждающего воздуха в шкафы.
99. Устройства для преобразования и поглощения
энергии рекуперации
На электрифицированных участках дорог для экономии электри-
ческой энергии, уменьшения расходов на тормозные устройства и по-
вышения безопасности движения применяют рекуперативное торможе-
ние поездов. При таком торможении тяговые двигатели становятся
генераторами и потенциальная энергия поезда, движущегося по укло-
ну, превращается в электрическую энергию, потребляемую другими
поездами. При ее избытке необходимо иметь приемники энергии, без
наличия которых рекуперативное торможение не осуществится. В ка-
честве приемников энергии применяют инверторы и поглощающие уст-
ройства.
Инвертором называют установку, применяемую для преобразова-
ния постоянного тока в переменный. В качестве инвертора используют
или специальную инверторную установку, или выпрямительно-ин-
верторный агрегат, преобразующий переменный ток в постоянный,
который может работать в выпрямительном и инверторном режимах.
Ввиду значительной стоимости установок, используемых только для
инвертирования, в СССР применяют в основном выпрямительно-ин-
верторные преобразова гели.
Принцип работы инвертора рассмотрим на простейшей схеме обраще-
ния режимов работы электрических машин, связанных через тиристор-
ное звено'. Генератор переменного тока Г (рис. 220, а) с э. д. с. еР пи-
тает через тиристор Т двигатель постоянного тока М. Последний при
протекании тока id приходит во вращение, совершая механическую ра-
боту; одновременно с этим в двигателе М (вследствие пересечения
витками якоря магнитного поля полюсов) создается э. д. с. £м, которая
12 А. А. Прохорский 353
Рис. 220. Тиристор в выпрямительном (я) и инверторном (6) режимах и гра-
фики (е, г, д), характеризующие инверторный режим
направлена встречно э. д. с. ет и потому называется протнво-э. д. с.
Согласно второму закону Кирхгофа баланс э. д. с. и напряжений для
замкнутого контура будет при ет = А£7Т -1- AUL + Ем, т. е. э. д. о.
ет уравновешивает сумму падений напряжений в тиристоре AL\, ин-
дуктивности &UL и противо-э. д. ®. Ем.
В инверторном режиме (рис. 220, б) двигатель М становится гене-
ратором Мг с э. д. с. Ем , а генератор Г должен выполнять роль дви-
гателя Гм с противо-э. д. с. ег. При этом, как у Л4Г, так и у Гм,
не должно изменяться направление тока и вращения по сравнению
с предшествующим. Для этого специальными устройствами автоматики
производят изменение подключения зажимов генератора Ме к двига-
телю Гм. Однако в этом случае возникает КЗ вследствие нарушения
баланса напряжений, записанного для рис. 220, а, так как ег + Ем, »
» Д47т + Д(/ь (Д(7Т и &Ut ничтожно малы по сравнению с £Мг)-
Чтобы этого не произошло (рис. 220, в), положительный отпирающий
импульс на управляющий вывод тиристора нужно подавать только
тогда, когда на его аноде отрицательная полуволна ег. Это достигает-
ся настройкой средств автоматики на соответствующий угол запазды-
вания (регулирования) а. В этом случае (см. рис. 220, б и в) баланс на-
пряжений принимает следующий вид: £мг = ег + АДТ -{- Не-
смотря на наличие на аноде тиристора отрицательного значения ег,
через него в течение времени t0 — протекает ток инвертирования
i'„ (рис. 220, г) под действием положительной разности э. д. с. ЕМГ—ег.
Ток вызванный разностью Еыт— ег, имеет импульсный характер.
Сглаживание тока i„ (рис. 220, д) достигается включением индуктив-
ности L, в которой от t0 до 4 происходит запас электромагнитной энер-
гии, а от 4 до /2 — отдача этой энергии в таком же количестве прием-
нику энергии Гм. Запасенная энергия в течение времени ее действия
поддерживает протекание тока t„ в том же направлении.
354
После проводящего состояния тиристор должен восстановить свое
запирающее свойство, чтобы выдержать прямое напряжение, прикла-
дываемое к нему в точке К- На это требуется соответствующее время,
характеризуемое углом восстановления запирающего свойства тирис-
тора 0т в интервале t3 — Если за время t3 — не будет восстанов-
лено запирающее свойство, то он может войти в открытом состоянии
в область положительных значений ег, что будет соответствовать ава-
рийному режиму инвертора (£мг f- ег вместо Емг — ег), который на-
зывается опрокидыванием инвертора. Для обеспечения нормального
режима работы инвертора необходимо, чтобы 6 > 0.,., где 6 — угол,
соответствующий интервалу времени /2— 4 от момента прекращения
тока в тиристоре до точки К, в которой должно быть восстановлено
запирающее свойство тиристора.
Направление мощности Р при выпрямительном и инверторном
режимах показано на рис. 220, а и б.
Трехфазный инвертор. Изложенное выше в отношении обращения
режимов работы вращающихся машин, связанных между собой через
тиристорное звено, можно распространить и па работу тиристорного
преобразователя, связанного с сетью переменного тока через трансфор-
матор. Чтобы выпрямительный агрегат работал в режиме инвертора,
необходимо выполнить четыре условия.
Первое условие — изменить полярность преобразователя. Извест-
но, что у источников электрической энергии э. д. с. и ток имеют соглас-
ное направление, а у приемников этой энергии они направлены встреч-
но. У преобразовательного агрегата вентильная обмотка трансфор-
матора — источник энергии и поэтому среднее значение э. д. с. £3
(рис. 221, а) и ток ld в обмотке имеют согласное направление, в цепи
же тягового двигателя М, являющегося приемником, э. д. с. £м и ток
Id направлены встречно. При режиме рекуперации (рис. 221,6) £мг
становится больше Е«, а потребляемый ток ld — равным нулю. Так
как Ет > £2, то вместо !й должен появиться ток инвертирования i„
того же направления, что и 1Л. Чтобы обеспечить прохождение тока
ia (J и) через тиристор и обмотку трансформатора при инверторном ре-
жиме и трансформирование при этом энергии рекуперации в первич-
ную сеть, необходимо положительный полюс генератора MF соединить
с нулевой точкой трансформатора, а отрицательный — с катодом. Но
такое переключение приводит к КЗ, что видно из следующих формул:
выпрямительный режим
£3 — £м — &UT - EUh - Л(7„.о - 0; (186)
инверторный режим
Е2 + £МР - - Л(/г, ~ / 0. (187)
В первом случае £м уравновешивает £в, во втором случае они дей-
ствуют согласно; Д6/т, Д 77L и Д£ кс — падения напряжения в ти-
ристорах, индуктивности и контактной сети ничтожно малы по срав-
нению с £2 и £ы1, и не могут их уравновесить.
Второе условие — обеспечить запирание управляющими вывода-
ми тиристоров в ту часть периода, когда э. д. с. вентильной обмотки
12* 355
трансформатора е2 относительно подводимого из контактной сети ин-
вертируемого напряжения Un является положительной, и отпирание
их, когда данная э. д. с. становится отрицательной. При инверторном
режиме вентильная обмотка трансформатора должна быть приемни-
ком энергии и мгновенная э. д. с. этой обмотки е2 и соответственно сред-
няя э. д. с. Е2 должны быть направлены противоположно току соз-
даваемому электровозом, находящимся в режиме рекуперации. Если
не обеспечить этого условия, т. е. допустить работу тиристоров, когда
э. д. с. Е2 положительна и совпадает по направлению с э. д. с. генера-
торов Емг (т. е. двигателей электровозов, работающих в генераторном
режиме), то произойдет КЗ, так как согласно формуле (187) Е2 и Еме
в таком случае суммируются и ток ограничивается только малым сопро-
тивлением проводов контактной сети. Э. д. с. Емг за вычетом потери
напряжения в контактной сети создает на шинах подстанции постоян-
ное почти без пульсации напряжение £/„, которое для удобства рас-
смотрения этого вопроса показано па диаграмме (рис. 221, в) прямой
линией ниже оси абсцисс. Напряжение Ua на инверторе должно быть
уравновешено средней противо-э. д. с. Е2,.создаваемой э. д. с. пооче-
редно работающих фаз вентильной обмотки трансформатора, мгновен-
ные значения которых — е2 изменяются во время работы тиристоров
по нижним полуволнам синусоид. Разность же между U „ и е2, заштри-
хованная вертикально, воспринимается реактором в цепи инвертора,
а заштрихованная горизонтально создается реактором за счет накоп-
*егс +е2а
+ега
I'l
+егс
в ии
Г'О
+ P2b
id
cut
Тр
и Чи
Рис. 221. Выпрямительный (а) и ин-
верторный (6) режимы работы пре-
образователя п графики напряжения
(о) п тока (г), .характеризующие ин-
верторный режим работы
cot
auL аикс
—-д
— в
—с
356
ленной энергии в течение периода, когда по абсолютной величине
Третье условие — правильно отрегулировать момент подачи поло-
жительного импульса напряжения на управляющий вывод для отпи-
рания тиристора при отрицательной э.д.с. на его аноде. Коммутация
у инвертора, т. е. отпирание его последующего по очереди тиристора
и прекращение работы предыдущего, возможна, как и у выпрямите-
ля, лишь тогда, когда положительная разность потенциалов между ано-
дом и катодом больше у вступающего в работу тиристора, чем у пре-
кращающего работу. Но в отличие от выпрямителя у инвертора поло-
жительная разность потенциалов между анодом и катодом имеется
у всех тиристоров, причем у работающего тиристора она равна паде-
нию напряжения в нем, а у остальных она значительно больше. Это
наглядно видно на диаграмме напряжений трехфазного инвертора
(см. рис. 221, в). Разность потенциалов между анодом и катодом в каж-
дый момент времени
Wn-к “ UH ± Сц
где Ua— напряжение па шинах подстанции, создаваемое двигателя-
ми электровоза; е2 — мгновенная фазная э. д. с пентильной обмотки
(«+» относится к положительной полуволне, «—» — к отрицательной).
Поэтому необходимо обеспечить надежное запертое состояние тирис-
торов не работающих фаз посредством управляющих выводов в пери-
од, когда э. д. с. е2 по уровню выше (положительнее), чем у работаю-
щего тиристора. Работающий тиристор должен питаться от фазы с наи-
большим отрицательным напряжением. Достаточно одному из не ра-
ботающих тиристоров с положительным потенциалом на аноде само-
произвольно отпереться, сразу же нарушается нормальная работа
инвертора. В этом случае прекращается работа тиристора фазы с наи-
большей отрицательной э. д. с. и начинает работать тиристор с возник-
шим самопроизвольным открытием, э.д.с. которого не уравновешива-
ет инвертируемого напряжения. Вследствие этого возникает аварий-
ный режим, называемый опрокидыванием, инвертора.
Чтобы обеспечить коммутацию, необходимо осуществлять отпи-
рание очередного тиристора в тот момент, когда э. д. с. его фазы менее
отрицательна (более положительна), чем у работающего. Поэтому у
инвертора применяют опережение отпирания в области отрицатель-
ных э. д. с. <?2. Работы фазы, имеющей э. д. с. —должна заканчи-
ваться на угол р ранее, чем э. д. с. —<?2ft очередной фазы сравняется
с —е2а. Чтобы иагруша с фазы а при опережении на угол (3 перешла
на тиристор фазы Ь, достаточно подать положительный импульс на его
управляющий вывод, так как потенциал анода тиристора фазы Ь при
этом выше, чем у тиристора (разы ч. 1 (осле отпирания тиристора фазы
b происходит коммутация тиристоров фаз а и b в течение времени, со-
ответствующего углу коммутации у (см. рис. 221, в), а затем работа-
ет только тиристор фазы Ь, тиристор же фазы а с меньшей в течение
времени (3 — у э. д. с. —е2а прекращает работу до следующего перио-
да. Таким же порядком вступают в работу остальные тиристоры.
357
Угол опережения р характеризует время, от момента отпирания
очередного тиристора до момента равенства э. д. с. двух коммутируе-
мых фаз. Угол опережения р должен быть достаточным для процесса
коммутации, который длится некоторое время, зависящее от величины
тока.(рис. 221, г), и для процесса восстановления запирающего свой-
ства тиристора, характеризуемого углом 6. Если опережение недоста-
точно и до момента равенства отрицательных э. д. с. коммутируемых
фаз коммутация и восстановление запирающего свойства не законче-
ны, то протекание тока работавшего ранее тиристора не прекратится,
в результате чего возникнет КЗ, называемое опрокидыванием инвер-
тора. Таким образом, у инвертора должно соблюдаться условие
Так как угол коммутации и восстановления запирающего свойст-
ва тиристора зависит от анодного тока и чем он больше, тем больше
времени длятся эти процессы, то необходимо угол опережения вы-
бирать исходя из наибольшего возможного среднего прямого тока
или автоматически увеличивать угол |3 по мере увеличения инверти-
руемого тока.
Четвертое условие — повысить напряжение вентильной обмотки
трансформатора инвертора (72и. На тяговой подстанции, кроме ин-
верторного преобразователя И (рис. 222), установлен выпрямитель-
ный преобразователь В. Преобразователь И переходит в инверторный
режим при отсутствии потребления тока тяговой нагрузкой, т. е. при
холостом ходе. В этом случае напряжение холостого хода выпрями-
теля равно напряжению инвертора U и0. Эти напряжения опре-
деляются через напряжения вентильных обмоток трансформаторов
выпрямителя (/2В и инвертора (/й1|:
1пл//п ,, sin п/т cos f>
- =--------------и 17 по = —---------------------
л/т
(188)
п!т
При холостом ходе инвертора угол |3 = б, а при нагрузке током / „
угол р = у 4- б, что приводит к уменьшению напряжения б/ио вслед-
ствие коммутации. Ud0 становится больше U и0. Это вызывает появле-
358
ОтДН
ние уравнительных токов typ в це-
пи выпрямитель-инвертор, которые
загружают инвертор и создают по-
терн энергии в диодах, тиристорах
и активных сопротивлениях конту-
ра. Чтобы уменьшить уравнитель-
ные токи, устанавливают реакторы
Р, которые могут ограничивать
только прерывистые значения этих
токов, обусловленные разностью
мгновенных значений э. д. с. выпря-
мителя и обмоток трансформатора
инвертора. Для снижения уравни-
тельных токов необходимо повы-
сить напряжение вентильной обмот-
ки трансформатора инвертора. Зна-
чение наименьшего напряжения
вентильной обмотки трансформато-
ра (при наибольшем значении угла
р), при котором не протекают урав-
нительные токи, обусловленные не-
равенством напряжений (7d0 и U110,
находится из совместного решения
выражений (188) при Ud0 ~ t/II0:
£/зи = С72В/cos р. (189)
Выпрямительно - инверторный
преобразователь для электрифици-
рованного железнодорожного
транспорта ВИПЭ-2 работает по схе-
ме двух встречно-нараллелыю включенных трехфазных мостов — вы-
прямительного 5 (рис. 223) и инверторного 2. Три (разы выпрями тель-
ного моста собраны из лавинных диодов ВЛ-200 не ниже класса 8 и
размещены в одном шкафу, образуя выпрямитель типа ПВЭ-ЗМ (М -
мостовая схема выпрямления). Три фазы инверторного моста собраны
из тиристоров типа ТД-320 с повышенными динамическими параметра-
ми не ниже класса 12 и смонтированы в трех шкафах. Реакторы 8, 9
и 11 предназначены для уменьшения радиопомех, улучшения комму-
тации, сглаживания напряжения и уменьшения токов КЗ при аварий-
ных режимах. Разрядники Ppi и Рр2 типа РБК подключены к выво-
дам анод-катод обоих мос тов и служат для защиты их от атмосферных
и внешних коммутационных перенапряжений; разрядник 7 типа
РВБК-3,3 защищает ВНИЗ от перенапряжений со стороны контакт-
ной сети. Шкаф RC подключен к вентильным выводам трансформато-
ра и выполняет ту же роль, что и у ранее рассмотренных выпрямитель-
ных агрегатов. В выпрямительном режиме замкнуты быстродействую-
щие выключатели 4 и 6 и разомкнуты 1 и 3, в инверторном режиме —
наоборот; выключатель 10 замкнут в обоих режимах. Повышение
напряжения трансформатора ТДП-12500/10Ж для инверторного ре-
359
жима в соответствии с формулой (189) осуществляется увеличением
числа витков вентильной обмотки. Процессы перевода ВИПЭ-2 из вы-
прямительного в инверторный режим и обратно полностью автомати-
зированы на полупроводниковых устройствах. ВИПЭ предназначен
для работы в закрытых помещениях и снабжен вентиляторами 12 и 13.
На рис. 223 показаны также блоки автоматического управления
ВИПЭ-2: датчик ДН выпрямленного напряжения на шинах 3,3 кВ;
датчик переключения режимов ДПР и шкаф управления ШУ. Пред-
положим, что ВИПЭ-2 находится в выпрямительном режиме и насту-
пил инверторный режим. Сигналы соответствующих уровней поступа-
ют от ДН на ШУ и от 2ТТ, TH и ШУ на ДПР. Логические элементы
ДПР и ШУ обрабатывают поступившие сигналы и со своих выходных
каскадов выдают: ДПР — сигналы на отключение выключателей 4
и 6 выпрямителя 5 и на включение выключателей 1 и 3 инвертора 2;
ШУ — отпирающие импульсы с заданным углом опережения |3 на
управляющие выводы тиристоров инвертора 2.
Технические данные ВИПЭ-2: выпрямительный режим — Pd. пом =
= 8250 кВт, Vd. ном = 3300 В, /rt. НОм — 2500 А; инверторный ре-
жим — Р„ = 6000 кВт, Vк = 3200-4-3800 В, 1 „ = 1600 А.
Поглощающие устройства. Применение в качестве поглощающих
устройств сопротивлений, в которых энергия рекуперации бесполезно
рассеивается, целесообразно лишь тогда, когда количество энергии
рекуперации, поступающее на подстанции, незначительно и эта энер-
гия в основном потребляется электровозами, находящимися в тяго-
вом режиме. Это возможно на многопутных электрифицированных
участках с интенсивным движением, на которых почти всегда в зонах
питания имеются электровозы, потребляющие энергию. Но в некото-
рые моменты времени па таких участках возможно кратковременное
отсутствие электровозов — потребителей энергии рекуперации. В та-
ких случаях при отсутствии приемников энергии на подстанциях
возможны срывы рекуперативного торможения поездов, движущихся
с большой скоростью по уклону. Это недопустимо как с точки зрения
безопасности движения поездов, так и вследствие возникновения в
таких случаях чрезмерно высокого напряжения, опасного для тяговых
машин. Поэтому поглощающие сопротивления па подстанциях служат
резервным приемником энергии рекуперации в указанные моменты
времени. Их включение должно производиться безынерционно, как
только напряжение на шинах подстанции (7Ш превысит напряжение
холостого хода выпрямителя Vd0, т. е. при Um > Udo. Это неравен-
ство характеризует наличие электровозов, работающих в режиме ре-
куперативного торможения. Установка для поглощения избыточной
энергии рекуперации состоит из нескольких сопротивлений, рассчи-
танных каждое на ток 100 А при напряжении 4 кВ, т. е. на 400 кВт.
и включаемых автоматически безынерционно и поочередно в зависи-
мости от величины избыточной мощности. Сопротивления поглощаю-
щего устройства отключаются в обратной последовательности.
360
100. Сглаживающие устройства
Составляющие выпрямленного напряжения. Напряжение, полу-
чаемое от преобразовательных агрегатов, является не постоянным, а
пульсирующим (рис. 224, а). Периодичность пульсации при схемах
выпрямителей мостовой и «две обратные звезды» шестикратная и час-
тота пульсации соответственно равна 50 6 = 300 Гц. Выпрямлен-
ное пульсирующее напряжение аналитически можно представить как
сумму двух составляющих — постоянной Ua и переменной Udia. Чем
больше переменная составляющая по отношению к постоянной, тем
больше пульсация. Качество выпрямленного напряжения характери-
зуется коэффициентом пульсации ки, равным отношению переменной
составляющей Udn к постоянной Ud:
ка = UdJUd. (190)
Коэффициент пульсации выпрямленного напряжения при холос-
том ходе и синусоидальном симметричном сетевом напряжении при
указанных схемах выпрямления составляет примерно 4,2%, а при' но-
минальном токе без регулирования напряжения он достигает 7%.Пе-
ременная составляющая аналитически может быть представлена как
сумма синусоидальных переменных напряжений с частотой, кратной
частоте пульсации (рис. 224, б). Такие синусоидальные напряжения с
частотой 300; 600; 900; 1200 Гц и т.
щая составляющая, называют выс-
шими гармоническими составляю-
ними, или просто гармониками.
Порядок этих и других гармоник,
кратных промышленной частоте пе-
ременного тока /1г = 50 Гц, опре-
деляется делением частоты высшей
гармонической иа частоту 50 Гц.
Соответственный порядок будут
иметь и их коэффициенты пульса-
ции согласно выражению (190). Зна-
чения коэффициентов пульсации
при номинальном токе составляют:
при частоте 300 Гц /с116г«6,5%;
600 Гц—/сп12г«3,5%; 900 Гц—кП1ягда
«2%; 1200 Гц—гепМ|,« 1,5%. Сум-
ма этих гармоник показана на
рис. 224,в. Кроме указанных четы-
рех гармоник, в переменную со-
ставляющую входят другие гармо-
ники, дающие в сумме кривую
— ef (рис. 224, г).
Во многих случаях переменное
напряжение энергосистемы неси-
нусоидально, что вызывает увеличе-
ние пульсации гармоник и их cog-
д., из которых слагается перемен-
Рис. 224. Кривые выпрямленного на-
пряжения (а) и его составляющих
{б, в ,г)
361
тава. Кроме указанных гармоник 300; 600; 900; 1200 Гц и выше, в вы-
прямленном напряжении появляются также гармоники 100; 200; 400;
500 Гц и выше при асимметрии сетевого напряжения.
Мешающее действие высших гармоник. Переменная составляю-
щая выпрямленного напряжения, равная сумме указанных гармоник,
создает в контактной сети переменный ток, цепь которого замыкается
через тяговые двигатели и рельсы. Переменный ток вызывает электро-
магнитное, электростатическое и гальваническое действие на линии
связи. Электростатическое действие создается электрическим полем
проводов контактной сети, значение которого невелико, вследствие
чего не требуется специальных мер по устранению такого влияния на
линии связи. Гальваническое действие создается наложением пере-
менных токов высших гармоник, проходящих в рельсовой цепи и зем-
ле, на токи линии связи, у которых вторым проводом является земля.
На электрифицированных линиях пе допускают по этим соображениям
одиопроводные линии связи и должна быть обеспечена надежная изо-
ляция от земли двухпроводных линий связи.
Электромагнитное действие создается магнитным полем проводов
контактной сети. Магнитный поток этого поля имеет составляющие,
пропорциональные токам гармоник. Переменная составляющая маг-
нитного потока, пересекая близлежащие провода линии связи, наво-
дит в них э. д. с. Так как два провода связи одной цепи находятся по
отношению к контактной сети на различном расстоянии, то в них ин-
дуцируется э. д. с. различной величины одного направления. Разность
этих э. д. с. в двух проводах большой длины создает в телефонной се-
ти мешающий переменный ток, состоящий из тех же высших гармоник,
что и ток в тяговой цепи. Этот ток вызывает шум в телефонных аппа-
ратах и мешает вести переговоры или искажает телеграфные передачи.
Радикальными мерами для устранения электромагнитного влияния
тягового тока являются относы линии связи на расстояние более 100 м
от контактной сети или каблирование линии связи. Однако эти меры
требуют больших капитальных затрат. Более целесообразно приме-
нение на тяговых подстанциях сглаживающих устройств, не пропус-
кающих в контактную сеть ток высших гармоник. Каблирование ли-
ний связи значительно дороже сглаживающих устройств и применя-
ется при системе однофазного тока, так как последний вызывает не
только мешающее, но и опасное влияние на линии связи. В проводах
этих линий при близком расстоянии от пути возникает значительная
э. д. с. (1000 В и более), опасная для персонала и линий связи.
Схемы сглаживающих устройств (СУ). СУ состоит из одного
(рис. 225, а) или двух (рис. 225, бив) реакторов, включенных в мину-
совую шину, и резонансных контуров, состоящих из конденсаторов и
индуктивных катушек. Каждый контур настраивают в резонанс на
определенную частоту из числа гармоник, имеющихся в выпрямлен-
ном напряжении. Спектр частот в переменной составляющей выпрям-
ленного напряжения очень разнообразен — от 100 до 6000 Гц через
каждые 100 Гц, причем наибольшие амплитуды напряжений имеют
гармоники, кратные 300 Гц. Наибольшее мешающее воздействие на
линии связи оказывают гармоники от 100 до 1500 Гц.
362
10или35кВ
Контактная сеть
О)
Отсос
Рельс
>77777777777777777
‘dn
Van
От КВ
112н кФ
Орг
•М-151
Кр
.J
j 100ГН 200Гц 300Гц
Отсос
•t'3'ЗкВ
\2,ЭЗп1.
^ТЗБМКФ
Электровоз
3,3 к В
03-150
18-кОы
0К-В/150
ГзВено
OIOIOIOIOIO]
01
01 01
03
05 Ltf
Пзбено
РТ
1кч г
Рис. 225. Схемы однозвенного (о) и двухзвенных
(6, ej сглаживающих устройств
863
Постоянная составляющая выпрямленного напряжения не может
создать тока в резонансных контурах вследствие наличия в них кон-
денсаторов. Переменной составляющей напряжения создается ток,
проходящий по реактору и двум параллельным цепям (см. рис. 225, а):
первой — резонансным контурам, второй — контактной сети и тяго-
вым двигателям электровоза. Сумма падений напряжения в реакторе
ДДР и резонансных контурах ДДК равна переменной составляющей:
t/dn = (191)
Следовательно, падение напряжения в резонансных контурах яв-
ляется одновременно тем переменным напряжением, которое создает в
контактной сети мешающий переменный ток. Чем меньше падение на-
пряжения ДДК, тем меньше влияние тягового тока на линии связи.
В реальных СУ Д(7Р « 0,98£/dll; АД„ « 0,02(7f/[l.
Идеальным сглаживающим устройством является такое, у которого
независимо от частоты все напряжение переменной составляющей те-
ряется в реакторе Lp, а в резонансных контурах потеря напряжения
равна нулю. Для этого необходимо: сечение проводов, присоединяю-
щих контуры к шинам, выбирать как можно большим, а длину их
сокращать до минимума; во избежание активных потерь катушки вы-
полнять с наименьшим активным сопротивлением, а конденсаторы —
с наименьшим диэлектрическими потерями; контакты цепи контуров
выполнять с наименьшим переходным сопротивлением и постоянно
контролировать их состояние; индуктивное сопротивление каждого
контура подбирать соответственно емкостному сопротивлению этого
контура так, чтобы их общее сопротивление было равно нулю, т. е.
настраивать контуры точно в резонанс. Для резонанса n-й гармоники
необходимо соблюдение соотношения
*ьп=*с„ или tonLn==l/wnCn, (192)
где со„ — угловая частота /г-й гармоники; Сп и Ln — емкость и индук-
тивность для контура и-й гармоники.
Мешающее действие переменной составляющей выпрямленного
напряжения зависит от падения напряжения в цепи резонансных
контуров. Сглаживающее действие фильтра, предназначенного для той
или иной гармоники, т. е. проводящего ток этой гармоники, характе-
ризуется коэффициентом сглаживания ксгл.п. Коэффициент сглажива-
ния представляет отношение напряжения n-й гармоники Udan до
фильтра к напряжению этой гармоники после фильтра, или, что одно
и то же, к падению напряжения на контуре фильтра ДДКП:
v _ In Zn ?п
лсгл-п ... ,
''б'кп In гущ ZKn
Так как отношению напряжений соответствует отношение полных
сопротивлений, то коэффициент сглаживания какого-либо контура
можно представить выражением
„ ___ 2п ___ "|/(/?Ип ТДрп)2’! (Хкп 1'хрп)2 хрП
лсгл.<1— — ,/ „ =
. г,!п у Riin I а'кп Rivi
364
где хрп и хкп — индуктивные сопротивления реактора и контура для
гармоники п-й частоты; /?рп и /?кп — активные сопротивления реак-
тора и контура для гармоники и-й частоты.
В формуле (193) под знаком корня в числителе активные сопротив-
ления реактора /?рп и контура RKn и реактивное сопротивление кон-
тура хкп незначительны по сравнению с xvn, а в знаменателе х!т < Ri;n.
Ими пренебрегают ввиду малых значений.
Активное сопротивление контура складывается из диэлектричес-
ких потерь в конденсаторах, определяемых по углу потерь tg 6, и
активного сопротивления индуктивных катушек, проводов и контак-
тов. Это сопротивление
Якп = “ tg 6/ft>nCn,
где а — коэффициент, учитывающий активное сопротивление прово-
дов, контактов и катушек.
Следовательно,
УрТ' <0,|/ рп _ _ сп
Run «t «‘’/о),, С',, <xti; fi
(194)
Коэффициент сглаживания тем выше, чем больше и Сп и чем
меньше активное сопротивление контура.
Когда каждый контур LC настроен на частоту, кратную 300 Гц,
то сглаживающее устройство называется однозвенным (см. рис. 225, а).
Имеются такие же двухзвенные сглаживающие устройства, коэффи-
циент сглаживания которых выше однозвенных. В двухзвепном сгла-
живающем устройстве Западно-Сибирской ж. д. (см. рис. 225, б) три
контура LC настроены на частоты 100; 200 и 300 Гц. Емкость С4 сов-
местно с реактором Гр2 предусмотрена для сглаживания гармоники
частотой 174 Гц.
На рис. 225, в изображено двухзвенное семиконтурное сглаживаю-
щее устройство ВНИИЖТ. Первое звено состоит из шести контуров на
частоты от 100 до 600 Гц и реактора £р1; второе звено состоит из кон-
денсатора С7 и реактора ГР2, параллельно которому подключен кон-
тур Ьш Сш. Это звено рассчитано на сглаживание гармоник с частотой
выше 600 Гц. Звено ЕР2-£ШСШ образует фильтр-пробку для частоты
300 Гц, в котором принято Сш = 12 мкФ. При известных значениях
Сш и Ёр2 определяют величину Ьш исходя из условия резонанса при
частоте 300 Гц: xL + ’ х|0 или <т>Л,рв -| юА,,,, = 1/<оСи1, от-
куда Ьш = 1/соаС1И - 10,|/4.па • 300BC,I)-Lp2 - 281,5/Сш - Lp2.
Для снижения помех в каналах высокой частоты предусматрива-
ется включение конденсатора С 112 мкФ между катодом выпрямите-
ля и контуром заземления подстанций, как показано на рис. 225, в.
Ухо человека воспринимает гармоники частотой от 100 до 5000 Гц.
Однако действие их на слух при одном и том же напряжении различ-
но. Мешающее действие той или иной гармоники определяют, сравни-
вая ее с гармоникой частотой 800 Гц, принятой по международным нор-
мам. По нормам необходимо, чтобы значение общего эквивалентного
мешающего напряжения иям на выходе питающей линии тяговой се-
ти во избежание помех не превышало O,OO15(7d, т. е. около 5 В. Исхо-
365
дя из этой нормы выбирают индуктивности реакторов и емкости при
проектировании. Сглаживающие устройства в зависимости от индук-
тивностей реакторов обеспечивают следующие значения ксгл и U.IM:
Западно-Сибирской ж. д.—ксгл = 55-4-150, (7ЭМ = 2,84-1,2 В;
ВНИИЖТ — ксгл = 1804-340, (7ЭМ = 0,74-0,4 В.
При ненормальных режимах работы выпрямителей (работа без од-
ной фазы) возможно возникновение гармоники 150 Гц, имеющей боль-
шой коэффициент пульсации и вызывающей большие помехи в линии
связи. Для сигнализации о таком ненормальном режиме в цепь фильт-
ров включают ТТ катушечного типа ТКЧ, от которого питается токо-
вое реле РТ, замыкающее цепь сигнализации при возникновении гар-
моники тока 150 Гц.
При выполнении ремонтных работ в СУ необходимо внимательно
выполнять правила техники безопасности. Конденсаторы отключен-
ного СУ представляют большую опасность для обслуживающего пер-
сонала, так как на их обкладках сохраняются накопленные заряды.
Конденсаторы необходимо немедленно разрядить после отключения
СУ. Для разряда конденсаторов используют резистор /?р, цепь на ко-
торый создается разъединителем Р (см. рис. 223, а и б) при отключе-
нии СУ. Кроме того, необходим дополнительный разряд каждого кон-
денсатора специальным переносным разрядным резистором ввиду на-
личия у них остаточных зарядов, опасных для жизни человека.
Конструкция сглаживающего устройства. Реактор СУ устанавлива-
ют на изоляторах для изоляции от земли. Его индуктивность не зави-
сит от величины тока, так как он не имеет стального сердечника. Реак-
торы СУ комплектуют из блоков заводского изготовления. Блок сос-
тоит из четырех секций, в секции 14 рядов, а в каждом ряду 8 витков.
Блок имеет 8 выводов (по два вывода от каждой секции), что позволя-
ет осуществить параллельно-последовательное или параллельное сое-
динение секций между собой. Число блоков в СУ определяется тре-
буемой индуктивностью реактора, необходимой для достижения соот-
ветствующего значения коэффициента сглаживания в зависимости
от параметров контуров СУ.
В каждом контуре устанавливают по 2 катушки, расположенных
параллельно на брусе и взаимно перемещающихся одна относительно
другой. Изменением расстояния между катушками контура получают
требуемую индуктивность. Катушки выполняют из медного прово-
да, который наматывают на изолированный каркас. Конденсаторы
для СУ применяют типа ФМТЧ-12 с масляной изоляцией емкостью по
12 мкФ, рассчитанные на напряжение 4 кВ. Все соединения катушек
и конденсаторов выполняют из полосовой меди. Индуктивные катушки
и конденсаторы помещают по условиям безопасности в отдельном
изолированном помещении. Катушки размещают так, чтобы не было
взаимного влияния различных контуров друг на друга. По условиям
удобства монтажа конденсаторы и катушки устанавливают комплект-
но в металлических шкафах. Защиту конденсаторов и катушек от КЗ
осуществляют высоковольтными предохранителями типа ПК-6/150.
Реакторы ввиду больших габаритов и массы (около 4 т) устанавливают
в пристройке. •
366
Устройство разрядное. Отключение БВ при токах КЗ и перегруз-
ках на фидерах постоянного тока сопровождается подгоранием глав-
ных контактов и стенок .дугогасительных камер БВ срабатыванием
разрядников в РУ-3,3 кВ. Такие явления происходят от перенапря-
жений, создаваемых электромагнитной энергией, образующейся в ре-
акторах СУ. Величина запасенной энергии Wp зависит от индуктивности
реакторов Lp и квадрата тока / р, т. с. U7p LV1PI2. Действие шр про-
является в момент спада тока в реакторе, т. е. в момент гашения дуги
в БВ. Для гашения этой энергии применяют устройство разрядное
(УР), которое шунтирует реакторы. Применение УР при индуктив-
ности реакторов 10 мГн и более позволяет: в 2—3 раза уменьшить энер-
гию, выделяемую в дугогасительных камерах БВ; продлить срок служ-
бы БВ за счет уменьшения износа контактов и стенок дугогаситель-
ных камер; сократить время отключения тока КЗ выключателем, что
может снизить вероятность пережогов контактной сети; уменьшить пе-
ренапряжение на шинах 3,3 кВ, что существенно облегчит работу вен-
тильных разрядников.
УР (рис. 226) состоит из двух параллельных цепей диодов Д1-Д10
типа ВЛ-200-10 с резисторами R1-R10 и четырех секций на тиристо-
рах Т1-Т8 типа ТЛ-200-10. В каждой секции включено последователь-
но по 2 тиристора. В управляющие электроды тиристоров включены ва-
ристоры U1-U8 (варистор — нелинейный полупроводниковый резис-
тор, сопротивление которого изменяется в зависимости от величины ,
приложенного напряжения), которые являются датчиками для УР.
367
При нормальном режиме работы фидеров контактной сети на зажимах
1-12 реакторов образуется э. д. с. саоминдукции, величина которой
изменяется в зависимости от нагрузки подстанции. Из-за незначитель-
ной величины этой э. д. с. срабатывание УР не происходит. Когда от-
ключение БВ происходит от КЗ или перегрузки, то на реакторе (в мо-
мент спада тока в нем) появляется э. д. с. самоиндукции со знаком
плюс в точке 1 и знаком минус в точке 12. Если амплитуда э. д. с. са-
моиндукции превысит напряжение открытия варисторов U одной из
секций, например варисторов U1 и U2, начинает протекать неболь-
шой ток по цепи: 1-2-Д1, Д5 и Rl, R5-Rpl-U 1-Ct1-U2-Ct2-11-PC-
ТТ-12. Со стабилитронов Cil и Ст2 из точек 3 и 4 поступают поло-
жительные отпирающие потенциалы на управляющие электроды ти-
ристоров Т1 и Т2. При открытом состоянии тиристоров 77, Т2 проте-
кает больший ток по цепи: 1-2-Д1, Д5 и Rl, R5-Rpl-Tl, Т2-11-РС-ТТ-
12. Когда ток через разрядный резистор Rpl достигнет величины, при
которой падение напряжения на нем станет больше напряжения от-
крытия варисторов другой цепи, например U3 и U4, произойдет отпи-
рание тиристоров второй секции и т. д. Энергия, запасенная в реак-
торах Lpl, Lp2, рассеивается в резисторах Rpl-Rp4. После отключения
БВ снижается до рабочего значения напряжение на реакторе и изме-
няется полярность на нем — минус в точке 1 и плюс в точке 12. Тирис-
торы закрываются, шунтирующее действие УР прекращается.
При пробое тиристоров любой секции происходит ложная работа
УР. Вследствие длительного шунтирования реакторов нарушается
нормальная работа СУ. Кроме того, длительное протекание пульси-
рующего тока через диоды Д1-Д10 может вывести их из строя.
Блок защиты УР состоит из диодного моста Д11-Д14, фильтра из
конденсаторов С1 и С2, стабилитронов Ст9-Ст13, резисторов R35 и
R36, герконного реле РТ с магнитоуправляемыми контактами. При
пробое тиристоров происходит бросок тока через первичную обмотку
ТТ. Во вторичной обмотке ТТнаводится э. д. с. значительной величи-
ны, которая, выпрямляясь диодным мостом и стабилизируясь, пода-
ется на быстродействующее реле РТ. Реле РТ срабатывает при
амплитудном значении тока в первичной обмотке ТТ более 20 А. Кон-
такты реле РТ замыкают цепь моторного привода, действующего на
отключение разъединителя Р. При действительной работе УР, т. е.
при шунтировании им реакторов в момент отключения БВ от токов
КЗ или перегрузки, импульс тока также трансформируется во вторич-
ную обмотку ТТ, однако реле РТ не срабатывает, так как фильтр из
конденсаторов С1 и С2 задерживает нарастание напряжения на катуш-
ке реле РТ на время отключения БВ. Срабатывание УР фиксируется
регистратором срабатывания PC.
101. Схемы РУ тяговых подстанций постоянного тока
РУ постоянного тока. Схема РУ-3,3 кВ, как и схема любой электро-
установки, должна обеспечивать надежность электроснабжения потре-
бителей, быть несложной и наглядной, безопасной в обслуживании,
368
Рис. 227. Схема РУ-3,3 кВ
недорогой при монтаже и эксплуатации. Указанным требованиям удов-
летворяет схема РУ-3,3 кВ (рис. 227) с рабочей (РИГ), минусовой (МНР
и запасной (3UJ) шинами. Рабочую шину соединяют с контактной
сетью, а минусовую — с ходовыми рельсами, которую изолируют от
земли для уменьшения блуждающих токов. К. минусовой шине под-
ключают реакторы 31 и 32 для сглаживания пульсации выпрямлен-
ного напряжения так, чтобы через них проходил весь ток подстанции.
Отсасывающая линия выполняется, как правило, воздушной.
Рабочая и запасная шипы состоят из трех секций. К 1-й и 2-й сек-
циям присоединяют одинаковое количество преобразовательных агре-
гатов ПА и^питающих линий (фидеров) контактной сети. Например,
ПА1, состоящий из трансформатора 1 и выпрямителя 2 с реле земля-
ной защиты 3 и разрядниками 4., присоединяют к шинам 3,3 кВ по-
средством БВ 5 и разъединителей 8 с заземляющими ножами 7. Послед-
ними заземляют также конденсатор С (в катодной цепи выпрямителя)
через разрядный резистор 6.
К 3-й секции шин присоединены аппараты и приборы, общие для
1-й и 2-й секций, которые должны работать как при включенных обоих
секционных разъединителях 10 и 15 с заземляющими ножами И и 14,
так и при работе самостоятельно 1-й или 2-й секции ири выводе в ре-
монт одной из них. К 3-й секции присоединены: резонансные контуры
СУ с ТТ 30 и разрядным резистором 29 через разъединитель 28 е за-
земляющими ножами 27; реакторы 31 и 32 с разрядным устройством
УР-2 и стационарными измерителями мешающих напряжений ИМН-3;
разъединитель 25 для плавки гололеда; разрядник 13 через разъеди-
нитель 12; запасный выключатель 26 через разъединители 24.
369
Секционирование рабочей и запасной шин 3,3 кВ позволяет пооче-
редно выводить в ремонт 1-ю и 2-ю секции без полного погашения
РУ-3,3 кВ. Например, при ремонте 1-й секции шин сначала отключа-
ют БВ фидеров (и их разъединители), присоединенных к 1-й секции,
БВ 5, разъединители 8, затем секционный разъединитель 10\ включа-
ют заземляющие ножи 9. После окончания ремонтных работ все опе-
рации по переключениям выполняют в обратном порядке; отключают
заземляющие ножи 9, включают разъединители 8 и БВ 5, разъедини-
тели 10, разъединители и БВ фидеров.
На рис. 227 изображено только два фидера контактной сети Ф1 и
Ф8, остальные аналогичны. Число фидеров контактной сети зависит
от количества путей электрифицированного участка, путевого разви-
тия станции (количества парков), наличия или отсутствия электровоз-
ного депо и т. д. Фидеры соединяют с рабочей шиной однополюсными
разъединителями 16, 19, 20 и БВ прямого тока 18. С запасной шиной
фидеры могут быть соединены обходными разъединителями 23. Для
соединения рабочей и запасной шин предусмотрен запасный БВ 26 с
разъединителями 24. Перевод без перерыва питания по фидеру № 1 на
запасный выключатель 26 для производства ремонта или испытания
линейного выключателя 18 производят следующим образом: сначала
включают обходные разъединители 24 запасного выключателя 26 и
обходной разъединитель 23 фидера; затем включают запасный вы-
ключатель 26 и отключают линейный выключатель 18 и разъедините-
ли 16 и 19 (линейный 19 и шинный 16 разъединители имеют общий при-
вод, что указано штриховыми линиями), включают заземляющие но-
жи 17. После выполнения указанных операций фидер № 1 питается
от рабочей шины через запасный выключатель, запасную шину и об-
ходной разъединитель. Виод выключателя 18 в работу производится
в обратном порядке.
Все разъединители РУ-3,3 кВ снабжены стационарными заземляю-
щими ножами, сблокированными с главными ножами. На каждом фи-
дере присоединен разрядник 22 типа РМВУ-3,3, дополненный роговым
разрядником 21 с плавкой вставкой. Последняя необходима для защи-
ты от взрыва РМВУ-3,3, когда через него протекают токи выше номи-
нальных значений, появляющиеся под действием волны перенапряже-
ний, набегающей с контактной сети. Назначение РМВУ 3,3—не пропу-
стить (срезать) волну перенапряжений из контактной сети в РУ-3,3 кВ.
Разрядник 13 РВПК-3,3 предназначен защищать оборудование
РУ-3,3 кВ от коммутационных перенапряжений и резервировать
разрядник РМВУ-3,3 при прохождении атмосферных перенапря-
жений с контактной сети в РУ-3,3 кВ. Максимальное значение пробив-
ного напряжения при / = 50 Гц составляет 7,5—8,5 кВ для РВПК-3,3
и 9,5 — 13 кВ для РМВУ-3,3.
Схема РУ-3,3 кВ (см. рис. 227) является типовой для подстанций .
с любым первичным напряжением. БВ в катодной цепи в основном
выполняет роль коммутационного аппарата. Подключение поглощаю-
щего устройства не всегда необходимо. Па участках с недлинными и не-
крутыми подъемами и спусками и интенсивным движением поездов в
обоих направлениях нет необходимости в установке поглощающего уст-
370
ройства. СУ состоит из семи контуров. Фидеры 3,3 кВ снабжены ис-
пытателями короткого замыкания ЙКЗ и реле напряжения PH. ИКЗ
предназначен для измерения остаточного сопротивления Ro контакт-
ной сети после автоматического отключения БВ и сравнения его с кри-
тическим (установленного для данного участка контактной подвески)
сопротивлением /?кр. Если Rn <Z Rltp, то это означает глухое КЗ в кон-
тактной сети и ИКЗ запрещает действие ЛИВ. При Ro > Ркр отсутст-
вует КЗ в контактной сети и ИКЗ разрешает действие АПВ фидера
3,3 кВ. Реле PH, измеряя напряжение па шипах 3,3 кВ, предназначе-
но контролировать причину отключения фидерного выключателя. Оно
имеет искусственно уменьшенный коэффициент возврата — срабаты-
вает (возбуждается) при напряжении 2000 В и отпадает (теряет воз-
буждение) при напряжении 1000 В. При КЗ вблизи шин подстанции,
когда напряжение становится ниже 1000 В, реле PH теряет возбуж-
дение и замыкает свои контакты в цепи запуска телеблокировки, по-
средством которой по проводной линии связи передается высокочас-
тотный сигнал на отключение БВ поста секционирования или тяговой
подстанции противоположного конца фидерной зоны. Короткозамыка-
тель 33 предназначен для создания шунтирующей цепи с целью умень-
шения времени опасного воздействия токов КЗ на кабели и подземные
сооружения при КЗ в РУ-3,3 кВ.
Распределительные устройства переменного тока. Схемы распреде-
лительных устройств (РУ) переменного тока обусловливаются вели-
чиной питающего напряжения и способом подключения подстанции
к питающей электрической системе. В настоящее время все схемные узлы
тяговых подстанций постоянного и переменного тока унифицированы,
т. е. РУ одних и тех же напряжений имеют одинаковые типовые реше-
ния. РУ переменного тока первичного напряжения может быть с сис-
темой сборных шин и без них. В первом случае выполняют подстан-
ции с первичным напряжением 10; 35 и ПО (220) кВ, во втором слу-
чае— тяговые подстанции 110 (220) кВ, включенные в рассечку
ЛЭП-110 (220) кВ или на отпайке от ЛЭП-110 (220) кВ.
Схемы РУ-110 и 10 кВ промежуточной подстанции изображены на
рис. 228. Рассматриваемая подстанция с первичным напряжением
ПО кВ включена в рассечку ЛЭП-110 кВ. Трехобмоточные понижаю-
щие трансформаторы Тр1 и Тр2 со встроенными ТТ 17 присоединены
к вводам № 1 и № 2 через разъединители 3, 10 с моторными привода-
ми и быстродействующие отделители 11, дополненные короткозамыка-
телями 13, в цепи заземления которых включены ТТ 12. Рабочая пере-
мычка, соединяющая вводы №1 и№2, состоит из выключателя 7 а
встроенными ТТ 6' и разьедпнителей 5. Ремонтная перемычка выпол-
нена разъединителями 1 с ТТ 2, к которым присоединяется релейная
защита ЛЭП-110 кВ. ТП 4 предназначены для подключения релейной
защиты лиций. Разрядники 8, 16, 21, имеющие регистраторы срабаты-
вания 9, защищают трансформаторы Тр1 и Тр2 от перенапряжений со
сторон ПО, 35 и 10 кВ. Нейтрали первичных обмоток Тр1 и Тр2 могут
быть соединены с землей разъединителями 20 с моторными приводами
или разрядниками 22 по указанию энергосистемы в зависимости от ве- ,
лп ишы тока однофазного КЗ и типов защит, примененных в электри-
371
ческой системе. В цепи нейтралей включены ТТ 19 для подключения
фильтровых защит.
РУ-10 кВ выполнено из комплектных камер с выкатными масля-
ными выключателями, снабженными штепсельными разъемами. Вво-
ды в РУ-10 кВ подключают через выключатели 25 и ТТ 26. Разъедини-
тель 27 с заземляющим ножом необходим для создания видимого раз-
рыва цепи при выполнении ремонтных работ в камере ввода. Выклю-
------Ввод №1 г
Л1
д' д
.6 д ё X
Ввов№2 Г
Рис. 228. Схема РУ-110 и 10 кВ промежуточной тяговой подстанции лостоян-
. ного тока, включенной в рассечку ЛЭП-110 кВ
372
чзтелями 28 присоединяют преобразовательные агрегаты к шинам
10 кВ. К ТТ 29 подключают защиты преобразовательного агрегата.
От шин 10 кВ питаются ТСН и нетяговые потребители по фидерам Ф.
К шинам К) кВ подключены разрядники 15 и TH 14, защищаемые пре-
дохранителями 18.
В аварийных режимах элементы схемы подстанции работают сле-
дующим образом. При КЗ на ЛЭП, например в точке К на линии Л,
релейная защита, подключенная к ТТ 6 и TH 4, отключает выключа-
тель 7, который отделяет поврежденный участок ЛЭП от неповреж-
денного; отключается также выключатель 211 па районной подстанции
РП2. В период бестоковой паузы устройства автоматики отключают
разъединитель 3 ввода № 2, а затем включают выключатель 7;
подстанция питается от РП1. Устройства АПВ включают 2В на РП2.
При КЗ в трансформаторе Тр2 его защита отключает выключатели со
сторон 10 и 35 кВ и включает короткозамыкатель 13, создавая искусст-
венное однофазное КЗ для Л ЛЭП-110 кВ. В этом случае сначала от-
ключаются выключатель 7 тяговой подстанции, затем выключатель
2В на РП2. В период бестоковой паузы отключается отделитель 11,
после чего включается выключатель 7 и 2В па РП2. При КЗ иа шинах
10 кВ отключается секционный выключатель 23 от релейной защиты,
подключенной к ТТ 24, а затем выключатель ввода 10 кВ, который
соединяет поврежденную секцию с трансформатором.
Схема главных электрических соединений промежуточной подстан-
ции. Подстанция (рис 229), включенная в рассечку ЛЭП-И 0(220) кВ,
состоит из четырех РУ: ПО, 35, 10 и 3,3 кВ. РУ-110 и 10 кВ такие же,
как на рис. 228 и их элементы имеют такие же цифровые обозначения.
РУ-3,3 кВ изображено в сокращенном объеме, оно такое же, как на
рис. 227.
РУ-35 кВ имеет одинарную систему сборных шин, секционирован-
ную выключателем 41 с встроенными ТТ 39 и разъединителями 40.
К каждой секции присоединены обмотки 35 кВ Тр1 и Тр2 через разъе-
динители 31 и 35, выключатели 33 со встроенными 32 и отдельно стоя-
щими 34 ТТ; TH 36 и разрядники 37 через разъединители 38\ фидеры
Ф1—Ф4 для питания нетяговых потребителей через разъединители 42
и 45 и выключатели 44 со встроенными ТТ 43. Встроенные ТТ исполь-
зуют для] подключения релейных защит, отдельно стоящие — для
счетчиков и защит (на фидерах Ф1—Ф4 не показаны отдельно стоящие
ТТ) Разъединители снабжены необходимым количеством заземляющих
ножей в зависимости от их положения в схеме.
Рекомендуется применение следующих выключателей: РУ-110 кВ—
МКП НО, ВМК-ПО, У-110; РУ-35 кВ - С-35, ВМК-35; РУ-10 кВ —
ВМП-10, ВМГ-10; РУ-3,3 кВ — ВАБ-28 в катодных цепях и ВАБ-43
на фидерах.
На подстанции предусматривается устанавливать, как правило,
два главных понижающих трансформатора (ГПТ) с единичной мощ-
ностью не менее 16 МВ - А (это же относится к отпаечным и опорным
подстанциям) и необходимое количество преобразовательных агрега-
тов (ПА), но не менее двух. Режим работы ГПТ — параллельный или
раздельный. При отключении одного ГПТ или ПА электроснабжение
373
Рис. 229. Схема главных электрических соединений промежуточной тяговой
374
подстанции постоянного тока, с первичным напряжением ПО цВ
375
заданных размеров движения при нормальной схеме питания, а также
питание нетяговых нагрузок первой категории должно обеспечиваться
за счет оставшихся в работе ГПТ и ПА, т. е. мощность ГПТ должна
иметь 100%-ный резерв для тяги и нетяговых потребителей первой
категории с учетом нагрузочных способностей ГПТ.
При параллельной работе ГПТ секционные выключатели 41 и 23
включены. Они включены также, когда один ГПТ в работе, а второй
в резерве. При аварийном отключении работающего ГПТ включение
резервного ГПТ осуществляется устройством АВР трансформатора.
Раздельная работа ГПТ и секций шин 35 и 10 кВ применяется, когда
необходимо ограничить токи КЗ, чтобы использовать недорогую стан-
дартную аппаратуру. При аварийном отключении одного из ГПТ вклю-
чаются секционные выключатели 41 и 23 устройством АВР, чем обес-
печивается питание потребителей, подключенных к секциям с отклю-
чившимся ГПТ, Таким образом, режим работы ГПТ зависит от кон-
кретных местных условий, но всегда предназначен для надежного
электроснабжения потребителей первой категории.
На кабельных вставках фидеров Ф5, Ф6, ПЭ1 и ПЭ2 устанавливают
ТТ нулевой последовательности 30, к которым подключают защиты от
однофазных замыканий на этих фидерах.
402. Конструкция РУ тяговых подстанций постоянного тока
Закрытые РУ. Действующие тяговые подстанции имеют различные
варианты зданий в зависимости от года постройки — одноэтажные с
полуподвалом и без него, двухэтажные с размещением щита управле-
ния в машинном зале и в отдельном помещении. В целях сокращения
капитальных затрат на сооружение устройств электроснабжения
(устройство подъездных путей, подземных и других коммуникаций, а
также приобретение строительных материалов) здания тяговых под-
станций, где это необходимо, делают совмещенными с дистанциями кон-
тактной сети.
В двухэтажных зданиях тяговых подстанций первый этаж имеет
высоту 2,2 м, второй этаж — 3,5 м. Оба этажа выполнены из сборно-
блочных железобетонных конструкций, что позволило индустриализи-
ровать строительные и монтажные работы путем изготовления ст рои-
тельных, санитарно-технических и монтажных деталей, конструкций
и узлов на заводах с последующей сборкой их на месте. В первом эта-
же размещены сглаживающее устройство, аккумуляторное помещение,
кабельное хозяйство и вспомогательные помещения. На втором этаже
в машинном зале находятся кремниевые выпрямители и РУ-3,3 кВ.
В отдельном помещении расположены щит управления, релейные щиты,
стойка телемеханики и полупроводниковый подзарядпый выпрями-
тель. РУ-10 кВ на ранее построенных тяговых подсынщпях ПО, 35 и
10 кВ выполнено однорядным в отдельно стоящем помещении.
На основании опыта проектирования и эксплуатации, исходя из
условий удобств и безопасности обслуживания в настоящее время об-
щеподстанционные устройства управления, служебные и сантехни-
376
ческие помещения, РУ-10 и 3,3 кВ располагают в одном одноэтажном
здании, план которого приведен на рис. 230 (рис. 230, б является про-
должением рис. 230, а), а характерные разрезы для рис. 230, б при-
ведены на рис. 231. На рис. 230, а обозначено: 1 и 2 — панели счетчи-
ков присоединений и фидеров 35 и 10 кВ; 3—щиток телесигнализа-
ции фидеров 10 кВ и СЦБ; 4 — стойки БФАМ-70; 5—14 — стойки за-
щит присоединений НО (220), 35 и 10 кВ; 15 и 16 — шкафы собствен-
ных нужд постоянного и переменного тока; 17 — зарядно-подзаряд-
ные агрегаты ВАЗП-380/220 В-40/80; 18 — установка пожарной сиг-
нализации; 19 — стойка телемеханики; 20 — шкаф РПН; 21—24 —
стойки щита управления и сигнализации; 25 — стол и кресло дежур-
ного; 26 — пульт дистанционного управления разъединителями кон-
тактной сети; 28 и 29 — щитки рабочего и аварийного освещения под-
станции; 30 — защитные средства; 31 — холодильник бытовой; 32 —
шкаф для документации; 33 — бачок для воды; 34 — стол; 35 — двой-
ной шкаф для одежды; 36 — шкаф управления вентиляционной за-
слонкой дизель-генераторной; 37 — шкаф отопления и вентиляции
аккумуляторного помещения.
РУ-10 кВ (рис. 230, б), составленное из камер КВВО, прислонено
к стене, за которой установлены главные и преобразовательные транс-
форматоры и ТСН. РУ-3,3 кВ и СУ размещены с поотивоположной
стороны. Нахождение РУ-10 кВ в отапливаемом помещении повышает
надежность работы его оборудования в зимних условиях На рис. 230, б
и 231 показаны: 1 — шкаф собственных нужд переменного тока;
2 — трансформатор сухой ТЗС-16/0,66; 3 — камера ввода 10 кВ; 4 —
камера масляного выключателя трансформатора подогрева; 5 — хозяй-
ственная камера; 6 — камера фидера 10 кВ; 7 — камера фидера плав-
ки гололеда; 8 — камера преобразовательного агрегата; 9 — камера
трансформатора напряжения; 10 — резервная камера фидера 10 кВ;
11 — камера фидера ПЭ; 12 — камера ТСН; 13 — боковая рама ограж-
дения; 14 — ограждение; 15 —камера фидерного выключателя 3,3 кВ;
16 — камера катодного выключателя 3,3 кВ; 17 — камера секционно-
го разъединителя № 2 ; 18 — конструкция крепления шип «+» п «—»;
19 — камера переключателей СУ; 20— сборные шины 3,3 кВ; 21 —
СУ; 22 — БВ; 23 — шины «+» и «—» агрегата; 24 — камера запасного
выключателя 3,3 кВ; 25 — камера секционного разъединителя № 1 и
разрядника РВПК; 26 — ограждение между фидерами.
РУ постоянного тока выполняют по нормам и требованиям, предъ-
являемым к конструкциям таких же распределительных устройств
переменного тока, рассмотренных выше (см. гл. IV). РУ-3,3 кВ имеют
однорядное расположение камер выключателей и разъединителей а
прислоном их к стене помещения и выполнением этих камер из метал-
локонструкций. Камеру выключателя (или двух выключателей) и
камеру разъединителей одного присоединения размещают в ряд вдоль
помещения. Выводы к питающим линиям и выпрямителям осуществля-
ют голыми шинами без ограждения. Аппаратуру управления выклю-
чателем и разъединителем, в том числе рычажные приводы и блоки-
ровки, размещают на передней стенке каждой камеры РУ.
377
co
00
Рис. 230. План расположения оиорудования общеподстанцнонного пункта управления (а), РУ-10 и 3,3 кВ (6) в закрытой
части подстанции
Открытые РУ. На открытой территории тяговых подстанций раз-
мещают РУ-110 (220) и 35 кВ. На этих же площадках на многих под-
станциях установлены и комплектные распределительные устройства
10 кВ. Открытые РУ-35; 110 (220) кВ тяговых подстанций выполняют
согласно правилам и нормам, описанным в гл. IV.
Для ускорения и удешевления строительных работ разработаны
РУ-110 (220) и 35 кВ рамного типа. Ячейки такого РУ представляют
бесфундаментные железобетонные опоры, установленные в грунт мето-
дом погружения, скрепленные снизу и сверху швеллерным или угло-
вым железом, обеспечивающим конструкции необходимую жесткость.
Рассмотрим план и разрезы РУ-110 кВ промежуточной тяговой
подстанции ПО кВ. Цифровые обозначения на поясняющей схе-
ме, плане (рис. 232) и разрезах (рис. 233) приняты одинаковыми.
РУ-110 кВ выполняют в виде двухъярусной рамы из железобетонных
опор 15, соединенных в продольном (разрез Л-Л) и Поперечном (раз-
Рис. 231. Разрезы здания тяговой подстанции постоянного тока по РУ-10 и
3,3 кВ
379
Рис. 233. Разрезы РУ-110 кВ промежуточной тяговой подстанции постоянного
тока
рез Б- Б) направлениях вверху железобетонными 14 и внизу металли-
ческими 16 связями из стали швеллерного или углового профиля. Поэ-
тому РУ такой конструкции называют РУ рамного типа. На нижних
связях располагают коммутационную аппаратуру; к верхним связям
через изоляторы закрепляют токовсдущие части (перекидки), от ко-
торых посредством спусков осуществляют соединение аппаратов со-
гласно схеме.
Конструкции открытой части подстанции очень разнообразны, не-
смотря на имеющуюся унификацию схемных и конструктивных уз-
лов, и зависят, в частности, от местных геологических условий, типов
используемого оборудования, конфигурации и напряжения сети и т. д.
Однако все конструктивные решения направлены на выполнение сле-
дующих основных требований: надежность и долговечность работы,
удобство и безопасность обслуживания, высокая экономичность при
строительстве и эксплуатации.
Примером такого конструктивного решения с применением комп-
лектных ячеек наружной установки в РУ-35 кВ и выпрямителей с ес-
тественным воздушным охлаждением служит промежуточная тяговая
подстанция (рис. 234, а) с первичным напряжением 110 кВ, включен-
ная в рассечку ЛЭП-110 кВ. На рисунке обозначены: 1 — поглощаю-
щие сопротивления; 2 и 20 — вводы в РУ-35 кВ; 3, 4, 5 и 6 — фидеры
35 кВ; 8 — секционный выключатель; 7 и 10 — TH; 9 - фидер плав-
381
a)
Рис. 234. План промежуточной тяговой подстанции постоянного тока с камерами
РУ-3,3 кВ внутренней (с) и наружной (б) установки
382
Рис. 235. Комплектная ячейка фидера (а) и TH (б) РУ-35 кВ
ки гололеда; 11 — шинный мост 35 кВ; 12 и 14 — вводы в РУ-110 кВ
смонтированные на конструкциях рамного типа; 13 — выключатель
перемычки ПО кВ; 16 и 19— главные понижающие трансформаторы
110/35/10 кВ; 17 и 18 — шинные сборки от обмотки 35 и 10 кВ транс-
форматоров 16 и 19\ 21 и 24 — преобразовательные трансформаторы;
22 и 23 — выпрямители с естественным воздушным охлаждением; 25 —
кабельный канал; 26 и 27 — ТСН; 28 — здание подстанции; 29 —
реакторная СУ.
Для транспортировки тяжелого оборудования (трансформаторов,
масляных выключателей и др.) к тяговой подстанции прокладывают
подъездной путь 15 и указанное оборудование но возможности уста-
навливают вдоль этого пути па территории подстанции.
Защиту от прямых ударов молнии осуществляют молниеотводами,
устанавливаемыми так, чтобы все открытые распределительные уст-
ройства и здание входили в их зону защиты.
Ранее применялся вариант выполнения РУ-3,3 кВ из комплексах
камер наружной установки (рис. 234, 6), представляющих собой ме-
таллические шкафы закрытого типа с оборудованием соответствую-
щего назначения для фидеров контактной сети Ф1-Ф6, запасного авто-
мата ЗА, кремниевых выпрямителей 1<В1 и КВ2, СУ с реакторами и
поглощающего устройства ПУ. Рабочая и запасная шины 3,3 кВ рас-
положены над ячейками 3,3 кВ, минусовая — над реактором. Циф-
ровые обозначения остального оборудования такие же, как на
рис. 234, а. Следует отметить, что РУ-3,3 кВ из комплектных камер
наружной установки в эксплуатации оказались неудобны.
Комплектная ячейка фидера 35 кВ (рис. 235, а) представляет метал-
лический сварной каркас 10, на боковых кронштейнах которого уста-
новлены шинный 1 и линейный 6 разъединители, снабженные зазем-
383
ляющими ножами 2, 5, 7 и приводами 9. Внутри ячейки размещены
выключатель 3 и трансформаторы тока 4. На каркасе ячейки укреп-
лен зажимный шкаф 8. Комплектная ячейка TH (рис. 235, б) представ-
ляет металлический сварной каркас 7, на кронштейне которого за-
креплен разъединитель 2 с заземляющими ножами 1 и 3, управляемый
приводом 6. Внутри ячейки размещены разрядник 4 и TH 5.
W3. Выбор оборудования и определение мощности подстанции
Выбор оборудования. Для РУ переменного тока 6; 10; 35; ПО;
220 кВ выбор оборудования производится так же, как и для понижаю-
щих подстанций.
Для РУ-3,3 кВ шины, ответвления от них, изоляторы и разъеди-
нители выбирают по тем же условиям, что и для устройств переменного
тока. Проверку их на термическую и динамическую стойкость не про-
изводят, учитывая быстродействие защиты и отсутствие динамического
действия со стороны других проводников с током.
Быстродействующие выключатели выбирают по номинальным па-
раметрам (току и напряжению) и проверяют по отключающей способ-
ности:
ном-отктг^ Iк.max’
где ^ном. откл — номинальный ток, отключаемый выключателем, А;
/к. max — наибольший ток КЗ на шинах 3,3 кВ, А.
Наибольший ток КЗ на шинах 3,3 кВ
Ы'«/.ном "
ык/100 -|-£SnA/SK
(195)
где Id,a0№ —номинальный ток одного выпрямителя подстанции, А;
«к — испытательное напряжение КЗ трансформатора преобразова-
тельного агрегата в %; 25па — мощность трансформаторов всех пре-
образовательных агрегатов подстанции, тыс. кВ • A; SK — мощность
КЗ на шинах 10 или 35 кВ, от которых питаются трансформаторы аг-
регатов, тыс. кВ • A; N — количество преобразовательных агрега-
тов на подстанции, равное числу выпрямителей; М принимается на
основании расчетного числа выпрямителей:
^д.подст/^d.HoM’ (196)
где ^д.подст — эффективный ток, определенный расчётом энергоснаб'
жения, для подстанции, А.
Так как Урасч, как правило, — дробное число, то его округляют
до целого-значения N в большую сторону, если дробная часть состав-
ляет 10% и более целого числа ДГрасч, и в меньшую сторону, когда ме-
нее 10%.
Если отключающая способность одного БВ выбранного типа не-
достаточна, то устанавливают два выключателя в одной цепи последо-
вательно.
384
Рис. 236. Расчетная схема для определения мощности тяговой подстанции
Мощность тяговой подстанции. Мощность подстанции определя-
ется в зависимости от величины первичного напряжения и способа при-
соединения ее к питающей сети.
Мощность на шинах подстанции с первичным напряжением 10 кВ
(см. ТП8 на рис. 205)
^ш.max.10 (^-^ПА 4”Siuax “В *-*i'cn) ^-р » (197)
где SSha — мощность трансформаторов всех преобразовательных
агрегатов подстанции, равная М511ом.тр (N — число выпрямителей,
принятых к установке на подстанции, и 5ном.тр — номинальная мощ-
ность трансформатора, с которым комплектуется выпрямитель); S,'iax —
мощность нетяговых потребителей, питающихся от шин 10 кВ, кВ - А
[см. формулу (21)]; ST(4, - номинальная мощность одного ТСН,
кВ • А; /ср — коэффициент, учитывающий разновременность наступ-
ления максимумов тяговой и нетяговой нагрузок (ориентировочно
/ср = 0,95 4- 0,98).
Мощность на шинах тупиковой подстанццни напряжением 35 кВ
(ТП1 и ТП4 на рис. 236)
•Sm.Tll35 = (2Sha 4- ^jShom.tp 4" Stch) кр, (198)
где SSiia — то же, что и в формуле (197); StI0M..rp — мощность одно-
го трансформатора для питания нетяговой нагрузки, определяемая
по формуле (19) или (20), кВ • A; STCH — номинальная мощность од-
ного ТСН, присоединенного к шипам 35 кВ, кВ • А; /ср — то же, что
и в формуле (197).
Мощность на шинах опорной 77/2 или транзитной ТПЗ подстан-
ции напряжением 35 кВ (см. рис. 236)
5ш,оп.ТП35 [(XSriA 4“ ’SliOM.Tp ”Ь STch) ftp “Ь транз) » (199)
где SS-гранз—мощность подстанций, питающихся транзитной энергией
от шин проектируемой подстанции, кВ • А; для подстанции ТПЗ
25транз равна мощности- подстанции ТП4, а для подстанции ТП2
13 А. А. Прохорскпй 385
-STpaII3 равна сумме мощностей подстанций ТП1, ТПЗ и ТП4\ к,, —
коэффициент, учитывающий разновременность наступления максиму-
мов нагрузок на проектируемой и питающихся от ее шин подстанциях
(/Ср = 0,6-4-0,8); чем больше подстанций питается от шин проектируе-
мой подстанции, тем меньше значение к,'.
Расчетная мощность промежуточной подстанции (см. ТПЗ—ТП5
на рис. 205) с трансформаторами 110/35/10 кВ
‘-’расч.шах 110 = (^ш.тахЮ И- ^ш.щйхЗб) (200)
где Snj.maxl0 — наибольшая мощность на шинах 10 кВ, определенная
по формуле (197); Sm.inax36 — наибольшая мощность па шинах 35 кВ,
вычисленная по формуле (21); кр — коэффициент разновременности
(ориентировочно кр = 0,95-4-0,98).
Единичная мощность трансформатора выбирается согласно усло-
вию (19) или (20).
Мощность на шинах ПО или 220 кВ опорной подстанции
•^ш.оп.ТП! 1 0 (^*^пом тр + SSтрапа) ^Р» (201)
где S!10M,Tp — мощность одного двух- или трехобмоточиого понижаю-
щего трансформатора, установленного на подстанции [см. формулы
(200), (19), (20)]; STpans, «р — то же, что и в формуле (199).
104. Контрольно-измерительная аппаратура
Вольтметры для измерения напряжения устанавливают на шинах
собственных нужд постоянного и переменного тока, выпрямленного
напряжения 3,3 кВ, РУ переменного тока 6; 10 и 35 кВ. На шинах
НО кВ измеряют напряжение только на опорных тяговых подстан-
циях.
Амперметры для контроля за нагрузкой устанавливают в цепях
следующих присоединений: со стороны выпрямленного напряжения
преобразовательного агрегата (иногда дополнительно и с сетевой сторо-
ны трансформатора преобразователя); ка каждом фидере 3,3 кВ и фиде-
рах нетяговых потребителей 6: 10 и 35 кВ; со стороны первичной обмот-
ки понижающего трансформатора 35/10 и 110/10 кВ; со стороны обмотки
35 и 10 кВ трехобмоточного трансформатора с первичным напряжени-
ем НО или 220 кВ; со стороны низшего напряжения трансформаторов
собственных нужд; вводов подстанций напряжением 6; 10; 35 и ПО
(220) кВ опорных тяговых подстанций.
Счетчики для учета активной и реактивной энергии устанавливают
на фидерах нетяговых потребителей напряжением 6; 10 и 35 кВ; фи-
дерах 3,3 кВ (только активные) подстанций, питающий контактную
сеть соседней дороги; сторонах 10 и 35 кВ трех обмоточного трансформа-
тора 110/35/10 кВ; первичной стороне понижающего трансформатора
35/6 или 35/10 кВ; сетевой сторонетрансформатора преобразовательно-
го агрегата (по требованию энергосистемы); вводах подстанций 6; 10;
35; 110. и 220 кВ (на транзитных подстанциях всех напряжений уста=
38G
навливают по два комплекта активных и реактивных счетчиков, учи-
тывая возможное изменение направления энергии; на вводах проме-
жуточных подстанций НО и 220 кВ счетчики не устанавливают); пер-
вичной стороне трансформатора для питания СЦБ.
105. Защита линий и оборудования тяговой подстанции постоянного
тока
Питающие линии. Защиту линий, по которым питают тяговые под-
станции, выбирают в зависимости от конфигурации сети исходя из по-
ложений, приведенных в гл. VII. Линии НО или 220 кВ, питающие
опорные тяговые подстанции, в большинстве случаев снабжают на-
правленной дистанционной или высокочастотной защитой. Линии, по
которым питают промежуточные подстанции 110-220 кВ, снабжают
направленной дистанционной, МТЗ, с независимой выдержкой време-
ни и защитой от однофазных замыканий. Для защиты линий 35 и
10 кВ чаще всего применяют поперечно-дифференциальную, направ-
ленную и ненаправленную МТЗ, ТО, защиту от однофазных замыка-
ний на землю.
Понижающие трансформаторы. Их защищают в зависимости от
мощности и числа обмоток, как изложено в гл. VII. Трансформаторы
110/35/10 кВ снабжают продольно-дифференциальной, МТЗ с дейст-
вием на отключение и на сигнал, защитой от однофазных замыканий,
газовой и термической. На подстанциях с первичным напряжением
35 кВ понижающие трансформаторы 35/10 или 35/6 для питания нетя-
говых потребителей обеспечивают защитами в зависимости от их мощ-
ности. Для трансформаторов собственных нужд применяют МТЗ, иног-
да дополненную ТО.
Преобразовательные агрегаты. Для трансформаторов предусмат-
ривают защиты: газовую — от повреждений, связанных с нарушением
изоляции обмоток; от понижения уровня масла; термическую — от
предельного повышения температуры масла. Рекомендуется токовая
защита с применением фильтра-реле тока обратной последовательно-
сти (ФТОП) от одно- и двухфазных замыканий на выводах и ошиновке
со стороны вентильных обмоток трансформатора.
Для выпрямителей с воздушным принудительным охлаждением
предусматривают защиты: с действием на сигнал — при пробое одного
диода; с действием на отключение — при пробое двух и более диодов,
а также при уменьшении скорости потока охлаждающего воздуха ни-
же 10 м/с. Выпрямители с воздушным естественным охлаждением за-
щиты от пробоя диодов не имеют, так как собраны из лавинных диодов
высокого класса. Проходит эксплуатационную проверку термическая
защита, у которой в качестве датчика критической температуры р-п-
перехода Диода применен термопатрон, устанавливаемый в специаль-
но высверленное отверстие в корпусе диода.
Для преобразовательного агрегата в целом предусматривают одно-
ступенчатую МТЗ с действием на отключение, которая защищает аг-
регат при КЗ на сетевой обмотке трансформатора, многофазных замы-
13* 387
каниях на его вентильных обмотках (в том числе и при одновременном
пробое всех последовательно соединенных диодов в фазе выпрямите-
ля) и при внешних КЗ на стопоне выпрямленного напряжения (на
шинах 3,3 кВ). В преобразовательных агрегатах с ПВЭ-5 имеется МТЗ
от перегрузок с действием на сигнал.
Защита от пробоя одного и двух диодов (рис. 237) применяется у
выпрямителей УВКЭ-1. Она состоит из трансформатора Тр, одна вто-
ричная обмотка которого питает реле Р4 и Р5, а к другой присоединен
выпрямитель Д с емкостным фильтром С; реле контроля напряжения
РН1\ делителя напряжения, состоящего из стабилитрона Ст и R2;
фоторезисторов Ф1-Ф12 с резисторами R11-R22-, двух каскадного уси-
лителя, выполненного на транзисторах типов п-р-п (Т1 и ТЗ) и р-п-р
(Т2 и Т4), в коллекторные цепи которых включены реле Р2 п РЗ. Уси-
лительный каскад из Т1-Т2 реагирует на пробой одного диода, а уси-
лительный каскад на ТЗ-Т4 — на пробои двух диодов.
При пробое одного диода, например Д1 (рис. 237, б), загорается
лампочка Л1. Под действием света уменьшается сопротивление фото-
резистора Ф1 (рис. 237, а) и по цепи +£к, Ф1, Rll, R4, R3, —Ev про-
текает ток. Через резистор R5 на базу Т1 подается положительный по-
тенциал, который открывает Т1. Одновременно открывается и Т2, кол-
лекторный ток которого вызывает срабатывание реле Р2. Контактами
последнего замыкается цепь реле Р4-, оно одной парой контактов ста-
новится на самоудержание, а другой образует цепи предупредитель-
ной сигнализации. Кроме того, замкнутся контакты в цепи реле Р5,
подготавливая последнее к действию при пробое второго диода. Если
вслед за диодом Д1 будет пробит Д6 (см. рис. 237, б), то лампочка Л1
погаснет вследствие шунтирования резисторов R1 и R2 пробитыми
диодами. Транзисторы Т1 и Т2 закроются, релеР2 потеряет возбужде-
ние и замкнет своими контактами цепь реле Р5. Последнее одной парой
~ЕК (-50В)
Рис. 237. Схема защиты при пробое диодов в выпрямителе УВКЭ-1
388
Рис. 238. Фильтр-реле РТФ-7/2 (о) и векторные диаграммы токов прямой (б)
и обратной (в) последовательностей
контактов становится на самоудержание, а другой парой контактов воз-
действует на отключение преобразовательного агрегата. Отключение
преобразовательного агрегата происходит также и при пробое второ-
го диода в других рядах, контролируемых лампочками Л2-Л12 (на
рнс. 237, б не показаны). В этом случае освещаются два фоторезнсю-
ра, что уменьшает сопротивление протеканию тока между шипками
±£к. Это приводит к повышению падения напряжения на резисторах
R3-R4, образованию более высокого положительного потенциала па
базе ТЗ и открытию каскада ТЗ-Т4. Коллекторный ток Т4 вызывает
срабатывание реле РЗ, контактами которого замыкается цепь реле Р5.
Снятие предупредительного сигнала, а также разрешение на повое
подключение агрегата после отключения вследствие пробоя двух дио-
дов осуществляется кнопкой деблокировки реле КнД.
Фильтр-реле тока обратной последовательности РТФ-7/2 приме-
няют для защиты установок переменного тока or несимметричных КЗ,
Такие режимы бывают у преобразовательных трансформаторов, koi да
происходит одно- или двухфазное КЗ между фазами различных «звезд»
вентильных обмоток. РТФ-7/2 состоит (рнс. 238, а) из активно-емкост-
ного фильтра токов обратной последовательности (ФТОП), присоеди-
няемого зажимами 1, 3, 5 входной цепи к вторичным обмоткам ТТ, и
реле Р1 и Р2, подключенных на зажимы 25-22 выпрямителя ДМ, при-
соединенного к выходной цепи ФТОП. В реле РТФ-7/2 входят также
* 38Э
промежуточные ТТ 1 и ТТ2\ каждый из них имеет по две первичных и по
одной вторичной обмотке. Первичные обмотки ТТ1 включены на токи
фаз А и В (/„ и fb), а ТТ2 — на токи фаз В и С (/ь и /с). ТТ! ТТ2
предназначены главным образом для снижения тока, подаваемого на
ФТОП, с целью использования в схеме ФТОП конденсаторов с отно-
сительно небольшой емкостью, что позволяет уменьшить габаритные
размеры ФТОП. Токи вторичных обмоток ТТ1 и ТТ2 пропорциональ-
ны векторным разностям токов 1а — Ih и 1Ъ — 1С. ТТ1 и ТТ2 не транс-
формируют токов' нулевой последовательности. Это объясняется тем,
что токи вторичных обмоток ТТ1 и ТТ2 создаются только вектор-
ной разностью токов от первичных обмоток, которая у токов нулевой
последовательности равна нулю. Токи нулевой последовательности,
равные по величине и совпадающие по фазе, протекают встречно по
первичным обмоткам ТТ1 и ТТ2, и их магнитные потоки компенси-
руют друг друга. Токи вторичных обмоток ТТ1 и ТТ2 могут быть про-
порциональны только разностям токов прямой пли обратной последо-
вательности, протекающим через их первичные обмотки. Активно-ем-
костный ФТОП состоит из конденсаторов Cl, С2 и регулируемых ре-
зисторов Rl, R2. С помощью R1 и R2 при настройке фильтров уста-
навливают следующие соотношения между емкостными и активными
сопротивлениями по плечам фильтра (в Ом): Rr = ]/3xCi и хС2 =
~ |/ЗТ?2. К выходным зажимам 11-19 подключены два стабилитрона
Ст1 и Ст2 для ограничения обратного напряжения на выпрямителе
ДМ при КЗ в защищаемой цепи. Конденсатор СЗ является фильтром для
сглаживания пульсации выпрямленного напряжения, поступающего
на обмотки реле Р1 и Р2. Реле Р1 имеет две обмотки: рабочую Р1р и
тормозную Р1т. Тормозная обмотка включается на напряжение по-
стоянного тока и создает магнитный поток, встречный магнитному по-
току рабочей обмотки, что используется для регулирования уставки
реле и получения более высокого коэффициента возврата. В цепь реле
Pl и Р2 включен милиамперметр mA, который нормально зашун-
тнрован кнопкой Кн. Сопротивления R6 и R7 служат для градуи-
ровки миллиамперметра.
Параметры элементов ФТОП подобраны таким образом, что при
поступлении на его входы токов прямой последовательности сумма
токов в выходной цепи равна нулю. Это видно из векторной диаграм-
мы, приведенной на рис. 238, б, которая построена для режима КЗ
(замкнуты зажимы 11-19), что облегчает рассмотрение вопроса и не
противоречит физике явлений, так как при любой несимметрии токов
в первичной сети ФТОП работает в режиме, близком к режиму КЗ.
По векторам токов /а1, 1Ы и /С1 прямой последовательности пер-
вичных обмоток построены векторы разности токов /о1 — 1Ь1 и
4i — 41 Для вторичных обмоток ТТ1 и ТТ2. Ток /п1 — /61 разветв-
ляется в схеме фильтра на две части: ток /«i, замыкающийся через
активное сопротивление R1, и ток /К1, протекающий через емкостное
сопротивление Ха. Векторы этих токов сдвинуты друг относительно
друга на угол 90°. Следовательно, вектор тока 1а1 — 11Л можно разло-
жить на два составляющих вектора и величины которых обрат-
390
до пропорциональны сопротивлениям./?! и xCi. При принятом соотно-
шении сопротивлений /Д = ]^3xci вектор тока /дч опережает вектор
Л1 — hi на угол 30°, а вектор /«i отстает от вектора /о1 — /Ь1 на
угол 60°. Ток /Ь1— /С1, создаваемый ТТ2, также разветвляется на
ТОКИ /д2 и /«2. При принятом СООТНОШСНИИ сопротивлений ХС2 =
= Кз/?3 вектор тока Л<2 опережает вектор /Ь1 — fci на угол 60°, а
вектор тока /|?2 отстает от вектора Ал — 1с\ на угол 30°. Через выход-
ные зажимы 11-19 проходит сумма токов /ю + Л?2 = 0, так как век-
торы //<] и /«2 равны по величине и противоположны по направле-
нию. Реле при этом не сработает.
На рис. 238, в построена диаграмма токов обратной последователь-
ности на выходных зажимах ФТОП. По векторам токов /а2, hz и /сг
построены векторы разности токов /,,2 — /Ь2 и /Ь2 — /с2. Каждый из
этих двух векторов разложен на два вектора тока: Л<ь I /ц и //<2, Irz,
проходящих по активному и емкостному сопротивлениям соответствую-
щего плеча фильтра. Векторы токов 1Ки и /К2, Irz сдвинуты по
отношению к векторам токов /о2 — /(;2 и tb2 — 1с2 на такие же углы,
как и векторы токов прямой последовательности. Из векторной диаг-
раммы рис. 238, в видно, что сумма векторов /К2 + йа, подаваемая
через выходные зажимы 11-19 на выпрямитель ДМ, в ]/3 больше каж-
дого из них. Реле срабатывает.
В качестве реле Р1 и Р2 использованы поляризованные реле РП-7
с двумя обмотками. Изменение уставки реле Р1 производят изменением
тока в тормозной обмотке с помощью регулируемого сопротивления
R4, а реле Р2 — изменением сопротивления R3. РТФ-7/2 изготовляют
на номинальные токи 1 и 5 Л (последние имеют наибольшее применение)
по току обратной последовательности первичных обмоток ТТ1 и ТТ2
с чувствительностью исполнительного органа Р1 (0,1±0,2)/ном и
Р2 (0,3±1,2)/1|ОЧ. Погрешность срабатывания реле Р1 не превышает
±10%. Мощность на одну фазу, потребляемая РТФ-7/2, в нормальном
режиме, составляет не более 15 В • Л в цепи переменного тока и не
более 12 Вт в цепи постоянного тока. Контакты РТФ-7/2 рассчитаны
на разрывную мощность 30 Вт при напряжении 220 В пли на ток до
0,5 А. Коэффициент возврата реле Р1 — не менее 0,7 на первой устав-
ке и не менее 0,85 на последней уставке.
МТЗ без выдержки времени устанавливают с сетевой стороны транс-
форматора преобразовательного агрегата (рис. 239 и 240); ее применя-
ют в двухфазном двухрелейном исполнении. Ток срабатывания защи-
ты определяют по наибольшему допустимому току термической стой-
кости диодов выпрямителя, значение которого устанавливает завод-
изготовитель. Для рассмотренных выше выпрямителей, собранных из
диодов обычного и лавинного исполнения, допускается протекание
выпрямленного тока 4500 А в течение 0,75 с и более 15 000 А в течение
0,25 с. Исходя из допускаемых значений токов ток срабатывания за-
щиты
h-з ^нАиом-тр’ (202)
где /1нпм.(р — номинальный ток сетевой обмотки преобразовательного
трансформатора. А; ки — коэффициент надежности, равный 2,5 при
‘ 391
работе выпрямителя с двумя трансформаторами ТМПУ-6300/35ЖУ1
и 1,5 при работе выпрямителя с одним трансформатором
ТМПУ-16000/10ЖУ1.
При включении преобразовательного агрегата в работу по сетевой
обмотке трансформатора протекает ток намагничивания, близкий по
величине к току срабатывания защиты /сз. Во избежание ложного
действия защиты и сохранения у нее высокой чувствительности (уве-
личение /с з снижает чувствительность защиты) в схеме МТЗ включа-
ют не реле PT-10, а РНТ-565, обычно применяемые в схемах диффе-
ренциальных защит трансформаторов. Это реле снабжено коротко-
замкнутой обмоткой, которая уменьшает трансформацию периодичес-
кой составляющей тока, поступающей в реле, и этим отстраивают ре-
ле от бросков тока, появляющихся при включении трансформатора.
МТЗ с применением реле РНТ-565 (РТА и РТС на рис. 239 и 240)
Рис. 239. Схема защиты преобразовательного агрегата с ПВЭ-3
252
рассчитывают в следующем порядке. Определяют предварительное
значение тока уставки срабатывания реле
(203)
где Ki — коэффициент трансформации ТТ; /ссх — коэффициент схемы.
Находят расчетное число витков рабочей обмотки для н. с. Fc.v —
= 100 А • В, при которой срабатывает реле РНТ-565,
^р-расч = ^с.рМу -ср-
Полученное значение щр.расч округляют в большую сторону до
ближайшего целого числа витков шр. У реле РНТ-565 шр изменяется
от 8 до 35 витков, что позволяет изменять ток срабатывания реле от
Рис. 240. Схема защиты преобразовательного агрегата с ПВЭ-5
39Э
12,5 до 2,87 А. По принятому значению сур определяют окончательно
ток уставки срабатывания реле
^у-ср —-^с.р/^р- (204)
При большой разнице wp и aap.pacq рекомендуется включать по-
следовательно соответствующее число витков рабочей обмотки и одной
из уравнительных обмоток так, чтобы (wp + ®у) аур.расч.
Чувствительность защиты проверяют по трехфазному КЗ на сто-
роне вентильной обмотки при схеме выпрямления «звезда—две обрат-
ные звезды» (см. рис. 239) и по двухфазному КЗ при мостовой схеме
выпрямления (см. рис. 240). Коэффициенты чувствительности соответ-
ственно:
кч.о - ТТ- > 1.5 И Кч.м = ксх ^1,5, (205)
7У-Ср/'/ 'У-Ср71./
где /к.т1П1 — наименьшее значение тока трехфазного КЗ на стороне
сетевой обмотки преобразовательного трансформатора при КЗ на его
вентильной обмотке; 7K.Inlni = SK.lllln2/j/’3l/cp.1; S„.nii112—наимень-
шая мощность сквозного трехфазного КЗ при КЗ на вентильной
обмотке преобразовательного трансформатора; Ucp.i—среднее рас-
четное напряжение со стороны сетевой обмотки трансформатора.
Величину сопротивления R в цепи короткозамкнутой обмотки реле
устанавливают 25—30 Ом и уточняют при наладке защиты.
МТЗ от перегрузки с действием на сигнал выполняют на реле РТ-40
(РТ1 и РТ2 на рис. 240). Ток срабатывания защиты и ток уставки сра-
батывания реле соответственно:
^С-3 = АнОМ.Тр ^нМв ^у ср = Аном.гр Ml МхМв -Kf,
где кп =1,5 — коэффициент надежности; кр — 0,85-4-0,9 — коэффи-
циент возврата реле РТ-40.
МТЗ с фильтром-реле ФТОП с выдержкой времени 0,4—0,5 с (см.
рис. 239), защищающая преобразовательный трансформатор при од-
но- и двухфазных КЗ вентильной обмотки, не устанавливаются на вновь
вводимых в действие преобразовательных агрегатах, так как считает-
ся незначительной вероятность таких КЗ.
Реле РТ1тпх, РТ2гаа^ и PTmlB являются датчиками тока для ав-
томатического включения и отключения преобразовательных агрега-
тов в зависимости от величины и длительности тяговой нагрузки.
Фидеры (питающие линии) 3,ЗкВ. Их защищают автоматическими
БВ. Ток уставки срабатывания БВ выбирают исходя из чувствитель-
ности к минимальным токам КЗ. Чувствительность обеспечивается,
если ток уставки срабатывания выключателя меньше минимального
тока КЗ в конце защищаемой линии. Ток уставки срабатывания вы-
ключателя выбирают выше наибольшего рабочего тока, чтобы не бы-
ло ложных отключений при трогании поездов. Если ток уставки сра-
батывания выключателя превышает минимальный ток КЗ, то некото-
рая удаленная от подстанции часть питающей линии представляет
«мертвую» зону. Ток уставки срабатывания БВ выбирают исходя из
соотношения наибольшего рабочего тока фидера /Da6.„iax и минималь-
334
кого тока КЗ в конце защищаемого фидера /к.т1п. Если /paG.niax<
< ^K.min> то ток уставки срабатывания БВ выбирают в пределах
раб.шах + ЮО /у.ср /К.1П|П — 200.
(206)
При ^раб.тах Л<. min ток уставки срабатывания БВ выбирают о
учетом импульсной чувствительности выключателя в пределах
^раб.тах Ю0 /у.ср 1 »1^/к.т1п‘
(207)
Если невозможно настроить БВ для защиты всей линии, то приме-
няют посты секционирования, а также телеблокировку.
106. Защита РУ-3,3 кВ
Для защиты РУ-3,3 кВ при замыкании на землю применяют зем-
ляную защиту. Земляную защиту тяговой подстанции присоединяют
к контуру заземления РУ-3,3 кВ. Необходимость устройства особого
контура заземления (рис. 241, а) для оборудования постоянного тока
вызывается тем, что при нарушении изоляции в системе постоянного
тока, например в точке К на шине 4-3,3 кВ, токи замыкания на землю
достигают весьма больших значений — десятков тысяч ампер. Вы-
полнение защитного заземления 3 с малым сопротивлением, которое
обеспечивало бы безопасные напряжения прикосновения и шага, при
таких токах замыкания на землю практически невозможно, так как
требует очень большого количества заземлителей. Поэтому в РУ пере-
менного тока на открытой части тяговых подстанций выполняют кон-
395
турное заземление с сопротивлением не более 0,5 Ом, а для быстрого
отключения элементов с замыканием на землю в системе постоянного
тока устанавливают быстродействующую земляную защиту, которая
предотвращает разрушение оборудования и повышает безопасность
обслуживающего персонала. Земляная защита должна при всех случа-
ях замыкания на землю в РУ постоянного тока, на щите управления и в
сглаживающем устройстве действовать на отключение всех линейных
выключателей со стороны постоянного тока, катодных и масляных вы-
ключателей всех преобразовательных агрегатов и мачтовых разъеди-
нителей.
Необходимость установки земляной защиты вызвана тем, что ток
замыкания на землю в системе постоянного тока, несмотря на его
большую величину, может оказаться недостаточным для срабатыва-
ния МТЗ, установленной со стороны сетевой обмотки преобразователь-
ного трансформатора 1. Это возможно вследствие наличия большого
переходного сопротивления между наружным контуром заземления
3 и рельсом 5, представляющим собой обратный провод тяговой сети,
так как они металлически не соединены. Особенно велико переходное
сопротивление на участке земля-рельс ввиду применения щебеночно-
го балласта с целью уменьшения блуждающих токов тяговой сети.
С другой стороны, фидерные выключатели не реагируют на токи КЗ,
притекающие через контактную сеть в РУ-3,3 кВ от соседних подстан-
ций, вследствие того что выключатели поляризованы. Выключатели
же соседних подстанций в таком случае не срабатывают из-за малой
величины тока КЗ для них.
Магистраль заземления 2 РУ-3,3 кВ выполняют стальной полосой
сечением не менее 100 мм2, к которой присоединяют арматуру опорных
изоляторов шины +3,3 кВ, арматуру всей аппаратуры РУ постоян-
ного тока и аппаратуры сглаживающего устройства; щиты управле-
ния, на которых установлены измерительные приборы постоянного
тока напряжением 3,3 кВ; металлические каркасы ограждений РУ
постоянного тока. Концы этой магистрали соединяют с наружным кон-
туром заземления 3 двумя стальными полосами, в рассечку которых
включены обмотки реле заземления Р331 и Р332. Во избежание шун-
тирования реле заземления необходимо в эксплуатации следить за тем,
чтобы контур заземления постоянного тока не касался заземленных
оболочек кабелей и заземленных устройств, соединенных с внешним
контуром заземления.
Реле заземления представляет собой реле тока, состоящее из магни-
топровода, обмотки, поворотного сердечника и контактной группы.
Реле регулируют на ток трогания не более 100 А. Комплект земляной
защиты (рис. 241, б) состоит из реле заземления РЗЗ, нескольких мно-
гоконтактных промежуточных реле РПЗЗ, указательного реле РУ и
кнопки деблокирования КнД для приведения схемы в исходное по-
ложение. При пробое, например, изолятора шин РУ-3,3 кВ в точке
К и прохождения тока КЗ от шин постоянного тока через магистраль
заземления 2 (см. рис. 241, а и б) в наружный заземляющий контур 3
возбуждаются реле заземления Р331 и Р332 и своими контактами замы-
кают цепь питания промежуточного реле РПЗЗ. Последнее, возбудив-
396
шись, своими контактами РПЗЗ разрывает цепь 7-4 питания держащих
катушек всех БВ, образует цепь 9-6 катушек отключения приводов
масляных выключателей всех преобразовательных агрегатов, а одной
парой контактов РПЗЗ (цепь 5-2) становится на самоблокирование.
Для приведения схемы в исходное положение нажимают кнопку де-
блокировки КнД.
Шкафы фаз и полуфаз, металлические ограждения и опорные конст-
рукции выпрямителей с воздушным естественным охлаждением сое-
диняют с внешним контуром заземления через отдельные реле зазем-
ления (см. рис. 239 и 240), которые действуют на отключение только
масляных и быстродействующих выключателей преобразовательных
агрегатов.
Токи КЗ, протекающие между внешним контуром заземления 3 и
рельсом 5, проходят по цепи 4 с наименьшим электрическим сопротив-
лением, которой являются оболочки силовых и связевых кабелей,
трубы, металлоконструкции и т. п. Несмотря на кратковременное про-
текание тока КЗ, могут быть тяжелые последствия и в первую очередь
у кабелей, у которых может произойти выгорание защитных оболочек
и токоведущих частей, особенно при задержке срабатывания земляной
защиты по различным причинам. Во избежание этого применяют ко-
роткозамыкатель, шунтирующий «побочные цени».
Короткозамыкатель 6 (см. рис. 241, а) со всеми элементами, обес-
печивающими его работу, выделен штриховыми линиями. Он установ-
лен между внешним контуром заземления и отсосом (до реакторов £р1
и Lp2). Рычагом 11 через сердечник 10 и тягу 7, преодолевая силу сжи-
маемой пружины 8, короткозамыкатель 6 устанавливают в отключен-
ное положение, в котором он удерживается электромагнитной силой
катушки 9. При КЗ в РУ-3,3 кВ замыкаются контакты РПЗЗ в цепи
реле РП, контактами которого размыкается цепь катушки 9 электро-
магнита. Под действием пружины 8 включается короткозамыкатель 6.
Несмотря на ограничение тока КЗ реакторами, он достаточен для сра-
батывания МТЗ, которая отключит преобразовательный агрегат в слу-
чае неисправности каких-либо цепей, составляемых земляной защитой.
Достоинством рассматриваемого короткозамыкателя является его ра-
ботоспособность при исчезновении напряжения оперативного посто-
янного тока, что может быть при перегорании основных предохрани-
телей аккумуляторной батареи. Последнее случается при попадании
напряжения 3,3 кВ в цепи управления и защиты вследствие перекры-
тия опорных изоляторов при пробое изоляции держащих катушек
БВ. Электрическая дуга, появляющаяся при перекрытии изоляторов,
перекрывает и блок-контакты БВ. Напряжение 3,3 кВ попадает в це-
пи управления и защиты, пробивает их изоляцию, рассчитанную на
1000 В; в этих цепях образуется КЗ, сопровождающееся горением токо-
ведущих частей и изоляции. Такие случаи бывают сравнительно ред-
ко, но приводят к наиболее тяжелым повреждениям кабелей, панелей
управления и т. п. и полному отключению подстанции на несколько
суток. Для уменьшения подобных повреждений предусмотрено закры-
тие защитными кожухами блок-контактов БВ.
397
Рис. 242. Схема протекания тока при
КЗ иа линейном выводе
Земляная защита достаточно
надежно отключает подстанцию
при повреждении в РУ-3,3 кВ, но
не может прекратить питание
(рис. 242) от соседних подстанций
точки КЗ К на проходной плите 3,
т. е. после выключателя 1. Для
устранения этого недостатка мач-
товые разъединители 4 фидеров
оборудуют моторными приводами,
производящими отключение этих
фидеров при срабатывании земля-
ной защиты. В этом случае воз-
буждается промежуточное реле
РП1, которое своими контактами
образует цепь двигателя М. Пос-
ледний отключает разъединитель 4, прекращая тем самым питание
точки КЗ от соседних подстанций. Такое отключение сопровождается
частичным или полным повреждением разъединителя 4, но оно яв-
ляется вынужденным и необходимым.
107. Особенности подстанций метрополитенов
Основными потребителями электроэнергии метрополитенов, кро
ме тяговой нагрузки, являются: эскалаторы для спуска и подъема
пассажиров на станциях; осветительные устройства на станциях, в
тоннелях и на наземных путях; вентиляционные установки и устрой-
ства для кондиционирования воздуха; насосные установки для от-
качки технических и грунтовых вод из тоннелей и станций; устройст-
ва сигнализации, централизации и блокировки (СЦБ) для организа-
ции движения поездов; приборы для электроподогрева воздуха и воды
в служебных помещениях; электрифицированные ремонтные и убо-
рочные машины: электрические устройства различного назначения в
депо, на ремонтных заводах и в отраслевых мастерских; устройства
собственных нужд подстанций.
По выполняемым функциям подстанции бывают: тяговые — толь-
ко для питания тяговой нагрузки; понижающие — только для пи-
тания нетяговых потребителей; совмещенные тягово-понижающие —
для питания тяговых и нетяговых потребителей. По месту расположе-
ния различают наземные и подземные подстанции.
Почти все потребители метрополитенов относятся к потребителям
первой категории, поэтому все подстанции независимо от выполняе-
мых функций присоединяют к двум источникам питания напряжением
6—10 кВ (дальше 6 кВ будет опущено). Рассмотрим совмещенную тя-
гово-понижающую подстанцию (СТП). РУ-10 кВ СТП (рис. 243, а)
имеет одинарную систему шин 10 кВ с нормально отключенным сек-
ционным выключателем 4. Секции работают раздельно и получают пи-
тание от разных источников (на рис. 243, б СТП1 и СТП2 получают
3J8
Рис. 243. Схема совмещенной подстанции метрополитена (а) и схема подключения ее вводов (б)
Л-А
Монтажная дверь Двутавр для телырера
новы со ту проема / грузоподъемностью 2 г
Щит 3808
] I I I I ^.Щ п
1СЗП-1ВОО/10
УВКМ-6
ТСЗ-1000
Вентиляционная камера, агрегатов КВ,
План Е зтажа в । трансформаторов и общих помещений
Щит 115В ЗПУ1 Кодовые стати Вы Шкаф защитных цепочек RC У ВБ М-Б ТСЗ-1000
\ xf . ' ... Л
4^^ГТТГ^ТП 1
Я ГТТГГП111 111111 ЙЕ30Г1
TC3-B00 Тр.СЦБ
Служебная комната
УВКМ-Б
Кладовая Ремонтная Вентиляционная с__ | ~S
\ компота камера аккумуля- ~*т Кислотная
р—1-|\ \___________торной / _____
и л: II z|| Аккумуляторная
Б
Дистилляционная. вентиля-О-^
ционная камера общих помещении
Щит380В Б-Б ЩшпКОрИТВ
т=
Аккумуляторная СК
Шкаф КС
Зонт В-В Щкар КС
№16
ТСЗУПВ
ГСЗП-1600/10
Рис. 244, Размещение электрооборудования на совмещенной тягово-понижающей подстанции глубокого заложения с сухими
трансформаторами
питание от источников энергии Л и Б; отключены выключатели 4 на
обеих подстанциях и выключатель 1 на СТП1, остальные выключатели
включены). Преобразовательные агрегаты (ПА) подключают к 1-й
секции шин 10 кВ, питание которой от источника энергии осуществля-
ют двумя линиями (см. рис. 243, а и б). Подключение ПА к одной
секции и, следовательно, к одному источнику питания обусловлива-
ется тем, что напряжение, подводимое к двум секциям РУ-10 кВ от раз-
ных источников, как правило, неодинаковое. При подключении ПА
к разным секциям с неодинаковым напряжением нагружен больше
будет тот ПА, который подключен к секции с более высоким напряже-
нием. При питании первых секций СТП1 и СТП2 от источников энер-
гии А и Б обеспечивается одинаковая загрузка ПА этих подстанций
В случае отключения выключателями 2 и 3 основного питания 1-й
секции, например СТП1, включается секционный выключатель 4, чем
обеспечивается надежность электроснабжения подстанции и одина-
ковое напряжение 10 кВ на параллельно работающих ПА.
На новых подстанциях метрополитенов применяют не взрыво- и не
пожароопасные силовое оборудование и коммутационную аппаратуру
(см. рис. 243, «): сухие преобразовательные и понижающие трансфор-
маторы с кремнийорганической изоляцией, электромагнитные выклю-
чатели ВЭМ-10 в РУ-10 кВ, выпрямители с естественным воздушным
охлаждением УВКМ-6, катодные и фидерные выключатели ВАБ-28.
Л1ощность одного ПА 1515 кВ • А, схема выпрямления мостовая.
Ввиду неравенства напряжений на секциях шин 10 кВ трансфор-
маторы Тр1, Тр2 н ТрЗ. Тр4 не включают на параллельную работу на
сторонах низших напряжений. Тр1 и Тр2 питают преимущественно
осветительную нагрузку, их единичная мощность — от 160 до
400 кВ • А. От шин 220/127 В потребители питаются по линиям 8, 9,
12 и 13; подключение аварийной секции выполняют рубильниками 10,
И и автоматами 6 и 7. От ТрЗ и Тр4 с единичной мощностью от 250 до
1000 кВ • А осуществляется электроснабжение силовых потребителей
по линиям 14 и 15. Для соединения секций шин 220/127 и 380 В по ус-
ловиям безопасности при выполнении ремонтных работ применяют по
два рубильника 10, 11 и 16, 17. В случае вывода из работы планово
или аварийно одного из двух трансформаторов включают секционные
рубильники. Мощность оставшегося в работе трансформатора доста-
точна для покрытия нагрузки всех потребителей соответствующего на-
пряжения. Для питания устройств СЦБ на подстанции устанавливают
один или два трансформатора мощностью от 25 до 63 кВ • А.
На подстанции применяют следующие защиты: вводы № 1 и № 2 —
направленные МТЗ; преобразовательные агрегаты—МТЗ без выдерж-
ки времени и МТЗ с выдержками времени 5 и 10 с; выпрямители —
шкафы RC для защиты от коммутационных перенапряжений;
РУ-825 В — земляная защита; фидеры 825 В — ВАБ-28; силовые
трансформаторы — двухступенчатые МТЗ; трансформаторы напряже-
ния и СЦБ — предохранители ПКТ-10.
Подстанции с сухими трансформаторами (рис. 244) значительно
проще по конструкции и дешевле в эксплуатации подстанций с мас-
ляными трансформаторами, безопасны в пожарном отношении.
401
ГЛАВА
X
ТЯГОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
108. Схемы питания и типы тяговых подстанций
Электрификация железных дорог на переменном токе промышлен-
ной частоты является в настоящее время основной вследствие ее про-
стоты и значительной экономичности по сравнению с электрической
тягой на постоянном токе. Электрификация на постоянном токе при-
меняется для завершения электрифицированных ранее направлений
и примыкающих к ним участков.
Одним из преимуществ системы однофазного переменного тока про-
мышленной частоты является упрощение тяговых подстанций, кото-
рые на таких участках мало чем отличаются от районных или промыш-
ленных трансформаторных подстанций. Назначение тяговых подстан-
ций переменного тока с частотой 50 Гц состоит в понижении подво-
димого к ним от энергоснабжающей системы напряжения ПО или
220 кВ до 27,5 кВ и распределении энергии по зонам питания тяговой
сети.
Эксплуатируемые, строящиеся и проектируемые в СССР тяговые
подстанции переменного тока присоединяют к электрическим сетям
ПО или 220 кВ энергосистем так, чтобы обеспечивалась бесперебой-
ность их питания от внешнего энергоснабжения. Для выполнения это-
го условия опорные тяговые подстанции ТП1 (рис. 245), представляю-
щие собой питающие центры для промежуточных подстанций, присое-
диняют не менее чем по трем вводам к районным подстанциям энерго-
системы, а промежуточные подстанции — от двухцепных ЛЭП-ПО
(220 кВ) в рассечку ЛЭП (ТП2) или на отпайке от ЛЭП по тому же
принципу, как такого же типа тяговые подстанции постоянного тока.
Отличие состоит в том, что к двухцепной ЛЭП-ПО кВ между опорными
или районными подстанциями разрешается включать не более трех про-
межуточных. На подстанциях любого типа из условий бесперебойного
питания тяги и нетяговых потребителей первой категории при вынуж-
денных (аварийных) режимах предусматривается установка двух трех-
обмоточных трансформаторов. Однотрансформаторные подстанции
строят сравнительно редко. Надежное и экономичное решение дает
установка двухобмоточных трансформаторов (Тр1, Тр2) для целей
тяги на районной подстанции РП2, если она расположена на неболь-
шом расстоянии от железной дороги.
Из сопоставления РУ-ПО (220) кВ промежуточных транзитных тя-
говых подстанций постоянного тока (см. ТП5 на рис. 205) и тяговых
подстанций переменного тока (см. ТП2 на рис. 245) видно, что они со-
вершенно одинаковы. Трансформаторы Тр1 и Тр2 подстанции ТП2
нормально питаются через отделители 15 и 17, дополненные коротко-
402
2-я цепь
Рис. 245. Схема питания тяговых подстанций переменного тока
замыкателями 16 и 18. Вводы соединены рабочей и ремонтной перемыч-
ками. Первая состоит из выключателя 13 и разъединителей 12 и 14,
вторая — из разъединителей 10 и 11.
При схеме соединения обмоток трансформатора «звезда с заземлен-
ным нулем-треугольник с заземленной вершиной-звезда» фазы А и В
обмотки, соединенной в «треугольник», присоединяются через разъеди-
нители 19, 21 и выключатели 20, к шинам фаз А иВ РУ-27,5 кВ. Фаза
С соединяется с заземленным рельсом. От шин фаз А и В по фидерам Ф
подается питание на соответствующие участки контактной сети. Для
двустороннего питания контактной сети к одной зоне питания контакт-
ной сети, примыкающей к двум смежным подстанциям, подводят одну
и ту же фазу, например через выключатели 23 и 26 от ТП2 и РП2.
Стрелками показана цепь тока при питании электроподвижного соста-
ва от подстанции’777/: фаза А Тр2 , выключатель 7 с разъединителями
6 и 8, шина А, выключатель 9, контактный провод, первичная обмотка
трансформатора электровоза, рельс, фаза С, Тр2.
От шин 27,5 кВ осуществляется также питание нстяговых потре-
бителей, расположенных вдоль электрифицированного участка. Через
выключатели 24 и 25 от ТП2 и РП2 подают напряжения фаз А и В
в линию, проложенную па опорах контактной сети с полевой стороны.
Трехфазные трансформаторы комплектных трансформаторных под-
станций наружной установкнД\ТПН для питания линейных потреби-
телей подключают через предохранители к двум фазам линии и к рель-
су. Такую систему питания потребителей называют ДПР (два прово-
да-рельс).
Обмотки 35 кВ трансформаторов Тр1 и Тр2 ТП2 соединены с ши-
нами 35 кВ, от которых питаются удаленные нетяговые потребители.
Для питания нетяговых потребителей, расположенных вблизи под-
станции, предусматривается установка понижающих трансформато-
ров 35/6 или 35/10 кВ в РУ-35 кВ.
На станциях стыкования систем однофазного переменного и посто-
янного тока строят тяговые подстанции с РУ-27,5 кВ переменного тока
и 3,3 кВ постоянного тока. К таким подстанциям относится ТП1 на
рис. 245. Обмотки 10 кВ трансформаторов, соединенные в «звезду» или
«треугольник», присоединены к шинам РУ-10 кВ, от которых пита-
ются преобразовательные агрегаты и близко расположенные нетяго-
вые потребители. Устройства, присоединенные к шинам 10 кВ под-
станции, аналогичны таким же устройствам тяговых подстанций по-
стоянного тока. На специально выделенный участок контактной сети
стыкования систем постоянного и переменного тока посредством разъе-
динителей Р3 з и Р27 5 пункта группировки может быть подано напря-
жение постоянного или переменного тока. Устройства блокировки
исключают одновременную подачу напряжений обоих родов тока.
Для надежной защиты контактной сети между смежными тяговы-
ми подстанциями примерно в середине устанавливают посты секцио-
нирования контактной сети ПСК.
404
109. Параллельная работа трансформаторов тяговых подстанций
Для электрической тяги могут быть использованы трехфазные и
однофазные понижающие трансформаторы. При выборе типа трансфор-
матора исходят из того, чтобы трансформатор был стандартный; схе-
ма соединения тяговых обмоток обеспечивала равномерную тяговую
нагрузку на все фазы во избежание появления несимметрии токов и
напряжений в питающей сети; обеспечивалось питание нетяговых по-
требителей от этих же трансформаторов. Первое избавляет промышлен-
ность от выпуска специальных трансформаторов, которые всегда до-
роже стандартных; второе дает полноценное использование меди обмо-
ток всех фаз и равномерную загрузку фаз питающей сети; третье не
требует установки дополнительного трансформатора для питания рай-
онных потребителей.
Теоретические и практические исследования по использованию
трехфазных трансформаторов с соединением тяговых обмоток в «тре-
угольник» с заземленной вершиной (фаза С) и однофазных трансфор-
маторов с соединением обмоток в «открытый треугольник» показали,
что эти способы соединения обмоток неравномерный характер нагрузки
не устраняют, а лишь видоизменяют. Сопоставление стоимостных и
энергетических показателей трансформаторов при различном числе их
в зависимости от способов питания нетяговой нагрузки и способов
резервирования тяги, проведенное совместно лабораторией электри-
ческой тяги ВНИИЖТа и проектным институтом «Трансэлектро-
проект», определило условия и область применения трансформаторов.
Установлено, что при отношении средней нетяговой к средней тяго-
вой нагрузке в пределах 0,5—0,9 выгоднее применять однофазные
трансформаторы, а при большем удельном весе нетяговой нагрузки
целесообразнее применять трехфазные трехобмоточные трансформато-
ры. В настоящее время на тяговых подстанциях переменного тока в
основном установлены трехфазные трехобмоточные трансформаторы.
Однако однофазные трансформаторы перспективны, так как при ука-
занных выше условиях они позволяют уменьшить установленную мощ-
ность трансформаторов для тяги на 15—25%:. снизить потери напря-
жения в тяговой сети и выровнять их по плечам питания путем при-
менения автоматического регулирования, которое значительно проще,
чем у трехфазных трансформаторов для этой же цели; уменьшить ие-
симметрию напряжений в электрической сети; упростить схему пита-
ния тяговой подстанции и сделать ее более гибкой для резервирова-
ния, применяя в одном из плеч «открытого треугольника» два транс-
форматора вместо одного, каждый из которых вдвое меньше по мощ-
ности трансформатора, установленного в другом плече. Необходимость
установки трехфазных трансформаторов для питания районных по-
требителей на тяговых подстанциях приводит к дополнительным
затратам.
Технические характеристики двух- и трехобмоточных трехфазных
трансформаторов, применяемых в электрической тяге переменного
тока, приведены в табл. 19. Двухобмоточные трансформаторы
ТДЦП-25000/220 изготовляют для передвижных тяговых подстанций.
405
Рассмотрим параллельную работу трехфазпых трансформаторов
тяговых подстанций. Фазы обмотки 27,5 кВ трансформатора загруже-
ны неравномерно. Если присоединить все понижающие трансформа-
торы тяговых подстанций одноименными первичными выводами к со-
ответствующим фазам ЛЭП питающей сети, то получится значитель-
ная неравномерность загрузки фаз сети, крайне нежелательная как
для энергосистемы, так и для промышленных потребителей. Во из-
бежание неравномерности загрузки фаз электрических сетей энерго-
системы и для обеспечения параллельной работы тяговых подстанций
при условии присоединения на всех подстанциях одной и той же фазы
напряжения 27,5 кВ к тяговому рельсу ВНИИЖТом разработаны спе-
циальные схемы включения трехфазных трансформаторов подстанций
переменного тока для случаев одностороннего и двустороннего пита-
ния ЛЭП-110 (220) кВ от районных или опорных тяговых подстанций.
Вариант такой схемы представлен на рис. 246, а. На нем показаны
1—6 — тяговые подстанции; 7 — контактная сеть; 8 — тяговый рельс.
Сущность схемы включения трансформаторов тяговых подстанций
состоит в том , что сетевые фазовые обмотки трансформаторов подклю-
чают в такой последовательности к фазам ЛЭП-110 кВ, при которой
обеспечивается равномерная загруженность их. Например, на под-
станции 1 ввод обмотки фазы А трансформатора по заводской марки-
ровке присоединяется к фазе А электрической сети, а на подстанции
&— к фазе С. Точки показывают загруженность фаз ЛЭП-110 кВ от
тяговых подстанций. Такая схема подключения тяговых подстанций
к ЛЭП получила название схемы «винта», что видно из векторных
диаграмм для первичных обмоток трансформаторов подстанций
(рис. 246, б).
Выводы фаз сетевых обмоток трансформаторов окрашивают в цвета
фаз ЛЭП-110 кВ, к которым они присоединены. Выводы фаз тяговых
обмоток целесообразно окрашивать в соответствии с цветами сетевых
фаз трансформаторов, фактически нагруженных на то или иное плечо
питания. Методика присоединения тяговых обмоток трансформаторов
к контактной сети и тяговому рельсу видна из векторных диаграмм
(рис.' 246, в).
Таблица 19
Тип трансформатора Номинальное напря- жение, кВ Схема н группа соединения Напряжение КЗ %
(Il-t)os BH(l-lll) CH(Il-lIl)
ВН(1) СН(П) ПН(Ш)
ТДТН-40000-220 230 38,5 27,5 Го/Го/А-0-11 22 12,5 9.5
230 27,5 Н(6,6) Ко-А/А-11-11 12,5 22 9,5
ТД ЦП-250007220 230 27,5 — Го/А-11 —. 12 —
ТДЦТП-32000/110 115 38,5 27,5 Ко/Уо/Д-0-11 *7,5 10 5 б
ТДТНЖ-25000/110 115 38,5 27,5 Уо/Уо/Д-0-11 17 10,5 6
115 27,5 Н(6,6) Ко/А/Д-11-11 10,5 17 6
ТДТНЖ-40000/110 115 38,5 27,5 Го/Го/Д-0-11 17 10,5 6
115 27,5 11(6.6) Го/Д/Д-11 -11 10 5 17 6
Рис. 216. Схема подключения сетевых обмоток (а и б) трехфазных трансформа-
торов к ЛЭП при двустороннем питании и тяговых обмоток (в) к тяговой сети
Рассмотренный метод выравнивания токов и напряжений по фазам
ЛЭП является идеализированным. В реальных условиях добиться пол-
ной симметрии нагрузок и напряжений в ЛЭП практически невозмож-
но, так как нагрузки фаз трансформаторов зависят от тяговых нагру-
зок по плечам питания. Последние определяются профилем пути и
никогда не могут быть одинаковыми. Получить в реальных условиях
удовлетворительную симметрию токов и напряжений по фазам ЛЭП
очень сложно.
НО. Схемы РУ тяговых подстанций переменного тока
РУ-27,5 кВ. Оно включает в себя сборные шины, вводы от тяговых
обмоток понижающих трансформаторов, фидера контактной сети с
запасным выключателем, фидера ДПР, ТСН, TH и другие присоеди-
нения.
Шины 27,5 кВ (рис. 247) состоят из проводов фаз А и В, секциониро-
ванных разъединителями 14 и 15, которые нормально включены и от-
ключаются при выведении секций шин в ремонт. Как правило, обе
секции имеют одинаковое число присоединений. Фаза С — это рельс,
уложенный в земле РУ-27,5 кВ. Рельс заземленной фазы (РЗФ) сое-
динен с контуром заземления подстанции (КЗП), рельсом подъездно-
го пути (РПП) и с воздушной отсасывающей линией (ВО). При таком
способе присоединения фазы С контур заземления не перегружается
тяговыми токами, особенно при КЗ, исключается возникновение онас-
407
пых разностей потенциалов между рельсами подъездного пути и кон-
туром заземления.
Секционирование шин двумя разъединителями обеспечивает безо-
пасное выполнение работ как на секциях шин, так и на секционных
разъединителях. При работе на любой секции и секционном разъеди-
нителе отключают выключатели и разъединители всех присоединений
К понижающему
трансформатору Tpt
К понижающему
трансформатору Тр2
Рис. 247. Схема РУ-27,5 кВ
408
к этой секции, разъединитель 11 ТН9 и разрядников 10, разъедините-
ли 14 и /5; включают заземляющие ножи 13, 19 или 20 в зависимости
от того, на какой секции или секционном разъединителе выполняет-
ся ремонт. По окончании ремонта все операции по вводу секции или
разъединителя в работу выполняют в обратном порядке.
Пониоюающие трансформаторы Тр1 и Тр2 подключают к шинам
27,5 кВ через разъединители 2 и 8 с заземляющими ножами 1, 3 и 7,
выключатели 5 типа С-35 со встроенными 4 и отдельно стоящими ТТ6,
имеющими три вторичные обмотки с классами 05/Р/Р. Выключатели
5 управляются электромагнитными приводами ШПЭ-11Б на оператив-
ном постоянном токе. Рекомендуется также применение ВМК-35.
Фидеры контактной сети присоединяют к шинам 27,5 кВ через
разъединители 17 и 26 РНДЗ-1-35 в однофазном исполнении, масля-
ные выключатели 24 ВМК-27,5 Э с приводами ПЭ-31Н или элегазовые
выключатели ВЭО-27,5 П с приводами ПМП-66 и ТТ 26 ТФН-35м. Ли-
нейные 26 и обходные 27 разъединители снабжены моторными приво-
дами М типа УМПЗ-П.
Запасный выключатель 28 совместно с запасной шиной предназна-
чен для замены любого фидерного выключателя в случае аварии или
выведения его в плановый ремонт. Разъединитель 30 с ручным приво-
дом ПР-90-У1 и выключатель 28 соединены с запасной шиной, а разъе-
динители 18 к 21 с моторными приводами УМПЗ-Н могут быть соеди-
нены или с шиной фазы А, или с шиной фазы В. Одновременное вклю-
чение разъединителей 18 и 21 недопустимо, так как приведет к КЗ шин
27,5 кВ. Это предотвращается взаимной блокировкой моторных при-
водов разъединителей. Цепи на включение моторного привода разъе-
динителя 18 могут образоваться только при отключенном положении
разъединителя 21, и наоборот. Для замены выключателя 24 фидера
Ф1 включают разъединители 21, 30, 27 и выключатель 28, затем от-
ключают выключатель 24 и разъединители 17, 26. Разъединитель 30
находится постоянно во включенном положении, чем сокращается
число операций при переключениях; разъединители 18, 21, 27, 26 с
моторными приводами дают возможность произвести операцию заме-
ны выключателя 24 любого фидера включателем 28 по телеуправлению,
оставляя разъединитель 17 во включенном положении. К ТТ 29 под-
ключены такие же защиты, как и к ТТ 25 фидеров.
Фидеры ДПР для электроснабжения нетяговых потребителей, рас-
положенных вдоль электрифицированного участка железной дороги,
присоединены к шинам 27,5 кВ посредством разъединителей 31 и 35
РНДЗ-35, выключателя 33 С-35 со встроенными ТТ 33 и отдельно стоя-
щих ТТ 34 ТФН-35м.
ТСН1 и ТСН2 мощностью 250—400 кВ • А присоединяют через
выключатели 23 типа С-35 со встроенными ТТ 22 и разъединители 16
РНДЗ-35 двумя фазами к шинам А и В РУ-27,5 кВ, третьей фазой —
к контуру заземления подстанции.
Однофазные TH 9 типа 3HOM-35-65 с Ки = 27,5/0,127/0,1 /кВ и
разрядники 10 подключают к шинам 27,5 кВ через общий разъедини-
тель 11 с заземляющими ножами 12 и 13. Первичные й вторичные об-
мотки TH соединены в открытый «треугольник».
40»
РУ-110 (220) кВ. Схемы тяговых подстанций постоянного и пере-
менного тока являются унифицированными, т. е. одинаковыми, где
это возможно. Они имеют одинаковые схемные решения по РУ-110 и
220 кВ, 35 и 10 кВ. РУ-27,5 кВ отличается от РУ-3,3 кВ другим родом
тока и величиной напряжения, что отразилось на схемном и конструк-
тивном выполнении.
РУ-110 (220) кВ промежуточной транзитной тяговой подстанции,
включенной в рассечку ЛЭП, имеет схему, как РУ такой же тяговой
подстанции постоянного тока, изображенное на рис. 228 и 232. Отли-
чие состоит в том, что вместо стандартного трехобмоточного трансфор-
матора устанавливают трехобмоточный трансформатор специального
изготовления, одна из вторичных обмоток которого имеет тяговую об-
мотку с (7НОМ 27,5 кВ, другая вторичная обмотка может иметь на-
пряжение 35 или 10 кВ.
В районах с низкими температурами окружающего воздуха, а так-
же в районах с интенсивным гололедообразованием вместо отделите-
лей и короткозамыкателей, которые могут отказать в действии, при-
меняют масляные выключатели.
РУ-110 (220) кВ опорной тяговой подстанции ио станции имеет
одинарную систему шин, секционированную масляным выключателем 17
со встроенными ТТ 16 (рис. 248) и разъединителями 18 и 19. К обходной
системе шин через разъединитель 25 подключен TH 24 для контроля
напряжения. Подстанция имеет четыре ввода, фиксированные по два
на каждую секцию шип. Каждый ввод присоединен к секции шин через
выключатель 4 с ТТЗ, линейный 2 и шинный 5 разъединители, а к
обходной системе шин—разъединителем 1. Трансформаторы Тр1 и Тр2
со встроенными ТТ 23 (на схеме показан один комплект ТТ, в действи-
тельности — два пли три комплекта ТТ) присоединены к секциям
шин выключателями 9 с ТТ 8 и разъединителями 10 и 7, а к обходной
системе шин — разъединителями 6. TH 22 и разрядники 21 присоеди-
нены разъединителями 20 к секциям шин. Обходной выключатель 13
присоединяют к секциям системы шин разъединителем 14 пли 15 в
зависимости от того, к какой секции шин присоединен выключатель
ввода или понижающего трансформатора Тр1, Тр2, требующий заме-
ны его обходным выключателем. Например, для выведения в ремонт
выключателя 4 ввода № 1 включают разъединители 11 и 14, затем
включают выключатель 13, чем проверяют исправное состояние об-
ходной системы шин. При отсутствии КЗ на обходной системе шин вы-
ключатель 13 остается включенным. Включают обходной разъедини-
тель 1; отключают включатель 4, разъединители 2 и 5; включают за-
земляющие ножи, обращенные в сторону выключателя 4.
Схема главных электрических соединений промежуточной тяговой
подстанции переменного тока изображена на рис. 249. Схемы РУ-110
и 35 кВ промежуточной тяговой подстанции переменного (рис. 249)
и постоянного (см. рис. 229) тока унифицированы. Элементы схем этих
РУ на рис. 249 и рис. 229 имеют одинаковые цифровые обозначения.
Схема РУ-27,5 кВ изображена в сокращенном объеме; типовая схема
РУ-27,5 кВ приведена на рис. 247. Схема РУ-10 кВ аналогична схеме
РУ-10 кВ тяговой .подстанции постоянного тока.
410
Рис. 248. Схема РУ-110 кВ опорной тяговой подстанции
отсос
Рис. 249. Схема главных электрических соединений промежуточной
412
тяговой подстанции переменного тока
413
111. Конструкция РУ тяговых подстанций переменного тока
РУ тяговых подстанций переменного тока выполняют согласно
правилам и нормам, изложенным в гл. IV. На открытой части подстан-
ции размещают четыре РУ: 110 (220); 27,5; 35 и 10 кВ, а'также шкафы
собственных нужд переменного тока.
Так как схемы РУ-110 и 35 кВ тяговых подстанций постоянного и
переменного тока унифицированы, то они имеют и одинаковое конст-
руктивное выполнение этих РУ. Например, план и разрезы промежу-
точной тяговой подстанции переменного тока такие же, как для про-
межуточной тяговой подстанции постоянного тока (см. рис. 232 и 233).
Отличие состоит в типе применяемого понижающего трансформатора.
Это же относится и к опорной подстанции.
На рис. 250 приведены план и разрезы РУ-35 промежуточных и
опорных тяговых подстанций переменного тока. РУ-35 кВ сооружа-
ют из таких же блоков заводского изготовления, как в РУ-35 кВ тя-
говой подстанции постоянного тока (см. рис. 235). Цифровые обозна-
чения элементов РУ-35 кВ на рис. 250, а и б одинаковые: 1 — блок
фидера 35 кВ; 2 — конденсатор высокочастотный; 3 — заградитель
высокочастотный; 4 — блок фидера плавки гололеда; 5 — блок пони-
жающего трансформатора; 6 — блок TH и разрядников; 7 — блок
секционного выключателя; 8 — понижающий трансформатор 35/10 кВ
для питания нетяговых потребителей. РУ-10 кВ выполняют из комп-
лектных камер типа КРУН-10.
РУ-27,5 кВ сооружают из блоков заводского изготовления. Блок
для подключения ТСН 4 (рис. 251) представляет сварную раму 7 из
профильной стали, устанавливаемую на железобетонные лежни или
фундамент 6. Выключатель 2 и ТТ 3, закрепленные на основаниях из
швеллеров, располагаются относительно друг друга в разных уровнях
с учетом наименьшего расхода соединительных проводников из цвет-
ного металла и хорошей их обозреваемости. Ячейка снабжена сетча-
тым ограждением, так как токоведущие части располагаются от уров-
ня «земли» на высоте, требующей ограждения. ТСН 4, установленный
на низком фундаменте, имеет ограждение 5. Шинные разъединители /
располагают на высоте, не требующей ограждения токоведущих час-
тей. Ячейка снабжена зажимным шкафом, в котором расположена
коммутационная аппаратура цепей управления и защиты масляного
выключателя. С противоположной стороны ячейки расположен шкаф
кабельной сборки вторичного напряжения ТСН.
Конструкция блока фидера 27,5 кВ комплектного изготовления
приведена на рис. 252. Блок представляет металлический сварной кар-
кас 9 из профильного железа, закрепленный на подставке 7. Внутри
и снаружи каркаса блока установлены: 1, 4 и 5 — разъединители о
ручными и моторными 8 приводами; 2 — выключатель ВМК-27,5; 3 —
ТТ типа ТФН-35; 6 — запасная шина; 10 — лестница. Аппараты и
токоведущие части, расположенные на высоте, требующей огражде-
ния, защищены металлической сеткой.
План тягового блока изображен на рис. 253, на котором обозначе-
но: 1 — блок ввода в РУ-35 кВ; 2 — ТСН; 3 — блок присоединения
414
17СГ.З i800
Рис.'250. План (а) и разрезы (б) РУ-35 кВ тяговой подстанции переменного тока
415
ТСН к шинам 27,5 кВ; 4 — блок ввода в РУ-27,5 кВ; 5 — понижающий
трансформатор; 6 — блок фидера ДПР; 7 — блок фидера 27,5 кВ; 8 —
блок запасного выключателя 27,5 кВ; 9 — блок TH, разрядников и
секционного разъединителя.
• Здание обгцеподстанционного пункта управления для тяговых под-
станций переменного тока такое же, как для подстанций постоянного
тока, изображенное на рис. 230, а.
Пример плана промежуточной тяговой подстанции переменного
тока, включенный в рассечку ЛЭП-110 кВ, с понижающими трансфор-
маторами 110/27,5 /10 кВ изображен иа рис. 254 . На плане показано
взаимное расположение РУ-110; 27,5 и 10 кВ.
В РУ-110 кВ (согласно схеме РУ-110 кВ на рис. 232) обозначено:
1 — разъединители ремонтной перемычки; 2 — ТТ в цепи ремонтной
перемычки; 3 — разъединители вводов; 4 — TH, 5 — разъединители
рабочей перемычки; 7 — выключатель рабочей перемычки; 8 — раз-
рядники; 10 — разъединители в цепях понижающих трансформаторов
Тр1 и Тр2\ 11 — отделители; 13— короткозамыкателя. РУ-27,5 кВ
изображено в сокращенном объеме, оно такое же, как на рис. 253.
РУ-10 кВ составлено из КРУН-10.
На плане также показано: 14 — молниеотвод на рамной конструк-
ции РУ-110 кВ; 16, 17, 18 и 21— отдельно стоящие молниеотводы;
Рис. 251. Блок для подключения ТСН
416
Рис. 252. Блок фидера 27,5 кВ
Ось трансформаторного иСь трансформаторного
Ось подъездного noPaiaaa —— I/ портала
пита 3000 ввоо ttoon нппо яапп зппп
14 А. А. Прохорский
Рис. 253. План тягового блока
411
В 0РУ-35кВ
Рис. 254. План промежуточной тяговой подстанции переменного тока
418
15 — подземный резервуар вместимостью 50 м3 для аварийного слива
масла; 19 — торец здания тяговой подстанции; 20 — шкафы собст-
венных нужд переменного тока; 22 — кабельные каналы.
112. Определение мощности подстанции и выбор оборудования
Определение мощности. Расчетная наибольшая мощность для вы-
бора трехфазных трехобмоточных понижающих трансформаторов
(в кВ • А)
‘-'расч.шах (^27,5 4* ‘Sss.j р) Кр, (208)
где /ср — коэффициент, учитывающий разновременность наступления
максимумов нагрузок обмоток 27,5 кВ и нетяговой нагрузки 35 и
10 кВ; ориентировочно кр = 0,95-4-0,98; S35-10 — наибольшая мощ-
ность на шинах нетяговой нагрузки 35 и 10 кВ, кВ • A; S27i6 — наи-
большая мощность на шинах 27,5 кВ (в кВ • А):
S27,5 = ‘STHr + STctl + SJ(np, (209)
где STCH — мощность одного ТСН, присоединенного к шинам 27,5 кВ,
кВ • А; ХдПр — мощность нетяговых потребителей, питающихся от
шин 27,5 кВ по фидерам ДПР, кВ • А; 5,ГЯ1, — мощность тяговой на-
грузки напряжением 27,5 кВ (в кВ • А):
5ТЯГ = Пш27, в/(2/д ф- 0,65/д),
где /д и /д — эффективные токи соответственно наиболее загруженной
и наименее загруженной фаз трансформатора, определяемые расчетом
электроснабжения, А.
Единичная мощность и количество понижающих трансформаторов
на подстанциях переменного тока согласно требованиям ВНТП-81
выбираются так же, как и для тяговых подстанций постоянного тока:
два понижающих трансформатора с обеспечением возможности как
параллельной, так и раздельной их работы; при отключении одного из
них оставшийся в работе трансформатор (с учетом его нагрузочной
способности) должен обеспечивать питание нагрузки при заданных
размерах движения поездов и нормальной схеме, а также питание не-
тяговых потребителей первой категории, т. е. мощность понижающих
трансформаторов должна иметь 100%-ный резерв для питания тяги
и нетяговых потребителей первой категории.
Единичная мощность трансформаторов выбирается по условиям
(19) и (20).
Трансформаторная мощность промежуточной подстанции, включен-
ной в рассечку ЛЭП, равна сумме номинальных мощностей понижаю-
щих трансформаторов, выбранных по Храсч,так. Мощность на шинах
опорной подстанции определяется по формуле, аналогичной для такой
же подстанции постоянного тока:
5ш.оп. Ill = (^‘-'ном.тр Д ^‘‘-'гранз)
14*
419
Выбор оборудования. Для РУ-110 (220), 35 и 10 кВ выбор и про-
верку оборудования и токоведущих частей производят по принципам,
изложенным в гл. VI. За базисную мощность, как правило, принима-
ют мощность 100 или 1000 МВ • А, так как тяговые подстанции пита-
ются от систем неограниченной мощности.
Проверку оборудования РУ-27,5 кВ выполняют по токам и мощ-
ностям двухфазного КЗ на шинах 27,5 кВ, используя формулы для
трехфазного КЗ. Для этого сначала определяют относительные сопро-
тивления трехфазного КЗ, а затем делают переход к относительным
сопротивлениям двухфазного КЗ, по которым находят токи и мощность
двухфазного КЗ (см. § 50 гл. VI). По этим значениям токов и мощно-
сти КЗ проверяют аппаратуру и токоведущие части РУ-27,5 кВ.
113. Измерения и контроль напряжения на шинах 27,5 кВ
Вольтметры для измерения напряжения устанавливают на шинах:
собственных нужд постоянного и переменного тока; тягового напря<-
жения 27,5 кВ; РУ-10 и 35 кВ. На шинах ПО (220) кВ измеряют на-
пряжение только па опорных тяговых подстанциях.
Амперметры для контроля за нагрузкой устанавливают в цепях сле-
дующих присоединений: на сторонах 110 (220), 35 и 27,5 кВ пони-
жающих трансформаторов 110 (220)/35/27,5; на стороне 35 кВ понижаю-
щих трансформаторов 35/10 кВ на фидерах 35; 10 кВ, ДПР, плавки го-
лоледа и СЦБ, на вторичной стороне ТСН.
Счетчики для учета расхода энергии устанавливают со стороны
обмотки 27,5 кВ понижающего трансформатора; на фидерах ДПР, плав-
ки гололеда, нетяговых потребителей 35 и 10 кВ и СЦБ; со стороны
220/380 В ТСН; вводах опорных тяговых подстанций.
Схемы подключения приборов и реле к вторичным обмоткам
ТН-27,5 приведены на рис. 255. Вторичные обмотки выполнены с дву-
мя выводами al-x па ПО В и а-х на 127 В (рис. 255, о). В классе точ-
ности 0,5 обмотки 100 и 127 В TH допускают нагрузку 150 В • А. Об-
мотка 127 В может быть использована для питания силовых и бытовых
нагрузок небольшой мощности, расположенных вдоль электрифици-
рованного участка (дома путевых обходчиков и т. п.); ее наибольшая
мощность составляет 1,2 кВ • А. К обмоткам 100 В присоединяют
обмотки напряжения реле сопротивления PC дистанционной защиты
фидеров контактной сети, реле контроля напряжения PH, обмотки
напряжения счетчиков активной и реактивной энергии, вольтметр с
переключателем ПВ и др.
С помощью реле напряжения РН1-РНЗ контролируют напряже-
ние на шинах 27,5 кВ. В работе обычно находится один понижающий
трансформатор, и в цепи 1-2 или 3-4 (рис. 255, б) замкнуты контакты
1РФ2 или 2РФ2 реле фиксации включенного положения выключателя
27,5 кВ работающего трансформатора. При аварийном отключении
работающего трансформатора остаются замкнутыми контакты 1РФ2
или 2РФ2 и блок-контакты автоматов 1А или 2А. При исчезновении
напряжения на. шинах 27,5 кВ замыкаются контакты реле РН1-РНЗ-,
420
Рис. 255. Схема подклю-
чения приборов и реле к
TH (а) и контроля на-
пряжения на шинах
27,5 кВ (б)
составляется цепь: шина «плюс», контакты реле РН1-РНЗ, блок-кон-
такты автоматов, контакты реле фиксации, обмотка реле времени конт-
роля отсутствия напряжения РВН, размыкающие контакты РВН, ши-
на «минус». Контактами с выдержкой времени -реле РВН замыкаются
цепи 7-6, 8, 10 промежуточных реле блокировки по напряжению
РПН1, РПН2 и РПН7, которые создают цепи на отключение и запрет
действия АПВ фидеров контактной сети и ДПР.
114. Защита линий и оборудования тяговой подстанции
переменного тока
Питающие линии и фидеры потребителей. Линии ПО и 220 кВ на
опорных подстанциях снабжают следующими защитами: от многофаз-
ных КЗ трехфазной трех- или двухступенчатой дистанционной защи-
той с блокировкой от качаний, дополненной двухфазной ТО; от КЗ на
землю — четырех- или трехступенчатой направленной токовой защи-
той нулевой последовательности. На промежуточных транзитных
подстанциях линии ПО и 220 кВ снабжают от многофазных КЗ и КЗ
на землю такими же защитами, как на опорных, их устанавливают и
1!’f
Рис. 256. Схема защиты понижающего трансформатора, тока 110/35/27 5 кВ
4.22
Реле 5иф. защиты
перемычке НО—220 кВ подстанции и включают на сумму токов выклю-
чателя в перемычке и понижающего трансформатора на стороне 110—
220 кВ.
Фидеры 10; 35 кВ и ДПР 27,5 кВ снабжают: от многофазных КЗ —
МТЗ в двухфазном двух- или трехрелейном исполнении, дополнен-
ную ТО в двухфазном двухрелейном исполнении; от однофазных за-
мыканий на землю, — направленной МТЗ нулевой последовательно-
сти с применением реле ЗЗП-1 (только фидеры 10 и 35 кВ).
Трансформаторы. Защиты трансформаторов, как указывалось в
§ 71, выполняют в зависимости от их мощности, количества обмоток и
способов присоединения к источникам питания. Понижающие транс-
форматоры 110 (220)/35/27,5 кВ снабжают следующими видами защит
(рис. 256): двухступенчатой газовой РГ; дифференциальной с помо-
щью реле РД типа ДЗТ; максимальными РТА\, РТВ\, РТс\ со сто-
роны 110 кВ, РТА2, РТс2 со стороны 27,5 кВ и РТлз, РТсз со сторо-
ны 35 кВ; от перегрузки РП1 со стороны НО кВ и РПЗ со стороны
35 кВ; от перегрева масла трансформатора — термосигнализаторами
TCI, ТС2; контроля уровня масла в расширителе — РУ. Кроме того,
имеется токовое реле РТ1, включающее вентиляторы обдува трансфор-
матора при достижении определенного значения нагрузки. Понижаю-
щие трансформаторы 35/10 кВ для питания нетяговых потребителей и
ТСН 27,5/0, 4кВ снабжают защитами в соответствии с положениями,
изложенными в § 71.
115. Электронные защиты фидеров контактной сети
Общие сведения о защите фидеров контактной сети. Расчеты и опыт
показывают, что при параллельном питании контактной сети двухпут-
ного участка от двух смежных тяговых подстанций ток в любой точке
КЗ при 50-километровой межподстанционной зоне превышает 3000 А.
По данным исследований ВНИИЖТа, время пережога контактного
провода марки МФ-100 током 3000 А не превышает 0,15 с. Исходя из
этого контактная сеть должна снабжаться быстродействующей защи-
той, которая бы в совокупности с быстродействующими выключателя-
ми обеспечивала отключение поврежденного участка за минимальное
время. Сложность выбора и расчета защиты контактной сети вызывает-
ся тем, что наибольшие токи нагрузки соизмеримы с токами КЗ, про-
текающими в месте установки защиты, а иногда и превышают их. Кро-
ме того, сопротивление, а следовательно, токи и напряжения в цепи
КЗ меняются в широких пределах. Это происходит вследствие изме-
нения количества параллельно работающих понижающих трансфор-
маторов на подстанциях, изменения схемы питания и секционирова-
ния контактной подвески в рабочем режиме, предшествующем КЗ,
и изменения места нахождения перемещающейся нагрузки электро-
подвижного состава.
При указанных выше факторах в настоящее время наиболее удов-
летворительный результат обеспечивают двухступенчатые электрон-
ные защиты контактной сети, срабатывание которых зависит не голь-
121
ко от величины тока КЗ, то и от напряжения в месте установки защи-
ты и угла сдвига между током и напряжением. При одинаковых зна-
чениях тока нагрузки и тока КЗ защиты будут реагировать только на
ток КЗ, так как фазы этих токов различны.
Телеблокировка (ТБ). Выключатели фидеров тяговых подстанций
ТП1, ТП2 и поста секционирования ПСК связаны между собой уст-
ройством телеблокировки (рис. 257), которое резервирует защиты 1-й
ступени на подстанциях и ПСК, ускоряет отключение в зоне действия
защит 2-й ступени и обеспечивает защиту линии в случае вывода из
работы ПСК- Электронные устройства телеблокировки фидерных вы-
ключателей, применяемые совместно с электронными защитами фи-
деров контактной сети, действуют следующим образом. При отключе-
нии от КЗ выключателя фидера Ф1П на ТП1 защитой Ф1П запускает-
ся передающее устройство ПУ и по каналу связи КС на ПСК переда-
ется частотный сигнал ТБ, который воспринимается приемным устрой-
ством ПрУ1, отключающим Ф1 на ПСК- При удачном АПВ фидера
Ф1П с ТП1 посылается 2-й сигнал ТБ на включение выключателя фи-
дера Ф1 ПСК- Аналогично действует устройство ТБ при отключении
выключателя Ф1 на ПСК- Если ПСК выведен из работы, сигнал ТБ,
принятый ПрУ1, устройством ретрансляции РТ передается через ПУ2
н КС на ТП2, где приемное устройство ПрУ отключает фидер Ф2П.
Электронные защиты с телеблокировкой отключают за 0,14 с место
повреждения на участке между тяговой подстанцией и ПСК-
Характеристика двухступенчатой электронной дистанционной
защиты. Эта характеристика является комбинированной. 1-я ступень
защиты состоит из измерительного органа полного сопротивления zl
(рис. 258, а), характеристикой которого является окружность с цент-
ром в начале координат комплексной плоскости, и токового блокирую-
щего органа /о, разрешающего срабатывать 1-й ступени защиты толь-
ко при наличии КЗ в защищаемой линии. Необходимость блокирую-
щего органа вызвана тем, что измерительный орган г! является не-
направленным и может сработать при КЗ на других фидерах («за спи-
ной») вследствие понижения напряжения на шинах 27,5 кВ до значе-
ния, при котором сопротивление, подводимое к его зажимам, меньше
сопротивления уставки срабатывания. При наличии блокировки по то-
• Рис. 257. Структурная схема телеблокировки
424
Рис. 258. Структурная схема логических
связей (а) и комбинированная характе-
ристика электронных реле дис1анцион-
ных защит фидера 27,5 кВ (б)
ку характеристика 1-й ступени принимает вид полукруга с радиу-
сом х/.
2-я ступень состоит из измерительного органа полного сопротив-
ления zll и фазового блокирующего органа <р. Характеристика 2-й
ступени представляет собой луч (сектор) с центром в начале коорди-
нат комплексной плоскости, в котором в зависимости от конкретных
условий можно раздельно производить регулировку по модулю (зна-
чению) полного сопротивления гП и углу <р. На характеристике по-
казаны наибольший ((’max и наименьший <рт1п углы, в пределах кото-
рых защита может работать. Углы в пределах луча характеризуют
фазовые сдвиги между напряжением и током до точек КЗ защищае-
мой линии. Комбинированную характеристику (рис. 258, б) получают
путем наложения характеристик 1-й и 2-й ступеней.
Логические связи между различными органами 1-й и 2-й ступеней
обеспечиваются наличием логической схемы ИЛИ (см. рис. 258, а), с
выхода которой посылается импульс на отключение выключателя при
поступлении необходимого импульса от одной из двух ступеней. От
1-й и 2-й ступеней защиты необходимые импульсы на входы схемы
ИЛИ могут поступить только в том случае, если с обоих органов каж-
дой ступени поступят сигналы, одинаковые по знаку и совпадающие
во времени (схема И). В отличие от 1-й во 2-й ступени схемы И стоит
электронное реле времени РВ2 для создания необходимой выдержки
на отключение выключателя.
Структурная схема защиты фидера 27,5 кВ. Защита выполнена на
модулях серии «Сейма-3» и упрощенно изображена на рис. 259. Токо-
вый орган /0 (модуль ДТ-ЗК) представляет собой трехфазное реле мак-
симального тока и выполняет следующие функции: блокирует измери-
тельный орган г! при КЗ за пределами защитной зоны 1-й ступени;
425
работает как ускоренная токовая
отсечка УТ01 (без органа г/)
при КЗ вблизи шин; совместно с
электронным реле времени РВ1,
' которое является составной частью
ДТ-ЗК, образует максимальную
токовую защиту от перегрузок
МТЗП. Измерительные органы
полного сопротивления г/ и zll
представляют собой схемы срав-
нения двух переменных напряже-
ний и U.2, пропорциональных
Рис. 259. Структурная схема элек- напряжению на шинах подстан-
троипой защиты фидера 27,5 кВ ции „лн ПСК щ и первичному
току фидера /ф, т. е.
и U2 = к2/ф/К1 («х и к2 — коэффициенты пропорциональности). Срав-
нение этих напряжений соответствует сопротивлению, подводимому к
органам з/ и zll. Фазовый орган ср (модуль ФТН) представляет собой
фазоограничивающее реле, позволяющее получить блокирующую
характеристику направленности. При срабатывании любой защиты —
дистанционной 1-й С/ пли 2-й СН2 ступени, ускоренной отсечки УТ01
или МТЗП — составляется цепь на логическую схему ИЛИ, с выхода
которой подается управляющий импульс на вход выходного устройст-
ва ВУ. К/выходу ВУ присоединен трансформатор Тр, с вторичной об-
мотки которого подается положительный импульс на управляющий
электрод тиристора У В. Тиристор открывается и посылает импульс
тока на катушку отключения КО выключателя. Все пусковые и изме-
рительные элементы защиты подключаются к ТТ и TH через промежу-
точные трансформаторы тока/77Т п напряжения ПТН. В цепи вторич-
ных обмоток ПТТ и ПТН включены потенциометры и резисторы для
регулирования токов и напряжений, подаваемых на входы рассмот-
ренных органов защиты.
Расчет защиты. Устройство электронной защиты выпускается в
двух модификациях: УЭЗФТ — для фидеров, питающих деповские
и станционные пути; УЗТБ (с телеблокировкой) — для фидеров, пи-
тающих межподстанционные зоны. УЗТБ выпускается в двух вариан-
Рис. 260. Защита ,типа УЗТБ для тя-
говых подстанций и ПСК
тах (рис. 260) — для тяговых под-
станций и ПСК.
Вариант для тяговых подстан-
ций включает защиты: 1-я сту-
пень — дистанционная ненаправ-
ленная С1 без выдержки времени,
которая предназначена для защиты
зоны (О.в-^О.бб)/! и посылки пос-
редством ТБ приказа на отклю-
чение выключателя ПСК. 2-я сту-
пень — дистанционная направлен-
ная СН2 с выдержкой времени
0,3—0,5 с из условий избиратель-
426
ности по отношению к защитам ПСК', при двустороннем питании
межподстанционной зоны защита СН2 предназначена резервировать
1-ю ступень защиты фидера подстанции ТП1 и устройства ТБ
(при КЗ в зоне ТП1-ПСК) и защиту фидеров ПСК и устройства
ТБ (при КЗ в зоне ПСК-ТП2). Ускоренная токовая отсечка УТ01
с укороченной зоной действия (0,34-0,4)/! предназначена для быстрого
(0,005—0,01 с) отключения КЗ во избежание пережога контактного
провода. В режим УТО.1 переводится ненаправленная защита С1 при
уменьшении напряжения на шинах ТП1 ниже определенного уровня.
Сопротивление срабатывания (в Ом) 1-й ступени дистанционной
ненаправленной защиты (С1) для двухпутных и однопутных Zc’.si
участков соответственно:
Zc‘71 = (0,8 о,85) h ги и г<')з1 = (0,8 4- 0,85) /х zu. (210)
Сопротивление уставки срабатывания реле (в Ом) 1-й ступени за-
щиты для двухпутных Zy'epi и однопутных Zy'^pi участков соответст-
венно:
гу'001 = (°’8 + °>85) Z1 221 Kl!KU’
2у’ср1 = (°’8 °’85) Z12U K‘/KU
Защиты работоспособны, если удовлетворяется условие
Лв^раб.т1п _ KjjKj t/pafr-mtia
Zc.slC------------ ИЛИ Zy.cpl<-
кн'раб.max 1
Напряжение /7уто1 перевода защиты С1
//УТО1 = //K.m ln/Ku>
0,5^22 •
кв ки раб. max
’ в режим УТ01
где t/K.min t/ном 2(Zci+ZTpi)+o,5z23/! ’
к //Пом = 27,5 кв:
= £Люм/^к.с-т1г1» ^тр1 0 ^н<
(2П)
(212)
гс1 и гтрТ приведены
ном/ I ®0SHOM>Tp.
Ток срабатывания защиты и ток уставки’срабатывания УТО1:
/q-з.УТО! = Дьтах /у.срУТО! ^н1 /к (213)
Наибольший ток фидера /к,тах при КЗ на шинах ПСК для двухпут-
ных /к'max и однопутных Iк.тах. участков соответственно:
/к.тах == //ном/(2 (Zpl -ф ZTpi//Vj) -ф Z^ /J,
/к.тах = //Ноы/[2 (Zcl -ф ZTpl/NJ -ф Zu /J.
Выбранное значение /с.3.уто1 должно удовлетворять условию
/о.зУТО! 2? Ka 1 Раб.тах/^в* (215)
Сопротивление срабатывания (в Ом) 2-й ступени дистанционной
направленной защиты СН2 и сопротивление уставки срабатывания
реле определяют по нормируемой величине кч = 1,5:
2с.8-2 = кч 2в.тах 11 zy.cp2 = гк.гпах К1 /Ки, (216)
427
Таблица 20
Тип подвески Тип рельса гп, Ом/км ^21. Ом/КМ ня/но ‘5гг г—.22» Ом/км Тип подвески Тип рельса S S О N *2 О г28, Ом/км * — 22’ Ом/км
ПБСМ70+ Р43 0,54 0,49 0,63 ПБСМ95+ Р43 0,49 0.44 0,57
4-МФ85 Р50 0,53 0,48 0,62 jo ,35 +МФ100 Р50 0,48 0.43 0,56 jo, 30
Р65 0,51 0,47 0,60 Р65 0,47 0,42 0,55
ПБСМ70+ Р43 0,53 0,47 0,60 М95 + 4-МФ100 Р43 0,45 0,39 0,53
+МФ100 Р50 0,51 0,47 0,59 jo, 35 Р50 0,44 0,39 0,50 jo,26
Р65 0.50 0,46 0,57 Р65 0,42 0,38 0,51
где zI(.max — наибольшее сопротивление, замеряемое защитой, при
КЗ на шинах смежной подстанции; zK.max = 2 (0,5z22Zj -f- z21/2) при
узловой схеме питания и zK.max = z22Z при раздельном питании
двух путей. Б расчетах принимается большее из определенных значе-
ний zK.1Iiax. Для однопутных участков гк.пшх — гХ11.
Расчетные параметры в формулах (210)—(216): гп— удельное
сопротивление тяговой сети однопутного участка; z21 — то же, для
одного пути двухпутного участка при отключенном смежном пути;
z22 — то же для одного пути двухпутного участка при одинаковых
величинах шнаправлениях токов в подвесках смежных путей; z_22—
то же для одного пути двухпутного участка при одинаковых величи-
нах и противоположном направлении токов в подвесках смежных
путей (значения удельных сопротивлений приведены в табл. 20); zcl —
сопротивление питающей системы до шин 110 (220) кВ подстанции, Ом;
гтр1 — сопротивление понижающего трансформатора до шин 27,5 кВ,
Ом; /риб.П1ах — наибольший рабочий ток фидера, определяемый рас-
четом электроснабжения; 6/рао.ппп = 25 кВ — наименьшее рабочее
напряжение на шинах ТПТ, t/K.min— минимальное напряжение на
шинах ТП1 при КЗ на шинах ПСК; SK.c.mto — минимальная мощность
КЗ на шинах 110 (220) кВ подстанции; кв — 0,9 — коэффициент воз-
врата реле; коэффициенты надежности: кв = 1,24-1,3 и ки1 1,54-2;
Ni — число понижающих трансформаторов 110 (220)/35/27,5 кВ на
подстанции; Ki и Ки— коэффициенты трансформации ТТ и TH.
Вариант для ПС К имеет защиты: 1-я ступень — дистанционная
направленная СН1 без выдержки времени; она предназначена для
защиты зоны (0,84-0,85)/! и посылки посредством ТБ приказа на
отключение выключателя на ТП1. 2-я ступень — дистанционная не-
направленная С2 с выдержкой времени до 0,5 с, которая предназна-
чена для резервирования защиты СН1 ПСК и устройства ТБ (при КЗ
в зоне ПСК-ТП1) и для ликвидации «мертвых» зон по напряжению у
СН1 при КЗ.вблизи ПСБ.. Ускоренная токовая отсечка УТ02 пред-
назначена для быстрого (0,005 -f- 0, 01с) отключения КЗ, близкого к
ПСК- В режим УТ02 переводится автоматически ненаправленная за-
щита С2 при уменьшении напряжения на шинах ПСК. ниже опреде-
ленного уровня.
428
(218)
(219)
Сопротивление срабатывания (в Ом) 1-й ступени дистанционной
направленной защиты СН1 для двухпутных z^'ai и однопутных
участков соответственно:
<», = (°-8 °>85) 11 Zzi и 2<;>] = (0,8 4- 0,85) I, гп. (217)
Сопротивление уставки срабатывания реле (в Ом) 1-й ступени за-
щиты для двухпутных z^cpi И однопутных Zy'^pi участков соответст-
венно:
2^р1=(0>8^ 0,85) 4 z21|
2UpI = (°>84-0’85)^2h/<z//<u. J
Защиты работоспособны, если удовлетворяется условие
„ кв Ураб .mln ~ КвК[ ^paO.rnln
zc.ai ; или zy.cpi к—7------’
ки 'раб.max "-н/'tZ 'раб.шах
где /раб.тах—наибольший рабочий ток фидера, определяемый расчетом
электроснабжения; t/^e.max = 21 кВ — наименьшее напряжение на
шинах ПСК-
Сопротивление срабатывания (в Ом) 2-й ступени дистанционной на-
правленной защиты С2 и сопротивление уставки срабатывания реле оп-
ределяют по нормируемой величине кч = 1,5:
2с-з2 = Дц гк.шах И Zy-Cp2 = KqZK.max Kt/Ku, (220)
где гк.тах — наибольшее сопротивление, замеряемое защитой при КЗ
на шинах подстанций; z^.IIiax = г221г для двухпутного участка и
zi.max — гц/i для однопутного участка.
Напряжение t/утог перевода защиты С2 в режим УТО2
U УТО2 = кч Uкипах» (221)
гдекч = 1,5; t/к.max = 34-5 кВ — наибольшее напряжение на шинах
ПСК при КЗ на фидере в 2—3 км от ПСК-
Ток срабатывания защиты и ток уставки срабатывания реле УТО2
7о.э.УТО2 — Кн2 /к.тах И /у.ср.УТОг = /к.tnax/Kp (222)
где кп2 = 1,54-2; /к.тах — наибольший ток через фидер ПСК при КЗ
на шинах смежной подстанции для двухпутных /«.max и однопутных
/к.тах участках соответственно:
/i/.rriax — t/jI0M/[2 (Zc2 4~ Z^p’JN2) -|- 0,5z22 4 4" z2l 41;
I к.тах — t/HOM/[2 (Zc2 + 2Тр2/^г) 4" ^11 4>
где ?c2=(/HoM/SK.c.mSn—сопротивление питающей системы со стороны
соседней подстанции; гтр2 — ив% t/ном/100SHOM.Tp2 — сопротивление по-
нижающего трансформатора до шин 27,5 кВ (в Ом) соседней подстан-
ции; П2 — число трансформаторов соседней подстанции.
42!)
116. Тяговые подстанции переменного тока
для системы 2X25 кВ
Система электрической тяги переменного тока (77„ОМ = 25 кВ),
получившая широкое применение в нашей стране, на отдельных участ-
ках не обеспечивает необходимого уровня напряжения на токоприем-
нике при пропуске тяжеловесных (8— 10 тыс. т) поездов. Указан-
ный недостаток устраняется применением системы 2 х 25 кВ.
При системе 2 X 25 кВ (рис. 261, а) среднее расстояние между тя-
говыми подстанциями Till и ТП2 составляет 80—90 км. Сетевые об-
мотки трансформаторов Тр1 и Тр2 на ТП1 и ТП2 присоединяют к
ЛЭП-1 10-4-220 кВ по схеме «открытого треугольника». Вторичные об-
мотки Тр1 и Тр2 состоят из двух секций al-xl и а2-х2\ каждая секция
рассчитана на напряжение 27,5 кВ и при их последовательном соеди-
Рис. 261. Схемы электроснабжения по системе 2X25. кВ однопутного (а) и двух-
путного участка с ПСК (б)
430
пении образуется напряжение
55 кВ. Выводы al и х2 Тр1 и Тр2
присоединяют к питающему П и
контактному К проводам. На шинах
ТП1 и ТП2— напряжение 55 кВ, в
сети между П и К —50 кВ. Питаю-
щий провод П подвешивают с поле-
вой стороны на тех же опорах, что и
контактный провод. Между ТП1 и
ТП2 через 10—15 км устанавливают
автотрансформаторы АТ1-АТ5, на-
чала и концы которых присоеди-
няют к проводам П и К, а среднюю
точку - к рельсу Р. При таком при-
соединении Tpl, Тр2 и АТ с П и К
образуется напряжение 25 кВ меж-
ду П-Р и К-P. Поскольку между
К и Р напряжение 25 кВ, то отпа-
дает необходимость создания новых
типов электроподвижного состава
(э. п. с.) и имеются благоприятные
Л средней точке путедого
дроссель- трансформатора
условия перевода системы 25 кВ n осо г
3 ре р Рис. 262. Схема подключения АТ к
на систему Z X Zb ко. питающему и контактному прородам
По обеим секциям обмоток А Т1
и АТ2 протекают токи от ТП1 и ТП2. Через тяговую нагрузку г про-
текают токи /д-ц и /дтг от нижних секций ATI и АТ2 и токи /тт
И /ТП2 ОТ тяговых подстанций ТП1 и ТП2. Передача значительной
части потребляемой э. п. с. энергии напряжением 50 кВ через авто-
трансформаторы существенно разгружает тяговую сеть, снижает об-
щие потери энергии и напряжения в ней.
На двухпутных участках (рис. 261,6) предусматривают АТ для
каждого пути (АТ1-АТ5 и АТ6-АТ10). На ПСК с АТЗ и АТ8 устанав-
ливают выключатели В2, В6 и ВЗ, В7, которые совместно с выключа-
телями Bl, В5 и В4, В8 на ТП1 и ТП2 отключают питающий и кон-
тактный провода между ТП и ПСК в случае возникновения КЗ между
К-P, П-Р или К-П. Технические характеристики трансформаторов и
автотрансформаторов приведены в табл. 21.
Автотрансформатор АТ (рис. 262) подключают разъединителем
1 к питающему и контактному проводам. ТТ 3 и 4 служат для подклю-
Таблица 21
Тип Номинальная мощность обмоток, МВ А Напряжение обмоток, кВ Схема и группа соединения Напряже иие КЗ %, не более
вн пн вн НН
ОРДН/К-16000/220-76У1 16 8—6 230 2 7,5—27,5 1/1-1-0-0 12,5
ОРДНЖ-16000/1Ю 76У1 16 8—8 115 27,5—27,5 .1/1-1-0-0 10,5
АОМНЖ-10000/55-76У1 10 — 55 29 1 авто 1
431
чения к ним дифференциальной защиты и МТЗ. Кроме того, АТ снаб-
жен газовой защитой от внутренних повреждений, а от перенапря-
жений защищен разрядниками 5. При срабатывании газовой, диффе-
ренциальной защиты или МТЗ образуется цепь на включение коротко-
замыкателя 6, создающего искусственное КЗ в цепи питающего прово-
да. Отключаются соответствующие выключатели на ТП и ПСК. Цепь
моторного привода для отключения разъединителя 1 составится
только при отсутствии напряжения (бестоковая пауза) на питающем и
контактном проводах, что контролируется ТТ 7 и ТЫ 2.
Промежуточная транзитная тяговая подстанция включается в
рассечку ЛЭП-1 Ю-е-220 кВ разъединителямиЗм4 (рис. 263) и выклю-
чателем 6 с разъединителями 5 и 7 в рабочей перемычке. На ремонтной
перемычке установлены разъединители 7 и 2. Нормально включены
разъединители 3, 4, 5, 7 и выключатель 6', отключены разъединители
1 и 2. Для питания тяговой нагрузки устанавливают три трансформа-
тора, из которых Тр2 и Тр4 — рабочие трансформаторы на соответст-
вующие плечи тяговой нагрузки, а ТрЗ -г- резервный. Разъедините-
ли 8 и 9 обеспечивают работу трансформаторов Тр2, ТрЗ и Тр4 как по
вводу № 1, так и вводу № 2 на случай отключения одного из них.
Первичные обмотки Тр2-Тр4 подключают к электрической сети через
разъединители 11, 12 и 13, отделители 16, 17 и 18, дополненные корот-
козамыкателями 21, 22 и 23. Вторичные обмотки Тр2 и Тр4 подключа-
ют к секциям шин 55 кВ через разъединители 25 и 28, 33 и 36, выклю-
чатели 29 и 32. Вторичные обмотки ТрЗ подключают сначала к про-
межуточным шинам 55 кВ, от которых через разъединители 26 и 27,
34 и 35, выключатели 30 и 31 может быть подано питание на 1-ю или
2-юсекцию шин 55 кВ. Применение двух комплектов секционных разъ-
единителей 37 и 39, 38 и 40 с заземляющими ножами позволяет безо-
пасно выполнять ремонтные работы на них и на секциях. Нормально
эти разъединители включены.
Тяговые фидеры Ф1-Ф4 подключают к секциям шин 55 кВ посред-
ством разъединителей 41 и 44, 48 и 50 и выключателей 45 и 47. Для вы-
ведения в ремонт выключателей 45 и 47 предусмотрены запасные шины
с разъединителями 51 и 52 и запасный выключатель 46 с разъедините-
лями 42, 43 и 49. Последний постоянно включен и отключается толь-
ко при ремонте выключателя 46. Блокировки моторных приводов не
позволяют одновременно включать разъединители 42 и 43. Разъеди-
нитель 42 можно включить только при отключенном разъединителе
43, и наоборот. Выведение в ремонт выключателя 45 выполняют так:
включают разъединители 51, 43 и выключатель 46\ отключают выклю-
чатель 45 и разъединители 41 и 48\ включают заземляющие ножи разъе-
динителей 41 и 48. Фидер Ф1 получает питание от 2-й секции шин че-
рез запасные шины при включенных разъединителях 43, 49, 51 и вы-
ключателе 46. От шин П1 и П2 питают ДПР и ТСН. На сторонах
низших напряжений Тр2-Тр4 и в цепях тяговых фидеров, ДПР и ТСН
используют аппаратуру, как в РУ-27,5 кВ, так как между К1 (К2)-Р,
П1 (П2)-Р напряжение 27,5 кВ.
Для питания нетяговых потребителей напряжением 35 и 10 кВ пре-
дусматривают трехобмоточные трансформаторы Тр1 и Тр5. Если не-
434
тяговые потребители только напряжением 10 кВ, то понижающий
трансформатор 27,5/11 кВ присоединяют к шинам П1 и П2, как ТСН.
Схемные и конструктивные исполнения РУ-35 и 10 кВ аналогичны та-
ким же РУ тяговых подстанций постоянного и переменного тока
(25 кВ).
На подстанции применяют следующие защиты: ЛЭП-110 4- 220 кВ—
дистанционная и токовая направленная нулевой последовательности;
для Тр1-Тр5 — газовая, термическая, дифференциальная, МТЗ; для
тяговых фидеров — дистанционная электронная, как в системе 25 кВ;
для ТСН и ДПР — МТЗ и ТО.
Система электрической тяги с применением автотрансформаторов
получила наибольшее применение в Японии. В нашей стране эта сис-
тема была впервые применена на Московской железной дороге. В на-
стоящее время по системе 2 X 25 кВ осуществляется электрификация
на других дорогах. Она рекомендована для электрификации БАМа.
Расчет системы тягового электроснабжения, токов КЗ и токов сра-
батывания защит является сложным и выполняется в основном на ЭВМ.
Проводятся исследования по созданию методик инженерных расчеюв,
пригодных для эксплуатационного персонала.
ГЛАВА
XI
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
117. Схемы питания установок собственных нужд
Общие сведения. Под собственными нуждами электроустановок
понимают все вспомогательные устройства, необходимые для эксплуа-
тации их основных агрегатов в нормальных и аварийных режимах.
Вспомогательные устройства собственных нужд в зависимости от
их ответственности для работы электроустановки подразделяют на
ответственные и неответственные. Ответственными устройствами соб-
ственных нужд являются такие, прекращение работы которых даже
на незначительное время приводит к снижению мощности или останов-
ке основных агрегатов. Неответственными устройствами собственных
нужд являются такие, перерыв работы которых на некоторое время
не вызывает ни остановки, ни снижения мощности электроустановки.
К схемам питания установок собственных нужд, как и к любой
схеме, предъявляют следующие требования: обеспечение достаточно
высокой надежности питания потребителей собственных нужд; просто-
та выполнения и небольшая стоимость; простота эксплуатации и ма-
лые эксплуатационные расходы; безопасность обслуживания. Надеж-
ная работа электроустановок во многом зависит от правильного вы-
полнения схемы электрических соединений собственных нужд.
Питание потребителей собственных нужд электроустановок может
быть индивидуальное, групповое и смешанное. При индивидуальном
питании каждый потребитель присоединяют при помощи кабеля не-
посредственно к шинам собственных нужд соответствующего напряже-
ния. При групповом питании группу потребителей питают от группо-
вых распределительных устройств — сборок, а последние присоеди-
няют индивидуальными кабелями к шинам собственных нужд. По-
требителей присоединяют к групповым сборкам сравнительно корот-
кими проводниками небольшого сечения. Сравнивая индивидуаль-
ный и групповой способы присоединения, нетрудно увидеть, что при
первом способе требуется больший расход кабелей, но зато обеспечи-
вается большая надежность питания потребителей, чем при втором
способе. В то же время второй способ требует дополнительных расхо-
дов на изготовление групповых щитков и установку дополнительной
защиты по ступеням питания. В настоящее время широко применяют
смешанное питание, когда наиболее ответственных потребителей под-
ключают непосредственно к шинам собственных нужд, а остальных —
к групповым щиткам.
Распределение энергии собственных нужд. На тяговых подстанци-
ях устанавливают обычно по два трансформатора собственных нужд
(ТСН) с вторичным напряжением 380/220 или 220/127 В мощностью
436
250—400 кВ • А, из которых каждый рассчитан на полную мощность
потребителей собственных нужд (рис. 264). На опорных подстанциях
ПО—220 кВ, масляные выключатели которых имеют мощные подогре-
вательные устройства, устанавливают дополнительно два ТСН мощ-
ностью по 250—400 кВ • А специально для подогрева. Применение
напряжения собственных нужд переменного тока 380/220 В и посто-
янного тока 220 В в последних проектных разработках позволило
уменьшить сечения кабелей и применить аппараты общепромыш-
ленного изготовления.
В зависимости от первичного напряжения тяговой подстанции
постоянного тока ТСН подключают: пр” напряжении НО кВ — к раз-
личным секциям шин вторичного нап, ..жения 10 кВ главных пони-
жающих трансформаторов 110/35/10 кВ; при напряжении 35 кВ — к
секциям или системам шин 35 кВ; при напряжении 10 кВ — к секци-
ям РУ-10 кВ. На тяговых подстанциях переменного тока ТСН пита-
ют от различных секций шин 27,5 кВ.
Подключение вторичных обмоток ТСН к шинам 380/220 и 220/127 В
одинаково как для тяговых подстанций переменного, так и постоян-
ного тока.
Распределение энергии собственных нужд на подстанции показа-
но на рис. 264, где обозначено: 1 и 2 — шкафы переменного тока на
открытой части подстанции; 3, 4 и 5 — шкафы автоматики подогрева
приводов выключателей соответственно 27,5 кВ (только для подстан-
ТСН1
К дежурному пункту К транссрарма-1К передвижному
контактной сети тору ВЦП ------------------
{'-380/220 В {Вясе'^кция
'масляному хо-
зяйству
2-я секция
ТСН2
зво/ггов
1
Обдув Подогрев маслян.' Подогрев КРОН
транесрорм. выкл.
К насосам для откачки вады
из баков для слива масла
Ори отсутствии
' ТСНЗиТМ
Подогрев приводов масляных выключателей
|||
27,5кВ 35кВ 11ОкВ
ТСН подогрева выключателей 11Окв
Цели управления ма- (
торными приводами г
К стойке теле-
^механика
—Кстойке свя-
J—I зи
ТСНЗ
15
ТСН4
Освещение
звания
10
"380/220 В
екция 2-я \секция
Аварийное
освещение
11
Тр.И
К их к а срам
телебло-
кировки
К электро-
магнитам
включения
Подогрев' приводов масля-
~ных выключателей 110 кВ
12
14
цепямуправ-
г^-ленияизасци-
*— ты ---------—
------- 13
3
В
Рис. 264. Структурная схема питания шкафов собственных иужд
437
ций переменного тока), 35 и 110 кВ; 6 — шкаф собственных нужд пе-
ременного тока в здании подстанции; 7 — шкаф отопления и венти-
ляции аккумуляторной; 8 — шкаф собственных нужд переменного
тока 220 В в РУ-3,3 кВ (только для подстанций постоянного тока);
9 — дизель-генератор (резервное питание); 10 — шкаф рабочего ос-
вещения подстанции; 11 — шкаф аварийного освещения подстанции;
12 — шкаф собственных нужд постоянного тока; 73 — зарядно-под-
зарядный агрегат типа ВАЗП; 14 — аккумуляторная батарея СК-6
или СК-20; 15 — Шкаф подогрева масляных выключателей; 16 — шкаф
автоматики подогрева приводов выключателя 110-5-220 кВ.
На подстанциях с двумя ТСН мощность каждого ТСН (с учетом его
перегрузочных способностей) должна обеспечивать питание всех по-
требителей собственных нужд, включая устройства подогрева для вы-
соковольтной аппаратуры. На подстанциях, где, кроме основных
ТСН, устанавливают ТСН подогрева, мощность каждого основного
ТСН выбирают без учета подогревных устройств РУ-1104-220 кВ.
Шины собственных нужд переменного тока выполняют одинарны-
ми, секционированными автоматическим' выключателем. На вводах
от ТСН также устанавливают автоматические выключатели, являющие-
ся одновременно и коммутационными и защитными аппаратами. В лет-
ний период обычно включен один ТСН; при достижении нагрузки вы-
ше мощности одного ТСН предусматривается включение второго ТСН
устройством АВР. В зимний период включают оба основных ТСН, а
на опорных подстанциях ПО—220 кВ — и трансформаторы подогрева
ТСНЗ и ТСН4. В этом случае ТСН1 и ТСН2, а также ТСНЗ и ТСН4
работают раздельно на 1-ю и 2-ю секции шин.
Питание потребителей собственных нужд переменного тока в
РУ-3,3 кВ (освещение камер и др.) осуществляют через изолировочные
трансформаторы ТрИ. При таком способе питания исключается воз-
можность попадания напряжения 3,3 кВ в цепи собственных нужд при
пробое изоляции *в РУ-3,3 кВ.
К шинам собственных нужд, кроме постоянных потребителей, пре-
дусмотрено подключение различных передвижных устройств (масля-
ное хозяйство, испытательная станция и др.), а также переносного
электрифицированного инструмента и сварочного трансформатора,
для чего имеются резервные фидеры.
Питание устройств СЦБ. На дорогах постоянного и переменного
тока питание СЦБ осуществляют от шин собственных нужд перемен-
ного тока. Напряжение 220 В повышают трансформатором ТМ-100/10
до 10 кВ и подают на специальные шины 10 кВ, от которых по фи-
дерам 10 кВ напряжение поступает на соответствующие участки пи-
тания. На дорогах постоянного тока устройства СЦБ работают на пе-
ременном токе частотой 50 Гц. Поэтому вдоль железной дороги на оп-
ределенном. расстоянии друг от друга устанавливают трансформаторы
(обычно TH), которые понижают напряжение с 10 кВ до рабочего и
подают его в рельсовые цепи автоблокировки. На дорогах переменного
тока устройства СЦБ питают напряжением или пониженной (25 Гц),
или повышенной (75 Гц) частоты. Питание СЦБ током промышленной
частоты недопустимо, так как тяговый ток той же частоты может вы-
438
звать ложное включение сигналов. Поэтому напряжение 10 кВ линий
СЦБ сначала понижают линейными трансформаторами до рабочего *
значения, как на дорогах постоянного тока, затем преобразуют ток
частотой 50 Гц в ток частотой 25 Гц с помощью статических
преобразователей частоты, расположенных вдоль электрифицирован-
ной железной дороги.
Резервирование питания СЦБ осуществляют от дизель-генератора
ДГА, установленного в специальном помещении здания подстанции.
ДГА предназначен для электроснабжения устройств СЦБ при аварий-
ном выходе из работы ТСН или полностью устройств электрической
тяги на определенном участке железной дороги. Наличие ДГА обес-
печивает пропуск по участку поездов с различными локомотивами.
Запуск ДГА — автоматический от устройств, контролирующих дли-
тельность отсутствия напряжения на шинах собственных нужд. Для па-
дежной работы рекомендуется периодически запускать ДГА в работу
не реже одного раза в неделю длительностью не менее 15 мин. ДГА име-
ет следующие номинальные технические характеристики: мощность
48—75 кВт, напряжение 230—400 В, ток трехфазный частотой 50 Гц.
Резервирование питания собственных нужд на подстанции осуществля-
ют по линиям СЦБ от смежных подстанций или напряжением 380/
220 В от электрических сетей промышленного, городского или сельско-
хозяйственного электроснабжения. И только в случае отсутствия по-
дачи напряжения на шины собственных нужд от этих источников пи-
тания включается ДГА.
Шкаф собственных нужд постоянного тока. Напряжение на шипы
собственных нужд постоянного тока подается от автономного источ-
ника питания — аккумуляторной батареи, состоящей из 120 элемен-
тов, и зарядно-подзарядных устройств (ЗПУ) типа ВАЗП. На каждом
элементе батареи стабильное напряжение 2,15 В. Батарея элементами
1-108 присоединена к шинам управления ШУ напряжением 230 В, а
элементами 1-120 — к шинам включения ШВ напряжением 258 В.
ЗПУ, питающиеся от шин собственных нужд переменного тока по фи-
дерам 3 и 4, присоединены к шинам 258 В, т-. е. на полное число эле-
ментов аккумуляторной батареи. ЗПУ защищены предохранителями
и реле РТ. Превышение напряжения на 17% против поминального
(220 В) необходимо для обеспечения номинального напряжения на зажи-
мах катушки включения вследствие значительной потери напряжения
при протекании большого тока включения выключателя НО (220) кВ.
От шин 230 В питают цепи включения выключателей 35; 27,5 или
3,3 кВ и 10 кВ. От шин 230 В через замкнутые контакты 3-4 переклю-
чателя ПП п шину ШН питают также цепи управления и защит. Не-
посредственно от аккумуляторной батареи через контакты 7-8 пере-
ключателя ПП по фидеру 6 подают напряжение на цепи земляной за-
щиты РУ-3,-3 кВ. При периодическом дозаряде аккумуляторной бата-
реи питание цепей релейной защиты присоединений и земляной защи-
ты РУ-3,3 кВ с помощью ПП (контакты 1-2, 5-6) переключают со 108-го
на 100-й элемент аккумуляторной батареи. От универсального пре-
образователя УП, присоединенного к шинам 230 В через ШН, по фи-
дерам 5 подаются необходимые напряжения на цепи телеуправления
1М
Рис. 265. Схема шкафа собственных нужд постоянного тока
и телесигнализации при отсутствии напряжения на шинах собствен-
ных нужд переменного тока.
Надежная работа цепей управления, сигнализации и защиты зави-
сит от хорошей изоляции шин постоянного тока. Для автоматическо-
го контроля изоляции шин постоянного тока и сигнализации о замы-
кании на землю применяют схему, включающую три резистора Rt
и R3 по 1500 Ом и R2 — 1000 Ом (рис. 265), высокоомное реле контро-
ля изоляции РКП, высокоомный вольтметр VI или омметр с переклю-
чателем П. Точки а и b в нулевом положении переключателя П обра-
зуют среднюю точку потенциометра, состоящего из резисторов R1 и
R3. К средней точке одним концом подключена обмотка реле РКП,
другой конец которой заземлен. У вольтметра (омметра) один зажим
заземлен, а другой присоединен к подвижному контакту потенциомет-
ра R2, который позволяет установить стрелку вольтметра в нулевое
положение при отсутствии замыкания на землю. При нулевом положе-
нии переключателя П и одинаково хорошей изоляции шин через об-
мотку реле контроля изоляции РКИ не проходит ток. Если изоляция
одной из шин, например плюсовой, нарушается, то резистор R1 шун-
тируется и по обмотке реле проходит ток, достаточный для его сраба-
тывания. Замыканием контактов реле РКИ образуется цепь сигнала.
Переключая П в положения 1 и 2, по показанию вольтметра VI опре-
деляют полярность шины, на которой произошло нарушение изоля-
ции. Например, при замыкании на землю плюсовой шины вольтметр
покажет нуль при положении 1 переключателя и полное напряжение
при положении 2. Реле контроля напряжения РКИ контролирует
напряжение на шине ШИ.
В цепях питания катушек масляных и быстродействующих выклю-
чателей установлены реле КИР с размыкающими контактами, контро-
лирующие исправность указанных цепей. При исправном состоянии
этих цепей реле возбуждены и их контакты разомкнуты. При перегора-
нии какого-либо предохранителя теряет возбуждение реле, контро-
лирующее его исправность, и, замыкая свои контакты, составляет
цепь на сигнал. Вольтметр V2 с переключателем ПВ служит для из-
мерения напряжения на шинах.
Переключатель аварийного освещения ПАО работает следующим об-
разом. При наличии напряжения на шинах собственных нужд пере-
менного тока 380/220 В обмотка реле ПАО возбуждена, его контакты
1 и 2 замкнуты и по фидеру / к щиту аварийного освещения подается
напряжение переменного тока от фидера 2. Если исчезнет напряжение
на шинах 380/220 В, то катушка ПАО теряет возбуждение и через кон-
такты 3 и 4 подается напряжение к щиту аварийного освещения от шин
230 В постоянного тока.
118. Аккумуляторные батареи
Для питания электромагнитных приводов выключателей, защиты
и сигнализации, автоматических и телемеханических устройств и дру-
гих устройств управления электроустановок применяют переменный
441
и постоянный оперативный ток. Источниками переменного оператив-
ного тока служат ТТ, TH и ТСН. Источником оперативного постоян-
ного тока служит аккумуляторная батарея, которая обеспечивает
большую надежность питания указанных устройств, так как всегда
готова к действию независимо от состояния основных агрегатов элект-
роустановки. Аккумуляторная батарея комплектуется из свинцовых
или щелочных аккумуляторов. Последние ввиду нестабильности
электрических характеристик получили незначительное применение.
В настоящее врёмя предусматривается установка только свинцово-
кислотных аккумуляторов.
Свинцово-кислотные аккумуляторы. Электрический аккумулятор
представляет собой электрохимический аппарат (накопитель энергии),
в котором сначала электрическая энергия накапливается в опреде-
ленный запас химической энергии, а затем запасенная химическая
энергия преобразуется в электрическую. Свинцово-кислотный единич-
ный аккумуляторный элемент состоит из одной положительной и одной
отрицательной свинцовых пластин, помещенных в сосуд 1 (рис. 266)
с электролитом (водный раствор серной кислоты) плотностью 1,2—
1,21 г/см3.
Положительные пластины изготовляют' из чистого свинца, которым
для увеличения поверхности придают ребристую форму. Отрицатель-
ная пластина представляет собой свинцово-сурьмяную решетку, за-
полненную активной массой. На обе стороны отрицательной пласти-
ны накладывают перфорированные листы из свинца для защиты от
выпадения активной массы. Аккумуляторную батарею характеризуют
следующие параметры: емкость; э. д. с. и напряжение на зажимах;
зарядный и разрядный ток; внутреннее сопротивление и к. п. д.
Емкость аккумуляторной батареи определяется ее номером. Но-
мер аккумуляторной батареи кратен числу положительных пластин
в сосуде, в котором помещено определенное количество параллельно
соединенных единичных элементов. При пла-
стинах И-1 число положительных пластин
равно номеру батареи; при пластинах И-2,
активная поверхность которых в 2 раза боль-
ше, чем у пластин И-1, их число в 2 раза
меньше номера батареи, а при пластинах
И-4 — соответственно в 4 раза меньше. Каж-
дая положительная пластина 4 помещена
между двумя отрицательными 5. Средние по-
ложительные и отрицательные пластины имеют
по две активных стороны, а крайние отрица-
тельные — только одну активную сторону.
Это делают в целях создания одинаковых
условий работы положительных пластин. Та-
ким образом, число отрицательных пластин
всегда на одну больше положительных. Пла-
стины каждой полярности спаивают соедини-
Рис. 266. Спинпопо-кис- тельными полосами 3 и 6 в две изолирован-
лотный аккумулятор ные группы и выступами 2 свободно опирают
442
Таблица 22
Показатель Тип аккумулятора
СК-1 1 С-1
Продолжительность разряда, ч 1,0 2,0 7 5 10,0 3,0 5,0
Емкость, А-ч 18,5 22,0 33,0 36,0 27,0 30,0
Разрядный ток, А 18,5 11,0 4,4 3,6 9,0 6,0
Максимальный зарядный ток, А 11,0 11,0 9,0 9,0 9,0 9,0
Конечное напряжение разряда, В 1,95 1,95 1,95 1,95 1,80 . 1 80
на края сосудов. Для избежания КЗ между положительными и отри-
цательными пластинами устанавливают стеклянные трубки, эбонито-
вые или выщелоченные фанерные прокладки (последнее относится
к батареям большой емкости). Пластины помещают в сосуде так, чтобы
они не касались его дна, так как в противном случае при выпадении
активной массы на дно сосуда между ними также произойдет КЗ.
Емкость аккумулятора определяется количеством электричества
(?разр (А • ч), которое можно получить от заряженного аккумуля-
тора при полном его разряде за время разряда £разр (ч) при токе
^разр (А):
Фразр = ^разр ^разр-
Отечественные заводы для стационарных установок изготовляют
свинцово-кислотные элементы следующих типов: С (стационарный для
продолжительных разрядов), СК (стационарный для кратковремен-
ного разряда), из которых собирают аккумуляторные батареи на 110
и 220 В. Основные характеристики единичных элементов этих бата-
рей, обозначенных СК-1 и С-1, приведены в табл. 22.
Элементы СК отличаются от элементов С тем, что они имеют соеди-
нительные полосы большего сечения и потому допускают больший крат-
ковременный разрядный ток. Как видно из табл. 22, СК-1, допускает
1-часовой разрядный ток, равный 18,5 А, а С-1 — только 3-часовой
ток, равный 9 А. Номинальной емкостью аккумуляторного элемента
является емкость при 10-часовом разряде. Из табл. 22 также видно,
что емкость элемента — величина переменная, зависящая от разряд-
ного тока; с увеличением разрядного тока емкость уменьшается, и
наоборот. Емкость аккумуляторных батарей, собранных из единичных
элементов СК-1 или С-1, определяется умножением емкости элемента
СК-1 или С-1 при соответствующей длительности разряда на номер
батареи. Например, емкость аккумуляторной батареи СК-6 (N = 6)
при 1-часовом режиме разряда будет QCk-6 = Qck-iN = 18,5 • 6 =
= 111 А • ч, где 18,5 — 1-часовая емкость СК-1, взятая из табл. 22.
Число , последовательно соединяемых банок-элементов в батарее
определяется напряжением одного элемента и требующимся напряже-
нием аккумуляторной батареи. Соединенные параллельно-последова-
тельно элементы аккумуляторной батареи заливают электролитом и
подвергают электрохимической обработке (формовке), в результате
чего у заряженных положительных пластин образуется перекись
443
свинца РЬО2, а у отрицательных — губчатый свинец РЬ. Процесс за-
ряда и разряда аккумуляторной батареи представляет обратимую ре-
акцию:
РЬО2 -|- 2H2SO4 + Pb 2PbSO4 + 2Н2О.
заряд
Реакция разряда сопровождается распаданием раствора серной
кислоты на ионы водорода Н2, направляющегося к положительной
пластине, и ионы сернокислого остатка SO4, направляющегося к отрица-
тельной пластине. На обеих пластинах образуется сернокислое соеди-
нение свинца PbSO4 и выделяется свободная вода, что понижает кон-
центрацию электролита. Реакция заряда происходит при прохожде-
нии тока через аккумуляторную батарею от постороннего источника
постоянного тока, подключенного к зажимам батареи одноименной по-
лярности.
Напряжение, подводимое от внешнего источника к аккумулятор-
ному элементу, должно быть равно сумме э. д с. элемента Е и внут-
ренней потере напряжения в нем, т. е. t/3ap = Е ф- /зар/?Сн- По мере
повышения плотности электролита увеличивается э. д. с. элемента и
уменьшается внутреннее сопротивление. Заряд считают законченным,
если при неотключенном заряжающем источнике питания напряже-
ние на элементе установилось 2,15 В и плотность электролита 1,2—•
1,21 г/см8. При разряде напряжение на зажимах аккумуляторного
элемента (7рйзр = f—/разр/?вн- Разряд сопровождается уменьше-
нием плотности электролита и э. д. с. элемента и увеличением его внут-
реннего сопротивления. Разряд аккумуляторной батареи допускается
до 1,95—1,97 В на элемент.
Аккумуляторы характеризуются двумя к. п. д.: по отдаче емкости
Лр = 0,854-0,95, который определяется как отношение количества
электричества, отданного аккумулятором при разряде Qpa3p, к коли-
честву электричества, потребленного им при заряде Q3ap; по энергии
т|п/ = 0,75-4-0,8, который представляет собой отношение энергии, от-
данной при разряде и7разр, к энергии, затраченной при заряде его
1Узар. Как видно, к. п. д. по емкости выше, чем к. п. д' по энергии, но
он не достигает единицы вследствие потерь на саморазряд и газовыде-
ление при заряде. Саморазряд аккумуляторной батареи представля-
ет собой дополнительные физико-химические явления от посторонних
вредных примесей в электролите, вызывающие потерю химической
энергии.
Режим работы аккумуляторной батареи. Под режимом работы ак-
кумуляторной батареи понимают мегод ее заряда и метод разряда.
В настоящее время во всех электроустановках применяют метод «посто-
янного подзаряда». Сущность его заключается в том, что сначала ак-
кумуляторную батарею (см. рис. 265) заряжают от двух ЗПУ до соот-
ветствующей величины емкости и устойчивого напряжения 2,15 В на
один элемент; после этого аккумуляторная батарея и одно ЗПУ рабо-
тают параллельно на нагрузку подключенных потребителей.
Потребность в энергии постоянно присоединенных к шинам потре-
бителей — сигнализационной аппаратуры, держащих катушек быст-
444
родействующих выключателей и устройств автоматики — удовлетво-
ряет в основном ЗПУ. Аккумуляторная батарея вступает в работу
только при появлении толчковых нагрузок в момент включения мас-
ляных или быстродействующих выключателей и почти полностью по-
крывает их, теряя при этом часть емкости и снижая напряжение на
каждый элемент. После прекращения толчковой нагрузки ЗПУ одно-
временно с питанием постоянно присоединенной нагрузки пополняет
емкость батареи. Следовательно, при режиме постоянного подзаряда
аккумуляторная батарея всегда вступает в аварийный режим работы
полностью заряженной.
Во время аварийного отключения или при отключении подстанции
от электроспабжающей системы для проведения плановых ремонтных
работ (погашение подстанции) аккумуляторную батарею отключают
от ЗПУ и она разряжается на присоединенные к вей потребители —
сигнализационную аппаратуру, аварийное освещение, устройства ав-
томатики и телемеханики, держащие катушки быстродействующих
выключателей и т. д., снижая при этом напряжение на элементах. При
восстановлении напряжения на шинах собственных нужд переменно-
го тока разрядившиеся элементы батареи немедленно ставят на заряд,
который выполняют в такой последовательности: замеряют напряже-
ние на батарее: включают оба ЗПУ; поднимают напряжение ЗПУ на
2—3 В выше напряжения разрядившихся элементов батареи; заряд
продолжают до тех пор, пока на всех элементах установится одинако-
вое напряжение, равное 2,15 В, и ток заряда будет равен току посто-
янного подзаряда, что свидетельствует о восстановлении израсходо-
ванной емкости и покрытии нагрузок, соответствующих нагрузкам
нормального режима работы электроустановки.
Регулятор тока /?р (регулируемое сопротивление) предназначен для
выравнивания нагрузки элементов аккумуляторной батареи. /?р уста-
навливают так, чтобы в режиме подзаряда батареи показание ампер-
метра А3 было близко к нулю.
Если в процессе эксплуатации плотность электролита в сосудах
элементов будет меньше или больше 1,2—1,21 г/см3, то в первом случае
в сосуд доливают электролит с требуемой плотностью, а во втором —
дистиллированную воду. Доливку дистиллированной воды производят
только в придонную (нижнюю) часть сосуда элемента батареи с помо-
щью стеклянной, резиновой или полиэтиленовой трубки. При этом
необходимо тщательно следить, чтобы даже капля воды не попала на
электролит сверху; доливка дистиллированной воды сверху катего-
рически запрещается. Доливку дистиллированной воды и электроли-
та производят при отключенной батарее. Плотность электролита во
всех элементах батареи должна быть одинаковой, в противном случае
па элементах батареи будут разные напряжения.
Работа аккумуляторной батареи по режиму постоянного подзаряда
обеспечивает надежность питания оперативных цепей, так как бата-
рея находится всегда в заряженном состоянии; уменьшается сульфа-
тация пластин и выпадение их активной массы на дно сосуда вслед-
ствие отсутствия периодических глубоких разрядов, большим током,
что удлиняет срок службы батареи.
441
119. Определение потребной мощности установок
собственных нужд
Выбор ТСН. Расход мощности на собственные нужды электроуста-
новки ориенитровочно можно определить по ее максимальной мощно-
сти в зависимости от типа электроустановки и ряда других факторов
(«2-4-3%). Более точно потребная мощность ТСН электроустановок
может быть определена, если известны номинальные мощности прием-
ников Рном.пр, их средние коэффициенты мощности cos<p и к. п. д.
1]Пр. коэффициенты одновременности к0 и загрузки ка приемников и
число приемников N. Перечень потребителей собственных нужд тя-
говых подстанций виден из рис. 264. Их мощности зависят от типа под-
станции.
Расчетная максимальная мощность для питания приемников собст-
венных нужд, приходящаяся на один трансформатор,
с у Вцом пр Nk0 кя
расч-max
Нпр cos <р
По данным проектных организаций, для подстанций, сооружаемых
в районах с расчетной зимней температурой окружающего воздуха
—40° С, расход мощности на собственные нужды выглядит так: общая
нагрузка с учетом питания цепей подогрева выключателей, отопле-
ния здания подстанции,.электроснабжения устройств СЦБ и потреби-
телей дежурного пункта дистанции контактной сети—около 1400 кВ А
на опорной подстанции 220 кВ, 970 кВ • А — на опорной подстанции
ПО кВ, от 400 до 800 кВ • А — на транзитных подстанциях ПО—
220 кВ; на отопление здания подстанции переменного тока — 60 кВ - А,
а подстанции постоянного тока — 140 кВ • А; на отопление и венти-
ляцию помещения аккумуляторной батареи — 180 кВ • А; на ос-
вещение здания подстанции 4—6 кВ • А и открытой части —
35 кВ • А.
Выбор аккумуляторной батареи. Выбор батареи производят исхо-
дя из аварийного режима работы электроустановки — при полном
отключении от питающей системы. В таком случае к нагрузке батареи
рабочего режима работы электроустановки, которую именуют посто-
янной нагрузкой батареи, автоматически подключается нагрузка ава-
рийного режима — аварийное освещение, устройства телемеханики и
связи и др., которые при нормальном режиме работы электроустанов-
ки питаются от шин собственных нужд переменного тока. Согласно
требованиям ВНТП-81 аккумуляторная батарея должна обеспечивать
работу наиболее мощного привода выключателя подстанции после по-
лучасового разряда ее током постоянной и аварийной нагрузки при
отключенном ЗПУ, а также работу аварийного освещения и устройств
телемеханики и связи после двухчасового разряда батареи. Для бата-
реи напряжением 220 В тяговых подстанций постоянная и аварийная
нагрузки не превышают 10—20 и 10—15 А соответственно, а кратко-
временная нагрузка (ток привода выключателя) достигает 700 А.
Кратковременная нагрузка, как правило, является определяющей для
выбора аккумуляторной батареи.- Исходной величиной для выбора ба-
446
тареи является емкость. Ниже приводится порядок выбора батареи
при режиме работы «постоянный подзаряд».
Расчетный ток длительного разряда в аварийном режиме
/дл-разр ~ Л) ост 4~ ^ав> {224)
где /пост—ток постоянной длительной нагрузки, подключенной к
аккумуляторной батарее до возникновения аварийного режима в
электроустановке; /ав—ток аварийной нагрузки.
Расчетный ток кратковременного разряда
^кр-разр = ^дл-разр + /вкл, (225)
где / вил —ток, потребляемый наиболее мощным приводом при вклю-
чении одного выключателя (на опорных подстанциях возможно одно-
временное включение двух, а иногда трех выключателей).
Расчетная емкость батареи
Срасч = /дл-разр ^ав» (226)
где /а„— длительность разряда при аварии; для тяговых подстанций
/ав = 2 Ч.
Номер батареи по емкости, соответствующей току длительного раз-
ряда аварийного режима,
Л/дл>1,1(?расЧ/<2№1, (227)
где 1,1 — коэффициент, учитывающий уменьшение емкости батареи
после нескольких лет эксплуатации; Qn=i — емкость единичного ак-
кумулятора при длительности разряда, равной длительности аварии;
для СК-1 при /ав = 2 ч, Qw=i = 22 А • ч.
Номер батареи по току кратковременного разряда выбирают со-
гласно условию
/кр.Разр<46Л/, т. е. А/нр>/кр.рав„/46, (228)
где 46А/ — кратковременно допускаемый разрядный ток аккумулятора
СК-1, не вызывающий его разрушения.
Дробное значение номера батареи округляют в большую сторону.
Окончательно принимают наибольший из двух значений номер акку-
муляторной батареи, полученный по формулам (227) и (228).
Число последовательно включенных элементов батареи, питающих
шины включения напряжением 258 В в режиме постоянного подзаря-
Да,
ишв = гУшв/ииоя3 = 258/2,15 = 120.
Число элементов, питающих шины управления напряжением 230 В
в режиме постоянного подзаряда,
пшу= (/шу/(/пода = 230/2,15 л 108.
Выбор ЗПУ. Мощность ЗПУ выбирают исходя из первого формо-
вочного заряда батареи и одновременного питания постоянных потре-
бителей. Величина формовочного зарядного тока (в А) зависит от но-
мера батареи: /зар = 5.25W для батарей до СК-5 включительно и
/зар = 3.75W для батарей СК-6 — СК-20. Заряд считается закончен-
на
Таблица 23
Потребители постоянного а ока Число одновременно работающих Ток едини- цы, А Нагрузка на батарею, А
длительная кратковре- менная
Постоянно присоединенные приемники
1. Лампы положения ма- сляных и быстродействую- щих выключателей, отдели- телей и короткозамыкате- лей 24 . 0,065 =1,6 -—
2. Держащие катушки бы- 2(ВАБ-28) 1 2 —
стродействующих выключа- телей агрегатов (ВАБ-28) и фидеров (ВАБ-43) 2x7=14 (ВАБ-43) 0,5 7 —
3. Устройства автоматики Приемники, присоединен- ные при аварийном режиме «10
4. Устройства телеуправле- ния, телесигнализации и связи — — =1,4 —
5. Аварийное освещение — — = 10 —
6. Привод ШПЭ-33 выклю- чателя мкп-по — — — 244
Итого —- — 32 244
ным, если происходит одновременно газообразование во всех банках
и на каждом элементе имеется устойчивое напряжение 2,15 В. Мощ-
ность ЗПУ
^расч.ЗПУ ^вар (^зар ""Ь ^иост)* (229)
Зарядное напряжение ЗПУ
Пзар = Пшв-2,15 + (2-?3).
Номинальный ток ЗПУ должен удовлетворять условию
= 20,6 + 11,4 = 32 А;
Сраеч — /дл.разр
‘ пом =« г зар Т 1 пост-
Пример 10. Выбрать аккумуляторную батарею для тяговой подстанции по-
стоянного тока с первичным напряжением НО кВ согласно рис. 229. Нагрузки
рабочего и аварийного режимов приведены в табл. 23.
1. Выбор номера аккумуляторной батареи типа СК по длительному и крат-
ковременному режимам работы при /ав = 2 ч /дЛ.разр. = /пост + 4и =
• Л<р.разр. — /дл.разр "Ь Iвкл = 32 4- 244 = 276 А;
/а'в ~ 32 • 2 = 64 А • ч; N^C4. дЛ= 1,1 “ = 1,1 — —
N = 1Урасч.кр = ' ~^6°ЧР~~ 46* = 6; пРинимаем N — 6.
принимаем аккумуляторную батарею СК-6.
= 3,2, принимаем
Окончательно
На тяговых подстанциях с первичным напряжением 110—220 кВ применяют
батареи СК-5, СК-6, СК-12 в. СК-20, на тяговых подстанциях 35 и 10 кВ — СК-5
и СК-6.
448
ГЛАВА
XII
ПЕРЕДВИЖНЫЕ ТЯГОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ,
ПУНКТЫ ГРУППИРОВКИ, ПОСТЫ СЕКЦИОНИРОВАНИЯ
И ПУНКТЫ ПАРАЛЛЕЛЬНОГО СОЕДИНЕНИЯ
120. Передвижные тяговые подстанции
Передвижные тяговые подстанции предназначены для замены од-
ного преобразовательного агрегата или понижающего трансформато-
ра на стационарных тяговых подстанциях постоянного или перемен-
ного тока. При необходимости они могут быть установлены на пере-
гоне между стационарными подстанциями. Соответственно их назы-
вают передвижными тяговыми подстанциями постоянного и перемен-
ного тока. Необходимость замены преобразовательного агрегата или
трансформатора передвижной тяговой подстанцией возникает при
выведении этого оборудования в капитальный ремонт или замене но-
вым физически и морально устаревшего оборудования на стационар-
ной подстанции. Особенно необходимы передвижные подстанции на
участках, где на стационарных подстанциях установлены по одному
преобразовательному агрегату или понижающему трансформатору.
В этом случае они обеспечивают замену не только основного агрегата
на период выведения его в плановый или аварийный ремонт, но могут
быть использованы для увеличения мощности стационарной подстан-
ции на период интенсивных перевозок грузов. Эксплуатируемые на
Нашей сети передвижные тяговые подстанции могут работать самосто-
ятельно и совместно со стационарными тяговыми подстанциями, так
как укомплектованы всем необходимым силовым оборудованием. Хо-
тя это и удорожает их стоимость, но повышает маневренность, быстро-
ту ввода в действие и обеспечивает возможность установки в местах,
где нет стационарных тяговых подстанций. Защиты оборудования от
ненормальных и аварийных режимов, средства автоматики и питания
собственных нужд на передвижных тяговых подстанциях имеют такое
же принципиальное решение, как и на стационарных подстанциях,
отличаясь в некоторых случаях меньшим объемом, учитывающим спе-
цифику передвижных электроустановок. На участках энергоснабже-
ния предусматривается одна передвижная подстанция на шесть—восемь
стационарных подстанций. Передвижные подстанции и трансформа-
торы выполняют так, чтобы устанавливаемое на платформах обору-
дование вписывалось в габарит подвижного состава и находилось в
постоянной готовности к вводу в действие.
Тяговые подстанции постоянного тока выполняют с полупровод-
никовыми выпрямителями с естественным воздушным охлаждением.
Подстанции бывают с первичным напряжением 35 и 10 кВ. Вариант
схемного выполнения передвижной тяговой подстанции на первичное
напряжение 10 кВ приведен на рис. 267. Полупроводниковые выпря-
15 д. д. Прохорский 41J
Платформа N°1 с подключающим Платформа с прообразов
устройством и реактором еательными трансформаторами
Платформа №3 С 'полупрбВоЗ - ’ Вагон фидеров с выкат ними
лаковыми выпрямителями ( - выключателями
Кредитору’ > л'{______________________________
Рис. 267. Размещение оборудования передвижной гягойОй поДсзанции посгоянно-
• то юка
450
мители расположены на платформе. Оборудование РУ-3,3 кВ, стойки
управления, релейной защиты и автоматики, а также салон дежур-
ного персонала располагают в вагоне, преобразовательные транс-
форматоры, выключатели, разъединители, реактор, ТСН и TH —на
платформах. На тяговых подстанциях с выпрямителями естествен-
ного охлаждения стойки управления фидерами 3,3 кВ могут распо-
лагаться на платформе с выпрямителями. Подстанция имеет обору-
дование: 1 — ввод; 2 — разрядник переменного тока; 3 — разъеди-
нитель ТСН 5, защищаемого предохранителем 4\ 6 — разъединитель
ввода; 7 — масляный включатель; 8 — ТТ для подключения релей-
ной защиты, амперметра, счетчика для учета переработанной энергии;
9 — разъединитель отсоса; 10 — реактор сглаживающего устройства;
11 — предохранители TH 12, соединенные по схеме «открытого треу-
гольника»; 13 — преобразовательные трансформаторы; 14 — анодные
тины или кабели; 15 — разрядники; 16 — полупроводниковый выпря-
митель; 17 — предохранители цепей RC; 18 и 19 — заземляющие разъ-
единители; 20 и 21 — выкатные БВ фидеров; 22 — разъединители
сглаживающих контуров; 23 — предохранитель контуров; /?р — раз-
рядный резистор; 24 предохрани гель в цепи конденсатора 25\ 26 и
U* 451
27 — разрядники на 3,3 кВ; 28 — моторные приводы линейных разъе-
динителей 29 фидеров Ф1 и Ф2.
Тяговые подстанции переменного тока располагают на платформах.
На первой платформе имеются: отделитель / (рис. 268), разрядники 2,
короткозамыкатель 3, заземляющие разъединители 4 в двух фазах,
разрядник 6 и разъединитель 7 в цепи нейтрали (в работу включается
или разрядник, или разъединитель по указанию энергосистемы). На
отдельной второй платформе-лафете размещен трансформатор 8 со
встроенными ТТ 5. На третьей платформе размещены устройства пи-
тания СЦБ, разъединитель 10 и ТТ 9 для подключения дифференци-
альной защиты трансформатора 8, выключатели 11 и /2 с разъедини-
телями 18, 19 и разрядниками 21 фидеров Ф1 и Ф2 контактной сети,
выключатель 13 с разъединителями 20 и разрядниками 22 фидера ДПР,
TH 16 с предохранителями 14 и ТСН 17 с предохранителями 15.
В вагоне размещены стойки защиты, автоматики и управления
трансформатором 8, фидерами 27,5 кВ и ДПР, устройствами СЦБ, об-
щеподстанционной сигнализации и собственных нужд; выпрямители
для питания собственных нужд; купе-салон на четыре места для об-
служивающего персонала. Аккумуляторная батарея расположена в
двух ящиках под рамой вагона.
Фаза С трансформатора соединяется с тяговым рельсом шинами или
кабелем. Все оборудование подстанции заземлено на металлические
рамы подвижного состава.
121. Пункты группировки
Пункты группировки строятся на станциях стыкования систем
постоянного и переменного тока. На этих станциях выделяется соот-
ветствующее количество путей, контактная сеть которых отделена
нейтральными вставками от контактной сети прилегающих направле-
ний, электрифицированных соответственно на постоянном и перемен-
ном токе. Пункты группировки предназначены подавать постоянный
или переменный ток ца выделенные участки контактной сети в зави-
симости от заданного поезду маршрута. Управление переключателя-
ми напряжения 3,3 или 27,5 кВ пункта группировки сосредоточено на
пункте электрической централизации (ЭЦ). Сначала задается маршрут
приема или отправления поезда устройствами маршрутно-релейной
централизации (МРЦ) пункта ЭЦ и только после этого блокировки
МРЦ разрешают переключение пункта группировки на напряжение
3,3 или 27,5 кВ для соответствующего участка контактной сети.
Конструкция и схема пункта группировки приведены на рис. 269.
Он состоит из десяти комплектных ячеек наружной установки с вы-
ездными переключателями, из которых девять рабочих и одна резерв-
ная (не подключена к контактной сети). На время планового или ава-
рийного ремонта переключатель из рабочей ячейки выкатывается, а
вместо него вкатывается такой же переключатель из резервной ячей-
ки. Шины 3,3 и 27, 5 кВ из алюминиевой полосы смонтированы на про-
ходных изоляторах над ячейками. Вводы 3,3 и 27,5 кВ соединены с
452
Рис. 269. Пункт группировки
шинами посредством разъединителей 1 и 2 с моторными приводами.
На вводе 27,5 кВ установлен ТТ 3 типа ТФН-35, к вторичной обмотке
которого присоединено реле тока МТЗ, воздействующей на все пере-
ключатели в случае перегрузки по переменному току. Управление пе-
реключателями осуществляется оперативным постоянным током на-
пряжением 220 В (от выпрямителя ЭЦ), а двигателями моторных при-
водов разъединителей 1 и 2 — переменным током 220 В. Для защиты
станции стыкования от попадания переменного тока в постоянный к
шинам 3,3 кВ подключен шкаф защиты ЗСС. В настоящее время вви-
ду наличия электровозов на два рода тока отпадает необходимость в
сооружении пунктов группировки на станциях стыкования перемен-
ного и постоянного тока.
122. Посты секционирования и пункты
параллельного соединения постоянного тока
Посты секционирования контактной сети (ПСК). При существую-
щих весовых нормах поездов и количестве их на участке питания меж-
ду двумя смежными тяговыми подстанциями наибольшие токи нагруз-
ки /раС.,пах в тяговой сети превышают значения наименьших токов
КЗ /к.т1п'в конце фидерных зон (на шинах смежной подстанции).
Вследствие этого не удовлетворяется условие чувствительности
^раб.гпах + 100 </у>ср < 1,15Л(.т1п фидерного БВ и часть фидерной
зоны остается незащищенной. Защита этой части фидерных зон мо-
жет быть осуществлена по-разному. Широкое применение для защиты
433
OSft
Рис. 271. Схема соединений и конструкция пункта параллельного соедп leunn
Контактная сеть \2-го пути.
контактной сети получили посты секционирования. Они устанавлива-
ются примерно посередине фидерных зон. В этом случае наибольший
рабочий ток /раб max между подстанцией и постом секционирования
составляет только половину наибольшего тока /раб.тах между смеж-
ными тяговыми подстанциями. Чувствительность БВ, установленного
на посту секционирования, по отношению к участку контактной сети,
не защищаемому БВ подстанции, удовлетворяет условию /раб.тах 4~
+ 100 /у.ср 1,15/к.т|п.
Пост представляет собой сварную конструкцию из профильной
стали. В шкафу поста размещены, быстродействующие выключатели
10—13 (рис. 270) с панелями управления, печи электрического отоп-
ления 14—21, ошиновка. В отдельном шкафу размещены устройства
телеуправления и телесигнализации 23 и выпрямитель для питания
оперативных цепей и устройств автоматики. Над шкафом на металло-
конструкциях, огражденных сеткой, закреплены разъединители 2, 3,
6 и 7, разрядники /, 4, 5 и 8 и TH для питания собственных нужд,
подключенный к фидеру СЦБ. Через проходные изоляторы 9 разъеди-
нители соединены с быстродействующими выключателями. Все разъе-
динители снабжены моторными приводами 22. Разъединители Р1 и Р2
включают по телеуправлению в случае выхода из работы поста секцио-
нирования.
При КЗ в точке К2 отключится БВ 13 и выключатель фидера второ-
го пути на тяговой подстанции, расположенной справа от поста. Ког-
да КЗ будет в точке К/, то отключится выключатель 12 поста и выклю-
чатель фидера второго пути на тяговой подстанции, расположенной
слева от поста.
Пункты параллельного соединения (ППС). Они предназначены для
соединения контактной подвески первого и второго путей. При таком
соединении обе контактные подвески работают параллельно на тяго-
вую нагрузку обоих путей независимо от числа поездов на каждом из
них. Этим снижаются потери в контактной сети. На основании / ППС
(рис. 271) закреплен шкаф 2 с жалюзи 3 и //. На крыше 10 шкафа уста-
новлены разъединители 8 с заземляющими ножами 9 и разрядники
Рр. Зажимы 6, к которым присоединяют тросы от контактных подве-
сок первого и второго путей, фиксированы изоляторами 7 во избежание
чрезмерных нагрузок на разъединители 8. Внутри шкафа размещены
БВ 12, реле дифференциальный шунт 4, реле земляной защиты 13,
реле контроля напряжения РКН и лампочки 5. Питание оперативных
цепей осуществляется напряжением постоянного тока от выпрямите-
ля, присоединенного через понижающий трансформатор мощностью
1,2 кВ • А к ЛЭП-10 кВ продольного электроснабжения или фидеру
СЦБ. При КЗ на контактной подвеске любого пути отключается БВ
12. Включить его вновь в работу дистанционно или по телеуправлению
можно только при наличии напряжения на контактных подвесках
обоих путей, что контролируется реле напряжения РКН1 'и РК.Н2,
456
123. Посты секционирования переменного тока
Назначение постов секционирования (ПСК) на дорогах перемен-
ного тока такое же, как и на дорогах постоянного тока. К выключате-
лям поста 15 и 16 (рис. 272) через разъединители 9 и 10 присоединяют
контактные подвески двух путей слева от ПСК, а к выключателям 17
и 18 через разъединители 11 и 12—контактные подвески обоих путей
справа от ПСК. При КЗ в зоне между ПСК и подстанцией, например
в точке К, отключается выключатель 17 ПСК. Устройства телеблоки-
ровки, установленные на ПСК, посылают импульсы на отключение
выключателя фидера контактной сети 1-го пути на тяговой подстан-
ции. Затем устройства АПВ включают выключатель фидера на ПСК.
Если устройство АПВ на ПСК успешно включило выключатель фиде-
ра, то по телеблокировке дается разрешение на включение выключа-
теля 1-го пути на подстанции. Управление разъединителями 9—12 и
выключателями 16—18 ПСК осуществляют дистанционно и по теле-
управлению.
Основное питание собственных нужд осуществляется от трансфор-
матора 19 мощностью 10 кВ • А, присоединяемого к линии ДПР разъе-
динителем 13 и защищаемого предохранителем; резервное питание —
от линии СЦБ с установкой резервного ТСН. Разрядник 20 служит для
защиты шин 27,5 кВ и оборудования, связанного с ними, от перенапря-
жений, возникающих в компенсирующем устройстве КУ. От атмосфер-
ных перенапряжений защищает отдельно стоящий молниеотвод. К TH
21 подключают защиту фидеров контактной сети. Разъединителем 22
заземляют шины ПСК при выполнении ремонтных работ. Панель собст-
венных нужд, блоки управления и защиты фидеров, стойки телеуп-
равления и телеблокировки располагают в блоке РУ-27,5 кВ.
124. Компенсирующие устройства
Общие сведения. Электроподвижной состав (э. п. с.) переменного
тока потребляет активный и реактивный токи; из которых первый идет
на создание механической энергии тяговых двигателей, а второй —
на намагничивание трансформаторов и реакторов э. п. с. Потери энер-
гии в трансформаторах подстанций, контактной сети, трансформаторах
и реакторах э. п. с. и линиях электропередачи внешнего электроснаб-
жения пропорциональны квадрату полного тока. Уменьшение реак-
тивной составляющей тока снижает потери энергии и повышает коэф-
фициент мощности всех устройств электроснабжения, чем повыша-
ется экономическая эффективность электрической тяги на переменном
токе. Коэффициент мощности электротяговых устройств при электро-
возах с полупроводниковыми выпрямителями, имеющими двухполу-
периодное выпрямление переменного тока в постоянный, в тяговом ре-
жиме составляет 0,76—0,8. При рекуперативном торможении он сни-
жается до 0,6—0,65, и повысить его естественным способом до норми-
руемой величины, равной 0,93, невозможно. Повышение коэффициента
мощности 1<1кже способствует стабилизации напряжения на шинах
457
Т'РМ
14 fV
Контактная
Контактна
i-го пути
в\
2-го пути
фт-Хп <2>т-\?2
<2>r-\s (Я)-т-\(о
♦ ,W средней точке путевого драссеор 'Контур заземления ПСК
Питание
собственных
- нужд-
24000
Рис. 272 Схема соединений и размещение оборудования поста секционирования
переменного тока
458
подстанции и в контактной сети. Для повышения коэффициента мощ-
ности предусматривают установку компенсирующих устройств, пред-
ставляющих собой батареи статических конденсаторов, которые мо-
гут быть установлены на тяговых подстанциях или ПСК и включены
параллельно (поперечная компенсация) или последовательно (про-
дольная компенсация) по отношению к тяговой сети.
Поперечная компенсация. В настоящее время компенсирующее уст-
ройство КУ (см. рис. 272) устанавливают на ПСК'- до 1966 г. КУ уста-
навливали на тяговых подстанциях. КУ, состоящее из конденсаторов
4 и реакторов 2, подключают между шинами 27,5 кВ ПСК и контуром
заземления через разъединители 8 и 5, ТТ 7 и 1, выключатели 6 и б1.
КУ может быть выполнено в нескольких вариантах в зависимости от
типа конденсаторов и количества последовательно включенных реак-
торов. Применяют в основном два типа КУ: мощностью 4800 квар
с реактором 80—85 мГ и 2400 квар с реактором 160—170 мГ. Для из-
готовления КУ используют: конденсаторы с три хлордифи ниловым за-
полнением типа КСА-1,05 (t/H0M = 1,05 кВ, Q = 254-37,5 квар) и
КС2А -1,05 (UaoM = 1,05 кВ, Q — 504-75 квар); реакторы однофаз-
ные с масляным охлаждением типа РОМ один или два. Реакторы вклю-
чают последовательно с батарей конденсаторов для защиты от резо-
нансных явлений. Сущность резонансных явлений заключается в сле-
дующем. Емкость, конденсаторов й индуктивность'контактной сети,
трансформаторов тяговых подстанций й э. п. с. образуют колебатель-
ный контур. Ток, потребляемый э. п. с., содержит, кроме основной
составляющей частотой 50 Гц, гармонические составляющие частотой
150; 250; 350 Гц и выше ввиду наличия на э. п. с. преобразователей. В
зависимости от величины емкости и индуктивности колебательного
контура одна из указанных гармоник, частота которой совпадает с
частотой колебательного контура (при. резонансе), может усиливаться
в несколько десятков раз, что вызовет сильное искажение синусоиды
напряжения питающей системы. Реактор для КУ подбирают с такой
индуктивностью, чтобы его сопротивление равнялось сопротивлению
конденсаторов при частоте 150 Гц, т. е. сопротивление для этой час-
тоты было бы равно нулю. В этом случае для частот 250; 350 Гц и т. д.
сопротивление цепи реактор-конденсатор принимает индуктивный ха-
рактер, так как повышается индуктивное сопротивление реактора
с возрастанием частоты, что исключает усиление токов высших гар-
моник.
В результате исследований, проведенных ВНИИЖТом, установ-
лено, что при настройке КУ на частоту 120—130 Гц требуются мень-
шие значения емкостей конденсаторов и индуктивности реакторов, а
вероятность возникновения резонансных условий для гармоник, имею-
щихся в тяговом токе при любых характеристиках трансформаторов и
параметрах питающей линии электропередачи, практически исключа-
ется.
Емкость КУ должна компенсировать индуктивность тяговой сети
и индуктивность реактора, устанавливаемого на ПСК. Величину ем-
костного сопротивления КУ, потребного для покрытия индуктивного
сопротивления реактора на частоте fn, определяют исходя из условий
459
резонанса напряжений для этой частоты xi.n = хсп- Для примера
рассмотрим расчет КУ для частоты fn — 150 Гц (при fn — 120-?-130 Гц
вместо 150 нужно подставлять 120—130Гц):хьз =* Хсз. т. е. 2л • 150 =
= 1/2п ♦ 150С (2л • З/jL = 1/2л • ЗДС) или 3xt = хс/3, откуда
xl == 1/9хс, где Xl и хс — индуктивное и емкостное сопротивления
при К = 50 Гц.
Это означает, что емкостное сопротивление батареи статических
конденсаторов хс должно быть больше на xL = 1/9хс против потреб-
ного сопротивления компенсирующей установки хк, т. е. Хс = хк +
+ Xl. Следовательно, требуемое сопротивление компенсирующей ус-
тановки для частоты 50 Гц
хк = х„—х, ^--хг— 1 /9хг = 8/9х,..
Ток, протекающий через компенсирующую установку,
/ и - U _ 9 U
С ~ ~ 8 8 хс ‘
9 с
Мощность, отдаваемая компенсирующей установкой,
Qk = Чхк = lc-8l9xc.
Установленная мощность конденсаторов Qc ~ Гсхс-
Qc Чхс 9
Из соотношения мощностей —- = с.о— = — видим, что для
<2К ‘c'srdxc 8
избежания резонансных явлений установленная мощность конденса-
торов Qc Должна быть на 12,5% больше реактивной мощности QK, от-
даваемой компенсирующей установкой. Такое соотношение мощностей
приводит к тому, что напряжение на КУ выше напряжения на шинах
на 12,5%, так как Uc = 9/817ш. При настройке на частоту 120—130 Гп
напряжение на КУ также примерно на 12,5% выше напряжения на
шинах. При небольшой нагрузке и особенно при ее отсутствии батарея
конденсаторов повышает напряжение на шинах поста до величины,
которая может оказаться опасной для оборудования поста и электро-
подвижного состава.
Включения и отключения КУ сопровождаются коммутационными
перенапряжениями. При включении напряжение на реакторе может
превысить в десять раз номинальное напряжение вследствие э. д. с.
самоиндукции, возникающей при нарастании тока в цепи КУ- Такое
напряжение может пробить межвитковую изоляцию реактора. Во из-
бежание пробоя параллельно реактору подключают разрядник Рр
(см. рис. 272). При отключении КУ на обкладках конденсатора сохра-
няется электрический заряд, для снятия которого параллельно кон-
денсаторам включен TH 3 типа НОМ-35, выполняющий роль разряд-
ного сопротивления, он же контролирует напряжение на конденсато-
рах. Однако, несмотря на снятие напряжения с конденсаторов раз-
рядным.сопротивлением, перед производством работ на батарее с каж-
дой банки необходимо специальной заземленной штангой снять оста-
точный заряд..
460
Сохранение электрического заряда на обкладках конденсаторов
усложняет работу масляного выключателя при отключении ДУ вслед-
ствие возможного возникновения повторного зажигания дуги между
расходящимися контактами масляного выключателя через полперио-
да, т. е. через 0,01 с после начала отключения. Это объясняется тем, что
за 0,01 G конденсаторы еще не успевают разрядиться, а контакты вы-
ключателя, на которых к этому времени напряжение достигает двой-
ного амплитудного напряжения шин, расходятся лишь на небольшое
расстояние, в результате чего возможен пробой масла между ними.
На обкладках конденсаторов напряжение достигает тоже двойного
амплитудного значения, которое может привести к пробою конденса-
торов. Разрядник Рр, включенный параллельно реактору, защищает
от пробоя и конденсаторы.
Чтобы избежать повторных зажиганий в выключателе при отключе-
нии КУ, в цепи устанавливают два выключателя, из которых один
шунтирован резистором R я» 50 Ом, рассчитанным на ток 190—200 А
в течение 1 с, или R « 3004-400 Ом на ток 60—80 А. При включении
КУ сначала включается выключатель 6, а затем выключатель 61. При
отключении КУ оперативно или аварийно защитой первым отключа-
ется выключатель 61, потом 6. Резистор R ограничивает не только ве-
личину отключаемого тока и напряжение на расходящихся контак-
тах выключателя 6, но и уменьшает фазовый угол между током и на-
пряжением, чем существенно снижает вероятность повторных зажига-
ний.
КУ в тяговой сети работают в специфических и очень тяжелых ус-
ловиях, обусловленных искажением формы кривой тягового тока,
большим количеством КЗ на контактной сети и резко колеблющейся
нагрузкой, чего нет в энергетических установках. Наибольшее удель-
ное количество повреждений оборудования на подстанциях и ПСК.
приходится на КУ. Поэтому надежности работы оборудования КУ и
защите его от ненормальных режимов работы и развития повреждений
уделяется большое внимание. Рассмотрим некоторые защиты КУ
Продольная дифференциальная защита Р.П. (рис. 273, а) отключа-
ет КУ при КЗ в конденсаторах и реакторе; она отстраивается от токов
небаланса, вызываемых погрешностью ТТ 1 и 7:
/У.ер = 0,2/аом/Ю. (230)
МТЗ отключает КУ при перегрузках и внешних КЗ; она отстраи-
вается от номинального тока батареи:
^у.ср ^Н^Нвм/К[, (231)
Защита по напряжению PH защищает конденсаторы от превыше-
ния напряжения на 15—20% против номинального:
(7v.cp ==(1,15-4- 1,2) U№OM/Ku. (232)
Расчетные параметры формул (230)—(232): /иоы — номинальный
ток КУ', Ki и Ки—коэффициенты трансформации ТТ и ТП; ки -
коэффициент надежности, равный 1,3; Оно,и— номинальное напри-
<161
жение батареи при наибольшем напряжении на шинах ПСК или под-
станции.
Для облегчения отключения КУ одним выключателем рекомен-
дуется предварительно шунтировать КУ резистором R — 250 Ом
(рис. 273, б), рассчитанным на ток 1000 А в течение 0,25 о. Для вклю-
чения R используют искровой промежуток 11 а поджигающим элект-
родом 12, который подключают к запальному трансформатору 10. При
любом виде отключения сначала замыкается цепь катушки контактора,
контактами 9 которого подается напряжение на трансформатор 10, а
от последнего — на поджигающий.электрод 12 искрового промежутка
11. Возникает электрический разряд между электродом 12 и нижним
электродом искрового промежутка. Вследствие ионизации среды об-
разуется дуга между верхним и нижним электродами искрового про-
межутка, которая включает резистор R. К ТТ 13 подключено реле,
воздействующее на отключение выключателя 6.
Защита от пробоя конденсаторов и от междувитковых замыканий
реакторов основана на принципе баланса напряжений. В обоих слу-
чаях используют TH (для конденсаторов' ТН1 — на 35 кВ, для ре-
Рис. 273, Схемы защиты КУ при двух' (л) и одном (б) выключателе в его цепи
4Й
. В контакты]т
°' К (разе Л, 8 Mi! С р2 . сеть или к рельсу
в ——,-----------------------7-— f,——
в
УПП
m
ГО--
£7
Уу Рельс
Рис. 274. Схемы комбинированной компен-
сации реактивной мощности (о) и устрой-
ства продольной компенсации реактивной
мощности (б)
Ppi
Рр2~_
Др1
Др2
актора ТН2—на 10 кВ), первичные обмотки которых соединяют
последовательно (//-/<), вторичные обмотки — параллельно (М'?Н,
К-К). Общие выводы от первичных обмоток TH присоединяют к
средним точкам батареи конденсаторов и реактора (реакторов). При
пробое конденсатора в одном из плеч..батареи или междувитковом за-
мыкании в плече реактора нарушаетвя равенство напряжений на вто-
ричных обмотках ТН1-ТН2 и по первичной обмотке Тр протекает ток,
наводя э. д. с. в его вторичной обмотке. Напряжение с выпрямителей
Д1 и Д2 подается в реле, которые действуют на включение искрового
промежутка 11 с последующим отключением выключателя 6. Рассмот-
ренный способ защиты и облегчения работы включателя может быть
использован как на вновь вводимых в работу, так и на ранее смонти-
рованных КУ.
Совместная компенсация реактивной мощности. Параллельная
компенсация обеспечивает: при установке на подстанции — повыше-
ние уровня напряжения на шинах 27,5 кВ, улучшение cos <р на 0,15—
0,3, снижение несимметрии напряжения на шинах тяги и района; при
установке на ПСК — повышение напряжения на 1,5—1,8 кВ и сниже-
ние потерь энергии в контактной сети, улучшение cos ср на 0,1—0,2,
т. е. в меньшей степени, чем при установке КУ на подстанции.
Устройство продольной компенсации (УПК) реактивной мощности
целесообразно устанавливать только на тяговой подстанции. Эффект
от УПК можно получить только при протекании тока по ней. Следо-
вательно, установка УПК на ПСК нецелесообразна, так как вблизи
от него в большинстве случаев находится точка токораздела. УПК мо-
жет быть включено в цепи фаз А, В или цепь отсоса (рис. 274, а). При
установке УПК1 и УПК4 в цепь отсоса можно получить значительное
уменьшение потери напряжения в понижающих трансформаторах
подстанции и уменьшение несимметрии напряжения на шинах 27,5 кВ.
Если дополнительно к этому установить УПК в фазах А (УПК2,
УПКЗ) и В, то можно получить практически горизонтальную харак-
теристику подстанции. Следует иметь в виду, что УПК повышает
cos q> только при больших нагрузках.
Из рассмотрения поперечной и продольной компенсации реактив-
ной мощности видно, что только их совместное применение позволяет
уменьшить потери напряжения в контактной сети, понижающих транс-
форматорах подстанции, несимметрию напряжения на шинах тяги и
района и повысить cos <р. Это можно обеспечить включением установ-
ки КУ (см. рис. 274, а) на ПСК, УПК1 и УПК4 в цепи отсоса и УПК2
и УПКЗ в цепи фазы А на ТП1 и ТП2. В этом случае УПК1 и УПК4
снизят несимметрию между фазами А и В и компенсируют потери на-
пряжения в тяговых трансформаторах ТП1 и ТП2-, УПК2 и УПКЗ
компенсируют потери напряжения- в тяговой сети; КУ на ПСК час-
тично компенсирует потери напряжения в контактной сети и улучша-
ет cos (р всей системы.
Схема УПК с необходимой коммутационной и защитной аппарату-
рой включает в себя две параллельные группы конденсаторов С1 и С2
(рис. 274, б), последовательно с которыми включен реактор L для
ограничения токов разряда конденсаторов при шунтировании УПК.
Особенность работы УПК состоит в том, что оно включено в тяговую
сеть последовательно и потому подвержено тем же изменениям токов
рабочего режима и режима КЗ и прохождению через него всего спект-
ра гармонических составляющих тяговой сети. Исходя из тяжелых
и опасных для целостности конденсаторов условий работы предусмот-
рены защиты. Все они действуют на включение шунтирующего вы-
ключателя В, благодаря чему ограничивается время вредного воздей-
ствия токов и напряжений на конденсаторы. УПК защищают: от по-
вреждений конденсаторов — поперечной дифференциальной токовой
защитой мгновенной или с выдержкой времени 0,5 с, подключаемой
к двум обмоткам балансового ТТЗ; от токов перегрузки — МТЗ, под-
ключаемой к ТТ2. Кроме этих защит, предусмотрены защиты от пере-
напряжений с помощью реле PH, подключенного к TH, и разрядни-
ков Ppi и Рр2, При опасных перегрузках или КЗ в тяговой сети на-
пряжение на конденсаторах повышается, происходит пробой разряд-
ников Ppi и Рр2’, реле, включенное во вторичную обмотку ТТ1, по-
сылает импульс на включение шунтирующего выключателя В. Шун-
тирующие дроссели Др1 и Др2 предназначены для ограничения вред-
ного воздействия на конденсаторы субгармонических колебаний.
ГЛАВА
XIII
МОНТАЖ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
125. Монтаж оборудования электроустановок
Общие положения. Монтаж электроустановок на железных доро-
гах производят специализированные монтажные организации, обес-
печенные необходимыми механизмами и приспособлениями. Это позво-
ляет выполнить монтаж скоростными методами в сжатые сроки, что
является важнейшим мероприятием по удешевлению строительства и
ускорению ввода в действие новых электроустановок. Кроме механи-
зации, являющейся основным фактором при скоростном монтаже,
большое значение имеет централизованное индустриальное изготов-
ление (с полным монтажом основных устройств): панелей щита управ-
ления; комплектных ячеек РУ постоянного тока 3,3 кВ и переменного
тока 6; 10; 35 и 27,5 кВ; комплектного сглаживающего устройства и
реакторов; ограждений оборудования; шинных конструкций; проход-
ных плит; щитков освещения, отопления, вентиляции и др. При над-
лежащей организации производства работ и своевременной поставке
оборудования монтаж одной подстанции выполняется за 3—4 мес.
Качество монтажных работ зависит не только от исполнителей, но и
от качества строительных работ, выполняемых ранее.
Для сдачи подстанции под монтаж нецелесообразно выполнение
всего комплекса строительных работ, так как в процессе монтажа
часть строительных узлов подвергается обработке для установки ап-
паратуры. При приемке подстанции под монтаж производят: сверку
всех размеров по проекту и в натуре; проверку вертикальных отметок
полов, фундаментов, опорных конструкций для открытого и закрыто-
го РУ и т. д.; ознакомление с актами скрытых работ для сверки с про-
ектом.
Для увязки работ по строительству и монтажу электроустановки
и правильной их организации составляется график, указывающий на-
чало и конец работ по каждому конструктивному элементу, учитывая
их специфику.
Оборудование, поступившее в виде комплектных ячеек и самостоя-
тельных единиц (трансформаторы, выпрямители и т. п.), подвергается
ревизии, которая заключается в проверке соответствия поступивше-
го оборудования проекту, его комплектности согласно имеющейся при
нем технической документации, во внешнем осмотре на обнаружение
механических повреждений (вмятин, царапин, трещин и т. п.), на кор-
пусах и особенно изоляторах, которые могут появиться при транспор-
тировке. Некомплектное и дефектное оборудование не допускается к
монтажу.
16 А. А. Прохорский 4О'>
Монтаж основного и вспомогательного силового оборудования,
РУ, устройств управления, защиты, автоматики и телемеханики дол-
жен вестись в соответствии со следующими руководящими материа-
лами: проектом, действующими правилами устройства электроустано-
вок, правилами техники безопасности, инструкциями по монтажу (по-
ступающими с оборудованием), правилами и нормами производства
строительно-монтажных работ, разработанными и утвержденными
Госстроем СССР, и др. Все смонтированное силовое оборудование,
ячейки РУ и распределительные щиты, панели щита управления, за-
щиты, автоматики и телемеханики должны иметь четкие надписи с
лицевой и тыльной стороны.
Заземляющий контур на открытой части подстанции. Его монти-
руют одновременно с выполнением строительных работ нулевого цик-
ла. Забивку электродов в грунт производят, как правило, механизи-
рованным способом. Крепление соединительных полос к электродам
и заземляющих проводников к полосе выполняют только сваркой,
причем длина сварного шва должна быть не менее двойной ширины
свариваемых полос и не менее пяти диаметров круглой стали. Сварные
соединения делают внахлестку. Перед сваркой тщательно зачищают’
свариваемые поверхности. Сварку выполняют в 2 слоя во всех местах
соединений. Перед засыпкой наружного контура заземления состав-
ляют исполнительный чертеж с привязкой элементов заземления к
постоянным сооружениям.
Заземляющие шины внутреннего контура заземления. Их прокла-
дывают по отвесу и уровню на держателях. Держатели располагают
один от другого на прямых участках на расстоянии 600—1000 мм и
500—600 мм на изгибах В сухих помещениях с кирпичными и бетон-
ными стенами шины крепят дюбелями с помощью строительно-мон-
тажного пистолета непосредственно на стенах. Проход шин заземления
из одного помещения в другое выполняют или через проемы, оставля-
емые в стенах строителями, или через трубы, закладываемые в сте-
ны. Особое внимание уделяют монтажу контура заземления РУ-3.3 кВ.
Его выполняют так, чтобы никакие металлические части (заземленные
оболочки кабелей всех назначений, спорные конструкции и т. п.), сое-
диненные с- наружным контуром заземления, не могли получить сое-
динения с ним. В противном случае шунтируется реле заземления, что
исключает его работу при КЗ в РУ-3,3 кВ. Концы шин, присоединяе-
мые к аппарату, залуживают и смазывают вазелином. Место присое-
динения на аппарате зачищают до блеска и смазывают вазелином; нп-
ружную поверхность соединения покрывают глифталевым лаком
Кабели. Прокладка и монтаж (разделка и подключение) кабелей
являются наиболее трудоемкими работами, так как из-за специфич-
ности кабельных изделий эти работы выполняют вручную.
При минусовой температуре окружающей среды нельзя раскаты-
вать кабель с барабана в ненодогретом виде, так как в этом случ :е
может лопнуть гидроизолирующая оболочка. Кабели подогревают или
в специальных тепляках с температурой + 40° С, или электрическим
способом от низковольтного источника путем создания короткозамк-
нутой цепи с токовой нагрузкой, обеспечивающей прогрев кабеля.
466
Связевые кабели прокладывают на территории открытой части под-
станции в кабельных каналах из кирпича или бетонных плит углуб-
ленного или напольного типа со съемными крышками. В закрытой
части их прокладывают в кабельных каналах, в кабельном полупод-
вале или тоннеле. Вертикальную прокладку кабелей осуществляют в
трубах. Уложенные кабели маркируют бирками и записывают в ка-
бельный журнал. Связевые кабели в резиновой или полихлорвини-
ловой изоляцией разделывают без воронок с обмоткой места разделки
киперной лентой, которую покрывают электроизоляционным лаком.
На жилы в резиновой изоляцией надевают полихлорвиниловые за-
щитные трубочки.
Силовые кабели прокладывают в земле и траншеях на глубине не
менее 0,7 м по слою песка. Перед укладкой в землю необходимо про-
верить сопротивление изоляции жил кабеля по отношению друг к
другу и оболочке. В местах, где возможны механические повреждения,
кабели покрывают кирпичом или бетонными плитами. Между кабеля-
ми должно выдерживаться расстояние не менее 100 мм. Перед вводом
в здание делают запас кабеля 1,5—2 м в виде кольца, уложенного в
земле. В помещениях верхний джутовый покров по соображениям по-
жарной безопасности снимают по всей длине, а броню окрашивают ас-
фальтовым лаком. Проход кабелем сквозь фундаменты и полы выпол-
няют в трубах (стальных или керамических) диаметром, равным не
менее 1,5—2 диаметров кабеля. Промежуток между трубкой и кабелем
плотно заделывают глиной. При вертикальной и горизонтальной про-
кладке по стене кабель закрепляют металлическими скобами. В ка-
бельных каналах и тоннелях кабели укладывают на полках различ-
ных конструкций. В одном канале укладка силовых и контрольных
кабелей не рекомендуется.
Открытые и закрытые РУ. Оборудование присоединений закрытых
и открытых РУ до 35 кВ включительно поступает в виде комплект-
ных ячеек заводского изготовления для внутренней и наружной уста-
новки. Поэтому монтаж этих РУ заключается в установке и закрепле-
нии комплектных ячеек на заранее подготовленные строителями фунда-
менты и полы и механическом и электрическом соединении их между
собой. Шкафы щита управления, релейной защиты, автоматики й те-
лемеханики поступают с заводов-изготовителей также в готовом виде
с установленными в них аппаратами, измерительными приборами,
кнопками, ключами управления, сигнальными лампами и выполнен-
ными соединениями между ними. Их устанавливают на соответствую-
щие места согласно монтажному плану и выполняют электрические
соединения между собой и с оборудованием силовых ячеек силовыми
и связевыми кабелями в соответствии с монтажными схемами. При этом
предварительно проверяют правильность электрических соединений,
а также выводов от аппаратов на зажимные сборки каждой ячейки
согласно принципиальным и монтажным схемам, прилагаемым к
ячейкам.
Трансформаторы и масляные выключатели. Трансформаторы и мас-
ляные выключатели напряжением до 35 кВ поступают с завода в соб-
ранном виде, а напряжением ПО кВ и выше — со снятыми радиатора-
16* 4ч.’
ми и вводами. Выключатели должны быть во включенном положении.
Монтаж трансформаторов и выключателей сводится к такелажным ра-
ботам по установке их на подготовленные фундаменты и к тщательной
ревизии всех деталей. В объем ревизии входит проверка комплектно-
сти, предусмотренной техническим паспортом, осмотр вводных изоля-
торов, проверка отсутствия вмятин и трещин на кожухах и радиаторах,
проверка отсутствия течи масла через уплотнения или трещины и т. п.
При подъеме и транспортировке не допускается наклон более 15° от вер-
тикальной оси во избежание смещения сердечника в трансформаторе,
смещения дугогасительных камер й деформации траверс в масляных
выключателях. Трансформаторы устанавливают на фундаментах так,
чтобы крышка их имела подъем по направлению к газовому реле на
1—1,5%, а маслопровод от трансформатора к расширителю — на 2—
4%. Этим обеспечивается беспрепятственный проход газов через га-
зовые реле.
Трансформаторы и выключатели с приводами сначала крепят вре-
менно, а после регулировки и проверки отвесом в вертикальной и уров-
нем в горизонтальной плоскостях их закрепляют постоянно. Особен-
но трудоемка установка и регулировка масляных выключателей МКП
на ПО и 220 кВ, для которых несоосность отдельных блоков по отно-
шению к общей продольной оси допускается на более 3—4 мм, а от-
клонение между осями фаз не должно превышать ± 5 мм против ука-
занного в паспорте.
Полупроводниковые выпрямители. Они поступают на тяговые под-
станции в собранном виде. В зависимости от конструктивного испол-
нения их устанавливают на анкерные болты, заделанные в полах за-
крытой части или в фундаментах открытой части и закрепляют, про-
веряя правильность положения в вертикальной и горизонтальной
плоскостях по отвесу и уровню. Затем присоединяют анодные и катод-
ный выводы. Ревизия выпрямителей состоит в проверке: крепления
диодов в охладителях (для чего используют специальный ключ, по-
ставляемый заводом с выпрямителем); исправности сигнальных ламп о
пробое диодов; правильного действия блокировок; герметичности сис-
темы охлаждения и исправности ветровых реле.
Быстродействующие выключатели. Они поступают на подстанцию
со снятыми камерами отдельно от своих ячеек. Выключатели устанав-
ливают на изоляторы, закрепленные на полу на специальных тумбоч-
ках. Если выключатель снабжен разъемными контактами, то изоля-
торы крепят на тележку. Удаляют смазку с контактных поверхностей.
Камеру выключателя перебирают, очищают от посторонних предме-
тов (опилок, стружки и т. п.), регулируют зазоры щелей и просуши-
вают. После этого устанавливают на выключатель.
Изоляторы. Опорные и проходные изоляторы устанавливают с уче-
том возможности смены их в период эксплуатации без съема шин. Про-
ходные изоляторы устанавливают на проходных металлических пли-
тах. Выводные линейные изоляторы устанавливают с углом наклона
Л< горизонтали, не превышающим 25—30°. Перед установкой изоля-
торы проверяют на отсутствие надколов, недопустимых царапин, оп-
ределяют надежность и правильность (отсутствие перекосов) арми-
468
ровки, а у проходных изоляторов, кроме того, токоведущих стержней.
Из подвесных изоляторов комплектуют гирлянды с числом изолято-
ров, соответствующим рабочему напряжению электроустановки. От-
тяжные гирлянды собирают так, чтобы изоляторные замки вставля-
лись сверху; валики соединительных ушек, скоб и промежуточных
звеньев шплинтуют. Гирлянды оснащают хомутами или стержнями
с резьбой для крепления к опорным конструкциям и зажимами для
крепления к ним токоведущих частей.
Шины. Же т;ие прямоугольные шины перед установкой выправ-
ляю! для устранения продольной и поперечной кривизны. Правку
производят на станке или вручную. Изгиб шин прямоугольного сече-
ния производят посредством шиногибов на плоскость, «уткой» и «што-
пором» в холодном состоянии, а на ребро — в нагретом состоянии.
Контактные поверхности медных шин обрабатывают напильником, а
затем зачищают стальной щеткой и покрывают вазелином. Алюминие-
вые шины обрабатывают напильником, а затем зачищают стальной
щеткой под слоем вазелина, после чего опилки и вазелин удаляют и
обработанные места вновь покрывают тонким слоем чистого вазелина.
Перед установкой вазелин смывают бензином и тонким слоем наносят
новый. Лужение контактов стальных шин необходимо во всех случа-
ях, медных — лишь при установке снаружи или в сырых помещениях
с едкой средой.
Плоские шины соединяют внахлестку, встык с накладками, при
помощи зажимов и электросварки. Соединение круглых шин и ответ-
влений от них производят электросваркой. Болты, гайки и шайбы,
применяемые для соединения шин, должны быть чистые с антикорро-
зионным покрытием. При длине шин более 15 м устанавливают ком-
пенсаторы температурного удлинения. Их изготовляют из материала
шин в виде тонких полосок толщиной 0,4—0,1 мм. Общее сечение ком-
пенсатора должно соответствовать сечению шины. Крепление шин на
изоляторах выполняют посредством зажимов и шинодержателей. Для
предохранения от окисления шины окрашивают эмалевыми краска-
ми. Для определения полярности и фаз принята следующая отличи-
тельная окраска; постоянный ток, шина «плюс» — цвет бордо, шина
«минус» — синий цвет; трехфазный ток, фаза А — желтый, фаза В —
зеленый, фаза С — красный цвет. Чтобы облегчить контроль за кон-
тактными соединениями, места стыков шин и присоединений к аппа-
ратам цветными красками не окрашивают, а покрывают бесцветным
лаком.
Гибкие шины открытых РУ выполняют из медных, алюминиевых или
сталеалюминиевых проводов с таким расчетом, чтобы наибольшие
натяжения не превосходили для медных и сталеалюминиевых прово-
дов 50 Н/мм2, для алюминиевых проводов — 30 Н/мм2 Ответвления
от гибких шин и присоединение их к выводам аппаратов выполняют
при помощи контактных зажимов. Провода в местах крепления в за-
жимах и контактные поверхности зажимов промывают бензином, а
нелуженые поверхности зачищают щеткой. Алюминиевые провода пе-
ред чисткой покрывают техническим вазелином. Особое внимание уде-
ляют надежности контактных соединений.
Разъединители. Разъединители наружной и внутренней установки,
монтируемые вне комплектных ячеек, устанавливают на железобе-
тонных опорах, на металлических конструкциях из швеллерной или
уголковой стали или непосредственно на стенах. Не рекомендуется
установка разъединителей в горизонтальном положении с отключением
ножей вниз. Ножи разъединителей не должны иметь перекосов по от-
ношению к контактным пружинам. Контактные поверхности пружин
должны прилегать к ножу с некоторым нажимом и полностью касать-
ся его. Ручные приводы регулируют так, чтобы для переключения
было достаточно нормального усилия человека.
Аккумуляторная батарея. Ее- монтируют в специальном помеще-
нии, удовлетворяющем требованиям ПУЭ. Ошиновку батареи выпол-
няют медными шинами. Все соединения должны быть сварными. При-
менение болтовых соединений и концентрических зажимов не допус-
кается. Прокладку шин выполняют на специальных изоляторах для
сырых помещений. Расстояние между шинами и от шин до стены и дру-
гих заземленных частей должно быть не менее 50 мм. Опорные конст-
рукции для изоляторов устанавливают до окраски стен, а затем вместе
со стенами окрашивают кислотоупорной краской. Шины также окра-
шивают кислотоупорной краской й после этого их покрывают тонким
слоем вазелина. Места присоединения шин к аккумуляторным эле-
ментам тщательно залуживают. Лужение производят так, чтобы после
впаивания осталась луженая часть шины длиной не менее 30 мм, кото-
рую не закрашивают, а покрывают вазелином.
Аккумуляторные элементы устанавливают на стеллажах, размеры
которых должны соответствовать выбранному типу батареи. Стелла-
жи устанавливают на деревянных опорных тумбочках и стеклянных
подкладках строго по уровню и отвесу. Сосуды, стоящие на стеллажах,
устанавливают на изоляторах. Наименьшая ширина прохода между
стеллажами с сосудами допускается 1 м и между торцом стеллажа и
стеной — 0,8 м. Пластины и сосуды должны быть установлены вер-
тикально. Пластины соединяют между собой, спаивая соединитель-
ные полосы. Пайку производят водородным аппаратом.
Электролит приготовляют, в стеклянных банках пли свинцовой
ванне. Для получения электролита плотностью 1,18 г/см8 при 20° С
одна часть аккумуляторной серной кислоты плотностью 1,83 г/см3 сме-
шивается с 3,5 части дистиллированной воды; при этом кислота нали-
вается в воду, а не наоборот.
Формовку батареи производят через 3—5 ч после заливки всех ба-
нок; ее считают законченной, когда положительные пластины станут
темно-коричневого цвета, а отрицательные пластины — серого цвета
и напряжение на каждом элементе будет 2,15 В. При этом плотность
электролита должна составлять 1,20—1,21 г/см3, и кипение должно
начинаться немедленно после включения батареи на заряд.
Осветительную проводку в аккумуляторной выполняют кабелем.
Арматура светильников должна быть герметичная, взрывобезопасная.
Во избежание взрыва газовой смеси из водорода, выделяющегося при
работе аккумуляторной батареи, и кислорода воздуха выключателя
освещения должны устанавливаться вне аккумуляторного помещения.
470
Вторичные цепи. Монтаж вторичных-цепей производят в соответ-
ствии с принципиальными и монтажными схемами. На зажимных сбор-
ках ячеек РУ, щитов управления, защиты, автоматики и телемехани-
ки, предназначенных для соединения связевых кабелей управляемых
объектов с проводами вторичных цепей ячеек и щитов, в нижней части
ставят порядковый номер зажима, а в верхней части — обозначение
согласно принципиальной схеме. На провода и жилы связевых
кабелей надевают бирки с надписями, указывающими присвоенное
обозначение в принципиальной схеме и порядковый номер зажима
сборки. Если на одной панели управления, защиты и автоматики рас-
полагают вторичную проводку нескольких ячеек первичных цепей, то
для каждой из них монтируют зажимные сборки. На контактах каж-
дой зажимной сборки проставляют порядковые номера, начиная с пер-
вого, а для различия принадлежности зажимных сборок к соответст-
вующей первичной цепи их обозначают отдельными цифровыми или
буквенными шифрами. Обозначение каждого провода (жилы кабеля)
ставят в начале и конце его. Проводам, разветвляющимся от какого-
либо узла (контакта или конца обмотки), присваивается один номер.
126. Приборы и аппаратура дпя испытания оборудования
Многообразие оборудования тяговых подстанций требует приме-
нения различных аппаратов и приборов для выполнения пусконала-
дочных и эксплуатационных работ по проверке и испытанию оборудо-
вания первичных и вторичных цепей. К этим приборам и аппаратам
относятся мосты переменного и постоянного тока различного назна-
чения; мегаомметры; чемоданы с комплектами приборов высоких клас-
сов точности для измерения тока, напряжения, мощности, сдвига фаз,
определения полярности, снабженные ТТ и TH, шунтами и добавочны-
ми резисторами, переходными зажимами и проводниками с изоляцией
на различные напряжения; осциллографы, звуковые генераторы, лам-
повые вольтметры, электросекундомеры на различные пределы изме-
рения времени; высоковольтные установки-для испытания повышен-
ным напряжением изоляции оборудования и защитных средств; авто-
трансформаторы и регулируемые резисторы различной мощности и
т. п. Из указанных приборов составляют схемы проверок и испытаний.
Сведения о некоторых приборах и аппаратах приводятся ниже.
Мост для измерения диэлектрических потерь типа МД-16 пред-
назначен для измерения тангенса диэлектрических потерь tg б изо-
лирующих устройств — вводов вы-
ключателей, трансформаторов, изо-
ляторов, обмоток электрических
машин и т. п., схема замещения г
которых может быть представлена ।
как последовательное соединение и
емкости и активного сопротивления.
Поэтому мосг составлен из резне- рис 275. Мост для измерения днэлек-
торов R1 и R2 (рис. 275), регули- трических потерь
171
руемой С, эталонной Сэт и испытуемой Сх емкостей. Регулируя /?/,
R2 и С, устанавливают гальванометр G на нуль. Из треугольника со-
противлений, построенного на основании схемы замещения, получим!
tg б = Rxlxx = (£>RxCx. При равновесии моста имеет место равенство
mRxCk = <»R£. По значениям и С находят tg 6.
Аппарат АИИ-70 используют для испытания изоляции повышен-
ным напряжением электрооборудования с номинальным напряжением
до 10 кВ включительно, в том числе силовых кабелей и жидких диэ-
лектриков, а также отдельных элементов опорной и подвесной изоля-
ции в электроустановках напряжением до 220 кВ. Он состоит из ос-
новной части для испытаний переменным током it выпрямительного
устройства для испытания постоянным током.
Прибор ВАФ-85М (вольтамперфазоиндикатор) предназначен для
измерения величины и фазы переменного тока и напряжения частотой
50 Гц. ВАФ-85М (рис. 276, а) является многопредельным детектор-
ным прибором, у которого в качестве измерительного прибора ИП
используется микроамперметр М-4204. Прибор помещен в металлп-
0)
, Рис. 276. Схема и лицевая панель ВАФ-85М
472
ческий корпус со съемной крышкой. На лицевой панели прибора
(рис. 276, б) размещены органы управления (в скобках указаны соот-
ветствующие им обозначения на рис. 276, а): 1 — контактные зажи-
мы К1—К10\ 2—измерительный прибор ИП‘, 3—переключатель
пределов измерений (ППИ с ВЗ-1 и ВЗ-2); 4 — тумблер Вольты, Ам-
перы, Миллиамперы — V, А, мА (В1); 5 — тумблер измеряемых па-
раметров Фаза—Величина (В2); 6 — кнопка стопора лимба; 7 — лимб
фазорегулятора (ФР); 8 — прижимной винт; 9 — подвижная планка.
Измерение небольших токов с разрывом электрической цепи, на-
пример токов небаланса в цепях трансформаторов тока п релейной за-
щиты, выполняют с помощью встроенного многопредельного ТТ. При-
бор включают в рассечку электрической цепи зажимами К4-К5, К4-К6,
К4-К7 при измерении токов до 10,50 и 250 мА соответственно. Тумблер
4 ставят в положение мА, тумблер 5 — в положение Величина. Вы-
прямленный диодом Д1 ток показывает ИП. Измерение токов без раз-
рыва электрической цепи на пределы 1,5 и 10 А выполняют с помощью
малогабаритных токоизмерительных клещей ТД, входящих в комплект
прибора. Гибкий шланг ТД присоединяют к зажимам Д9-Д10 так,
чтобы совпадали звездочки на шланге ТК и панели прибора. Порядок
выполнения измерения: тумблер V, А, мА ставят в положение V, А;
тумблер Фаза.—Величина — в положение Величина, ППИ — в поло-
жение измерения тока; токоизмерптельными клещами ТК охватывают
провод контролируемой цепи; по ИП отмечают величину тока Цепь
тока для ИП: ТД, Д10, контактное поле ВЗ-1 ППИ, контакты Вели-
чина, ДЗ, контакты V-A, ИП, Д9, ТД.
Для измерения напряжения прибор зажимами Д8-Д9 подключают
к контролируемой электрической цепи, предварительно поставив тумб-
леры в положение Величина и V-A, ППИ — в положение измерения
напряжения. ВАФ-85М измеряет напряжения в пределах 1; 5; 25; 125
и 250 В. Цепь тока ИП: контролируемая фаза, К 8, контактное поле
ВЗ-2 ППИ, контакты Величина, ДЗ, контакты V-A, ИП, Д9, вторая
фаза или нулевой провод. При измерении тока и напряжения к ИП
подается однополу пер иодное выпрямленное напряжение. Показания
ИП пропорциональны среднему значению тока, проходящего через
его обмотку.
При измерении фазы тока или напряжения ток от фазорегулятора
ФР (сельсина) к ИП подается через фазозависимый выпрямитель В.
Через ИП будет протекать максимальный ток, если напряжение и ток,
подведенные к фазозависимому выпрямителю от ФР и контролируе-
мой фазы, совпадают по фазе Если ток и напряжение подведены к вы-
прямителю под углом 90°, то ток в измерительном приборе равен ну-
лю. Это достигается поворотом лимба, насаженного на ось ротора ФР.
Положение лимба фиксирует фазу измеряемого тока или напряжения.
Следует иметь в виду, что при измерении фазы тока или напряжения
результат будет правильным лишь тогда, когда направление вращения
лимба и направление движения стрелки ИП к нулю совпадают. При
противоположном направлении фактический угол будет отличаться
от отсчитанного по лимбу на 180°. Рекомендуется всегда лимб вращать
против часовой стрелки. В этом случае более четко фиксируется под-
Ш
Рис. 277. Векторная диаграмма напряжений (о), напряжений и токов при кор-
ректировке нуля лимба ио току ВАФ-85М (б) и векторная диаграмма напряже-
ний (в)
ход к нулю стрелки ИП. При измерении фиксируется не только угол,
но и зона, в которой он находится: зона 0—180° вправо от нуля лим-
ба — емкостная (С), зона 0—180° влево от нуля лимба — индуктив-
ная (Л).
Перед началом измерения фазы тока или напряжения проверяют
правильность чередования фаз, подведенных к зажимам А, В, С при-
бора. Для этого нажимают кнопку 6 стопора лимба. При правильном
чередовании фаз подведенного напряжения лимб вращается по часо-
вой стрелке. При вращении лимба против часовой стрелки необходи-
мо изменить подключение проводов к зажимам А, В, С.
Снятие векторной диаграммы в цепях напряжения выполняют в
такой последовательности. Производят контроль и корректировку
нуля лимба по напряжению измерением фазы опорного напряжения
Uab (рис. 277, а). Для этого полярный коней измеряемого вектора на-
пряжения подключают к зажиму, отмеченному звездочкой, неполяр-
ный — к зажиму V (при графическом изображении вектора полярный
конец обозначают стрелкой, при буквенном написании полярному
концу соответствует первая буква). В соответствии с принятым мето-
дом соединяют перемычками зажимы KJ-K9 и К2-К10 (см. рис. 276, б).
Вращают ротор фазорегулятора, добиваясь установки стрелки на нуль.
При несоответствии нуля лимба и риски начала отсчетов осуществля-
ют коррекцию смещением планки 9. После контроля и корректировки
нуля лимба измеряют значения и фазы линейных и фазных напряже-
ний TH. По полученным данным в системе координат напряжения,
подведенного к зажимам А, В, С прибора, строят векторную диаграм-
му, которой и оценивают действительное выполнение цепей напряже-
ния. Пример построения векторной диаграммы напряжений показан
на рис. 277, а, на котором показано: Ua, Ub, Uc— напряжения, под-
веденные к зажимам А, В, С прибора; Uа, Uh, Uc, Ubo, t/co — зна-
чения и фазы напряжений по отношению к вектору опорного напря-
жения Uab, измеренные на нагрузке, подключенной к вторичной об-
мотке Т Н.
47!
При снятии векторных диаграмм в цепях тока сначала тоже произ-
водят контроль и корректировку нуля лимба по току, однако методом,
отличным от рассмотренного выше. Токоизмерительные клещи ТК
однополярными выводами присоединяют к зажимам К9-К10 прибора
(см. рис. 276). Проверка и корректировка нуля основана на следующем
принципе. ВАФ-85М в цепи трехфазиого питания (зажимы 7(7, К2, КЗ)
имеют чисто емкостную нагрузку (Cl, С2, СЗ), вследствие чего токи
в фазах а, Ь, с опережают свои напряжения па угол 90° (рис. 277, б).
Вектор тока фазы clc повернут относительно вектора опорного напря-
жения 1)аЪ на 180°. Следовательно, вектор тока —/с совпадает с на-
правлением вектора опорного напряжения U аЪ, что используют при
проверке установки нуля лимба по току. При подаче напряжения на
зажимы KI, К2, КЗ и подключенных ТК измеряют фазу тока —/с,
для чего ТК полярной стороной, отмеченной звездочкой, располагают
в сторону прибора (см. рнс. 276). Вращением лимба ФР стрелку ИП
устанавливают на нуль и производят корректировку нуля лимба, ес-
ли он не совпадает с риской подвижной планки 9. Проверку необхо-
димо проводить каждый раз, если происходят пересоединения цепей
напряжения прибора при переходе от одной панели защит к другой
или отсоединялись ТК-
При снятии векторной диаграммы токов ТК, охватывающие провод-
ник с измеряемым током, полярной стороной должны располагаться в
сторону трансформатора тока. При этом необходимо следить, чтобы
прилегание плоскостей магнитопровода ТК было плотным, без зазо-
ров и перекосов. Снятие векторной диаграммы выполняют в такой по-
следовательности. Замеряют токи фаз, которые должны составлять
не менее 15—20% номинальных токов трансформаторов тока. Для
этого тумблеры ставят в положение Величина и V, А; ППИ — в по-
ложение измерения тока. После измерения тока тумблер Фаза-Величина
ставят в положение Фаза. ТК поочередно охватывают проводники вто-
ричных цепей трансформаторов тока. Вращением лимба против часо-
вой стрелки устанавливают стрелку ИП на нуль. На Лимбе-против рис-
ки планки производят отсчет угла и квадранта (емкостного или ин-
дуктивного), в котором находится вектор тока. Необходимо помнить,
что отсчет углов ведется от вектора Uab по часовой стрелке при индук-
тивной нагрузке и против часовой стрелки при емкостной, как пока-
зано на рис. 277, в. По снятым показаниям строят векторную диа-
грамму.
127. Методика предпусковых и эксплуатационных
испытаний оборудования
Оборудование и устройства электроустановок перед вводом в экс-
плуатацию всесторонне проверяют и испытывают с целью обеспечения
надежной их-работы. Проверки и испытания оформляют актами, слу-
жащими основанием для включения оборудования и устройств в ра-
боту. Объем испытаний установлен ПУЭ. В процессе эксплуатации
изменяются первоначальные характеристики оборудования. Вслед-
ствие механического и термического воздействия, дуговых процессов,
475
Рнс. 278. Схема измерения сопротивления контура заземления
изменения температуры и влажности окружающей среды происходит
старение изоляции. Периодичность и объем эксплуатационных ремон-
тов установлены ПТЭ электроустановок потребителей, Инструкцией
по техническому обслуживанию оборудования тяговых подстанций и
постов секционирования электрифицированных железных дорог и
другими документами.
Заземляющие устройства. Испытание заземляющих устройств со-
стоит в измерении сопротивления заземления и проверке присоедине-
ния элементов РУ к контуру заземления. Сопротивление заземления
измеряется методом вольтметра-амперметра или измерителем зазем-
ления. Наиболее простым из указанных является метод вольтметра-
амперметра. Для измерения сопротивления контура заземления-
(рис. 278) необходимы вспомогательный заземлитель В, расположен-
ный на расстоянии не меньше 40 м от контура заземления, состоящий
из нескольких электродов (труб или уголкового железа);'зонд 3, пред-
ставляющий собой одиночный заземлитель, забитый вне зоны влияния
токов растекания от контура заземления и вспомогательного заземли-
теля, т. е. на расстоянии не менее 20 м от них. Потенциал зонда близок
к нулю даже при большом его сопротивлении, так как через него про-
текают незначительные токи. Для получения более точных измерений
необходимо применять вольтметр с большим внутренним сопротивле-
нием. Хорошие результаты получаются при применении электронно-
го вольтметра, сопротивление которого 100 МОм и выше в зависимо-
сти от конструкции. Источником тока обычно служит трансформатор
мощностью 5—10 кВ • А с напряжением в испытательной цепи 220 В.
Чем меньше сопротивление проверяемого заземления, тем больше сле-
дует выбирать ток /а, для того чтобы с достаточной точностью изме-
рить падение напряжения АС/а в заземлении. При сопротивлениях,
составляющих несколько десятых ома, ток должен быть не меньше де-
сятков ампер. Сопротивление заземления по этому методу определяют
пэ формуле
Rs = &US/IB.
Сопротивление заземления не должно быть более 0,5 Ом при боль-
шом токе замыкания на землю, а при малом токе оно должно быть та-
кой величины, чтобы при протекании тока в случае КЗ потенциал за-
476. -
земляющего контура не был выше 250 В. Проверку присоединения за-
земленного оборудования РУ к контуру заземления производят внеш-
ним осмотром и измерителем заземления. Его показание при наличии
хорошего контакта должно быть равно нулю.
Кабели. Испытание кабелей напряжением до 1000 В, в том числе
и связевых, заключается в измерении сопротивления изоляции жил
как по отношению к земле, так и между жилами Измерение произво-
дят мегаомметром на напряжение 500—1000 В в течение 1 мин при от-
соединенном от шин кабеле.
Изоляцию силовых кабелей напряжением выше 1000 В испытыва-
ют мегаомметром на напряжение 1000—2500 В и постоянным током по-
вышенного напряжения при одновременном измерении тока утечки.
При испытании выявляют грубые нарушения целости изоляции и
вполне определившиеся местные дефекты (обрыв жил, заземление фаз,
резкая асимметрия в изоляции отдельных фаз и т. п.). Испытание ме-
гаомметром рекомендуется применять до и после испытания кабелей
постоянным током повышенного напряжения. При испытании постоян-
ным током повышенного напряжения выявляют местные сосредото-
ченные дефекты, не обнаруженные мегаомметром, путем доведения их
в процессе испытания до пробоя. Испытание постоянным током про-
изводят с помощью АИИ-70 или передвижной лаборатории. Напря-
жение испытательной установки прикладывают к каждой жиле пооче-
редно: две другие жилы кабеля и гидроизолирующая свинцовая
или алюминиевая оболочки должны быть заземлены. Напряжение
должно составлять от номинального линейного напряжения кабеля
пяти-шестикратное значение для кабелей 3—10 кВ и четырех-пяти-
кратное значение для кабелей 20—35 кВ. Напряжение должно плав-
но (1—2 кВ в 1 с) подниматься до испытательной величины и после это-
го поддерживаться в течение 5 мин. Ток утечки измеряют микроам-
перметром на последней минуте испытания. Кабельные линии удов-
летворяют условиям нормальной эксплуатации, если ток утечки не
превышает 500 мкА при напряжении кабелей до 10 кВ и 800 мкА при
напряжении 20—35 кВ.
Масляные выключатели. Их подвергают разносторонним испыта-
ниям, первоочередные из которых приведены ниже. Значения эксплуа-
тационных норм даны в скобках.
Сопротивление изоляции измеряют мегаомметром на 2500 В. Его
величина при пуске и в эксплуатации в зависимости от величины но-
минального напряжения выключателя должна быть для выключателей
3-10 кВ не менее 1000 (300) МОм, для 15—150 кВ — 3000 (1000) МОм,
для 220 кВ — 5000 (3000) МОм.
Испытание изоляции повышенным напряжением выполняют в ос-
новном аппаратом АИИ-70 или аналогичным ему по назначению. Дли-
тельность испытания — 1 мин. Испытательное напряжение изоляции
для выключателей 10 кВ должно быть 38 кВ; для 27,5 и 35 кВ — 80 кВ;
для ПО кВ — 225 кВ; для 220 кВ — 425 кВ.
Тангенс диэлектрических потерь вводов tg б измеряют мостом
МД-16 (см. рис. 275). Величина tg б зависит от номинального напря-
жения вводов и изоляционного материала, из которого они выполнены.
4/7
Допускаемые значения tg 6 для новых и находящихся в эксплуатации
вводов имеют следующие величины: мастиконаполненные вводы с ба-
келитовой изоляцией на 3—15 кВ — 3(12)%; на 20—35 кВ —
2,5(9)%; на 60—ПО кВ — 2(5)%, маслонаполненные вводы и про-
ходные изоляторы с маслобарьерной изоляцией на 60—1Ю кВ —
2 (5)%; на 150—220 кВ — 2 (4)%.
Переходные сопротивления контактов измеряют для контактной
системы фаз и каждой пары рабочих контактов выключателя. Пара-
метры приборов и источника питания указаны на схеме (рис. 279).
Милливольтметр присоединяют непосредственно к испытуемым кон-
тактам во избежание влияния' переходных сопротивлений дополни-
тельных контактных соединений. Величина переходного сопротивления
контактов масляного выключателя зависит от наличия пленки окиси,
материала контакторов, числа точек соприкосновения и удельного дав-
ления. Сопротивление контактов после заливки выключателя маслом
повышается, поэтому при осмотре и регулировке необходимо доби-
ваться, чтобы сопротивление контактов было в 1,5—2 раза меньше
указанного в нормах. Нормируемые величины переходных сопротив-
лений имеют значения от 100 до 1600 мкОм и для каждого типа выклю-
чателя приводятся в паспорте или справочниках.
Перед пуском проводят проверку одновременности замыкания кон-
тактов. Подвижные контакты П (рис. 280) электрически соединены
между собой. Если они отрегулированы правильно, то при замыкании
рубильника 5 одновременно загораются лампочки 3 и 4. При неодно-
временном замыкании контактов П с неподвижными контактами 1 и 2
лампы 3 и 4 фаз А, В и С загораются неодновременно. Регулировани-
ем высоты стержней подвижных контактов добиваются одновременно-
го зажигания ламп 3 и 4.
У выключателей периодически проверяют время их выключения и
отключения. При замыкании рубильника Р (рис. 281, а) подается
напряжение на включающую катушку КВ выключателя и одновремен-
но создается цепь тока на электросекундомер 3. При замыкании кон-
тактов 4-5-6 выключателя шунтируется якорь М и электросекундомер
останавливается, отсчитав полное время включения. Для определения
времени отключения цепь электросекундомера заводят через блок-
Рис. 279. Схема измерения переход-
ного сопротивления контактов'масля-
ного выключателя
Рис. 280. Схема определения одновре-
менности замыкания контактов маич
ляного выключателя
478
Рис. 281. Схемы определения полного времени включения (о) и отключения (б)
выключателя
контакты 7 (рис. 281,6) выключателя. При включении рубильника
подается напряжение на огключающую катушку КО и на электросе-
кундомер. По окончании расхождения контактов 4-5-6 размыкаются
блок-контакты 7 и останавливается электросекундомер, отсчитав вре-
мя отключения. Отклонение экспериментальных результатов от пас-
портных данных допускается не более ±10% для обеих проверок.
Силовые трансформаторы. Перед вводом силовых трансформаторов
в эксплуатацию проверяют: релейную защиту; измерительные при-
боры; сопротивление изоляции вторичной коммутации; герметичность
кожуха (при мощности 1 тыс. кВ • А и выше); сообщаемость рас-
ширителя с кожухом; сопротивление изоляции обмоток и стяжных
болтов; коэффициент трансформации; омическое сопротивление обмо-
ток. Кроме того, испытывают трансформаторное масло; производят
фазировку; испытывают вводы (при первичном напряжении НО кВ и
выше); измеряют ток холостого хода (при мощности 2500 кВ • А и
выше); определяют группу соединения обмоток и напряжение корот-
кого замыкания. Сердечник силового трансформатора вынимают для
осмотра. Во избежание увлажнения и необходимости последующей
сушки изоляции обмоток время пребывания сердечника на воздухе не
должно превышать 12 ч. При большой влажности воздуха выемка сер-
дечника нецелесообразна. Методы проверки защиты и приборов явля-
ются общими для всех устройств подстанции.
Коэффициент трансформации проверяют сравнением показаний
вольтметров со стороны высшего и низшего напряжений. Вольтметры
подключают со стороны высшего напряжения через образцовый TH,
со стороны низшего напряжения — напрямую. Питающее напряже-
ние 220 В подают на обмотку низшего напряжения, обмотка высшего
напряжения должна быть разомкнута.
Трансформаторы можно включить на параллельную работу при
соблюдении следующих условий: равенство коэффициентов трансфор-
мации, что равносильно равенству напряжений на вторичной стороне;
равенство испытательных напряжений КЗ; принадлежность к одной
группе соединений; отношение номинальных мощностей параллельно
включенных трансформаторов не должно превышать 3 •: 1; вторичные
обмотки трансформаторов должны быть сфазированы, т. е. подключе-
479
Рис. 282. Определение 12-й (а) и 11-й
(6) групп соединения трансформатора
пы одноименными фазами на сборные шины. Допускаются отклонения:
в коэффициентах трансформации не более ±0,5%; в испытательных
напряжениях ±10%; в остальных условиях отклонения не допуска-
ются.
Группа соединения обмоток может быть определена или указате-
лем полярности, пли вольтметром. На две первичные обмотки транс-
форматора (рис. 282, а и б) подают питание от источника постоянного
тока. Отклонение стрелок трех указателей полярности или одного пе-
реносного сравнивают с данными таблиц, где знак плюс показывает
отклонение стрелки вправо, а минус — влево. Например, для группы
12 и при подаче напряжения на фазы АВ отклонение стрелок указа-
телей полярности должно быть на фазах ab и ас (+), Ьс—влево (—).
Фазировку трансформаторов, необходимую для определения воз-
можности включения их на параллельную работу, производят посред-
ством TH и вольтметров. Каждый из трансформаторов с вторичной сто-
роны подключают на отдельную систему или секцию шин. Сначала фа-
зируют TH] и ТН2 (рис. 283) при включенных трансформаторе Тр1
и секционном разъединителе и отключенном трансформаторе Тр2. При
правильном подключении ТН1 и ТН2 к сборным шинам 10 кВ и пра-
вильной маркировке выводов их вторичных обмоток вольтметр должен
показывать нуль при включении
его к одноименным зажимам ТН1
и ТН2, например между al и а2.
Если между' одноименными зажи-
мами окажется линейное напряже-
ние, это свидетельствует о непра-
вильном обозначении выводов или
первичных, или вторичных обмо-
ток. Определение одноименных вы-
водов вторичных обмоток произво-
дят вольтметром. Для этого вольт-
метр одним зажимом присоединяют,
например, к фазе а], а другой его
зажим поочередно присоединяют к
фазам а2, Ь2 и с2 и находят
одноименную фазу, при которой
Рис. 283. Схема фазировки силовых
трансформаторов
480
вольтметр понижает нуль. Затем такие же операции проводят по отно-
шению фаз Ы и cl. На трансформаторе ТН2 наносят обозначения фаз
по данным проведенных измерений.
После фазировки ТН1 и ТН2 отключают секционный разъедини-
тель и включают выключатель трансформатора Тр2, проводя изме-
рения вольтметром между одноименными выводами ТН1 и ТН2. Если
при измерении между одноименными выводами ТН1 и ТН2 вольтметр
покажет линейное напряжение, то изменяют порядок подключения
фаз первичной или вторичной стороны трансформатора Тр2 к сборным
шинам, добиваясь положения, когда вольтметр покажет нуль при из-
мерении напряжения между одноименными фазами.
Измерительные трансформаторы. У измерительных трансформато-
ров проверяют изоляцию обмоток, омическое сопротивление обмоток и
угол диэлектрических потерь. Кроме того, у ТТ к TH проверяют класс
точности, характеристики, требуемые условиями работы защиты, от-
сутствие замыкания витков, коэффициент трансформации, полярность
выводов. Проверяемый ТТ2 (рис. 284, а) включают последовательно с
образцовым ТТ 3 в короткозамкнутую цепь вторичной обмотки нагру-
зочного трансформатора 1. Ток регулируют реостатом со стороны пер-
вичной цепи нагрузочного трансформатора и доводят до номинального
значения тока проверяемого ТТ. По показаниям амперметров А1 и А2
определяют погрешность проверяемого ТТ. Проверяемый TH 2
(рис. 284, б)сличают по показаниям вольтметров VI и V2c образцовым
TH 1. У ТТ и TH коэффициент трансформации не должен отличаться
от номинального более чем на 0,5%.
Полярность вторичных обмоток ТТ проверяют по отклонению
гальванометра G (рис. 284, в) при подаче импульса тока в первичную
обмотку от аккумуляторной батареи напряжением 4—6 В. Если начало
первичной обмотки Л1 присоединено к плюсу батареи, а конец Л2 —
к минусу, то концы вторичных обмоток И1 и И2 должны быть соот-
ветственно подключены к зажимам «+» и «—» гальванометра. В момент
замыкания цепи кнопкой Кн гальванометр должен отклониться в пра-
Рис. 284. Схемы проверок коэффициентов трансформации ТТ (а) и ТН (б) и
полярности выводов (в)
481
вую сторону. Если этого не происходит, то полярность концов не со-
ответствует маркировке.
Релейная защита. При испытании релейной защиты проверяют ис-
правность механической части реле, снимают характеристики реле,
проверяют уставки срабатывания реле. Для проверки токов срабаты-
вания и токов возврата электромагнитного реле тока собирают схему,
в которую входит нагрузочный трансформатор 3 (рис. 285, а). Первич-
ную обмотку трансформатора 3 подключают к сети переменного тока
через регулируемый резистор 2 и рубильник /, а в цепь вторичной сто-
роны включают обмотку реле тока.РТ и амперметр 4 для контроля то-
ков срабатывания и возврата реле. При снятии характеристики плавно
повышают ток до срабатывания реле, сигнализируемого загоранием
лампы 5. Ток возврата определяют плавным уменьшением тока до тех
пор, пока подвижная система не вернется в исходное положение, что
сигнализируется погасанием лампы 5. Проверку производят для каж-
дой точки шкалы и сравнивают показания амперметра со значениями
шкалы. Несовпадение со шкалой свидетельствует о наличии дефектов
в реле (трение в осях, неодновременное касание контактов и др.). По
показаниям тока срабатывания и возврата определяют коэффициент
возврата. Устанавливают ток уставки срабатывания реле и проверяют
четкость срабатывания реле при этой уставке трехкратным включени-
ем.
Напряжение срабатывания п напряжение возврата реле напряже-
ния проверяют в такой же последовательности, как и у реле тока, по
схеме, в которую входят рубильник 1 (рис. 285, б) потенциометр 2,
вольтметр 3, реле напряжения PH и сигнальная лампа 4.
При проверке шкалы реле времени РВ (рис. 285, в) сначала вклю-
чают рубильник 1 и с помощью вольтметра 3 потенциометром 2 уста-
навливают рабочее напряжение на обмотке реле. Затем отключают
рубильник 1, устанавливают время срабатывания реле и включают
однополюсный рубильник, чем заканчивают подготовку схемы к испы-
танию. Включением рубильника 1 подают напряжение на реле времени
и электросекундомер. Оба приходят в действие. Замыканием контак-
тов реле времени шунтируется якорь М электросекундомера и он ос-
Piic. 285. Схемы проверкп реле тока («), напряжения (б) и времени (в)-
482
танавливается, фиксируя время
срабатывания реле. Проверку про-
изводят для каждой точки шкалы
и сравнивают результаты испыта-
ния с показаниями на шкале.
Комплект защиты проверяютпер-
вичным током при полностью соб-
ранной схеме и включенном выклю-
чателе. Схема проверки включает
в себя нагрузочный трансформатор
2 (рис. 286), электрический секун-
домер 1, ТТ 3 с амперметром 4,
Рис. 286. Схема испытания МТЗ пер-
вичным током
ТТ 5 с реле РТЛ и РТС, реле вре-
мени РВ, катушку отключения КО и выключатель В. Реле настраива-
ют на уставки срабатывания по току и времени. После подачи тока
в первичную цепь проверяют действие защиты на отключение трехкрат-
ным включением. При полном соответствии действия защиты требо-
ваниям реле пломбируют.
Быстродействующие выключатели (БВ). Прежде всего проверяют
правильность выполнения монтажных расстояний между первичными
и вторичными цепями, так как они расположены близко друг от дру-
га, затем механическую исправность на отсутствие препятствий и за-
клиниваний при включении и отключении. Нажатие между контакта-
ми 2 и 3 (рис. 287) проверяют динамометром 4. Если нажатие контактов,
например, у АБ-2/4 меньше 300—350 Н, то гайкой 5 производят натя-
жение пружины 6 (нажатие контактов для каждого типа БВ указано
в паспорте). Поверхность соприкосновения контактов 2 и 3, а также
прилегание якоря 1 к магнитопроводу 7 проверяют снятием отпечат-
ка на копировальную бумагу, что обеспечивает четкость отпечатка
соприкасающихся поверхностей.
Изоляцию БВ испытывают аппаратом АИИ-70 или установкой по-
добного типа. Испытательное напряжение прикладывают: 10 кВ —
на подвижной контакт при заземленных включающей и держащей ка-
тушках и сигнальной тяге; 10 кВ — между контактами без камеры,
8 кВ — с камерой; 24 кВ — на опорные изоляторы. При испытании
опорных изоляторов выводы держащей и включающей катушек долж-
ны быть соединены с корпусом БВ,, а неподвижный контакт БВ дол-
жен быть соединен с подвижным контактом для исключения случаев
пробоя изоляции с более низким уровнем, чем у опорных изоляторов.
На ток отключения БВ настраивают прямым рабочим током от
УВМР-4000 (рис. 288) — установка выпрямительная малогабаритная,
регулируемая на ток уставки срабатывания БВ до 4000 А (выпрям-
ленное напряжение в режиме холостого хода 7 В, потребляемая мощ-
ность 33 кВ • А при /ном = 4000 А). Эта установка передвижная и
предназначена для настройки БВ на тяговых подстанциях, ПСК и
ППС. УВМР состоит из рубильника 1, регулируемого водяного (со-
ляного раствора) реостата 2, трансформатора 3, выпрямителя 4 с. во-
дяным охлаждением, шунта 5 с милливольтметром класса 0,5 на 75 mV
и трех вольтметров для контроля напряжения на установке. Ikwnin
Рис. 287. Определение контактного
нажатия БВ
Рис. 288. Схема настройки БВ на той
отключения
ком питания установки может слу-
жить любая трехфазная электриче-
ская сеть напряжением 380 или
220 В, позволяющая снимать мощ-
ность до 40 кВ • А. Первичную
обмотку трансформатора включают
в «треугольник» при напряжении
220 В и «звезду»—при 380 В. Уста-
новка рассчитана на кратковре-
менный режим работы до 30 с с ин-
тервалом между повторными вклю-
чениями не менее 1 мин и допускает
в таком режиме до 30 включений.
При подключении установки и
работе на ней должны выполняться
требования Правил техники без-
опасности (ПТБ) и Правил техни-
ческой эксплуатации электроуста-
новок (ПТЭ): отключение, ограж-
дение, вывешивание плакатов, за-
земление разъединителей фидера
3,3 кВ, заземление или зануление
самой установки и др.
Последовательность настройки
БВ: после выполнения требований
ПТБ и сборки схемы настройки
включают БВ, вращением рукоятки
поднимают подвижной бак реостата
в верхнее крайнее положение и
фиксируют по прибору величину
тока в момент отключения БВ (по
максимальному отклонению стрел-
ки прибора); опускают подвижной
бак реостата в нижнее крайнее по-
ложение; повторную прогрузку БВ
производят после полного слива
соляного раствора в подвижной
бак через промежуток времени не
менее 1 мин.
Полупроводниковые выпрями-
тели. Их проверяют на распреде-
ление тока и обратного напряже-
ния между диодами фазы выпрями-
тельного блока. Распределение тока
между параллельными ветвями бло-
ка производят для обеспечения рав-
номерного нагрева диодов ветвей.
Проверка распределения обрат-
ного напряжения может быть вы-
484
Рис. 289. Схема проверки распре-
деления обратного напряжения на
диодах блока
полнена различными методами. Схема проверки распределения обрат-
ного напряжения на диодах одной фазы (блока) выпрямителя
(рис. 289, а) включает в себя: выпрямительный блок /; вольтметр 6
с приставкой для измерения амплитудного значения напряжения (диод
5 и конденсатор 7), подключенный к делителю напряжения, состоящему
нз резисторов 2, 3 и 4\ испытательный трансформатор 8 и автотранс-
форматор 9 для регулирования напряжения; токоограничивающий
резистор 10. Напряжение на каждом ряду диодов измеряют вольтмет-
ром VI или осциллографом, снабженным специальной изолирующей
штангой.
Схема проверки распределения обратного напряжения на диодах
методом встречного включения двух фаз (блоков) выпрямителя
(рис. 289, б) отличается от схемы рис. 289, а отсутствием токоограни-
чивающего резистора 10. При этом методе проверки от трансформато-
ра 8 прикладывается поочередно к одному блоку прямое, а к другому
блоку — обратное напряжение. Отклонение обратного напряжения на
каждой группе диодов от среднего значения, представляющего собой
частное от деления общего обратного напряжения на блоке на число
групп (рядов) в блоке, не должно превышать ± 10%. Причинами пре-
вышения могут являться повреждения диодов, шунтирующих резис-
торов и конденсаторов.
Сглаживающее устройство. Проверяется исправность и надежность
подключения бетонного реактора; отсутствие течи банок конденсато-
ров и исправность изоляторов выводов; отсутствие повреждения кату-
шек индуктивности, надежность крепления их на деревянных брусьях
и взаимная перпендикулярность в вертикальных плоскостях, чтобы
исключить воздействие магнитных полей соседних катушек; надеж-
ность соединений контуров о шинами (сопротивление цепи: плюсовая
шина, конденсатор, катушка индуктивности, минусовая шина не долж-
на превышать 0,01 Ом).
Изоляция сглаживающих устройств испытывается аппаратом
АИИ-70 или ему аналогичной установкой. Реакторы и катушки индук-
тивности испытывают двойным номинальным напряжением в течение
1 мин; напряжение прикладывают к токоведущим частям и заземлен-
ным конструкциям, на которых они установлены.
485
К НВ
Рис. 200. Схема настройки контуров
сглаживающего устройства
Контуры сглаживающих уст-
ройств настраивают (рис. 290) ис-
ходя из условия резонанса xL = хе.
Однако подбор значений индук-
тивностей и емкостей из условия
резонанса контуров методом из-
мерений отдельно емкости и ин-
дуктивности не всегда обеспечи-
вает правильную настройку кон-
туров на соответствующую часто-
ту гармоник. Поэтому правиль-
ность настройки и подбора пара-
метров резонансных контуров сгла-
живающих устройств целесооб-
разно проверять генераторами зву-
ковой частоты ЗГ (типов ЗГ-10, ЗГ-12 и т. д.), ламповыми вольтмет-
рами ЛВ (см. рис. 290) и частотомером с пределом измерения от 100
до 1200 Гц. Правильность настройки контуров сглаживающего устрой-
ства проверяют в следующем порядке. Отключают и заземляют сбор-
ные шины 3,3 кВ. Затем отключают, разряжают и заземляют сглажи-
вающее устройство. После этого собирают схему проверки сглажи-
вающего устройства, предварительно проверив правильность работы
звукового генератора на различных частотах частотомером. Когда го-
това схема проверки, снимают заземление со сглаживающего устрой-
ства и отключают разрядный резистор. Включают звуковой генератор
и плавно изменяют генерируемую частоту вращением лимба генера-
тора. При этом отмечают резонансную частоту генератора (в этом слу-
чае напряжение по ламповому вольтметру будет наименьшим). Эта
частота должна соответствовать резонансу напряжения одного из кон-
туров сглаживающего устройства. Наименьшее напряжение, измеря-
емое вольтметром при изменении частоты, должно быть найдено столь-
ко раз, сколько контуров имеет сглаживающее устройство. При пра-
вильной настройке сглаживающего устройства резонанс должен на-
ступать при тех же частотах, на которые настроены контуры.
128. Эксплуатация электрических установок
Основные положения техники безопасности и противопожарной
техники. Опыт эксплуатации электроустановок напряжением до и вы-
ше 1000 В показывает, что их обслуживание совершенно безопасно при
условии соблюдения правил техники безопасности электроустановок.
Большинство несчастных случаев при обслуживании электроустано-
вок происходит из-за нарушения действующих правил безопасности.
Во избежание поражения обслуживающего персонала электрическим
током правила безопасности предусматривают, а при монтаже выпол-
няют ограждения токоведущих частей и устройств, расположенных
на высоте ниже установленной нормами; блокировки от неправильных
операций с разъединителями, а также запрещающие проникновения
4Л>
за ограждения и т. п. Правилами безопасности предусматривается
возможность разработки дополнительных мероприятий, повышающих
безопасность, в зависимости от местных условий. Однако эти мероприя-
тия не должны противоречить основным правилам и обязательно со-
гласуются с местными органами охраны труда. Выполнение правил
безопасности обязательно для всего персонала электроустановки. Если
персонал электроустановки получает распоряжение, противоречащее
правилам безопасности, то выполнять его не следует. Лицу, давшему
неправильное распоряжение, необходимо объяснить, почему оно не-
правильно и почему его нельзя выполнять. Кроме того, о неправиль-
ном распоряжении необходимо доложить вышестоящему руководству.
К работе в электроустановках допускаются лица не моложе 18 лет,
удовлетворяющие по состоянию здоровья требованиям, предъявляе-
мым к работникам этой категории, и сдавшие успешно экзамены по
занимаемой должности в комиссии. Кроме того, весь персонал элект-
роустановок подвергают периодическим испытаниям по технике безо-
пасности. Внеочередным испытаниям подвергаются лица, нарушив-
шие правила техники безопасности.
Для обеспечения безопасности и предупреждения несчастных слу-
чаев ремонтные работы в электрических установках напряжением
выше 1000 В производят только по нарядам установленного образца,
выдаваемым перед началом работ. Наряд — это письменное разреше-
ние на работу, которым определяются условия и время проведения
работ, необходимые меры по технике безопасности, и лица, ответствен-
ные за точное выполнение этих мер.
В наряде указываются состав бригады и ответственный руководитель
работ, который несет ответственность не только за правильность вы-
полнения работ, но и за выполнение техники безопасности на месте
работы. В состав бригады должно входить не менее 2 чел. Предо-
ставление места работы с выполнением всех мероприятий по технике
безопасности согласно наряду осуществляет дежурный по электроус-
тановке. Ответственный руководитель (наблюдающий) ведет наблю-
дение за выполнением техники безопасности работающей бригадой в
течение всего времени ее работы. Весь персонал должен хорошо знать
правила оказания первой медицинской помощи пострадавшим от элект-
рического тока и помнить, что своевременно оказанная помощь спа-
сает жизнь люден.
Для безопасного обслуживания электроустановок на подстанции
имеются защитные средства, к которым относятся резиновые перчатки,
боты, галоши и дорожки, изолирующие штанги и подстановки, указа-
тели напряжения, клещи для смены предохранителей, закоротки.
Они должны отвечать требованиям Правил пользования и испытания
защитных средств.
При наличии смазочных и изолирующих масел, а также газов, вы-
деляющихся при заряде аккумуляторной батареи, может возникнуть
пожар в электроустановке. Поэтому требуется строгое соблюдение пер-
соналом противопожарных мероприятий, предусматривающих пра-
вильное хранение и пользование огнеопасными, смазочными и промас-
ленными обтирочными материалами. Курение на территории электро-
497
установки разрешают только в отведенных для этого специальных
местах. Для тушения пожара на открытой часто электроустановки
предусматриваются пожарные проезды, которые не должны загро-
мождаться. Кроме того, в специально отведенных местах должны
храниться противопожарные средства — песок, огнетушители, лопа-
ты, ведра и т. п. При возникновении пожара горящее оборудование
должно быть немедленно отключено, после чего необходимо сразу же
приступить к тушению пожара. Пожар тушат углекислотными огне-
тушителями, и в крайнем случае используют воду. Если по каким-либо
причинам не представляется возможность снять напряжение с горя-
щего оборудования, допускается тушение пожара без снятия напря-
жения, используя лишь углекислотные огнетушители.
Задачи технической эксплуатации электроустановок. Техничес-
кой эксплуатацией электрических установок называется рациональное
использование их для целей электроснабжения потребителей. При экс-
плуатации железнодорожных электроустановок основными задачами
являются: выполнение установленного плана переработки электри-
ческой энергии и покрытие возможного максимума нагрузки; обеспе-.
чение качества отпускаемой электроэнергии — стабильного напряже-
ния и частоты; обеспечение бесперебойного электроснабжения потре-
бителей, особенно первой категории. Для выполнения указанных тре-
бований за электроустановками ведут тщательный надзор и осуществ-
ляют планово-предупредительный ремонт оборудования и устройств.
Экономичная и наиболее рациональная эксплуатация электроуста-
новки состоит в надлежащей загрузке оборудования и сокращении
потерь на собственные нужды. Экономичность работы тяговых под-
станций достигается высоким коэффициентом мощности и коэффици-
ентом загрузки трансформаторов и преобразовательных агрегатов.
Повышению технико-экономических показателей способствует внед-
рение автоматики включения и отключения преобразовательных агре-
гатов в зависимости от тяговой нагрузки.
Основными факторами, способствующими надежной и экономичной
работе электроустановок, являются высокая квалификация и дисципли-
на эксплуатационного персонала, соблюдение правил устройства и
правил эксплуатации электроустановок, соблюдение правил техники
безопасности при производстве работ и правил переключений, внедре-
ние новой техники, автоматики и телеуправления, правильная органи-
зация эксплуатации. Высокая надежность работы электрооборудова-
ния тяговых подстанций и внедрение автоматики позволили перейти
с круглосуточного обслуживания их дежурным персоналом на дежур-
ство на дому и телеуправление.
Виды ремонтов. Установлены следующие виды работ по содер-
жанию и ' ремонту оборудования электроустановок: осмотр, теку-
щий, внеочередной и капитальный ремонты, профилактические испы-
тания.
При осмотрах РУ проверяют по внешнему виду состояние аппара-
тов и приборов, контактных соединений, изоляторов, кабельных воро-
нок и муфт, поддерживающих конструкции и заземления; соответст-
вие показаний устройств сигнализации положению оборудования; на-
488
лнчне и состояние средств безопасности; исправность дверей, окон,
отопления, вентиляции, освещения, замков и т. п.
При текущем ремонте производят чистку оборудования, проверку
креплений и подтяжку контактов, регулировку шарнирных соедине-
ний, смену поврежденных деталей установленных снаружи аппаратов;
смазку трущихся частей и замыкающих и размыкающих контактов;
проверку четкости действия устройств включения и отключения; про-
верку подогрева механизмов и т. д. Текущий ремонт выполняют на
месте установки оборудования со снятием напряжения с него и выпол-
нением соответствующих технических мероприятий по технике безо-
пасности.
При капитальном ремонте оборудование демонтируют, полностью
разбирают, изношенные детали ремонтируют или заменяют новыми.
Иногда во время капитального ремонта оборудование переделывают
так, что изменяются его номинальные данные и характеристики. Все
изменения и работы, выполненные при капитальном ремонте основного
оборудования, должны заноситься в паспортную карту данного обо-
рудования и сдаваться по акту, который должен храниться в паспорт-
ной карте, находящейся в электроустановке.
Профилактические испытания заключаются в измерении сопротив-
ления изоляции и испытании ее повышенным напряжением для выяв-
ления повреждений изоляции электроустановок.
Плановые ремонты и профилактические испытания оборудования
проводят в объеме и в сроки, установленные Правилами технической
эксплуатации электроустановок и Инструкцией по техническому
обслуживанию оборудования тяговых подстанций и постов секциони-
рования электрифицированных железных дорог.
Внеочередной ремонт выполняют при нарушении нормальной ра-
боты оборудования, вызванной протеканием и отключением больших
токов КЗ, метеорологическими условиями или недоброкачественным
выполнением плановых ремонтных работ.
Силовые трансформаторы. При эксплуатации трансформаторов ос-
новными показателями, характеризующими режим их работы, явля-
ются: ток нагрузки, напряжение на вводах сетевой (первичной) об-
мотки и температура верхних слоев масла. Контроль за этими пока-
зателями является основной задачей эксплуатационного персонала.
Не допускается превышение напряжения, подводимого к сетевой об-
мотке, более чем на 5% против номинального, так как такое повышение
напряжения вызывает увеличение тока холостого хода и увеличение
потерь в трансформаторе. Температура верхних слоев масла в транс-
форматорах с естественным масляным и дутьевым охлаждением не
должна превышать 95° С. По температуре масла судят о режиме ра-
боты трансформатора, в том числе о наличии недопустимых перегру-
зок. Повышение номинальной нагрузки допускается в такой мере, что-
бы срок службы трансформатора был не менее 20 лет.
При осмотре трансформатора без отключения проверяют: уровень
масла в расширителе, вводах и переключающем устройстве; темпера-
туру масла трансформатора; целость мембраны выхлопной трубы
(осмотром с земли); отсутствие течи масла через крышку, фланцы и
489
спускные краны; состояние- кожуха, изоляторов (отсутствие следов
разрядов, трещин, сколов, загрязнения и т. п.), ошиновки и кабелей;
работу охлаждающих устройств; отсутствие шума в трансформаторе.
При текущем ремонте трансформатора выполняют: наружный
осмотр трансформатора и всей арматуры с устранением обнаруженных
дефектов; удаление грязи из расширителя; доливку масла; осмотр
и чистку охлаждающих устройств, поверхности кожухов и изолято-
ров; проверку маслруказательных устройств, спускного крана и уп-
лотнений; проверку состояния рабочего и защитного заземлений, про-
бивных предохранителей трансформаторов, сопротивления изоляции
обмоток; проверку газовой защиты, контактных соединений, привод-
ного механизма регулирования напряжения (РПН), состояния систе-
мы обдува и его автоматики, работы циркуляционной системы охлаж-
дения (насосов и электромоторов);- испытание трансформаторного
масла.
В объем капитального ремонта трансформатора входят: вскрытие
трансформатора, осмотр сердечника; ремонт выемной части (стали,
обмоток, переключателей и отводов), расширителя, радиаторов, кра-
нов, изоляторов, охлаждающих и маслоочистительных устройств;
чистка и окраска кожуха; проверка контрольно-измерительных при-
боров, сигнальных и защитных устройств; сушка изоляции в случае
необходимости, очистка или замена масла; ремонт и испытание обо-
рудования первичной коммутации повышенным напряжением.
Полупроводниковые выпрямители. При осмотре без снятия на-
пряжения с полупроводникового выпрямителя обращают внимание
на отсутствие постороннего шума, треска и разрядов в шкафах с дио-
дами, отсутствие нагрева контактных соединений, следов перекрытий
изоляции; положение сигнальных реле защиты от пробоя диодов, плав-
ность работы вентиляторов, отсутствие постоянного шума и вибрации.
В текущий ремонт входят: очистка выпрямительных блоков и
всей аппаратуры от пыли; замена пробитых диодов, дефектных резис-
торов и конденсаторов; проверка надежности контактов в силовых це-
пях и в цепях защиты и автоматики; опробование действия дверных
блокировок путем замыкания от руки; осмотр и проверка надежности
заземлений всех конструкций и аппаратов; опробование работы вен-
тиляторов системы охлаждения; проверка ветрового реле и измерение
скорости потока охлажденного воздуха; проверка исправности цепей
включения резервных преобразовательных агрегатов; проверка за-
щиты от пробоя диодов.
В объем профилактических испытаний входят: проверка охлаж-
дения с испытанием работы автоматики при соответствующих устав-
ках по температуре; замер сопротивления изоляции цепей мегаоммет-
ром 2500 В согласно заводской инструкции; проверка распределения
тока между параллельными ветвями и обратного напряжения между
последовательно соединенными диодами; проверка защиты от пробоя
путем закорачивания диодов; испытание изоляции повышенным на-
пряжением по нормам завода-изготовителя.
Распределительные устройства. Основными задачами эксплуата-
ции РУ являются; обеспечение пропускной способности всех элемен-
те
тов устройств в соответствии с нагрузками; поддержание уровня изо-
ляции согласно нормам и обеспечение термической и динамической
стойкости всех элементов цепи при наибольших токах КЗ. Эти требова-
ния должны соблюдаться при проектировании и во время монтажа,
однако в процессе эксплуатации могут изменяться величины нагрузок
н токов КЗ, а также может состариться изоляция. Поэтому необхо-
дима систематическая проверка устройств с учетом изменившихся
условий.
Наружный осмотр оборудования осуществляется раз в сутки; те-
кущий ремонт со снятием напряжения — не реже одного раза в 6 мее.
При текущем ремонте очищают оборудование и помещение от пыли,
проверяют крепление и подтяжку контактов шин, заменяют непри-
годные изоляторы, зачищают при необходимости контакты разъеди-
нителей, выключателей, опробовают включение и отключение разъе-
динителей, проверяют предохранители, заземления, испытывают мас-
ло, доливают его и т. п.
Капитальный ремонт масляных выключателей производят по мере
необходимости, но не реже одного раза в три года. Во время капиталь-
гного ремонта масляных выключателей проверяют: вводы и внутрен-
нюю изоляцию; состояние контактов и дугогасительных устройств со
сменой их при необходимости; детали привода и одновременность вклю-
чения и отключения; выхлопные устройства, клапаны, баки, крышки,
^подъемные механизмы, блок-контакты. Во время капитального ремон-
тя-доливают, заменяют или очищают масло.
При текущем ремонте БВ зачищают и шлифуют главные и сиг-
нальные контакты, проверяют нажатие главных контактов, осматри-
вают дугогасительные камеры, подтягивают все контактные соедине-
ния п проверяют четкость работы цепей управления. В объем капи-
тального ремонта выключателя, проводимого по мере необходимости,
по не реже одного раза в 6 лет, входят ремонт и замена дугогаситель-
ной камеры, катушек, главных контактов и других изношенных час-
тей, испытание повышенным напряжением.
Для -надежной работы РУ весьма большое значение имеют профи-
лактические'.испытания изоляции, которые производят периодически
в установленные сроки теми же методами, что и при приемке оборудо-
вания в эксплуатацию.
Масляное хозяйство. Эксплуатацией маслонаполненной аппара-
туры электроустановок (силовых и измерительных трансформаторов
и масляных выключателей) занимается бригада масляного хозяйства,
которая принимает, хранит и испытывает трансформаторное масло,
проводит мероприятия по поддержанию качества этого масла в аппа-
ратуре, его очистке и регенерации.
В целях рационального ведения масляного хозяйства оно орга-
низуется для обслуживания всех подстанций, входящих в участок энер-
госнабжения. Каждая база масляного хозяйства обеспечена баками
для масла, аппаратурой для его очистки и регенерации и имеет хими-
ческую лабораторию. На участковой или дорожной базе масляного
хозяйства хранится запас трансформаторного масла, составляющий
до 10% общего его количества.
491
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Материалы XXVI съезда КПСС. Основные направления экономического и
социального развития СССР на 1981—1985 годы и на период до 1990 года. —
Мл Издательство политической литературы, 1981. 223 с.
2. Правила устройства электроустановок ПУЭ-76. М.: Энергия, 1977—1978.
3. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Пра-
вила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребите-
лей. Мл Атомиздат, 1973. 352 с'.
4. Инструкция по техническому обслуживанию тяговых подстанций и постов
секционирования электрифицированных железных дорог/МПС СССР. М.:
Транспорт, 1976. 64 с.
5. Нормы испытания электрооборудования. Л4л Атомиздат, 1978. 303 с.
6. Инструкция по эксплуатации трансформаторов. М.: Энергия, 1978. 80 с.
7. Электротехнический справочник: т. 1 и 2. Мл Энергия, 1980—1981, с. 519
и 640.
8. А в е р б у х А. М. Релейная защита в задачах с решениями и примерами.
Лл Энергия, 1978. 416 с.
9. Электроснабжение метрополитенов. Устройство, эксплуатация и проекти-
‘рование/А. М. Колузаев, Л. С. Едигаряп, Д. Г. Ермолов и др.; Под ред.
Е. И. Быкова. Мл Транспорт, 1977. 431 с.
10. В а в и н В. М. Трансформаторы напряжения и их вторичные цепи. Мл
Энергия, 1977. 105 с.
11. Д а в ы д о в а И. К., П о п о в Е. И., Э р л и х В. М. Справочник по экс-
плуатации тяговых подстанций и постов секционирования. М.: Транспорт,
1978. 416 с. »
12. Д р о з д о в А. Л., Платонов В. В. Реле дифференциальных защит
элементов энергосистем. Мл Энергия, 1968. 111 с.
13. 3 а с о р и н С. Н., Мицкевич В. А., Кучма К. Г. Электронная и
преобразовательная техника. Мл Транспорт, 1981. 319 с.
14. К а к у е в и ц к и п С. В., Смирнова Т. В. Справочник реле защи-
ты и автоматики. Мл Энергия, 1972. 343 с.
15. К о к о в и н В. Е. Фильтры симметричных составляющих в релейной за-
щите. Мл Энергия, 1968. 89 с.
16. М и х а й л е п к о Е. А. Исследование и разработка прицепов построения
мощных дугогасящих устройств быстродействующих выключателей для
электрических железных дорог. Автореферат диссертации на соискание
ученой степени канд. техн. наук. — Днепропетровск: ДИИТ, 1969, 20 с.
17. Электронные устройства релейной защиты и автоматики в системах тягово-
го энергоснабжения/В. А. Быков, В. Я. Овласюк, Л. Н. Шилов и др.; Под
ред. В. Я. Овласюка. Мл Транспорт, 1974. 303 с.
18. О в ч и н н и к о в В. В. Реле РНТ в схемах дифференциальных защит.
Мл Энергия, 1973. 97 с.
19. П о л т е е в А. И. Элегазовые аппараты. Лл Энергия, 1971. 151 с.
20. П р о х о р с к и й А. А. Тяговые и трансформаторные подстанции. М.|
Транспорт, 1978. 536 с.
21. А. с. № 561247 (СССР). Устройство для направленной защиты от замыканий
на землю в сетях с изолированной нейтралью/А. А. Прохорский, В. И. Та-
расов..— Бюллетень изобретений. 1977, №21.
22. Р и в к и н Г. А. Преобразовательные устройства. Мл Энергия, 1970, с. 81—
23. Рожкова Л. Д., Коз у л и и В. С. Электрооборудование станций и
подстанций. Мл Энергия, 1975. 704 с.
24. Ф о к н н Г. Г., X о м я к о в М. Н. Панели дистанционных защит ПЗ-2/1
и ПЗ 2/2. Мл Энергия. 113 с.
492
ОГЛАВЛЕНИЕ
От автора......................................................... - 3
Введение ............................................................ 4
Глава I
Краткие сведения об источниках’электрической энергии
1. Типы электростанций......................................... 6
2. Подстанции..................................................11
3. Энергетическая и электрическая системы......................18
Глава II
Аппаратура и токоведущие части распределительных устройств
4. Изоляторы...................................................20
5. Токоведущие части...........................................23
6. Электрические контакты......................................25
7. Условия образования и гашения электрической дуги............27
8. Гашение электрической дуги постоянного тока.................29
9. Гашение электрической дуги переменного тока.................32
10. Коммутационная аппаратура напряжением до 1000 В............34
11. Предохранители...............................................37
12. Назначение, классификация и основные параметры высоковольтных
выключателей переменного тока....................................41
13. Масляные выключатели.........................................43
14. Воздушные выключатели........................................52
15. Выключатели нагрузки.........................................53
16. Электромагнитные и вакуумные выключатели.....................54
17. Приводы высоковольтных выключателей..........................58
18. Общие сведения о быстродействующих выключателях постоянного
тока.............................................................61
19. Дугогасительные камеры быстродействующих выключателей постоян-
ного тока ....................................................63
20. Быстродействующий выключатель АБ-2/4......................67
21. Быстродействующий выключатель ВАБ-28......................72
22. Быстродействующий выключатель ВАБ-43......................74
23. Разъединители..............................................82
24. Короткозамыкатели и отделители.............................89
25. Элегазовые- аппараты.......................................93
26. Трансформаторы тока .......................................96
27. Трансформаторы напряжения.................................103
28. Разрядники и реакторы.....................................Ill
Глава 111
Принципиальные схемы трансформаторных подстанций
29. Общие сведения о принципиальных электрических схемах. . . .11?
30. Схемы понижающих подстанций...........................118
31. Схемы вторичной коммутации............................124
Глава IV
Распределительные устройства переменного тока и компоновка
трансформаторных подстанций
32. Классификация распределительных устройств...................130
33. Камеры РУ переменного тока напряжением до 10 кВ . '.........131
34. Конструкция закрытых РУ.....................................133
499
35. Конструкция открытых РУ...................................139
36. Комплектные трансформаторные подстанции . ................142
Глава V
Определение мощности трансформаторных подстанций
37. Графики нагрузок электроустановок.........................145
38. Коэффициенты, характеризующие режим работы электроустано-
вок ...........................................................148
39' Определение мощности подстанции......................... 149
40. Влияние коэффициента мощности на мощность электроустановок
и способы его повышения...................................... 155
Глава VI
•Токи короткого замыкания в системах переменного тока,
нх расчет и выбор оборудования
41. Виды, причины и последствия КЗ..............................158
42. Изменения тока трехфазного КЗ при питании от электрической сис-
темы неограниченной мощности...................................162
43. Изменение тока трехфазиого КЗ лрн питании от генераторов огра-
ниченной мощности..............................................167
44. Основные положения при расчетах сопротивлений цепи КЗ . . . 169
45. Вычисление относительных сопротивлений цепи КЗ..............170
46. Расчет токов трехфазного КЗ аналитическим методом...........175
47. Расчет токов трехфазного КЗ по кривым.......................178
48. Схемы прямой, обратной и нулевой последовательностей и значения
реактивных сопротивлений при несимметричных КЗ.................183
49. Расчет токов КЗ методом симметричных составляющих. ..... 186
50. Упрощенный метод расчета токов двухфазного КЗ...............188
51. Расчет токов КЗ в установках напряжением до 1000 В..........190
52. Электродинамическое действие токов КЗ.......................192
53. Термическое действие токов КЗ...............................195
54. Ограничение токов КЗ и обеспечение уровня остаточного напряжения 199
55. Выбор токоведущих частей и аппаратуры электроустановок . . . 201
Глава VII
Релейная защита
56. Назначение релейной защиты и основные требования, предъявляемые
к пен.......................................................212
57. Общие сведения о релейной аппаратуре.......................214
58. Конструкция электромагнитных реле .........................217
59. Индукционно-токовое реле РТ-80 ........................... 221
60. Общие сведения о защите высоковольтных линий переменного тока 224
61. Максимальная токовая защита линий с независимой выдержкой
времени........................................................225
62. Защита линий отсечками по току и напряжению................228
63. МТЗ линии с блокировкой по напряжению.......................233
64. Сочетание максимальной защиты линии с токовой отсечкой . . . 235
65. Направленная максимальная токовая защита линий..............236
66. Поперечная дифференциальная зашита линий...................241
67. Дистанционная защита линий.................................244
68. Характеристики реле сопротивления..........................249
69. Реле сопротивления КРС-2...................................252
70. Защита линий от однофазных замыканий........................256
71. Общие сведения о защите силовых трансформаторов............269
72. Газовая защита трансформаторов.............................270
73. Максимальная токовая защита трансформатора.................274
74. Максимальная токовая защита трансформатора с пуском по напря-
жению..................................... . . ...........278
75. Токовая отсечка трансформаторов............................280
494
76. Дифференциальная защита трансформаторов.....................' I
77. Реле дифференциальной защиты трансформ.<к>р<>...........
78. Расчет дифференциальной защиты TpaticijupMiiKip I ...........’9
79. Защита тин...................................................9/
80. Защиты .иа оперативном переменном токе.....................2'19
81. Схемы сравнения, нуль-органы, согласующие и выходные прыппл
электронных защит........................................!'Л12
82. Электронные реле тока и напряжения.........................809
83. Электронное реле направления мощности.......................313
84. Электронное фазоограиичивающее реле.........................315
85. Электронное реле времени....................................317
86. Модули электронных защит....................................318
87. Электронная защита фидера продольного электроснабжения . . . 321
Глава VIII
Заземляющие устройства
88. Защитные и рабочие заземления...............................323
89. Распределение потенциалов на поверхности земли при прохождении
тока замыкания на землю. 325
90. Конструкция заземляющих устройств...........................326
91. Принцип расчета заземляющих упройетп........................120
Г л и и я IX
Гяговые подстанции пос гоя иного гокп
92. Схемы питания и типы тягоных подстанций .......................33.1
93. Силовые кремниевые приборы.................................... .135
94. Схема выпрямления «две обратные звезды о уравнительным реакто-
ром» ...........................................................339
95. Мостовые схемы выпрямления..................................341
96. Основные технические характеристики преобразовательных агрега-
тов ............................................................345
97. Выпрямители с воздушным принудительным охлаждением..........347
98. Выпрямители с воздушным естественным охлаждением............352
99. Устройства для преобразования и поглощения энергии рекуперации 353
190. Сглаживающие устройства....................................361
101. Схемы РУ тяговых подстанций постоянного тока...............368
|02. Конструкция РУ гяговых подстанций постоянного тока.........376'
103. Выбор оборудования и определение мощности подстанции . ... 384
104 Контрольно-измерительная аппаратура.........................386
10Ь. Защита линий п оборудования тяговой подстанции постоянного тока 387
0(1. Защита РУ-3,3 кВ...........................................395
0/. Особен кости подстанций метрополитенов......................398
Глава X
Тяговые подстанции переменного тока
108 Схемы питания и типы тяговых подстанций.......................402
104 Параллельная работа трансформаторов тяговых подстанций . . . 405
110..С хемы РУ тяговых подстанций переменного тока...............407
111 Конструкция РУ тяговых подстанций переменного тока............414
Пй. Определение мощности подстанции и выбор оборудования .... 419
113. 11|М<'репия и контроль напряжения на шинах 27,5 кВ.........1!’()
IM, .'Inщита линий и оборудования тяговой подстанции переменного
.............................................................1^1
Н1>, Электронные защиты фидеров контактной сети...................423
ПП. Зпкюые подстанции переменного тока для системы 2x25 кВ . . 14)
495
Глава XI
Собственные нужды электроустановок
1J7. Схемы питания установок собственных нужд . ............436
118. Аккумуляторные батареи............................. 441
119. Определение потребной мощности установок собственных нужд .446
Глава XII
Передвижные тяговые подстанции, пункты группировки,
посты секционирования и пункты параллельного соединения
120. Передвижные тяговые подстанции. ......................... 449
121. Пункты группировки.........................................452
122. Посты секционирования и пункты параллельного соединения посто-
янного тока....................................................453
123. Посты секционирования переменного тока.....................457
124. Компенсирующие устройства..................................457
Глава XIII
Монтаж и эксплуатация электроустановок
125. Монтаж оборудования электроустановок......................!•>>
126. Приборы и аппаратура для испытания оборудования............Ь I
127. Методика предпусковых и эксплуатационных испытании оборудо
вания...........................................................1< 1
}28. Эксплуатация электрических установок.......................Р •
Список литературы..............................................4'1'
1
АЛЕКСАНДР АЛЕКСЕЕВИЧ ПРОХОРСКИИ
ТЯГОВЫЕ И ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
Переплет художника Ю. Н. Егорова
Технический редактор О. Н. Крайнова
Корректор-вычитчик Л. В. Ананьева
Корректор Т. В. Титова
ИВ № 245!
Сдано в набор 05.03.83. Подписано и печать 05.10.83. Т-19162.
Формат 60X90’Де. Бум. тип. № 1. Гарнитура литературная.
Высокая печать. Усл. печ. л. 31Д Усл. кр.-отт 31,0 Уч.-изд. л. 35,91,
Тираж 17.000 экз. Заказ 1458. Изд. № 1-1-2/5 № 1617
Цена 1 р. 40 к
Ордена «Знак Почета» издательство «ТРАНСПОРТ»«
107174, Москва Басманный туп., 6а
Московская типография № 4 Союзполиграфпрома
при Государственном комитете СССР
по делам издательств, полиграфии и книжной торговли!
129041, Москва, Б. Переяславская, 46