ББ-к-я-i-.m-
ф зз
— /&? w-
УДК 658.26(075.8)
Рецензенты: Рижский политехнический институт
и Ульяновский политехнический институт
Федоров А. А., Старкова Л. Е.
Ф 33 Учебное пособие для курсового и дипломного
проектирования по электроснабжению промышлен-
ных предприятий: Учеб, пособие для вузов. — М.:
Энергоатомиздат, 1987. — 368 с.: ил.
Содержатся основные положения, необходимые для выполнения
курсового и дипломного проектов по электроснабжению промышленных
предприятий. Определяются электрические нагрузки, не завышающие
мощность, потребляемую предприятием, схемы систем внутреннего и
внешнего электроснабжения, устойчивость аппаратов токам короткого
замыкания, технико-экономическая целесообразность принимаемых ре-
шений.
Для студентов вузов специальности 0303.
2302050000-455	/ А?.
Ф----—----------201-87	ББК 31.279
051(01)-87
Учебное пособие	/
| АНАТОЛИЙ АНАТОЛЬЕВИЧ ФЕДОРОВ)
ЛАРИСА ЕВГЕНЬЕВНА СТАРКОВА
Учебное пособие для курсового и дипломного про-
ектирования по электроснабжению промышленных
предприятий
Редактор Э. А. Киреева
Редактор издательства Л. В. Копейкина
Художественные редакторы В. А. Гозак-Хозак, А. А. Белоус
Технический редактор Н. Н. Хотулева
Корректор Г. А. Полонская
ИБ № 135
Сдано в набор 22.04.87. Подписано впечать 26.11.87. Т-22389. Формат
84Х108’/з2. Бумага типографская № 2. Гарнитура литературная Печать
высокая. Усл. печ. л. 19,32, Усл. кр.-отт. 19,32. Уч.-изд. л. 20,66. Тираж;
50 000 экз. Заказ 847. Цена 1 р.
Энергоатомиздат, 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Владимирская типография Союзполиграфпрома при Государственном
комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли
600000, г. Владимир, Октябрьский проспект, д. 7
© Энергоатомиздат, 1987
ПРЕДИСЛОВИЕ
В Энергетической программе СССР и в «Основных на-
правлениях экономического и социального развития СССР
на 1986—1990 годы и на период до 2000 года» сформули-
рованы важнейшие задачи развития промышленности пу-
тем всемерной интенсификации и повышения эффективно-
сти производства на базе ускорения научно-технического
прогресса.
В области электроснабжения потребителей эти задачи
предусматривают повышение уровня проектно-конструк-
торских разработок, внедрение и рациональную эксплуа-
тацию высоконадежного электрооборудования, снижение
непроизводительных расходов электроэнергии при ее пере-
даче, распределении и потреблении.
Развитие и усложнение структуры систем электроснаб-
жения, возрастающие требования к экономичности и на-
дежности их работы в сочетании с изменяющейся структу-
рой и характером потребителей электроэнергии, широкое
внедрение устройств управления распределением 'и потре-
блением электроэнергии на базе современной вычислитель-
ной техники ставят проблему подготовки высококвалифи-
цированных инженеров.
Важнейшим этапом в развитии творческой деятельно-
сти будущих специалистов является курсовое и диплом-
ное проектирование, в ходе которого развиваются навыки
самостоятельного решения инженерных задач и практиче-
ского применения теоретических знаний.
Учебное пособие предназначено для студентов, обуча-
ющихся по специальности «Электроснабжение промышлен-
ных предприятий, городов и сельского хозяйства»—0303,
специализация — электроснабжение промышленных пред-
приятий, всех видов обучения: дневного, вечернего и заоч-
ного и написано в соответствии с утвержденной Минвузом
СССР учебной программой по указанной специальности.
В пособии рассматриваются вопросы курсового и дип-
ломного проектирования, излагаются требования к выпол-
нению и оформлению проектов, приводится достаточное
количество примеров и необходимый справочный материал,
6
Общие вопросы проектирования
Гл. 1
документам относятся графические и текстовые докумен-
ты, определяющие в отдельности или в совокупности со-
став и устройство изделия и содержащие необходимые
данные его разработки или изготовления, контроля, экс-
плуатации и ремонта.
При проектировании работу выполняют в несколько
стадий. Первая стадия — разработка технического зада-
ния, его согласование и утверждение. В учебном процессе
эту часть работы выполняет руководитель проекта.
Следующие стадии состоят из разработки технического
предложения, эскизного проекта, технического проекта и
рабочей документации.
Техническое предложение предусматривает выявление
дополнительных или уточненных требований, которые не
могли быть указаны в техническом задании.
На стадии эскизного проекта устанавливают и обосно-
вывают принципиальные решения.
Технический проект разрабатывают для определения
окончательных технических решений, дающих полное пред-
ставление о проектируемом объекте. Для этой стадии ха-
рактерны конструктивные решения объекта в целом и его
основных частей, расчет экономических показателей, вы-
полнение принципиальных схем, разработка вопросов мон-
тажа, эксплуатации, транспортировки.
Рабочая документация используется непосредственно
при сооружении проектируемого объекта.
Дипломный и курсовой проекты — типичные примеры
проектирования в одну стадию. Дипломный проект, как
правило, содержит в себе элементы практически всех пе-
речисленных выше стадий проектирования. Степень разра-
ботки той или иной стадии устанавливается заданием на
проектирование. Курсовой проект в большинстве случаев
включает в себя элементы эскизного проектирования или
технического предложения. Иногда в него вводятся также
элементы других стадий. Кроме того, как в дипломном,
так и в курсовом проектах могут содержаться описания и
результаты теоретических и экспериментальных исследо-
ваний. Соотношение между объемами проектно-конструк-
торских разработок и исследовательской части определя-
ется заданием.
Текстовой частью проекта является расчетно-поясни-
тельная записка, объем которой составляет 100—120 стра-
§ 1.1.	Содержание и объем проекта	7
ниц рукописного текста для дипломного проекта и 30—40
страниц для курсового проекта.
В тексте записки кратко излагается методика расче-
тов, дается обоснование принятым решениям, приводятся
необходимые для расчетов формулы и схемы. Результаты
расчетов представляются в табличной форме, а пояснения
к ним выполняются на конкретном примере.
Расчетно-пояснительная записка к курсовому проекту
включает в себя титульный лист, задание на проект с ис-
ходными данными на проектирование, аннотацию, оглав-
ление, введение, основное содержание проекта, выводы,
список использованных источников.
Расчетно-пояснительная записка к дипломному проек-
ту, кроме перечисленных выше, содержит разделы по эко-
номике и организации производства, охране труда, граж-
данской обороне.
Титульный лист и бланк задания на проект оформляются
в соответствии с разработанными формами, приведенными
ниже:
Московский ордена Ленина и ордена Октябрьской Революции
энергетический институт
Курсовой проект
по дисциплине «Электроснабжение промышленных предприятий»
Электроснабжение кузнечного цеха тракторного завода
Группа ________________________
Студент________________________
Руководитель проекта 
Москва
19 г.
8
Общие вопросы проектирования
Гл. 1
МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ СССР
1Г московский
ордена Лениной ордена ОктябрЬМ Ревмюуии
экЁРГЕптекий институт
Факультет _______ .
Кафедра ___________________________
Специальность	г
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
Расчетно-пояснительная записка
Тема:____________________________________________________
Дипломник________________________________________________________________________________
группа	подпись	фамилия, и., о.
Руководитель проекта_____________________________________________________________________
должность	звание	подпись	фамилия, и., о.
Руководитель проекта
от предприятия __________________•_ . _________________________________________________
должность	звание	подпись	фамилия, и,, о.
Консультант по
экономической части _______________________________________________________________________
должность	звание	подпись	фамилия, и., о.
Консультант
по разделу «Охрана трудах_______________________________________________________________
должность звание подпись	фамилия, и., о.
Нормоконтроль___________________________________________________________________
должность звание	подпись	фамилия, и., о.
«Проект допущен к защите»
Зав, кафедрой_____________.	.	___________________________________________
звание	подпись	фамилия, и., о,
Дата_______________
МОСКВА	19 г.
§1.1.	Содержание и объем проекта	9
МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО
ОБРАЗОВАНИЯ СССР
МОСКОВСКИЙ орден! ЛЕНИНА и ордена ОКТЯБРЬСКОЙ
РЕВОЛЮЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ
Факультет ________________________________
Кафедра___________________________________.
Специальность ____________________________
ЗАДАНИЕ
на дипломный проект
Студент___________________________________группа 
(фамилия, имя, отчество)
Тема дипломного проекта___________________________________________.
Время выполнения проекта с по 19----------------------------------п.
Руководитель дипломного проекта___________________________________,
(должность, звание, фамилия, и., о.)
Тема дипломного проекта и руководитель утверждены приказом по
факультету №от «»19 г.
Консультант по экономической части___________________________________
(должность, звание, фамилия, и., о.)
Консультант по разделу охраны труда _________________________________
(должность, звание, фамилия, и., о.)
Консультант по______________________________________________________
(должность, звание, фамилия, и., о.)
Место выполнения проекта _________________________________________
Руководитель проекта от предприятия (если проект выполняется вне
МЭИ) _____________________________________________________________
(должность, фамилия, и., о.) (подпись)	(дата)
Зав. кафедрой _____________________________________
(подпись)	(дата)
Задание принял к исполнению «»19 г.
(подпись студента)
10
Общие вопросы проектирования
Гл. 1
В аннотации, размещаемой на 2-й странице расчетно-
пояснительной записки, кратко излагаются основные по-
ложения работы и полученные результаты. Объем аннота-
ции не должен превышать 15—20 строк.
Оглавление помещается после аннотации и состоит из
названия разделов и подразделов записки с указанием их
расположения по страницам.
Введение раскрывает сущность решаемых задач и их
значение для народного хозяйства. Здесь же приводится
обзор литературных источников по вопросам, рассматри-
ваемым в проекте.
Основное содержание работы излагается в разделах
проекта. Рекомендуется в курсовом проекте выполнять де-
тальную разработку схемы электроснабжения объекта, а
в дипломном проекте дополнительно разрабатывать спе-
циальный вопрос (в объеме 40—60 % всего объема дип-
ломного проекта).
При проектировании электроснабжения объекта целесо-
образно рассмотреть следующие вопросы:
1.	Особенности технологического процесса данного пред-
приятия (цеха), классификация и общие характеристики
потребителей электроэнергии (по роду тока, напряжению,
надежности и т. п.).
2.	Характеристика окружающей среды производствен-
ных помещений.
3.	Определение электрических нагрузок по группам
приемников электроэнергии, цехам и предприятию в це-
лом.
4.	Выбор рационального напряжения для питающей се-
ти предприятия.
5.	Выбор числа, мощности и типа силовых трансформа-
торов главной понизительной подстанции (ГПП) и цехо-
вых подстанций.
6.	Выбор схемы электроснабжения предприятия, тех-
нико-экономические сопоставления возможных вариан-
тов.
7.	Выбор схем электрических соединений ГПП, ГРП—
главного распределительного пункта (в зависимости от
выбранного в проекте решения).
8.	Выбор конструкции распределительного устройства
(РУ) высшего напряжения (ВН) ГПП (ГРП) и конструк-
ции цеховой трансформаторной! подстанции — ТП.
Содержание и объем проекта
11
9.	Расчет токов КЗ и выбор коммутационно-защитной
аппаратуры в сети ВН.
10.	Выбор и расчет релейной защиты и автоматики
элементов системы электроснабжения промышленного
предприятия.
11.	Расчет сети низшего напряжения (НН) одного из
цехов промышленного предприятия, электроснабжение
которого подробно рассматривается в проекте.
12.	Выбор схемы питания приемников электроэнергии на
НН, способа и системы прокладки сети НН в цехе.
13.	Расчет токов в сети НН и выбор коммутационно-
защитной аппаратуры.
14.	Выбор режима нейтрали в цехе с учетом техноло-
гических особенностей потребителей электроэнергии.
15.	Расчет заземления ГПП, ГРП или ТП. Молниеза-
щита ГПП, ГРП или цеха. Защита подстанций от пере-
напряжений. Защита подземных сетей от электрокор-
розии.
Из приведенного перечня вопросов в курсовой проект
следует включать следующие: 1—3, 5, 8 и 15 (в части це-
ховой ТП), 11—14. Однако в каждом конкретном случае
объем и содержание проекта определяет руководитель
проекта в зависимости от глубины проработки отдельных
вопросов.
В качестве специальных вопросов дипломного проекта
могут быть рекомендованы следующие:
1.	Проектирование электрической части насосной или
компрессорной станции, преобразовательной подстанции.
2.	Исследование качества электроэнергии в системе
электроснабжения промышленного предприятия и разра-
ботка мероприятий, обеспечивающих нормированное ка-
чество электроэнергии.
3.	Компенсация реактивной мощности.
4.	Учет и нормирование электропотребления.
5.	Снижение потерь электроэнергии и разработка ме-
тодов и средств по рациональному ее использованию.
6.	Надежность систем электроснабжения. Оценка ущер-
ба от перерыва электроснабжения.
7.	Неполнофазные режимы системы электроснабжения
и их влияние на работу электродвигателей.
8.	Самозапуск трехфазных электродвигателей и влия-
ние самозапуска на систему электроснабжения.
12
Общие вопросы проектирования
Гл. 1
9.	Организация и проведение профилактических испы-
таний электрооборудования.
10.	Диспетчеризация и телеуправление системой элект-
роснабжения промышленного предприятия.
11.	Исследование энергетических показателей новых ти-
пов электрооборудования и разработка способов и средств
их повышения.
12.	Специальные разработки, представляющие теорети-
ческий и практический интерес.
В экономической части дипломного проекта определя-
ются технико-экономические показатели разрабатываемых
электрических схем и применяемых вариантов устройств,
дается оценка их эффективности.
В разделе охраны труда предусматривается углублен-
ное изучение вопросов, связанных с темой проекта. На-
пример, мероприятия по технике безопасности в электро-
ремонтном цехе, мероприятия по технике безопасности при
монтаже электрооборудования системы электроснабжения
предприятия, противопожарные требования и охрана труда
на предприятии и др.
В разделе гражданской обороны должны рассматри-
ваться вопросы, связанные с темой дипломного про-
екта.
В разделе «Использованные источники» указывается
литература, на которую даются ссылки в пояснительной
записке (порядок составления см. в § 1.3).
Графическая часть проекта должна с достаточной
полнотой иллюстрировать материал, представленный в рас-
четно-пояснительной записке.
В дипломном проекте целесообразно предусматривать
следующие чертежи:
1.	Генплан завода с картограммой и центром актив-
ных и реактивных нагрузок, внутризаводской сетью ВН и
источниками питания (ГПП, ГРП, ТП и т. д.).
2.	Предлагаемые варианты схем электроснабжения
предприятия с указанием их технико-экономических пока-
зателей.
3.	Однолинейную схему электроснабжения предприятия
(выбранный вариант).
4.	План расположения оборудования в том цехе, ко-
торый подробно рассматривается в проекте, с нанесением
силовой и осветительной сети.
§ 12.
Исходные данные на проектирование
13
5.	Однолинейную схему электроснабжения приемников
электроэнергии цеха (по п. 4).
6.	Конструкцию РУ источника питания предприятия
или цеха.
7.	Схему защиты и автоматики одного объекта систе-
мы электроснабжения.
8.	Материалы по специальному вопросу.
В объем графического материала курсового проекта
целесообразно включать чертежи, перечисленные в пп. 4—8.
1.	2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ
Для выполнения дипломного проекта необходимы сле-
дующие исходные данные:
1.	Генеральный план предприятия, на котором обозна-
чены места расположения цехов, пути внутризаводского
транспорта, зеленые насаждения, трубопроводы и другие
объекты и сооружения.
2.	Характеристика технологического процесса произ-
водства предприятия и отдельных цехов, технологиче-
ская взаимосвязь цехов. Оценка влияния внезапных пе-
рерывов электроснабжения на технологический нр0Ц£££.
3.	Электрические нагрузки по цехам предприятия в ви-
де общей установленной мощности. Для цеха, электро-
снабжение которого надо разработать подробно —_пас-
портные данные отдельных приемников электроэнергии'
(номинальная мощность, коэффициент мощности, КПД,
номинальное напряжение, для приемников с повторно-,
кратковременным, режимом —работы, дополнительно —
продолжительность включения).
Перспективы роста электрических нагрузок отдельных
цехов и предприятия,вщелом (за счет реконструкции, вво-
да новых мощностей юг. д.).
~ 4. Графики активных и реактивных нагрузок промыш-
ленного предприятия в целом и отдельных его цехов за
характерные лётшге Изимние суткш~
^^Характеристика потребителей электроэнергии с точки
зрения их влияния на качество электроэнергии.
бГТГлан расположения оборудования в цехе, подробно
рассматриваемого в проекте; сведения о характере окру-
жающей среды в цехе (степень возгораемости строитель-
ных материалов и конструкций, влажность среды по-
14
Общие вопросы проектирования
Гл. 1
мещения, наличие химически активных веществ и т. д.).
При подробном рассмотрении электрического освещения
данного цеха трё уются дополнительные сведения: разрез
осВёщаембго помещения с указанием размеров световых
проемов и характера отражающей поверхности стен, по-
толка, рабочей поверхности или пола (например, побелен-
ный потолок, бетонные стены с окнами и т. п.).
7.	Сведения об источниках электроснабжения промыш-
ленного предприятия:
схема существующего питания с указанием мощности
источников питания (генераторов или силовых трансфор-
маторов). При отсутствии таких данных необходимы све-
дения о возможных источниках питания и их мощности;
реактивное сопротивление источников питания или
мощность КЗ на шинах источников питания; если эти дан-
ные отсутствуют, необходимо знать отключающую мощ-
ность выключателя источника питания;
расстояние от источников питания до промышленного
предприятия;
напряжения на сборных шинах источников питания;
мощности, которые могут быть получены от источников
питания (электростанций, энергосистемы) при проектиро-
вании электроснабжения данного предприятия.
8.	Значения реактивных мощностей, которые могут
быть^переданы из энергосистемы в сеть промышленногр
предприятия в режиме ее наибольшей и наименьшей ак-
тивной нагрузки.	---"
9.	При выполнении проектов по реконструкции систем
электроснабжения промышленных предприятий дополни-
тельно к указанным выше материалам необходимо иметь
существующую схему электроснабжения предприятия, ти-
пы установленного силового оборудования, марки и сече-
ния проводов, жил кабелей, токопроводов.
10.	Другие данные, необходимые для разработки специ-
альных вопросов (определяются руководителем проекта).
Объем исходных данных на курсовой проект определя-
ется темой проекта — разрабатывается электроснабжение
цеха или предприятия малой мощности. В первом случае
необходимы исходные данные по пп. 2—7 с привязкой их
к рассматриваемому цеху. Во втором случае принимают
исходные данные по пп. 1—9 и уточняют их в зависимости
от объема рассматриваемых задач в проекте.
§ 1.3.
Оформление проекта
15
1.3. ОФОРМЛЕНИЕ ПРОЕКТА
Правила разработки и оформления всей конструктор-
ской документации изложены в комплексе государственных
стандартов, образующих ЕСКД. Эти стандарты (ГОСТ
2.104—68* «Основные надписи», ГОСТ 2.105—79* «Общие
требования к текстовым документам», ГОСТ 2.109—73
«Основные требования к чертежам», ГОСТ 2.301 68
«Форматы» и др.) должны использоваться при оформле-
нии курсового и дипломного проектов.
Расчетно-пояснительную записку проекта выполняют
на листах белой бумаги 11-го формата (210x297 мм) от
руки или печатают на пишущей машинке через два ин-
тервала. Текст записки располагают на одной стороне ли-
ста, который должен иметь поля: слева — 30 мм, справа—
10 мм, сверху и снизу — 20—25 мм. Каждый раздел пояс-
нительной записки обозначают порядковым номером араб-
скими цифрами с точкой после цифры. Название раздела
записывают заглавными буквами, например: «3. РАСЧЕТ
ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ». Если в разделе
имеются подразделы, то их обозначают порядковыми но-
мерами, перед которыми стоит номер раздела с точкой.
Названия подразделов записывают строчными буквами,
например: «3.2. Расчет токов короткого замыкания в сети
низшего напряжения». В конце названия раздела или под-
раздела точка не ставится.
Расчетно-пояснительная записка к проекту должна
быть написана грамотно, с правильным применением тех-
нических терминов, определений и буквенных обозначений
физических и математических величин (в соответствии с
установленными стандартами или межведомственными ме-
тодическими указаниями). Расчеты, приводимые в записке,
должны быть выполнены в системе единиц СИ. Применение
другой системы необходимо обосновывать.
В тексте расчетно-пояснительной записки должны со-
держаться все необходимые схемы, рисунки и таблицы,
расположенные по ходу текста и выполненные на отдель-
ных листах. Их нумеруют арабскими цифрами, первая из
которых соответствует номеру раздела, вторая — поряд-
ковому номеру. Можно применять сквозную нумерацию.
Таблицы выполняют с заголовками или без заголовков,
рисунки — с подрисуночной подписью или без нее, но по
16
Общие вопросы проектирования
Гл. 1
всему тексту должно быть соблюдено единообразие.
Приведенные формулы должны быть пронумерованы
аналогично схемам, рисункам, таблицам и иметь поясне-
ния символов и числовых коэффициентов непосредственно
под формулой. Первая строка расшифровки должна начи-
наться со слова «где» без двоеточия после него.
Если в записке приводится материал, заимствованный
из литературных источников, то в соответствующем месте
текста в прямых скобках указывают порядковый номер,
под которым данный литературный источник отмечен в
списке литературы.
В приложениях к пояснительной записке приводятся
текстовые и графические материалы вспомогательного ха-
рактера (подробные таблицы численных расчетов, в том
числе и расчетов на ЭВМ, описание экспериментальной ус-
тановки и техники проведения экспериментов и т.д.). При-
ложения нумеруют по порядку арабскими цифрами: «При-
ложение 1».
Пояснительная записка должна иметь сквозную нуме-
рацию страниц, включая таблицы, рисунки и приложения.
На титульном листе номер страницы не проставляется,
нумерация начинается со второй страницы и проставля-
ется в правом верхнем углу.
Графический материал проекта представляется на бу-
маге стандартного формата (594X840 мм). Схемы и чер-
тежи выполняют чертежным карандашом, тушью или фло-
мастером черного цвета с одинаковой контрастностью всех
элементов. При этом необходимо стремиться к равномер-
ному заполнению листа и его наглядности.
Каждый лист конструкторской документации должен
сопровождаться основной надписью согласно требованиям
ГОСТ 2.104—68*. Основная надпись располагается в пра-
вом нижнем углу листа и отражает следующее (рис. 1.1):
1	— название чертежа;
2	— обозначение документа, где а — шифр кафедры,
принятый в данном вузе, в — номер зачетной книжки, с—
тип чертежа (обозначение электрических схем принимают
в соответствии с ГОСТ 2.701—84);
3	— заполняют только на чертежах деталей (означает
материал детали);
4	— буквенное указание (литера), для курсового про-
екта заполняется буквой К, для дипломного — буквой Д;
§ 13.
Оформление проекта
17
Рис. 1.1. Основная надпись на листах учебной конструкторской доку-
ментации
5	— масса изделия, изображенного на чертеже;
6	— масштаб чертежа в соответствии с ГОСТ 2.302—
68*;
7	— порядковый номер листа;
8	— общее количество листов;
9	— сокращенное название учебного заведения, про-
филирующей кафедры, шифр студенческой группы;
10	— должностные лица;
11	, 12, 13 — фамилии должностных лиц, их личные под-
писи и даты подписания документов.
При выполнении электрических схем используют услов-
ные графические обозначения, приведенные в ГОСТ
2.721—74*—2.748—68*, ГОСТ 2.750—68—2.755—74*. По-
зиционное обозначение в схемах выполняют согласно ГОСТ
2.710—81 (СТ СЭВ 2182—80). Графические и буквенные
обозначения наиболее употребительных элементов элект-
рических схем приведены в табл. 1.1.
Электрическая схема, представленная на листе, долж-
на содержать позиционное обозначение каждого элемента
с указанием его номинальных величин, например:
QS — РВО-Ю/400 — разъединитель внутренней уста-
новки однополюсный на номинальное напряжение 10 кВ
и номинальный ток 400 А.
Законченный проект (пояснительная записка и черте-
жи) подвергают нормоконтролю, в ходе которого уста-
2—847
J Б I Ь J ।. л , .J ।	, Л у ,
Таблица 1.1. Графическое и буквенное обозначение элементов схем
Наименование	Графическое обозначение	Номер ГОСТ	Буквенное обозначение по ГОСТ 2. 710—81 и методи- ческим межотраслевым ука- заниям (УМЛ) № 9386 ТМ Т1
Генератор трехфазный		2.722—68*	G
Трансформатор трехфазный		2.723—68*	Г
Автотрансформатор трехфазный		2.723—68*	Т
Трансформатор трехфазный с регу-			
лнрованием под нагрузкой		2.723—68*	Т
Трансформатор напряжения измери-
тельный
Трансформатор тока с одной вторич-
ной обмоткой
Реактор
Разрядник трубчатый
Разрядник вентильный
Предохранитель плавкий
2.723—68*
2.723—68*
2.723—68*
2.727—68*
2.727—68*
2.727—68*
TV
ТА
LR
FV
FV
F
Общие вопросы проектирования	Гл. 1	§ 13.	__________Оформление проекта
Продолжение табл. 1.1
Наименование	Графическое обозначение	Номер ГОСТ	Буквенное обозначение по ГОСТ 2.710—81 и методи- ческим межотраслевым ука- заниям (УМ Л) № 9386 ТМ Т1
Выключатель-предохранитель		2.727—68*	Q
Разъединитель-предохранитель		2.727—68*	Q
Конденсатор постоянной емкости	1 т	2.728—74*	С (СВ — конденсаторная силовая батарея)
Разъединитель однополюсный		2.755-74*	Q
Контакт с автоматическим возвратом при перегрузке		2.755—74*	SF
Выключатель однополюсный
Короткозамыкатель
Отделитель одностороннего действия
Отделитель двухстороннего действия
Выключатель напряжением выше
1 кВ
2.755—74’	Q
ГПИ Тяжпром-
электропроект
ГПИ Тяжпром-
электропроект
ГПИ Тяжпром-
электропроект
QN
QR
QR
ГПИ Тяжпром- Q
электропроект
Общие вопросы проектирования	Гл. I	§ 1-3.__________________Оформление проекта
22
Общие вопросы проектирования
Гл. 1
§ 14.
Требования к выполнению и защите проекта
23
иавливают отклонения в представленных материалах or
норм и требований, приведенных в стандартах. Дипломный
проект предъявляется на нормоконтроль при наличии
подписей руководителя проекта и консультантов.
Нормоконтроль курсового проекта выполняет руково-
дитель проекта, а дипломного — назначенный на кафедре
нормоконтролер. В ходе проверки в представленных ма-
териалах карандашом делаются пометки к элементам, ко-
торые должны быть исправлены или заменены. Эти помет-
ки сохраняются до подписания материалов и снимаются
нормоконтролером, против каждой пометки кратко излага-
ется содержание замечаний и предложений.
Если представленный на рассмотрение проект не соот-
ветствует изложенным выше требованиям, то он возвра-
щается на доработку.
1.4. ТРЕБОВАНИЯ К ВЫПОЛНЕНИЮ И ЗАЩИТЕ ПРОЕКТА
Курсовой и дипломный проекты выполняют в соответ-
ствии с календарным графиком, составленным руководи-
телем проекта. В графике указывают очередность, сроки
выполнения и трудоемкость отдельных этапов работы. Пе-
риодически, в контрольные сроки, руководитель проекта
или представители кафедры контролируют выполнение
проекта.
Руководитель проекта рекомендует литературу, дает
необходимые методические указания, в том числе какие
разделы следует выполнить с использованием ЭВМ или
системы автоматизированного проектирования (САПР),
назначает дни и время проведения консультаций, опреде-
ляет (в случае необходимости) консультантов по отдель-
ным разделам проекта.
По завершении курсового проекта студент представляет
пояснительную записку и подписанные им чертежи руково-
дителю, который после проверки представленного матери-
ала решает вопрос о допуске студента к защите.
Защита курсового проекта осуществляется перед ко-
миссией, образованной из двух-трех преподавателей. Сту-
дент коротко излагает основное содержание проекта (не
более 10 мин и без детализации общеизвестных положе-
ний). После ответов на вопросы членов комиссии выносит-
ся решение об оценке проекта.
24
Общие вопросы проектирования
Гл. 1
Законченный дипломный проект с подписями студента,
эуководителя, консультантов и нормоконтролера на ти-
тульном листе пояснительной записки и чертежах переда-
ется заведующему кафедрой. К проекту прилагается пись-
менный отзыв руководителя о студенте, где отмечаются
проявленная инициатива в решении вопросов, рассмотрен-
ных в проекте, степень самостоятельности, использование
пучших образцов советской и зарубежной техники и т. п.
Дипломный проект защищается перед Государственной
экзаменационной комиссией (ГЭК). Кроме отзыва руко-
водителя, в ГЭК представляется отзыв рецензента, утвер-
жденного деканом факультета. Рецензия на проект долж-
на отражать следующее:
соответствие рецензируемого материала установлен-
ным требованиям в отношении его объема и степени про-
работанности;
недостатки в расчетах, схемах, конструкциях, выводах,
наложении и оформлении материала;
положительные стороны проекта (использование новой
техники, новые технические решения, оригинальные мето-
ды расчета, исследовательский характер и т. д.), а также
степень практического использования проекта или отдель-
ных его частей;
заключение рецензента о возможности присвоения ди-
пломнику квалификации инженера.
Для защиты проекта перед ГЭК отводится не более
20 мин, поэтому дипломнику рекомендуется заранее де-
тально проработать план своего выступления. На защите
проекта могут быть заданы вопросы как теоретического,
гак и практического характера.
После защиты проекта ГЭК на закрытом заседании рас-
сматривает и обсуждает результаты зашиты и большинством
'олосов выносит решение об оценке проекта и присвоении
дипломнику квалификации инженера-электрика. Решение
ГЭК объявляется приказом по институту. Представитель
эектората института в торжественной обстановке вручает
зыпускникам значок и диплом инженера.
§2.1. Основные характеристики электрических нагрузок
25
Глава вторая
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
2.1.	ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Первым этапом проектирования системы электроснаб-
жения является определение электрических нагрузок. По
значению электрических нагрузок выбирают и проверяют
электрооборудование системы электроснабжения, опреде-
ляют потери мощности и электроэнергии. От правильной
оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты
на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы,
надежность работы электрооборудования.
При проектировании системы электроснабжения или
анализе режимов ее работы потребители электроэнергии
(отдельный приемник электроэнергии, группа приемников,
цех или завод в целом) рассматривают в качестве нагрузок.
Различают следующие виды нагрузок: активную мощность
Р, реактивную мощность Q, полную мощность S и ток /*.
Режимы работы приемников электроэнергии разнооб-
разны и изменяются во времени. Для характеристики по-
требляемой мощности пользуются следующими понятиями.
1	. Номинальная активная мощность приемник а электро-
энергии— это мощность, указанная на заводской табличке
или в паспорте приемника электроэнергии (для источника
света — на колбе или цоколе), при которой приемник элек-
троэнергии должен работать [1].
Применительно к многодвигательным приводам, исклю-
чая крановые установки, под термином «приемник электро-
энергии» следует понимать весь агрегат в целом, а под его
номинальной мощностью — сумму номинальных мощностей
всех его электродвигателей (приведенных к продолжитель-
ности включения ПВ = 1). Для крановых установок под тер-
мином «приемник электроэнергии» следует понимать элек-
тропривод каждого механизма, включая механизмы, при-
водимые двумя двигателями.
Для приемников повторно-кратковременного режима
* Все показатели, характеризующие индивидуальный приемник элек-
троэнергии, будем обозначать строчными буквами, показатели группы
приемников — прописными.
26
Определение электрически* нагрузок предприятии
Гл. 2
(ПНР) работы номинальную мощность определяют по пас-
портной мощности путем приведения ее к длительному ре-
жиму работы (ПВ = 1) в соответствии с формулами:
nacnopi-
для электродвигателей рном = рпас КПВпас;
для трансформаторов sH0M = snac VПВиас,
где рпас, кВ; Snac» кВ-А; ПВцас=---—
ная продолжительность включения в долях^йницы; /в—
период, в течение которого приемник подключен к сети за
цикл длительностью Тц; /п—продолжительность паузы в
цикле.
2.	Под номинальной реактивной мощностью приемника
электроэнергии понимают реактивную мощность, потребля-
емую им из сети (знак плюс) или отдаваемую в сеть (знак
минус) при номинальной активной мощности и номиналь-
ном напряжении.
Для синхронных двигателей дополнительно к указан-
ным выше условиям предусматривают номинальный ток
возбуждения или номинальный коэффициент мощности.
Паспортную реактивную мощность <уПас приемников
ПКР аналогично активной мощности приводят к длитель-
ному режиму (ПВ = 1) по формуле
^ном 9пас V ПВпас*
3.	Номинальную мощность (активную РНом и реактив-
ную Qhom) группы приемников определяют как алгебраиче-
скую сумму номинальных мощностей отдельных приемни-
ков, приведенных к ПВ=1:
п
Рвом ~ РномЛ!
i=l
ном
4.	Для характеристики переменной нагрузки приемников
электроэнергии за рассматриваемый интервал времени оп-
ределяют средние нагрузки. Средние активная и реактив-
ная мощности приемника за интервал времени t определя-
ют из выражений
§2.1. Основные характеристики электрических нагрузок 27
t	t
| f
Pep —	~	; 9ср= 
Средняя (активная или реактивная) мощность группы
приемников представляет собой алгебраическую сумму
средних мощностей отдельных приемников, входящих в
данную группу:
п	п
РСр ~ Pcp.i ’ Qcn ~ У, ^СП.Г
i=l	1=1
В зависимости от интервала осреднения различают сред-
ние нагрузки за максимально загруженную смену, средне-
месячные и среднегодовые нагрузки. Максимально загру-
женной считается смена с наибольшим потреблением элек-
троэнергии, рассматриваемой группой приемников. По
среднесменной нагрузке определяют расчетную нагрузку,
а по среднегодовой — годовые потери электроэнергии.
57 В определенные промежутки времени значения актив-
ной, реактивной, полной мощности или тока представляют
собой наибольшее из соответствующих средних значений.
Такие нагрузки называют максимальными. В зависимости
от продолжительности различают два вида максимальных
нагрузок:
максимальные длительные нагрузки (продолжительно-
стью ТО, 30, 60 мин и т. д.);
максимальные кратковременные нагрузки — пиковые,
длительность которых составляет 1—2 с.
Вероятностная максимальная нагрузка за 30 мин при-
нята за расчетную нагрузку по допустимому нагреву (обыч-
но пользуются сокращенным названием — расчетная на-
грузка). Расчетная нагрузка по допустимому нагреву может
быть активной Рр, кВт, реактивной Qp, квар, полной Sp,
кВ-А, или токовой /р, А. Значения расчетной нагрузки оп-
ределяют для выбора элементов системы электроснабже-
ния по нагреву и расчета максимальных потерь мощности
в них.
Пиковые нагрузки определяют для проверки сетей по
условиям самозапуска электродвигателей, выбора плавких
вставок предохранителей, расчета тока срабатывания мак-
симальной токовой защиты, а также оценки потерь напря-
28
Определение электрических нагрузок предприятий
Гл. 2
жения в контактных сетях и проверки колебаний напряже-
ния в цеховых сетях.
При расчете электрических нагрузок применяют раз-
личные коэффициенты графиков нагрузок, характеризую-
щие режимы работы приемников электроэнергии по мощно-
сти или во времени. Приведем определения основных коэф-
фициентов.
Коэффициент использования активной мощности одного
(&и,а) или группы приемников (Ки,а) представляет собой
отношение средней активной мощности отдельного прием-
ника (рср.м) или группы приемников (Рср,м) за наиболее
загруженную смену к номинальной мощности
^и.а ^ср.м/^ном’ ^и.а ^ср.м/^ном
/ п
I z । ^и.а.1 Рном,1
И0М.1
Для группы приемников с разными режимами работы
коэффициент использования Ки,а определяют с достаточ-
ным для практических расчетов приближением по формуле
/ п
к.
п
у Р
/. ном,/
cp,M.i
где п— число подгрупп приемников с разными режимами
работы, входящих в данную группу; Рср,м,г— средняя мощ-
ность подгруппы за наиболее загруженную смену; Люм.г—
номинальная мощность подгруппы приемников.
Аналогично определяют коэффициенты использования
по реактивной мощности.
Коэффициентом формы й$,а графика нагрузки называют
отношение среднеквадратической (действительной) нагруз-
ки рд приемника или группы приемников РЛ за определен-
ный период времени к среднему значению рср,м нагрузки за
тот же период времени
^ф.а Рд/Рср.ы • ^ф.а ^д/^ср.м •
Коэффициент формы характеризует неравномерность
графика во времени. При неизменной нагрузке Кф,а = 1.
Коэффициент максимума Км,а представляет собой от-
ношение расчетного максимума нагрузки Рр к средней на-
грузке Рср,ы за наиболее загруженную смену и обычно отно-
§ 2.2.	Классификация методов расчета нагрузок	29
снтся к групповым графикам нагрузок
К =Р /Р .
'м.а p/z ср.м
Коэффициентом спроса /<с,а называют отношение расчет-
ной Рр (в условиях проектирования) или потребляемой РПот
(в условиях эксплуатации) мощности к номинальной (уста-
новленной) РНом(/3уст) мощности группы приемников
^с.а = Рр/раоы ИЛИ ^с.а = Рпот/Руст-
Коэффициентом разновременности максимумов нагрузок
по активной мощности Кр,м,а называют отношение суммар-
ного расчетного максимума Рр активной мощности узла
системы электроснабжения к сумме расчетных максимумов
активной мощности отдельных групп приемников, входящих
в данный узел системы электроснабжения,
/<	= р /уР ..
'р.м.а р /	Р-*
2.2.	КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ РАСЧЕТА
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
В практике проектирования систем электроснабжения
применяют различные методы определения электрических
нагрузок, которые подразделяют на основные и вспомога-
тельные. В первую группу входят методы расчета по:
установленной мощности и коэффициенту спроса;
средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от
средней (статистический метод);
средней мощности и коэффициенту формы графика на-
грузок;
средней мощности и коэффициенту максимума (метод
упорядоченных диаграмм).
Вторая группа включает в себя методы расчета по:
удельному расходу электроэнергии на единицу продук-
ции при заданном объеме выпуска продукции за определен-
ный период времени;
удельной нагрузке на единицу производственной пло-
щади.
Применение того или иного метода определяется допу-
стимой погрешностью расчетов. При проведении укрупнен-
ных расчетов (в частности, на стадии проектного задания)
30
Определение электрических нагрузок предприятий Гл. 2
пользуются методами, базирующимися на данных о суммар-
ной установленной мощности отдельных групп приемни-
ков — отделения, цеха, корпуса. Методы, основанные на
использовании данных о единичных приемниках, относят
к наиболее точным. Рассмотрим указанные методы расчета
электрических нагрузок и установим область их примене-
ния.
2.3.	ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Метод коэффициента спроса. Для определения расчет-
ных нагрузок по этому методу необходимо знать установ-
ленную мощность Рноы группы приемников и коэффициенты
мощности cos ф и спроса Лс,а данной группы, определяемые
по справочным материалам [2].
Расчетную нагрузку группы однородных по режиму ра-
боты приемников определяют по формулам:
^=^с,а^ом;	(2.1)
Qp — р р 1g ф;	(2.2)
Sp = У7Г+ Qp ,	(2.3)
где tg <р соответствует cos ф данной группы приемников.
Расчетную нагрузку узла системы электроснабжения, со-
держащего группы приемников электроэнергии с различны-
ми режимами работы, определяют с учетом разновременно-
сти максимумов нагрузки отдельных групп
_ Г( п \2	/ п \2
5Р = У	Кр.м> <2-4>
п
где VРр i —сумма расчетных активных нагрузок отдель-
п
ных групп приемников; V Qp ( — сумма расчетных реак-
i=i
тивных нагрузок отдельных групп приемников; Кр.м — ко-
эффициент разновременности максимумов нагрузок отдель-
ных групп приемников.
Значение КР,Ы можно приближенно принимать равным
0,9. При этом суммарная расчетная нагрузка узла системы
Основные методы расчета электрических нагрузок 31
электроснабжения не должна быть меньше его средней на-
грузки.
Определение расчетной силовой нагрузки по установлен-
ной мощности и коэффициенту спроса является приближен-
ным методом расчета, поэтому его применение рекомендуют
для предварительных расчетов и определения общезавод-
ских нагрузок.
Статистический метод расчета нагрузок. По этому мето-
ду расчетную нагрузку группы приемников определяют дву-
мя интегральными показателями: средней нагрузкой РСр,г
и среднеквадратическим отклонением оСр,т из уравнения
Рр.Г = ^ср.Т + ₽Оср,Т ’
где Р — принятая кратность меры рассеяния, а индекс Т
указывает на отношение величины к длительности интерва-
ла осреднения нагрузки.
Для группового графика средняя нагрузка при достаточ-
но большом m равна
Рср,Т = (Р1+Р2 + Рз+ - +Pm}/m>	<2-6>
где m — число отрезков длительностью Т=37'О (в течение
которой нагрев рассматриваемой токоведущей части может
почти достигнуть установившегося значения; То — постоян-
ная времени нагрева проводника), на которое разбит груп-
повой график нагрузки, построенный для достаточно дли-
тельного периода времени.
Среднеквадратическое отклонение для группового
графика нагрузок определяют по формуле
°ср.Т ~
= Нщ-Рср.т)2 + (Р2-/’сР.т)2+ - +(Рт-Рср.т)2/т-
Вероятность того, что средняя нагрузка любой группы
приемников превзойдет Рр,т, определяется функцией
Вер (р), численные значения которой приведены в [4].
Статистический метод позволяет определять расчетную
нагрузку с любой принятой вероятностью ее появления.
Применение этого метода целесообразно для определения
нагрузок по отдельным группам и узлам приемников элек-
троэнергии напряжением до 1 кВ.
Определение расчетной нагрузки по средней мощности и
коэффициенту формы. В основе метода лежит равенство
32
Определение электрических нагрузок предприятий Гл. 2
расчетной и среднеквадратической нагрузок. Для групп
приемников с повторно-кратковременным режимом работы
принятое допущение справедливо во всех случаях. Оно при-
емлемо также для групп приемников с длительным режимом
работы, когда число приемников в группе достаточно вели-
ко и отсутствуют мощные приемники, способные изменить
равномерный групповой график нагрузок.
Данный метод может применяться для определения рас-
четных нагрузок цеховых шинопроводов, на шинах низше-
го напряжения цеховых трансформаторных подстанций, на
шинах РУ напряжением 10 кВ, когда значения коэффици-
ента формы находятся в пределах 1—1,2. Расчетную
нагрузку группы приемников определяют из выраже-
ний
(2.7)
или <2р = рР <₽’	(2-8)
где Qcp.M=Pср,м tg<p.
Значения коэффициента Кф,я достаточно стабильны для
цехов и заводов с малоизменяющейся производительностью.
Поэтому при проектировании коэффициент формы прини-
мают по экспериментальным данным, полученным для дей-
ствующих предприятий с аналогичной технологией. В слу-
чае отсутствия экспериментальных данных можно прини-
мать Кф,а= 1,14-1,2. При этом наименьшие значения
соответствуют высшим ступеням системы электроснаб-
жения.
Средние нагрузки за наиболее загруженную смену РСр,ы
и Qcp.M для определения расчетной нагрузки по коэффици-
енту формы определяют любым из способов: по установлен-
ной мощности и коэффициенту использования (2.9); по
удельному расходу электроэнергии на единицу продукции
и количеству продукции, выпускаемой за смену (2.10);
в условиях эксплуатации — по показаниям счетчиков актив-
ной и реактивной энергии.
Метод упорядоченных диаграмм. По этому методу рас-
четную активную нагрузку приемников электроэнергии на
всех ступенях питающих и распределительных сетей (вклю-
чая трансформаторы и преобразователи) определяют по
средней мощности и коэффициенту максимума из выраже-
ния
§ 2.4.
Вспомогательные методы расчета нагрузок
33
Р Р
р 'м,а ср.м
п
^м.а^п.а Рноы.Г
1=1
(2.9)
Значение коэффициента максимума зависит от коэффи-
циента использования Ки,а данной группы приемников и эф-
фективного числа приемников пэ$. Под эффективным
числом приемников группы различных по номиналь-
ной мощности и режиму работы приемников понимают чис-
ло однородных по режиму работы приемников одинаковой
мощности, которое обусловливает ту же расчетную нагруз-
ку, что и данная рассматриваемая группа различных по
номинальной мощности и режиму работы приемников:
Коэффициент максимума можно определять по кривым
или таблице, приведенным в [2].
Расчетную реактивную нагрузку по этому методу прини-
мают равной:
при п . < 10
г эф
при П9ф > 10
О = 1,10	;
^р	’ ^ср,м ♦
0=0	
^-ср.м
В методе упорядоченных диаграмм принята допустимая
для инженерных расчетов погрешность, равная 10 %. Од-
нако на практике применение этого метода обусловливает
погрешность 20—40 %, и поэтому применение его требует
тщательного анализа исходных данных и результатов рас-
чета.
При использовании этого метода принимают ряд упро-
щений, которые рассмотрены в [2], а поясняющие приме-
ры — в гл. 7 данного пособия (примеры 7.1, 7.2).
2.4.	ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Метод удельного расхода электроэнергии на единицу
продукции. Ряд приемников электроэнергии характеризует-
ся неизменными или мало изменяющимися графиками на-
грузок. К таким электроприемникам относятся электропри-
воды вентиляторов, насосов, преобразовательных агрегатов
3—847
34
Определение электрических нагрузок предприятий Гл. 2
электролизных установок, печи сопротивления, электропри-
емники бумажной и химической промышленности, поточно-
транспортных систем.
Для приемников с неизменной или мало изменяющейся
во времени нагрузкой расчетная нагрузка совпадает со
средней за наиболее загруженную смену и может быть оп-
ределена по удельному расходу электроэнергии на единицу
продукции при заданном объеме выпуска продукции за оп-
ределенный период времени
^ = ^ср.м = (5уд^м)/Гс.м,	(2.10)
где Зуд — удельный расход электроэнергии на единицу про-
дукции, кВт-ч; NCm — количество продукции, выпускаемой
за смену (производительность установки за смену); Тс,м—
продолжительность наиболее загруженной смены, ч.
При наличии данных об удельных расходах электро-
энергии на единицу продукции в натуральном выражении
Зуд и годовом объеме выпускаемой продукции Nroa цеха
(предприятия в целом) расчетную нагрузку определяют по
формуле
(2-П)
где Ттахм — число часов использования максимума актив-
ной нагрузки цеха (принимается по отраслевым инструкци-
ям и справочным данным).
Если известны данные об удельных расходах электро-
энергии по отдельным технологическим агрегатам ЗуЯ,<, то
расчетную нагрузку определяют по следующим выраже-
ниям:
для цеха
рр.. =	<212>
для завода в целом
(т	\
2/>р.«.<+₽р.с..	<2,3)
i=l	/
где Зуд,,- Nron.t — расходы электроэнергии по отдельным аг-
регатам; Рр,о,ц и Рр,о,з—расчетные нагрузки за наиболее
загруженную смену соответственно общецеховых и общеза-
водских электроприемников, которые определяются в зави-
§ 2.5.
Учет нагрузок однофазных приемников
35
симости от их режима и графика работы; п — количество
агрегатов цеха; m — количество цехов завода.
Метод удельной нагрузки на единицу производственной
площади применяют при проектировании универсальных се-
тей машиностроения, характеризующихся большим числом
приемников малой и средней мощности, равномерно рас-
пределенных по площади цеха. Универсальные сети выпол-
няют магистральными шинопроводами и прокладывают
с учетом возможных перемещений технологического обору-
дования.
Расчетную нагрузку группы приемников определяют по
формуле
Рр = РудЛ	(2.14)
где руд — удельная расчетная мощность на 1 м2 производст-
венной площади, кВт/м2; F— площадь размещения прием-
ников группы, м2.
Удельную нагрузку определяют по статистическим дан-
ным. Значение ее зависит от рода производства, площади
цеха, обслуживаемой магистральным шинопроводом, и из-
меняется в пределах 0,06—0,6 кВт/м2.
Рассматриваемый метод расчета целесообразно приме-
нять для определения расчетной нагрузки на стадии проект-
ного задания при технико-экономическом сравнении вариан-
тов, а также для других ориентировочных расчетов.
2.5.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ НАГРУЗОК С УЧЕТОМ
ОДНОФАЗНЫХ ПРИЕМНИКОВ
На промышленном предприятии наряду с трехфазными
приемниками электроэнергии имеют место стационарные и
передвижные приемники однофазного тока, подключаемые
на фазное или линейное напряжение. При проектировании
стремятся распределить мощности однофазных приемников
по фазам трехфазной сети равномерно. Однако это не всег-
да удается. Считается, что распределение по фазам одно-
фазных приемников выполнено равномерно, если суммарная
номинальная мощность, остающаяся нераспределенной рав-
номерно по фазам, не превышает 15 % общей нагрузки узла
системы электроснабжения (общей мощности трехфазных
и однофазных приемников, распределенных по фазам равно-
мерно). Если неравномерность превышает 15 %, то опреде-
3*
36
Определение электрических нагрузок предприятий Гл. 2
ляют условную трехфазную номинальную мощность Рному
неравномерно распределенных приемников.
При числе неравномерно распределенных по фазам одно-
фазных приемников менее четырех Ркоы,у определяют упро-
щенными способами:
при включении однофазных приемников на фазные на-
пряжения Рном.у принимают равной утроенному значению
номинальной мощности Рном,м,ф максимально загруженной
фазы
Р =^>Р	л.;	(2.15)
ном,у	иом.м.ф’	'	'
при включении однофазных приемников на линейное на-
пряжение условную трехфазную номинальную мощность
определяют:
а)	при одном приемнике
Люм.у = ]/ЛЗр,„м.л,	(2.16)
где рном.л—номинальная мощность приемника;
б)	при двух-трех приемниках, включенных на разные
линейные напряжения трехфазной сети,
^иом.у-Чом.л.	(2.17)
где Рном.л—номинальная мощность приемника наиболее
загруженной фазы.
Если число неравномерно распределенных по фазам од-
нофазных приемников более четырех, то условную трех-
фазную номинальную мощность определяют как утроенное
значение номинальной мощности наиболее загруженной фа-
зы. При этом наиболее загруженной фазой считают фазу,
имеющую наибольшую среднюю нагрузку от однофазных
приемников. Среднюю нагрузку каждой фазы при смешан-
ном включении однофазных приемников (наиболее общин
случай), когда часть приемников включена на фазное,
а часть — на линейное напряжение, определяют суммирова-
нием однофазных нагрузок данной фазы (фаза—нуль)
и однофазных нагрузок, включенных на линейное напряже-
ние, приведенных к этой фазе и фазному напряжению
с помощью коэффициентов приведения. Численные значения
коэффициентов приведения даны в табл. 2.1.
Пример 2.1. Определить среднюю нагрузку (активную и реактив-
ную) фазы Д при следующем подключении однофазных приемников: к
фазе А подключен приемник с номинальной мощностью рИОм,л =40 кВт,
§ 2.5.	Учет нагрузок однофазных приемников	37
Таблица 2.1. Коэффициенты приведения
Обозначения	При значениях costp							
	0,4	0.5	0,6	0,65	0,7	0,8	0,9 |	1	
Р(АВ)А’ Р(ВС)В’	1,17	1	0,89	0,84	0,8	0,72	0,64	0,5
Р(СА) С Р(ЛВ)В' Р(ВС) С' Р(СА) А	—0,17	0	0,11 0,38	0,16	0,2	0,28	0,36	0,5
‘I (АВ) A’ У (ВС) В' ‘/(СА) С	0,86	0,58		0,3	0,22 0,8	0,09	—0,05	—0,29
								
Ч(АВ) В’ Ч(ВС) С , ‘/(СА) А	1,44	1,16	0,96	0,88		0,67	0,53	0,29
								
коэффициентом мощности tg<p=l,73 (cos<p=0,5) и коэффициентами
использования £н,а=Ли,р=0,4; на линейное напряжение соответственно
между фазами А и С и А и В подключены приемники с номинальной
мощностью рНом,лс=20 кВт, рпом,ав=40 кВт и одинаковыми коэффи-
циентами мощности tg<p=2,3 (cos<p=0,4) и коэффициентами исполь-
зования Йи,а=^и.р=0,25.
Решение. 1. По табл. 2.1 определяем значения коэффициентов
приведения Д(дс)д=—0,17; р(дщл = 1,17; ?(лс>а=1,44; д(дв)л = 0,86.
2. Значения средней активной и реактивной мощности фазы А за
наиболее загруженную смену равны:
^ср,м,(Д) = ^н,а Рвом,АС Р(АС)А “Ь ^и,а Рном.ЛВ Р(АВ)А “1“ ^и.а Рном.Д ~
= 0,25-20(— 0,17) + 0,25-40-1,17+ 0,4-40 = 26,85 кВт;
^ср,м,(Л) = ^и,р Рвом.АС 9 (АС) А "Ь ^н,рРном,Лй9(ДД)д"Ь
+	= 0,25-20-1,44 + 0,25-40-0,86 + 0,4-69,2 = 43,48 квар,
где уаом,А=рвом.л tg <р=40-2,3=92 квар.
3. Условные средние нагрузки (Рср.м.у и фср.м.у) трехфазной сети в
соответствии с условиями примера (при двух приемниках, включенных
на разные линейные напряжения трехфазной сети, и одном однофазном
приемнике) определяем по максимально загруженной фазе А
Рср.м.у =ЗРср,м,м.ф= 3-26,85 = 80,55 кВт;
<?ср,м,у= 3<2ср,м,м.ф = 3-43,48= 130,44 квар,
где РСр,м,м,ф и Фср,м,м,ф — средние (активная и реактивная) нагрузки
максимально загруженной фазы.
При совместной работе на трехфазную сеть однофазных
и трехфазных приемников электроэнергии расчетную на-
38
Определение электрических нагрузок предприятий Гл. 2
грузку узла системы электроснабжения определяют по фор-
мулам:
^р.уз = Лм a J	РУ^ Рср,м у,i | ~f~
\i=l	t=l	/
m,	m2
+ 2Лр,..1+2'’еР.«^	<2-18)
i=I	i=l
при эффективном числе приемников п9ф^10
(Л!	Ля	\
у О	,	4-	У О	.1	+
Zj ^ср.мЛ	*	|	*
Z=1	*=1	/
ль	л?2
+ 2<2срлм + 2СсР.м.у.Р	(219>
1=1	1=1
при эффективном числе приемников пэф> 10
nt	п2	m2	ms
Ср.уз = У Qcp.M.f + 2 ^cP.M.i + 2	« i +2^СР-М У-Р (2'2°)
i—1	iA	t=l	i=l
где ni, mi — число приемников трехфазного тока с перемен-
ным и практически постоянным графиком нагрузок; п2,
т2 — число приемников однофазного тока с переменным и
практически постоянным графиками нагрузок.
2.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПИКО6ЫХ НАГРУЗОК
При проектировании систем электроснабжения в качест-
ве пиковой нагрузки рассматривают пиковый ток.
Пиковый ток группы приемников, работающих при от-
стающем токе, определяют как арифметическую сумму наи-
большего из пусковых токов двигателей, входящих в группу,
и расчетного тока всей группы приемников за вычетом рас-
четного тока двигателя, имеющего наибольший пусковой
ток:
1 = i + (I — k i 1,	(2.21)
пик n,rnax 1 \ р и.а ном.лшху’	\ /
где („.max — наибольший из пусковых токов двигателей груп-
пы приемников, определяемый по паспортным данным; /р —
расчетный ток группы приемников; йи,а — коэффициент ис-
пользования, характерный для двигателя, имеющего наи-
$ 2.6.
Определение пиковых нагрузок
39
больший пусковой ток; iHOM.max — номинальный ток двига-
теля (приведенный к ПВ = 1) с наибольшим пусковым током.
Если число приемников электроэнергии в группе невели-
ко и их установленные мощности значительно отличаются
друг от друга, то при наличии в этой группе мощных син-
хронных двигателей пиковый ток определяют по формуле
,	__ :	I I (Рср,м — Рср.м)2 (Qcp.M <?С1',м)~ rs	/п 22)
пик —' Сп.тах "Г	_	чм> \ -	)
К 3 Uном
где Рср.м, Qcp.M — соответственно средние активные и реак-
тивные нагрузки приемников рассматриваемой группы за
наиболее загруженную смену; рср.м, <7ср,м — средние нагруз-
ки пускаемого двигателя за наиболее загруженную смену;
Км — коэффициент максимума для групп приемников, ис-
ключая пускаемый двигатель, может быть принят равным
коэффициенту максимума по активной мощности, найденно-
му для всей группы.
Расчетный пиковый ток группы однофазных машин кон-
тактной сварки при наличии только паспортных данных ма-
шин можно определить по формуле [5]
1	= 0.865А гп ПВ. гп У / . +
пик ’ з,ср ф.ср паси г
i=l
+ ₽ I/ пвФ.ср(1-пвф.с1))^ /ил.ср
"	х=1
(2.23
.-г р __ПВ-- ... ПВф п	,
где ПВф,ср= ——-------!---—----средняя фактическая про-
п
должительность включения машин; ПВф%
t„ mN
3600
ICO; /и—
время сварки одной точки; т — число свариваемых точек на
одной детали; К — число деталей, свариваемых в час; п —
число машин в группе, 7nac,z — паспортный ток i-й машины;
/<з,ср — среднее значение коэффициента загрузки для свароч-
ной машины; (3 — статистический коэффициент, определяе-
мый по кривой рис. 2.1 в зависимости от пПВф.ср, если п^4
и ПВф^0,1; при ПВф,Ср>»0,2 и (3 принимают равным
В качестве наибольшего пикового тока одного приемника
принимают: для двигателей — пусковой ток, для печных и
40
Определение электрических нагрузок предприятий Гл. 2
Рис. 2.1. Кривая для определе-
ния р в функции пПВф
сварочных трансформаторов —
пиковый ток, которые прини-
мают по паспортным данным.
При отсутствии паспортных
данных пусковой ток асинхрон-
ных двигателей с короткозамк-
нутым ротором и синхронных
двигателей принимают рав-
ным 5-кратному номинальному
току, пусковой ток двигателей
постоянного тока и асинхрон-
ных двигателей с фазным ро-
тором—2—2,5-кратному номи-
нальному, пиковый ток печных и сварочных трансформато-
ров— не менее 3-кратного номинального (без приведения
к ПВ=1).
При самозапуске группы двигателей в качестве пуско-
вого тока принимают сумму пусковых токов этих двигате-
лей.
Пример 2-2. Определить пиковый ток группы двигателей, подклю-
ченных к силовому пункту, если их номинальные данные составляют:
Рном| ==Рном2== Ю кВт, Дпомз==РноМ4:=Рном5:== 12 кВт, Рном6:=;8 кВт*
1g 4’1-5=0,75 (cos cpi—5=0,8); tg<Pe=0,68 (cos <р6=0,83). Коэффициен-
ты использования равны fc„,ai-s=O,15, /ы,аб=0,2. Кратность пуска дви-
гателей К„ с первого по пятый — 5, шестого двигателя — 2,5.
Решение. 1. Определяем эффективное число приемников в группе
6	,6
"эф = 2 (Рнома )7 2 Рном..- = 642/<2' ‘°2 + 3-122 + 82) « 6.
1=1	' 4=1
2.	Средние активная н реактивная нагрузки составят
6	6
Рср,м = Х Pcp,M,i= X fcH.a,4* Рнсм.4 = ()>15-56 + °,2-8 = Ю кВт;
4=1	i=l
6
<2ср,м = 2 Pep,М.4: *е<Р4 = 8,4*0,75+ 1,6-0,68 = 7,3 квар.
4=1
3.	Находим групповой коэффициент использования
/ 6
Ки.а = Рср.м / X Риом.4* = 10'64 = °>156-
4.	Расчетный ток двигателей, подключенных к силовому пункту, сос-
Определение расчетных электрических нагрузок
41
тавит	_____________________
Sp	(^м.а^ср.м) ~1~ Фср.м 
₽ КзСЛюм	V3{yiI0M
= 1С00У (2,4-10)2 + 7,32	= з8 2 Д
• УТ-зйо
где Км,а — коэффициент максимума, определенный по кривым [2] в за-
висимости ОТ Пэф=6 И Ки,а = 0,156.
5.	Определяем пусковой ток двигателей
.	_ jz ,•	_ гг ______PncMj__________
*П1   *П2 “	*Н0М1 —	Г—
V 31/ном cos <РП
10-1000
= 5-------------------= 115,94 А;
1,73-380-0,8.0,82
12-1000
'п® = Ли = *ns = 5 ! ,73.380.0,8.0,82 = 13913 Л;
Zne = 2,5-----8'1000---------= 43,12 А.
п® ’	1,73-380-0,83-0,85
Максимальный пусковой ток имеют первый и второй двигатели
«п,тах= 139,13 А.
6.	Пиковый ток группы двигателей по (2.21) составит
/пик= 139,13+(38,2 - 0,15-27,83) = 173,16 А.
2.7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
НА РАЗЛИЧНЫХ СТУПЕНЯХ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Определение электрических нагрузок в системе электро-
снабжения промышленного предприятия выполняют для ха-
рактерных мест присоединения приемников электроэнергии.
При этом отдельно рассматривают сети напряжением до
1 кВ и выше.
На рис. 2.2 приведена обобщенная схема электроснаб-
жения предприятия. Рассмотрим особенности определения
нагрузок в обозначенных на схеме цифрами точках, перехо-
дя от низших ступеней к высшим.
1.	Расчетную нагрузку, создаваемую одним приемником
электроэнергии (напряжением до 1 кВ и выше), принимают
равной номинальной мощности приемника (для приемников
42
Определение электрических нагрузок предприятий Гл. 2
i?5kB
Рис. 2.2. Обобщенная схема электроснабжения предприятий
^0,4v&
у ру-о,ч
^О,*кВ
ШМА
СП 2
1 UJPA-1
111 РА-2
ТГГПТПТ
ШРА-Х

с ПКР паспортная мощность приводится к ПВ = 1). По этой
нагрузке выбирают сечение питающей линии и коммутаци-
онно-защитную аппаратуру.
§ 2.7-
Определение расчетных электрических нагрузок
43
2.	Расчетную нагрузку, создаваемую группой приемни-
ков, определяют по принятому методу расчета с учетом ос-
ветительной нагрузки и установленной мощности компенси-
рующих устройств (см. гл. 9 и 10).
Например, для ШРА-3 (рис. 2.2) полная расчетная мощ-
ность Sp2 определяется по выражению
= К(fP!+₽P.J!+(Cp2+	<2-2)
где РР2, Рр,о — соответственно расчетная активная мощность
силовых потребителей и осветительных установок; Qt,2,
Qp,o — расчетная реактивная мощность силовых потребите-
лей и осветительных установок (последнее в случае приме-
нения газоразрядных источников света); QK,y — установлен-
ная мощность компенсирующего устройства.
Определение нагрузки, создаваемой группой приемни-
ков, требуется для выбора сечения линии, питающей группу
приемников, и коммутационно-защитной аппаратуры.
3.	За расчетную нагрузку на шинах НН цеховой ТП
принимают среднюю потребляемую мощность за наиболее
загруженную смену Scp,M, и только в исключительных слу-
чаях — при резкопеременном графике нагрузки и соответ-
ствующих обоснованиях — за расчетную нагрузку можно
принимать получасовой максимум Sp [6]. По этой нагрузке
выбирают число и мощность цеховых трансформаторов, се-
чения шин цеховой ТП, коммутационно-защитную аппара-
туру на стороне НН.
4.	Расчетную нагрузку на стороне ВН цеховой ТП опре-
деляют по формуле
•$Р4 = ИРсР,мз + ^т)2 + (<?сР.мз+Л^)2>	(2-25)
где Вер,мз, <2ср,мз — средние активная и реактивная мощно-
сти за наиболее загруженную смену на стороне НН цеховой
ТП; ДРТ, — потери активной и реактивной мощности
в цеховом трансформаторе (при ориентировочных расчетах,
когда неизвестен тип силового трансформатора, можно
принимать ДРт=0,02 Зср.мз»	1 5сР,мз; 5срмз=
~ ^Р.мЗ + Qcp мз) •
По мощности Sp4 выбирают сечения линий, питающих
цеховые ТП, и коммутационно-защитную аппаратуру этих
44
Определение электрических нагрузок предприятий Гл. 2
5.	Для выбора сечения шин и питающих линий ГРП и
коммутационно-защитной аппаратуры со стороны ГПП оп-
ределяют нагрузку на каждой секции шин ГПП.
Расчетную полную мощность определяют по расчетным
активным и реактивным нагрузкам цехов, включая расчет-
ную мощность силовых приемников напряжением выше
1 кВ, расчетную мощность, потребляемую на освещение
территории завода, и установленную мощность компенсиру-
ющих устройств.
Расчетную активную мощность на шинах ГРП опреде-
ляют по формуле
Р г = С£Р , + SP ,) к + Р	+ ДР ,	(2.26)
р5	pl 1	р.с5; 'р.м 1 р.о.т * к,у*	'
где SPp,c5 — суммарная расчетная мощность силовых при-
емников напряжением выше 1 кВ, получающих питание с
шин ГРП; Рр,о,т — расчетная мощность, потребляемая на
освещение территории завода с шин ГРП; ДРк,у=ДРудСк,у5;
ДРк,у — потери активной мощности в компенсирующих уст-
ройствах (КУ) напряжением выше 1 кВ; QK,y5— установ-
ленная мощность КУ на шинах ГРП; ДРуд — удельные по-
тери активной мощности в КУ; Кр,м — коэффициент разно-
временности максимумов силовой нагрузки.
Расчетную реактивную мощность на шинах ГРП опреде-
ляют из выражеция
<2рз = (2<2р1 + 2<?Р.С5 ) '<₽.« + <?р.о.т - <3к.у5 .	(2-27)
где SQp,c5 — суммарная расчетная реактивная мощность си-
ловых приемников, получающих питание с шин ГРП;
Qp.o.t — расчетная реактивная мощность, потребляемая на
освещение территории завода.
Полная расчетная мощность на шинах ГРП составит
«и =	+	(2.2S)
По расчетной мощности Sp5 определяют сечение питаю-
щих ГРП линий, сечение сборных шин ГРП и выбирают
коммутационно-защитную аппаратуру питающих линий.
6.	Расчетную нагрузку на шинах ГПП определяют по
значению расчетных нагрузок отходящих линий
с учетом коэффициента разновременности максимума на-
грузок Кр,м
Spo =	(2-29)
Выбор источников питания
45
Знание этой нагрузки необходимо для выбора числа
и мощности силовых трансформаторов ГПП и коммутацион-
но-защитной аппаратуры ГПП.
7.	Выбор сечения линий, питающих ГПП, осуществляет-
ся по расчетной мощности Sp7, определяемой на стороне
ВН ГПП:
Sp, = V (Рре + ДР.,)2 + (Qp6 + AQT)2,	(2.30)
где ДРТ. AQt — потери активной и реактивной мощности
в силовом трансформаторе ГПП.
Глава т реть я
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ВНЕШНЕГО
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
3.1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Система внешнего электроснабжения включает в себя
схему электроснабжения и источники питания предприятия.
Основными условиями проектирования рациональной систе-
мы внешнего электроснабжения являются надежность, эко-
номичность и качество электроэнергии в сети.
Экономичность определяется приведенными затратами
на систему электроснабжения. Надежность зависит от ка-
тегории потребителей электроэнергии и особенностей тех-
нологического процесса, неправильная оценка которых
может привести как к снижению надежности системы элек-
троснабжения, так и к неоправданным затратам на излиш-
нее резервирование.
При проектировании, как правило, разрабатывается не-
сколько вариантов, наиболее целесообразный из которых
определяют в результате технико-экономического сопостав-
ления.
3.2.	ВЫБОР ИСТОЧНИКОВ ПИТАНИЯ
Основными источниками питания электроэнергией про-
мышленных предприятий являются электрические станции
и сети районных энергосистем. При наличии особых групп
потребителей электроэнергии, а также в случае значитель-
46
Проектирование системы внешнего электроснабжения Гл. 3
ной удаленности или недостаточной мощности основного
источника питания сооружают собственную электростанцию
предприятия. Мощность собственного источника зависит от
его назначения и может изменяться в широких пределах. На
предприятиях со значительным потреблением тепла в каче-
стве собственного источника питания сооружают теплофи-
кационную электростанцию (ТЭС).
Наиболее рациональным местом расположения собст-
венного источника питания предприятия является центр
электрических нагрузок (ЦЭН). В случае совпадения ЦЭН
с местом расположения технологических объектов или ком-
муникаций источник питания располагают с максимально
возможным приближением к центру нагрузок.
Для потребителей электроэнергии, относящихся к I ка-
тегории, в соответствии с ПУЭ предусматривают не менее
двух независимых источников питания. Независимым ис-
точником питания называют источник питания приемника
или группы приемников электроэнергии, на котором напря-
жение для послеаварийного режима не снижается более чем
на 5 % по сравнению с нормальным режимом работы при
исчезновении его на другом или других источниках питания
этих приемников [7]. К числу независимых источников пи-
тания относят две секции или системы шин одной или двух
электростанций и подстанций при одновременном соблюде-
нии следующих двух условий:
1)	каждая секция или система шин, в свою очередь, име-
ет питание от независимого источника питания;
2)	секции (системы) шин не связаны между собой
или имеют связь, автоматически отключающуюся при
нарушении нормальной работы одной секции (системы)
шин.
Местные электростанции рассматривают как независи-
мые источники питания в случае, если они не свя-
заны с энергосистемой или имеют на связях дели-
тельную защиту, отключающую станцию при авариях
в энергосистеме.
Распределение нагрузки между источниками питания
предприятия осуществляют с учетом мощности, удаленности
и экономичности источника питания, а также сезонности ра-
боты предприятия. В качестве резервных целесообразно
использовать маломощные и удаленные источники пита-
ния.
§ з.з.
Выбор схемы электроснабжения предприятия
47
3.3.	ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ
При проектировании схемы электроснабжения предприя-
тия наряду с надежностью и экономичностью необходимо
учитывать такие требования, как характер размещения на-
грузок на территории предприятия, потребляемую мощ-
ность, наличие собственного источника питания.
В зависимости от установленной мощности приемников
электроэнергии различают объекты большой (75—100 МВт
и более), средней (от 5—7,5 до 75 МВт) и малой (до 5 МВт)
мощности. Для предприятий малой и средней мощности, как
правило, применяют схемы электроснабжения с одним при-
емным пунктом электроэнергии (ГПП, ГРП, РП). Если
имеются потребители I категории, то предусматривают сек-
ционирование шин приемного пункта и питание каждой сек-
ции по отдельной линии.
Схемы с двумя и более приемными пунктами применяют
на предприятиях большой мощности с преобладанием по-
требителей I категории, при наличии мощных и обособлен-
ных групп приемников электроэнергии, при развитии пред-
приятия этапами, когда питание второй очереди экономиче-
ски целесообразно выполнять от отдельного приемного
пункта электроэнергии, а также в тех случаях, когда при-
емные пункты выполняют одновременно функции РП и их
установка экономически целесообразна.
Для предприятий средней и большой мощности, получа-
ющих питание от районных сетей 35, ПО, 220 и 330 кВ, ши-
роко применяют схему глубокого ввода. Такая схема харак-
теризуется максимально возможным приближением выс-
шего напряжения к электроустановкам потребителей
с минимальным количеством ступеней промежуточной
трансформации и аппаратов.
Линии глубоких вводов проходят по территории пред-
приятия и имеют ответвления к нескольким подстанциям
глубоких вводов (ПГВ), расположенных близко от питае-
мых ими нагрузок. Обычно ПГВ выполняют по простой схе-
ме: без выключателей и сборных шин на стороне высшего
напряжения.
Наиболее дешевыми являются схемы с отделителями
и короткозамынателями (рис. 3.1, 3 2). Распределение элек-
троэнергии при таких схемах осуществляется на РУ вторич-
ного напряжения 10 кВ ПГВ.
48
Проектирование системы внешнего электроснабжения Гл. 3
110-220 кВ
Рис. 3.1 Схема подстанции на
разъединителях и короткоза-
мыкателях
Рис. 3.2. Схема подстанции на
разъединителях, отделителях и
короткозамыкателях
Рис. 3.4. Глубокий ввод, выпол-
ненный радиальными воздуш-
ными линиями
Рис. 3.3. Глубокий ввод, вы-
полненный магистральными
воздушными линиями
Глубокие вводы выполняют в виде магистральных воз-
душных линий (рис. 3.3) и в виде радиальных воздушных
и кабельных линий (рис, 3.4),
§ 3.4.
Выбор сечений воздушных и кабельных линий
49
Магистральные глубокие вводы применяют при нор-
мальной и малозагрязненной окружающей среде, когда по
территории предприятия можно провести воздушные линии
напряжением НО—220 кВ и разместить ПГВ около основ-
ных групп потребителей электроэнергии.
Радиальные глубокие вводы применяют, как правило,
при загрязненной окружающей среде. Кабельные радиаль-
ные вводы используют при невозможности прокладки воз-
душных линий и размещении более громоздких ответвитель-
ных подстанций НО—220 кВ. Радиальные схемы глубоких
вводов обладают большей гибкостью и удобствами в экс-
плуатации по сравнению с магистральными, так как по-
вреждение или ремонт одной линии или трансформатора не
отражается на работе других подстанций.
Схемы глубоких вводов при максимальной простоте
и дешевизне не уступают по надежности схемам централизо-
ванного электроснабжения. Они применимы для потреби-
телей любой категории.
3.4.	ВЫБОР СЕЧЕНИИ ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
Передачу электроэнергии от источника питания до при-
емного пункта промышленного предприятия осуществляют
воздушными или кабельными линиями. Сечения проводов
и жил кабелей выбирают по техническим и экономическим
условиям.
К техническим условиям относят выбор сечений по на-
греву расчетным током, условиям коронирования, механи-
ческой прочности, нагреву от кратковременного выделения
тепла током КЗ, потерям напряжения в нормальном
и послеаварийном режимах.
Экономические условия выбора заключаются в определе-
нии сечения линии, приведенные затраты на сооружение ко-
торой будут минимальными.
Выбор сечений по нагреву осуществляют по расчетному
току. Для параллельно работающих линий в качестве рас-
четного тока принимают ток послеаварийного режима, ко-
гда одна питающая линия вышла из строя. По справочным
данным в зависимости от расчетного тока определяют бли-
жайшее большее стандартное сечение. Это сечение приво-
дится для конкретных условий среды и способа прокладки
проводов и кабелей, указанных в табл. 3.1. Если условия
4—847
50
Проектирование системы внешнего электроснабжения Гл. 3
Таблица 3.1. Расчетная температура среды
Место прокладки проводника	Температура среды по нормам, °C
Открытая и защищенная прокладка проводов,
кабелей и шии в воздухе (внутри помещений)
Одиночный кабель с бумажной изоляцией непо-
средственно в земле с удельным тепловым со-
противлением 120 Ом (тепловых)
То же в земле в трубах
Кабели с бумажной изоляцией независимо от их
числа при прокладке непосредственно в воде
25
15
25
15
применения проводов и кабелей отличаются от приведенных
в табл. 3.1, то длительно допустимые токовые нагрузки
пересчитывают по формуле, А,
/дОП — /доП Аср Кс,Н Кпов,	0
где /доп — длительно допустимый ток одиночного кабеля
(провода); Кср— коэффициент, учитывающий температуру
среды, отличную от расчетной; Кс,н — коэффициент сниже-
ния токовой нагрузки при групповой однослойной или мно-
гослойной прокладке кабелей, а также при прокладке ка-
белей и проводов в трубах; КпОв — коэффициент повышения
допустимого тока при недогруженности отдельных кабелей
в группе.
Коэффициенты Кер, Кс.н определяют по справочным ма-
териалам [7], а коэффициент Кпов при наличии в группе
части недогруженных кабелей определяют по формуле
Апов = 0,4 + 0,6	(1 + 2,31g	(3,2)
где П\ — число недогруженных кабелей; п — общее число
абелей в группе.
При выборе сечений кабельных линий учитывают допу-
стимые кратковременные перегрузки. Для кабелей напряже-
нием до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией, несущих
нагрузки меньше номинальных, допустимые кратковремен-
ные перегрузки приведены в табл. 3 2. На время ликвидации
аварий для таких кабелей допускаются перегрузки в тече-
ние 5 сут в пределах, указанных в табл. 3.3. Для кабелей
: полиэтиленовой изоляцией и с поливинилхлоридной изо-
§ 3.4.
Выбор сечений воздушных и кабельных линий
51
Таблица 3.2. Допустимые кратковременные перегрузки для кабелей
напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией
-Коэффициент предвари-_ тельной нагрузки	Внд прокладки	Допустимая пер грузка по от- ношению к номинальной в те- чение, ч		
		0,5	1	3
	В земле	1,35	1,3	1,15
0,6	В воздухе	1,25	1,15	1.1
	В трубах (в земле)	1,2	1,1	1
	В земле	1,2	1,15	1,1
0,8	В воздухе	1,15	1,1	1,05
	В трубах (в земле)	1,1	1,05	1
Таблица 3.3. Допустимые перегрузки для кабелей напряжением
до 10 кВ с бумажной изоляцией на время ликвидации аварий
Коэффициент предвари- тельной наг- рузки	Вид прокладки	Допустимая перегрузка по от- ношению к номинальной при длительности максимума, ч		
		1	3	6
0,6	В земле В воздухе В трубах (в земле)	1,5 1,35 1,3	1,35 1,25 1,2	1,25 1,25 1,15
	В земле	1,35	1,25	1,2
0,8	В воздухе	1,3	1,25	1,25
	В трубах (в земле)	1,2	1,15	1,1
ляцией перегрузки на время ликвидации аварий допустимы
соответственно до 10 и 15 %; при этом указанная перегрузка
допускается на время максимумов нагрузки продолжитель-
ностью не более 6 ч в сутки в течение 5 сут, если в остальные
периоды времени этих суток нагрузка не превышает номи-
нальной. Перегрузка кабельных линий напряжением 20—
35 кВ не допускается [7].
По условиям коронирования выбирают минимально до-
пустимое сечение только для воздушных линий. Для жил
кабелей самое малое стандартное сечение обеспечивает от-
сутствие коронирования.
Выбор сечения кабеля по механической прочности также
52
Проектирование системы внешнего электроснабжения Гл. 3
не производится, так как минимальное стандартное сечение
удовлетворяет этому условию. Для воздушных линий рас-
чет сечения производится с учетом воздействия собственной
массы, силы ветра, гололеда и подробно рассматривается
в [8].
Воздействие тока КЗ учитывают только при выборе сече-
ния кабельных линий, защищаемых релейной защитой. Ка-
бели, защищаемые плавкими токоограничивающими предо-
хранителями, на термическую стойкость к токам КЗ не про-
веряют, так как время срабатывания предохранителя мало
и выделившееся тепло не в состоянии нагреть кабель до
опасной температуры.
Термически стойкое к токам КЗ сечение определяют по
формуле, мм2,
=	(з.з)
где /«, — установившееся значение тока КЗ, А; /„ — приве-
денное время КЗ; Кт — температурный коэффициент, учи-
тывающий ограничение допустимой температуры нагрева
жил кабеля, значения которого приведены в табл. 3.4,
А-с'/2/мм2-
Рис. 3.5. Кривые зависимости при-
веденного времени для периодиче-
ской составляющей тока КЗ при
питании от генератора с АРВ
Приведенное время /п
определяют суммированием
апериодической /п,а и перио-
дической /п.л составляющих
времени тока КЗ
t — t -f- t .
п п,а 1 п,п
При действительном вре-
мени КЗ /<5 с (/=/3-Ь/ВыК;
ta, ^вык — соответственно
длительность действия за-
щиты и отключающей аппа-
ратуры) значения /п,п опре-
деляются по кривым рис. 3.5
в зависимости от действи-
тельного времени КЗ и от-
ношения начального сверх-
переходного тока КЗ I" к
установившемуся току КЗ
/оо (р"=/"Д«>)- При дей-
ствительном времени с
§ 3.4.
Выбор сечений воздушных и кабельных линий
53
Таблица 3.4. Допустимые температуры нагрева жил кабелей и
температурный коэффициент К,
Вид и материал проводника
Кабели с бумажной изоляцией
для напряжения, кВ:
до 3
6
10
20—35
Кабели с поливинилхло-
ридной изоляцией для на-
пряжения, кВ:
6
10
Кабели с полиэтиленовой изо-
ляцией для напряжения, кВ:
6
10
и о Н	и о Ja	тк	,°с	кт. А-с/‘ №	
		медные жилы	алюмини- евые жи- лы	медные жилы	алюмини- евые ЖИ- 1 лы
80	125	200	150	165	95
65	100	200	150	165	95
60	90	200	150	165	95
50	—	125	125	—	—
65	75	150	150	114	75
65	75	150	150	118	78
65	72	120	120	94	62
65	72	120	120	98	65
Примечание. Тд — допустимая температура нагрева жилы кабеля при
длительно допустимой нагрузке; тд — допустимая температура нагрева жилы при
кратковременных перегрузках (длительностью до 4 мин); — максимально до-
пустимая температура нагрева жилы при токах КЗ.
tn,n=tn5+(f—5), где /п5 — значение приведенного времени
для /=5 с. Приведенное время апериодической составляю-
щей определяется по формуле
*п.а « 0.05 (И2.
При действительном времени 1 с величина /п,а не
учитывается.
За стандартное термически стойкое сечение принимается
ближайшее меньшее сечение к расчетной величине sT. Такое
решение обусловлено ошибкой в сторону завышения, за-
ложенной в методе расчета.
Выбранное сечение проверяют по потере напряжения.
Нормированных значений для потери напряжения не уста-
новлено. Однако, зная напряжение на шинах источника пи-
тания и подсчитав потери напряжения в сети, определяют
напряжение у потребителей. При необходимости поддержа-
ния напряжения у потребителей в узких пределах решается
вопрос о способах регулирования напряжения [8].
54
Проектирование системы внешнего электроснабжения Гл. 3
Потерю напряжения в линиях напряжением до 35 кВ
определяют по формуле
ДП = КЗ/p I (гуд cos <р + Худ sin q),	(3.4)
где /р — расчетный ток линии, А; гуд, худ — активное и ре-
активное удельные сопротивления линий, Ом/км; I — длина
линии, км; cos g и sin <р соответствуют коэффициенту мощ-
ности (tg <р) в конце линии.
Значения удельных сопротивлений для кабельных линий
приведены в табл. 3.5.
Таблица 3.5. Удельные активные и индуктивные сопротивления
трехжильных кабелей
Номиналь- ное сече- ные жи- лы, мм2	Активное сопро- тивление жил при 4-20°С, Ом/км		Индуктивное сопротивление, Ом/км, при но- минальном напряжении кабеля, кВ				
	ал юмн им - евых	медных	ДО 1	6	10	20	35
4	7,74	4,6	0,095						.			
6	5,17	3,07	0,09	—	.—	—-	—.
10	3,1	1,84	0,073	0,11	0,122	-—	—-
16	1,94	1,15	0,0675	0,102	0,113	—.	-—.
25	1,24	0,74	0,0662	0,091	0,099	0,135	—
35	0,89	0,52	0,0637	0,087	0,095	0,129	—
50	0,62	0,37	0,0625	0,083	0,09	0,119	.—
70	0,443	0,26	0,0612	0,08	0,086	0,116	0,137
95	0,326	0,194	0,0602	0,078	0,083	0,11	0,126
120	0,258	0,153	0,0602	0,076	0,081	0,107	0,12
150	0,206	0,122	0,0596	0,074	0,079	0,104	0,116
185	0,167	0,099	0,0596	0,073	0,077	0,101	0,113
240	0,129	0,077	0,0587	0,071	0,075	—	—
Примечание. Активные и индуктивные сопротивления даны для трех-
жильных кабелей с поясной изоляцией.
Расчет потерь напряжения в линиях напряжением выше
35 кВ ведется на основании П-образной схемы замещения
(учитывается емкость линии).
3.5.	ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ
В ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИИ
Технико-экономические расчеты выполняют для выбора:
1)	наиболее рациональной схемы электроснабжения це-
хов и предприятия в целом;
§3.5.
Технико-экономические расчеты
55
2)	экономически обоснованного числа, мощности и ре-
жима работы трансформаторов ГПП и ТП;
3)	рациональных напряжений в системе внешнего и вну-
треннего электроснабжения предприятия;
4)	экономически целесообразных средств компенсации
реактивной мощности и мест размещения компенсирующих
устройств;
5)	электрических аппаратов и токоведущих устройств;
6)	сечений проводов, шин и жил кабелей;
7)	целесообразной мощности собственных электростан-
ций и генераторных установок в случае их необходимости;
8)	трасс и способов прокладки электросетей с учетом
коммуникаций энергохозяйства в целом.
Целью технико-экономических расчетов является опре-
деление оптимального варианта схемы, параметров элек-
тросети и ее элементов. Для систем электроснабжения про-
мышленных предприятий характерна многовариантность
решения задач, которая обусловлена широкой взаимозаме-
няемостью технических решений. В связи с этим требуется
выполнение значительного числа трудоемких вычислений,
для автоматизации которых рекомендуется широко приме-
нять электронно-вычислительные машины (ЭВМ).
При технико-экономических расчетах систем промыш-
ленного электроснабжения соблюдают следующие условия
сопоставимости вариантов:
1) технические, при которых сравнивают только взаимо-
заменяемые варианты при оптимальных режимах работы
и оптимальных параметрах, характеризующих каждый рас-
сматриваемый вариант;
2) экономические, при которых расчет сравниваемых
вариантов ведут применительно к одинаковому уровню цен
и одинаковой достижимости принятых уровней развития
техники с учетом одних и тех же экономических показате-
лей, характеризующих каждый рассматриваемый вариант.
При разной надежности сравниваемых вариантов допол-
нительно учитывают народнохозяйственный ущерб от сни-
жения надежности.
Каждый рассматриваемый вариант должен соответство-
вать требованиям, предъявляемым к системам промышлен-
ного электроснабжения соответствующими директивными
материалами, отраслевыми инструкциями и ПУЭ.
В технико-экономических расчетах используют укруп-
56
Проектирование системы внешнего электроснабжения Гл. 3
ненные показатели стоимости (УПС) элементов системы
электроснабжения, а также УПС сооружения подстанций в
целом.
В УПС не включены некоторые статьи расхода, поэтому
их не применяют для определения реальной стоимости со-
оружения объекта, а используют при сравнительных рас-
четах вариантов. УПС основных элементов системы элект-
роснабжения приведены в приложении к данному пособию.
В соответствии с существующей методикой технико-эко-
номических расчетов [9] в качестве основного метода оцен-
ки рекомендуется метод срока окупаемости. В этом случае
показателями являются капитальные вложения (затраты)
и ежегодные (текущие) эксплуатационные расходы.
Экономические (стоимостные) показатели в большинст-
ве случаев являются решающими при технико-экономичес-
ких расчетах. Однако, если рассматриваемые варианты рав-
ноценны в отношении стоимостных показателей, предпочте-
ние отдают варианту с лучшими техническими
показателями.
При экономических расчетах для сравнения двух вари-
антов используют метод срока окупаемости, лет,
ток = (Л2 - ^)/(Сэ1 - Сэ2),	(3.5)
где Kt, К2 — капитальные вложения в вариантах 1
и 2, тыс. руб.; СЭ1, Сз2 — ежегодные эксплуатационные рас-
ходы, тыс. руб/год, в тех же вариантах.
Вычисленный по (3.5) срок окупаемости сравнивают
с нормативным 7’н = 7-4-8 лет. При ТОК=ТН сравниваемые ва-
рианты считают равноэкономичными, при ТОК<ТН эконо-
мичным будет вариант с большими капитальными вложе-
ниями и меньшими годовыми эксплуатационными расхода-
ми; при ТОК>ТН экономичнее будет вариант с меньшими
капитальными вложениями и большими годовыми эксплуа-
тационными расходами.
При сравнении двух вариантов не всегда возникает не-
обходимость в использовании срока окупаемости. Так, на-
пример, если один вариант имеет меньшие ежегодные экс-
плуатационные расходы и требует меньших капиталовло-
жений (Сэ)<;Сэ2, К\ <Я2), то он является экономически
более выгодным. В варианте с равными капиталовложения-
ми и разными эксплуатационными расходами наиболее эко-
номичным будет вариант с меньшими эксплуатационными
Технико-экономические расчеты
57
расходами. Если же капитальные вложения различны,
а эксплуатационные расходы одинаковы, то предпочтение
следует отдавать варианту с меньшими капитальными за-
тратами.
При рассмотрении трех и более вариантов критерием эко-
номичности является минимум приведенных затрат, тыс.
руб/год,
з = ки/< + сэ,	(3.6)
где Ка — нормативный коэффициент экономической эффек-
тивности, равный 0,125; К— единовременные капитальные
вложения, тыс. руб/год (в общем случае состоят из капи-
тальных затрат на сооружение питающих линий /Сл, уста-
новку высоковольтной аппаратуры Кап и установку силовых
трансформаторов /<т); Сэ — ежегодные эксплуатационные
расходы тыс. руб/год; Сэ=КаК+Кт,рК+Сп-, Ка, КчЛ>—ко-
эффициенты отчисления соответственно на амортизацию и
текущий ремонт; Сп — стоимость потерь электроэнергии,
тыс. руб/год.
Если сравниваемые варианты отличаются по надежно-
сти, а также не обеспечивают одинакового качества элек-
троэнергии у потребителей, то в (3.6) дополнительно следу-
ет включать вероятный ежегодный ущерб от перерывов
электроснабжения потребителей Уп и математическое ожи-
дание ущерба Ук от снижения качества электроэнергии
3 = КнК + С8+Уп + Ук.	(3.7)
Значение Уп может быть определено из выражения
Уп = знУср,	(3.8)
где Эн — количество недоотпущенной	электроэнергии;
У ср — средний ущерб.
Ущерб от низкого качества электроэнергии можно опре-
делять по формулам, приведенным в [10].
При выборе схемы внешнего электроснабжения промыш-
ленного предприятия на основе технико-экономических рас-
четов определяют сечения проводов и жил кабелей питаю-
щих линий и рациональное напряжение.
Экономически целесообразное сечение определяют в ре-
зультате сопоставления приведенных затрат для линий,
имеющих различное сечение. За основу принимают стан-
дартное сечение, выбранное по техническим условиям. До-
полнительно рассматривают стандартные ближайшее боль-
58
П роектирование системы внешнего электроснабжения Гл. 3
шее и ближайшее меньшее сечения. Приведенные затраты
определяют по (3.6), а затем строят зависимость 3—f(s).
При выраженном минимуме зависимости 3—f(s) эко-
номически целесообразное нестандартное сечение опреде-
ляют по трем точкам в соответствии с формулой
_ St + %  st
э'ц 2	26
(3.9)
где s2 — стандартное сечение линии, имеющей минимальные
приведенные затраты; sb s3 — стандартные ближайшее
меньшее и ближайшее большее сечения линий;
_ А32 Ast  р
Д31 Asj	’
Asx — s2 Syj
A Sy — S3 Syl A3y — 32	3X;
As2 — s3 s2;
Д32 — 33 — 32;
3i, З2, 33 — приведенные затраты, соответствующие линиям
с сечениями sb s2, s3.
По 5Эц принимают ближайшее стандартное сечение, ко-
торое не должно быть меньше сечения, выбранного по тех-
ническим условиям.
Кривая приведенных затрат может и не иметь ярко вы-
раженного минимума. В этом случае за минимальные при-
веденные годовые затраты принимают их значение, ограни-
ченное отрезком прямой b—Ь' (рис. 3.6), а стандартное эко-
номически целесообразное сечение «с,э.ц выбирают из
интервала sa—St>, что соответствует изменению приведенных
затрат в пределе 3min—
Рациональное напряжение для сетей, питающих пред-
приятие, также выбирают по приведенным затратам. Не-
стандартное рациональное напряжение определяют по фор-
муле
ирац = 0/а,	(3.10)
Рис. 3.6. Определение
экономически целесооб-
разного сечения в случае,
если зависимость 3—f(s)
не имеет явно выражен-
ного минимума
§ 3.5.
Технико-экономические расчеты
59
где а = 2(^-+-^-+—);
А	\ А В Q )
р=4-(^+1/3)+4-	+4-
A	D	Ц
A=(Ul-U2)(Ul-U3)- B=(U2—Ul)(Uz—U3)-, Q—{U3—
—Ui)(U3—U2)-, 3b 32, 33— приведенные затраты по вари-
антам 1, 2, 3; Ulr U2, U3— стандартные напряжения вари-
антов 1, 2, 3.
По нестандартному напряжению выбирают рациональ-
ное стандартное напряжение. При этом учитывают техни-
ческие показатели оборудования, перспективы роста нагру-
зок и преимущества более высокого напряжения с точки
зрения развития предприятия. Окончательный вариант
внешнего электроснабжения предприятия принимают в ре-
зультате сравнения технико-экономических вариантов, учи-
тывающих различное сочетание напряжений внешнего и
внутризаводского электроснабжения.
В приложении 1 приведена программа расчета экономи-
чески целесообразного сечения проводов и жил кабелей,
написанная на алгоритмическом языке ФОРТРАН примени-
тельно к операционной системе ОС машин серии ЕС ЭВМ
(указанное относится ко всем далее приведенным програм-
мам).
Пример 3.1. Выбрать сечение кабельных линий на напряжение
10 кВ, питающих потребителей I категории и имеющих расчетную на-
грузку Зр = 5488 кВ-A. Значение тока КЗ на шинах источника питания
равно 8,45 кА, приведенное время КЗ /п=1,25 с. Длина питающих ли-
ний составляет /=500 м, cos<p=0,8, стоимость 1 кВт-ч потерь электро-
энергии Со,п=О,2 коп, время использования максимума потерь Т„ =
=5000 ч Подключение кабельных линий к РУ осуществляется через
масляные выключатели.
Решение. 1. Для потребителей I категории с целью обеспечения
требуемой бесперебойности питания принимаем две параллельно проло-
женные в траншее кабельные линии с расстоянием между ними 100 мм.
2.	Определяем расчетные токи в нормальном 1Р и аварийном Imax р
режимах
5488
---------= 158,6 А;
2-1,73-10
5488
=--------=317,2 А.
VTo 1,73-10
г О'-'НОМ
Sp
2 3 t/HoM
,___________5е_
1 тах,р —
60
Проектирование системы внешнего электроснабжения Гл 3
3.	По справочным материалам [3] выбираем кабель марки ААБл —
с алюминиевыми жилами, изоляцией жил из пропитанной бумаги, в алю-
миниевой оболочке, бронированной стальными лентами, с подушкой из
битума.
4.	Выбираем сечение жил кабельных линий, учитывая допустимую
перегрузку в аварийном режиме и снижение допустимого тока в нор-
мальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее. Принимаем
время ликвидации аварии максимальным (6 ч), а коэффициент загрузки
линий в нормальном режиме 0,6. В соответствии с табл. 3.3 допустимая
перегрузка составляет 1,25. Коэффициент снижения токовой нагрузки
А’с.п принимаем по табл. 1.3.26 [7] равным 0,9.
Допустимый ток кабельных линий определяем из соотношения
1,25/(с,п 7доп 1тах,р
или
/доп /тах,р /(1,25КО.И);
/доп > 317,2/(1,25-0,9);
/доп 282 А.
По табл. 1.3.16 [7] принимаем сечение жил трехжильиого кабеля
равным 185 мм2 (/ДОп=310 А).
5.	Выбираем по (3.3) термически стойкое сечение жилы кабеля
sT = lx = 8450 J/T15/95 = 99,5 мм2,
где коэффициент Кт принят по табл. 3.4.
Ближайшее меньшее стандартное сечение по табл. 1.3.16 [7] состав-
ляет 95 мм2.
6.	На основании пп. 4 и 5 выбираем сечение 185 мм2 и определяем
потери напряжения:
в нормальном режиме
Д1/ = 1^3/р I (гуД cos <р + хуВ sin <р) = 1,73-158,6 X
X 0,5 (0,167-0,8-|- 0,077-0,6) = 24,7 В;
в аварийном режиме
АК = V^imax.p I (гуД cos <р + хуД sin <р) = 1 ,73-317,2 X
X 0,5 (0,167-0,8 + 0,077-0,6) = 49,4 В,
где гуя и Худ принимаем по табл. 3.5.
Из расчетов видно, что потери напряжения в линии незначительны,
следовательно, напряжение у потребителей практически не будет отли-
чаться от номинального.
Технико-экономические расчеты
61
7.	Для выбора экономически целесообразного сечения принимаем для
сравнения следующие стандартные сечения Si = 150 мм2 (/доп =
=/(с и/доп=0,9 275=247,5 A), s2=185 мм* (/доп=279 A), s3=240 мм2
(7^=319,5 А).
Определяем коэффициенты загрузки кабелей в нормальном режиме
к	158’6
32	279
' гоп
Для остальных кабелей расчеты приведены в табл. 3 6.
= 0,57.
Таблица 3.6. Расчетные характеристики кабельных линий
S.MM2	р- £0 X S О * ® о. <		ЛРд. кВт	кВт-ч/год	К» тыс. руб.	Сп. руб/год	tt о сх cd	troj/gXd ,Е9+П3=е3	3, руб/год
150	10,92	0,64	7,75	38 750	1,92	77,5	57,5	135	375
185	11,06	0,57	6,34	31676,4	2,19	63,35	65,6	128,95	402,7
240	11,39	0,5	4,92	24 600	2,6	49,2	78	127,2	452,2
8.	Определяем потери мощности &Ра в линии при действительной
нагрузке
Л^д2= Л^ном А'2з2 = з (4Д2 гуд2 1К?з2.10-3 =
= 3-2792-0,167-0,5-0,572-10—3 = 6,34 кВт.
Потери энергии в линии составят
АЭа2 = ДРД27п = 6,34-5000 = 31676,4 кВт-ч/год.
Стоимость потерь энергии в линии равна
СП2 = А5а2С0п = 31676,4-0,2-10~2 = 63,35 руб/год.
9.	Капитальные вложения на сооружение линии определяем по УПС
(расчеты выполняем на одну линию)
К2 = Куд2 / = 4,37-0,5 = 2,185 тыс.руб.,
где Кудг — стоимость 1 км кабельной линии, проложенной в траншее,
принята по табл. 2-14 [2].
10.	Ежегодные амортизационные отчисления составляют
Са2 = К2 Ка = 2,185 • 0.03-103 = 65,6 руб/год,
где Ка — коэффициент амортизационных отчислений, принятый по табл.
2-1 |2].
62
Проектирование системы внешнего электроснабжения Гл. 3
Стоимость расходов на содержание персонала и ремонт при всех се-
чениях жил кабеля будет одинаковой, поэтому в расчетах ее не учиты-
ваем.
Годовые эксплуатационные расходы составляют
СЭ2 = СП2 4- Са2 = 63,35 -f- 65,6 = 128,95 руб/год.
11.	Приведенные затраты на линию сечением s2=185 мм11 равны
32 = 0,125К2 + Са2 = 0,125-2,185-Ю3 4* 128,95 = 402,1 руб/год.
Аналогичные расчеты выполняем для линий сечением 150 мм2,
240 мм2, результаты заносим в табл. 3.6.
Как видно из расчетов, зависимость 3=f(s) не имеет минимума, а
носит возрастающий характер. Поэтому окончательно принимаем сече-
ние, выбранное по техническим условиям.
Если определять сечение по экономической плотности тока, как ре-
комендуют ПУЭ, то оно составит
s. =	= 158/1 -2 = 132,2 мм2
(где /а — экономическая плотность тока, принятая из табл. 1.3.36 [7]
для кабелей с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией при числе
часов использования максимума нагрузки более 5000 ч).
В данном случае, как и в рассмотренном выше, окончательно при-
нимается сечение по техническим условиям. В целом же выбор сечения
по экономической плотности тока не определяет экономически целесооб-
разного сечения, так как при этом не учитываются стоимость электро-
энергии, капитальные затраты на сооружение линии н приближенно учи-
тывается число часов работы линии в году. Поэтому экономически це-
лесообразное сечение выбираем на основании сравнения приведенных
затрат.
Пример 3.2. Определить рациональное напряжение для системы
внешнего электроснабжения предприятия, если известно, что расстояние
от подстанции электросистемы до предприятия /=4 км, расчетная на-
грузка предприятия 5р=18 640 кВ-А, установленная мощность транс-
форматора связи с энергосистемой 40 000 кВ А, стоимость потерь элект-
роэнергии С0,п=1,6 коп/(кВт-ч), время использования максимума по-
терь электроэнергии 7„=4000 ч.
Решение. 1. По расчетной мощности предприятия и расстоянию
от предприятия до подстанции энергосистемы, используя цифрограмму
(табл. 18 2 [3]), ориентировочно определяем рациональное стандартное
напряжение L'2 = 35 кВ (если напряжение подстанции задано, то рацио-
нальное напряжение не определяют). Для сравнения принимаем ближай-
шее меньшее /71 = 20 кВ и ближайшее большее /73= 110 кВ стандартные
напряжения.
§ 3.5.
Технико-экономические расчеты
63
Рис. 3.7. Схема внешнего
электроснабжения. Ва-
риант 1
~35кВ
0.1
аз
HER
<22 ф
Внешнее
электро-
снабжение
Рис. 3.8. Схема внешнего
электроснабжения. Вари-
ант 2
Примем к рассмотрению три варианта: 1—электроэнергия переда-
ется и распределяется по территории предприятия на напряжение 20 кВ
(рис. 3 7); 2 — электроэнергия передается от подстанции энергосистемы
до ГПП предприятия на напряжение 35 кВ, а распределяется по терри-
тории предприятия на напряжение 10 кВ (рис. 3.8); 3 — электроэнергия
передается до ГПП предприятия на напряжение 110 кВ (рис. 3.9), где
понижается до 20 кВ (вариант 1 внутризаводского электроснабжения)
или до 10 кВ (вариант 2 внутризаводского электроснабжения).
При выполнении расчетов трансформаторы связи с энергосистемой
вместе с коммутационно-защитной аппаратурой, установленной в начале
питающих линий, относим к системе внешнего электроснабжения, а ком-
мутационно-защитную аппаратуру на конце питающих линий к системе
внутризаводского электроснабжения.
Для принятых вариантов схем внешнего электроснабжения выбираем
коммутационно-защитную аппаратуру, сечение питающих линий и сило-
64
Проектирование системы внешнего электроснабжения Гл. 3
115 кВ
Внешнее
электро-
снабжение


15000 кВ-Ь
аз
10-20 кВ
Рис. 3.9. Схема внешнего электро-
снабжения. Вариант 3
вые трансформаторы ГПП. Подроб-
ные примеры выбора силового элект-
рооборудования высокого напряжения
приведены в [11]. В этом примере
остановимся на определении приве-
денных затрат, считая принятым к
установке электрооборудование, ука-
занное в табл. 3.7.
Расчеты выполняем для варианта
1, для вариантов 2 и 3 результаты
расчетов приведены в табл. 3.7.
Определяем капитальные затраты
на внешнее электроснабжение
^1 = Кв + Кл = 2-3,20 + 30,4 =
= 36,8 тыс.руб.,
Таблица 3.7. Исходные и расчетные
Номер варианта, номинальное нап- ряжение, тип распределитель- ного устройства	Тип выключателя	Марка и сечение питающих линий	Коэффициент загрузки ли- нии к3= = ^р^доп	Капитальные затра- ты на выключ-тели тыс. руб.
		тин опоры		
Вариант 1, 20 кВ, КРУН	ВМП 20	АС (2X150)	„ „ 269,4 0,6=	- 445	6,4
		деревянные с же- лезобетонными приставками		
Вариант 2,	ВМК-35Э-630/8	АС (2X70)	0,58=*^ 265	18,6
35 кВ, ОРУ		железобетонные одноцеппые		
Вариант 3, ПО кВ, ОРУ	МКП-110/1000- 20У1	АС (2X70)	48 0,185=—	32,36
		железобетонные одноцепные	265	
Примечание. Расход цветного металла по вариантам: 0^=4,432 т; G*=
§ 3.5.
Технико-экономические расчеты
65
где Кв — стоимость двух камер отходящих линий с выключателями
типа ВМП-20 РУ типа КРУН-20 подстанции энергосистемы; Ал — стои-
мость сооружения двух питающих линий, выполненных проводом марки
АС сечением 2X150 мм2 иа типовых деревянных опорах с железобетон-
ными приставками; Л'л = ^уд/; kyK— стоимость сооружения 1 км линии,
тыс. руб/км; I — длина линии, км. При определении капитальных за-
трат используем УПС электрооборудования.
2.	Ежегодные эксплуатационные расходы Сэ складываются из стои-
мости электроэнергии, расходуемой на потерн в линиях Сп, и амортиза-
ционных отчислений на линии Св,л и ячейки с выключателями типа
ВМП-20 Са,в. Стоимость расходов на содержание персонала и ремонт
оборудования ие учитываем, так как эти составляющие изменяются в
рассматриваемых вариантах незначительно.
Потери электроэнергии в питающих линиях определяем по формуле
ДЭЯ, =	KllT„ = 2-149-0,36-4-4000 = 1716,5 тыс.кВт-ч/год,
ах	ном з и	*
где п — число питающих линий; А₽ном — потери мощности в линии при
длительно допустимой токовой нагрузке, кВт/км [2]; Аз=7р//доп— ко-
эффициент загрузки линии.
данные к примеру 3.2
	Капитальные затраты Калинин Кл,тыс.руб.	Суммарные капиталь- ные затраты X, тыс. руб.			Потери элек- троэнергии, тыс. кВт. ч/год	Амортизаци- онные отчис- ления на ли- кии Сал, ТЫС. руб.	Амортизаци- онные отчис- ления на ячейки с вы- ключателями тыс. РУ б. ав’ год	Ежегод- ные эксп- луатаци- онные рас- ходы сэ, тыс. руб.	Приведен- ные за- траты 3, тыс.руб.
			стоимость по- терь электро- энергии Спт_, тыс, руб год				
				ГОД			ГОД
						ГОД	
	30,4	36,8	1716,5 27,46	1,61	0,4	29,47	34,07
	48,8	67,4	1345,6 21,53	1,37	1,17	24,07	32,5
	61,6	93,96	136,9 2,19	1,72	2,04	5,96	17,71
-2.21 т; О,-2,21 т,
5—847
66
Проектирование системы внешнего электроснабжения Гл. 3
Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях равна
Сш = ДЭа1 СОп = 1716,5-0,016 = 27,46 гыс. руб/год,
где Со,п — стоимость 1 кВт-ч электроэнергии, руб/кВт-ч,
Амортизационные отчисления на линии равны
Са.л1 = ^а.л «п = 0,053-30,4 = 1,61 тыс. руб/год,
где Аа,л — норма амортизационных отчислений для воздушных линий
напряжением 20 кВ, принятая по табл. 2-1 [2].
Определяем амортизационные отчисления на ячейки КРУН с вы-
ключателями ВМП-20
Са в1 = Ла,в *в = 0,063-6,4 = 0,4 тыс. руб/год,
где Ка,в=6,3 — норма амортизационных отчислений для силового элек-
трооборудования и РУ по табл. 2-1 [2].
3.	Приведенные затраты для первого варианта равны
3j = 0,125/Cj 4- C3i = 0,125At 4-Cnt +^а,в! =
= 0,125-36,8-|-27,46-j-1,61 4-0,4 = 34,07 тыс. руб/год.
4.	Определяем расход проводинкового материала на линии электро-
передачи
Gj = 2ОтД / = 2-0,554-4 = 4,432 т,
где Суд — удельный расход проводникового материала [12]; I—длина
линии.
5.	На основании технико-экономнческнх показателей вариантов
внешнего электроснабжения в соответствии с (3.10) определяем рацио-
нальное нестандартное напряжение
I Р	I 0,084 I
t/pan = — =	= Ю5 кВ,
рац | а	| 0,0008 |
где
а _ о ( 3*	, 3*	1-—'	1	„/34,07	32,5	,7’7Ц _ о 0008'
\ А	В	h Q t	1	1350	1125 +	6750 /
А = (Ui — U2)(Uf — Us) = (20 — 35)(20 — 110) = 1350;
В = (U2 — t/i)(t/2 — U3) = (35 — 20)(35 — 110) =— 1125;
Q = (U3 — UrftUs —1/2) = (110 — 20)( 110 — 35) = 6750;
Зг	3»	Зв
₽ = -4- (l/a4-f78)4--^-«/i4-t7s)4—(<7I4-H2) =
A	D	Q
44 07	.42 5	17 71
(35 4-110)--^(20 4-110) 4-^(20 4-35) =0,084.
Принимаем стандартное напряжение 110 кВ для системы внешнего
электроснабжения предприятия (в данном случае имеем наилучшие
технические и экономические показатели).
§ 3.6.	Выбор места расположения подстанции	67
3.6.	ВЫБОР МЕСТА РАСПОЛОЖЕНИЯ ГЛАВНОЙ
ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ
С целью определения места расположения ГПП, ГРП
предприятия, а также цеховых ТП при проектировании
строят картограмму электрических нагрузок. Картограмма
представляет собой размещенные на генеральном плане
предприятия или плане цеха окружности, площадь кото-
рых соответствует в выбранном масштабе расчетным на-
грузкам. Целесообразно строить картограммы отдельно для
активной и реактивной нагрузок, так как питание потреби-
телей активной и реактивной мощностью может осуще-
ствляться от разных источников. Радиусы окружностей
картограммы определяют по формулам
fi,a Pp.i/лт; Г{,р =l/Qp.I- /лт, (3.11)
где Pp.t — расчетная активная нагрузка i-ro цеха или i-ro
узла электрических нагрузок; Qp,i — расчетная реактивная
нагрузка того же цеха или узла; т — принятый масштаб
для определения площади круга.
При построении картограммы нагрузок отдельных це-
хов предприятия центры окружностей совмещают с цент-
рами тяжести геометрических фигур, изображающих от-
дельные участки цехов с сосредоточенными нагрузками.
Центры окружностей цехов предприятия будут совпадать
с центрами геометрических фигур, изображающих на пла-
не цеховую ТП. Для наглядности представления структу-
ры нагрузок окружности делят на секторы, каждый из
которых соответствует нагрузке низшего напряжения, на-
грузке высшего напряжения и осветительной нагрузке, обо-
значенным в процентах суммарной нагрузки.
На основании построенных картограмм находят коор-
динаты условного центра (УЦН) активных (ха, уЙ) и ре-
активных (хр, t/р) электрических нагрузок цеха, а затем
завода по формулам
п	п	п	п
*а = 2 pP.t /2 ; у-=2 Рр-<yt/2 Ppj •(3-12)
п	п	п	п
хр 2Qp-f	~ ^^₽,г ^/2^* • (3.13)
в*
68
Проектирование системы внешнего электроснабжения Гл. 3
Найденные координаты УЦН не позволяют до конца
решить задачи выбора места расположения подстанции,
так как в действительности ЦЭН смещается по территории
предприятия. Это объясняется изменением потребляемой
мощности отдельными приемниками в соответствии
с графиками их нагрузок. В [2] доказано, что изменение
координат УЦН во времени происходит в пределах зоны,
ограниченной эллипсом, радиусы которого определяются
из выражений
R* =	Rw = V3/h9,	(3.14)
где /?1t, Rff — радиусы эллипса рассеяния электрических
нагрузок, расположенные параллельно осям ф, <р, которые
повернуты относительно осей X и У на угол a; h$, /гФ— ме-
ры точности случайных величин х и у в системе координат
ф и ф, определяемые по формулам, приведенным в [2].
Для определения угла а, зависящего от коэффициента
корреляции случайных величин х, у и радиусов R^, Rv,
в приложении 2 приведена программа расчета применитель-
но к ЭВМ серии ЕС.
На основании расчетных значений /?ц, и а на гене-
ральном плане предприятия (или плане расположения на-
грузок в цехе) строят эллипс рассеяния нагрузок. Место
расположения источника питания (ГПП, ЦРП, ТП) выби-
рают в любой наиболее удобной его точке. В этом случае
высшее напряжение будет максимально приближено к цент-
ру потребления электроэнергии, а распределительные
сети будут иметь минимальную протяженность. Если по
каким-либо причинам (технологическим, архитектурным,
эллипс рассеяния попадает на территорию цеха и др.) нель-
зя расположить источник питания в зоне рассеяния нагру-
зок, то его смещают в сторону внешнего источника питания.
При этом увеличатся годовые приведенные затраты на си-
стему электроснабжения, обусловленные этим смещени-
ем [2].
3.7.	ВЫБОР КОНСТРУКТИВНОГО ИСПОЛНЕНИЯ И СХЕМЫ
СОЕДИНЕНИИ ГЛАВНОЙ ПОНИЗИТЕЛЬНОИ ПОДСТАНЦИИ
Схему ГПП выбирают с учетом установленной мощно-
сти потребителей электроэнергии и категории их надежно-
сти, характера электрических нагрузок и размещения их на
§ 3.7.
Выбор конструктивного исполнения подстанции
69
генеральном плане предприятия, а также производствен-
ных, архитектурно-строительных и эксплуатационных тре-
бований.
В общем случае схема ГПП включает в себя один или
несколько понизительных трансформаторов и РУ высшего,
среднего и низшего напряжений.
Наиболее простыми и экономичными являются схемы
подстанций без сборных шин на высшем напряжении
(рис. 3.1 и 3.2). Такие схемы основаны на блочном прин-
ципе и рекомендуются к применению на все напряжения.
Схемы с одной системой шин (рис. 3.10) на первичном
напряжении 110—220 кВ ГПП применяют при невозмож-
ности использовать блочные схемы без выключателей и без
сборных шин.
Схемы с двумя системами сборных шин на высшем на-
пряжении применяют в редких случаях на очень мощных
ответственных подстанциях, имеющих большое число при-
соединений, включая транзитные линии. Распределительные
устройства с двумя системами шин дороги, сложны в экс-
плуатации и требуют сложных блокировок (рис. 3.11).
Когда требуется гибкость оперативных переключений,
а также частая ревизия выключателей по условиям их ра-
боты, применяют схемы с обходной системой шин (рис. 3.12).
Схемы такого типа не являются характерными для про-
мышленных предприятий, и их применяют на крупных уз-
ловых подстанциях районного назначения с большим чис-
лом присоединений.
Для РУ 6, 10 и 35 кВ широко используют схему с одной
секционированной системой шин (рис. 3.13). Число секций
Рис. 3.10. Схема распределительного устройства 110—220 кВ с одной
секционированной системой шин
70
Проектирование системы внешнего электроснабжения Гл 3
Трансформаторы
ГПП
Рис. 3.11. Схема распределительного устройства 110—220 кВ с двумя
системами сборных шин
Рис. 3 12. Схема распределительного устройства 110—220 кВ с обход-
ной системой шин
зависит от числа подключений и принятой схемы внутри-
заводского распределения электроэнергии. В большинстве
случаев число секций не превышает двух. Каждая секция
работает раздельно и получает питание от отдельной ли-
нии или трансформатора. В нормальном режиме работы
секционный аппарат (разъединитель или выключатель) от-
ключен.
Применение секционного выключателя обеспечивает ав-
томатическое включение резерва (АВР), что позволяет ис-
§3.7.
Выбор конструктивного исполнения подстанции
71
Рис. 3.13. Схема распределительного устройства 6—10 кВ с одной сек-
ционированной системой шин
пользовать такую схему для потребителей любой категории
по надежности.
Наиболее простыми, дешевыми и наглядными являют-
ся схемы с несекционированной системой шин. Однако они
пригодны только для потребителей III категории, так как
в случае КЗ на шинах или при ремонте шин все подключен-
ные потребители теряют питание.
Конструктивное исполнение ГПП определяется приня-
той схемой и условиями окружающей среды. При нормаль-
ной окружающей среде РУ 35—220 кВ выполняют откры-
тыми. Однако в ряде случаев, при небольших токах КЗ,
наиболее целесообразной может быть установка закрытых
РУ 35 кВ за счет применения более дешевой аппаратуры.
Силовые трансформаторы ГПП всегда устанавливают
открыто, на предприятиях с загрязненной атмосферой
с усиленной изоляцией.
ГПП напряжением 35—220 кВ размещают рядом с об-
служиваемыми ими производственными корпусами, а их
Ру 6—10 кВ рекомендуется встраивать в эти корпуса.
Для устройства РУ 6—10 кВ используют комплектные
распределительные устройства (КРУ) двух исполнений:
выкатные и стационарные (типов КСО и др.). КРУ состоит
из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами, из-
мерительными, защитными приборами и вспомогательными
Устройствами.
Шкафы КРУ изготовляют на заводах, и с полностью
собранным и готовым к работе оборудованием они посту-
72
Проектирование системы внешнего электроснабжения Гл. 3
пают на место монтажа. Здесь шкафы устанавливают, со-
единяют сборные шины на стыках шкафов, подводят сило-
вые и контрольные кабели.
Выкатные КРУ рекомендуется применять для наиболее
ответственных электроустановок с большим числом камер
(15—20), где требуется быстрая замена выключателя. Для
ремонта и ревизии выключателя его выкатывают с помо-
щью тележки, на которой он установлен, и заменяют дру-
гим. Кроме выключателя, на выкатной тележке монтиру-
ют трансформаторы напряжения и разрядники, силовые
предохранители, разъединители и трансформаторы собст-
венных нужд подстанции 10/0,4 кВ мощностью до 63 кВ-А.
Заводы-изготовители выпускают несколько серий КРУ.
Наиболее широкое применение получили КРУ2-10-20УЗ
с масляными выключателями, которые по своим техническим
параметрам и габаритам подходят для большинства про-
мышленных установок.
Конструкция шкафов серий КРУ2-10-20УЗ рассчитана
на двухстороннее обслуживание и установку внутри поме-
щений. Основные технические параметры шкафов приведе-
ны в табл. 3.8, а сетка-схем заполнения шкафов в табл. 3.9.
Таблица 3.8. Основные технические показатели КРУ2-10-20УЗ
Номинальное напряжение, кВ...............6; 10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ . . .	7,2; 12
Номинальные токи шкафов КРУ, А ....	630; 1000; 1600; 2000;
2500; 3200
Номинальные токи сборных шин, А . . . .	1000; 1600; 2000; 3200
Номинальный ток отключения для шкафов с
выключателями, кА........................ 16; 20
Электродинамическая стойкость, кА ... .	52
Термическая стойкость трехсекундная, кА . .	20
Максимальное число и сечеиие жил силовых
кабелей, мм2 (в одном шкафу)........... 5(3 X240)
Типы выключателей высокого напряжения (ап-
паратов) ................................ВМП-10к; ВМП-10КУ1
ВМПЭ-10; ВМПП-10
(маломасляные горш-
ковые)
Типы трансформаторов тока................ ТПЛ-10; ТПОЛ-Ю;
ТПШЛ-10
Типы трансформаторов напряжения .... НТМИ-б(Ю);
НОМ-6 (10)
Габариты шкафов (ширипаХглубипах высо-
та), мм.................................. 900x1664 x 2350
Прейскурантная стоимость шкафа, руб. . . .	1000—1400
§ 3.7.
Выбор конструктивного исполнения подстанции
73
Для открытой установки вне помещения выпускают
комплектные распределительные устройства серии КРУН.
Шкафы этих устройств имеют уплотнения, обеспечивающие
защиту аппаратуры от загрязнений, однако они не предна-
значены для работы в среде, опасной в отношении пожа-
ра и взрыва, а также в среде с химически активными газа-
ми, токопроводящей пылью и влажностью воздуха более
80 %. КРУН выполняют со стационарной установкой вы-
ключателя или с выключателем выкатного исполнения. Так
же, как КРУ, они разработаны для схемы с одной систе-
мой шин.
Для РУ, выполненных по простейшим схемам, применя-
ют камеры КСО-366 на 6—10 кВ. Они имеют одностороннее
обслуживание, предназначены для схем с одной системой
шин в сетях с мощностью отключения до 200 МВ-А. Ос-
новные технические параметры КСО приведены в табл. 3.10,
а сетка схем первичных соединений камер в табл. 3.11.
Шкафы этой серии применяют и для более сложных схем,
когда предусматривают ввод через выключатель. В этом
случае в торце камеры КСО-366 может быть установлена
камера КСО-266 с выключателем типа ВМГ-10 на 630 А.
Простое исполнение и невысокая стоимость камер КСО
создают им преимущества по сравнению с более дорогими
камерами серии КРУ. Поэтому их целесообразно приме-
нять на подстанциях небольшой и средней мощности.
Разработка проекта ГПП включает в себя выбор схемы
и компоновку ее конкретными типовыми конструкциями
КРУ. Для этих целей используют сетку схем шкафов
(табл. 3.8, 3.10) и на ее основе для завода-изготовителя со-
ставляют специальный опросный лист, в котором приводят
схему заполнения всех шкафов КРУ с указанием номеров
схем шкафов, а также других необходимых для заказа тех-
нических и конструктивных данных.
КРУ выбирают с учетом номинальных параметров уста-
новленного электрооборудования, которые должны быть
не менее расчетных значений. Одновременно следует при-
нимать во внимание способ установки и обслуживания
КРУ, а также климатические условия, в которых они бу-
дут работать. Маломощные линии предварительно группи-
руют, а затем присоединяют к одному выключателю, что
обеспечивает более рациональное использование ячеек
КРУ.
Таблица 3.9. Сетка схем главных цепей шкафов КРУ серии КРУ2-10-20УЗ
01
630,1000,1600b.
ft ff V
04,15,16
630,1000,1600b
W
24,25
630,1000,1600b
_____26,27
630,1000,1600b
I*
204
28,29
630,1000,1600b
005,008,010
t’itf
i f fff
006
34,35
630,1000,1600b
T *T T
f f f f f'
f fff f
212,214,216
630,1000,1600b
705,706
703,704
701,702
809,810
400 b
807,808
400 b
801,802
400 b
:f i f f f'
217
630,1000,1600 b
401,402,403,404
630-160013000b
405,406
630-160013200b
407,408
630-160013200b
211,213,215
630,1000,1600 b
409
630
^7 I
501,502,503
630,1000,1600 b
504
630,1000,1600 b
602
630,1000,1600 A
fftt
603
630,1000,1600 b
HfF
604,605,606
630,1000,1600 b
Проектирование системы внешнего электроснабжения Гл. 3	§ 37. Выбоо конструктивного исполнения подстанции
Примечания: 1. Схемы № 01. 03, 05, 07, 09, 13. 15, 17, 19,24, 26,28 и 34 предусматривают установку двух (а не
Тре*2.Тва шкаЛахТпо схемТм Ns 36, 54, 209, 210. 215, 216. 402, 404, 406, 408, 503 и 604 имеется выход шин из кабельного от-
сека только вправо, а в шкафах по схемам № 53, 205, 207, 213, 214 , 401, 403 , 405, 407, 502 н 606 только влево.
3	. Схемы № 208, 211, 212, 501 и 506 имеют выход шин из кабельного бтсека в обе стороны; в схеме № 54 —с выводом
вправо, нет второго комплекта трансформаторов тока.
4	Шкафы по схемам № 53 н 54 имеют номинальный ток 3200 А, а по схеме As 36 — 630, 1000, 1600 А.
76
Проектирование системы внешнего электроснабжения Гл. 3
Порядковый номер шкафа		1	г		3		9	5		6	7		8	—
Сборные шины /ОкВ 1600 А Схема первичных соединений.														
	Резерв	*“	1 9 iff!' ipr	с	1	& д	± д	1 ? W-	С 5	•	1		•РА-	§	
			Аналогично Л					Аналогично						
Назначение шкафа		РП ни	РП нзг		Конден- сатор- ная Sama- рея		ТП Н-1	ТП №2			Дея ввода		Ввод пита- ния	
Номенклатурное обозначение шкафа	09	09	09		09		09	09		218	908		25	
Тип выключателя Номинальный ток	вмпз- 10 630	вмпэ- 10 630	вмпз- 10 630		ВМПЭ- 10 630		вмпэ- 10 630	ВМПЗ 10 630			1600		вмпз- 10 1600	
Тип измеритель- ного трансфор- матора Номинальный ток	ТП0Л- 10 600	тпол- 10 600	тлол- 10 600		тпол- 10 600		тпол- 10 600	тпол 10 630		НТМИ- 10	—		тпол- 10 1500	
Число и сечение жил кабелей	3*185	3*150	3*120		3*95		3*95							
Рис. 3.14 Схема заполнения секций РУ
Таблица 3.10. Основные технические показатели КСО-366
Номинальное напряжение, кВ...............6; 10
Номинальные токи шкафов КСО, А . . . .	220; 400; 600
Электродинамическая стойкость, кА ....	30
Тип	разъединителя.......................РВЗ-10
Тип	выключателей нагрузки...............ВН-16;	ВНПз-16;
ВНПз-17
Тип	привода............................. ПР-17;	ПР-10;
ПРА-17
Тип	трансформаторов	напряжения .... НОМ-6;	НОМ-Ю;
НТМИ-6; НТМИ-10;
НТМК-6; НТМК-10
Тип трансформатора тока..................ТПЛ-10
§ 3.7.
Выбор конструктивного исполнения подстанции
77
Дм секци- онного вык- лючав теля	Секционный выклю- чатель	Дм ввода	Ввод пита- ния		ТП Н-3	УРП №2	Двига- тель	Дви- га- тель №2	ТП №4	
408	53	408	25	218	09	09	09	09	09	09
1600	В МПЗ-10 1000	1600	вмпз- 10 1600		вмоз- 10 630	вмпз- 10 630	вмпз- 10 630	вмпз- 10 630	вмпз- 10 630	
	ТПОЛ -ю 1000		ТП0Л- 10 1500	НТМИ- 10	ТПОЛ 10 600	тпол 10 600	тпол- 10 600	тпол- 10 600	тпол- 10 1500	
—	—.	—	—		3*95	3*150	3*120	3*120	3*95	3*185
Габариты шкафов:
ширина по фронту, за исключением камер
с разъединителями, мм................... 1000
для камер с разъединителями, мм . , ,	500
Пример 3.3. Выбрать конструкцию РУ 10 кВ промышленного пред-
приятия, схема электроснабжения которого приведена на рис. 3.10. По
надежности электроснабжения потребители относятся к I и II кате-
гориям. Предусмотреть возможность дополнительного подключения
нагрузок с расчетными токами /Р1=7Р2=340 А, /Рз=/Р4=363 А.
Решение. Учитывая целесообразность применения КРУ 10 кВ,
встраиваемых в производственные корпуса, а также число отходящих
78 Проектирование системы внешнего электроснабжения Гл. 3
Таблица 311. Сетка схем первичных соединений камер КСО-366
Примечания: 1. Пунктиром показана защитная инвентарная перегород-
ка. предназначенная для ограждения частей, остающихся под напряжением при
отключенной для ремонта линии.
2. Буквы «а» и «и» у каталожного номера указывают исполнение привода
выключателя: а — автоматический; н — неавтоматический; буква «м» — наличие
привода к разъединителю, установленному на шинном мосту.
3. Трансформаторы напряжения в камере № 10 НОМ-6 или НОМ-Ю; в ка-
мере № И НТМИ-6, НТМИ-10, НТМК-6 или НТМК-10.
линий (в нашем случае 12) и надежность потребителей электроэнергии,
принимаем к установке КРУ серии КРУ2-10 20УЗ. РУ выполняем сек-
ционированным с двумя секциями шин, соединенных шиносоединитель-
ным выключателем. Схема заполнения секций показана на рис. 3.14.
Номенклатурное обозначение шкафов принято в соответствии с табч.
3.8. Сечение жнл кабельных линий принимаем в зависимости от нагруз-
ки отходящих линий. По схеме заполнения видно, что для выполнения
РУ необходимо заказать следующее количество шкафов серии
КРУ2-10-20УЗ; № 09 12 шт., № 25 2 шт., № 53 1 шт., № 218 2 шт.,
№ 408 3 шт.
§4-1.
Общие требования к силовым подстанциям
79
Глава четвертая
ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ
4.1.	ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИЛОВЫМ
ТРАНСФОРМАТОРНЫМ ПОДСТАНЦИЯМ
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для
главных понизительных и цеховых трансформаторных под-
станций промышленных предприятий должен быть техни-
чески и экономически обоснованным, так как он оказывает
существенное влияние на рациональное построение схем
промышленного электроснабжения.
Критериями при выборе трансформаторов являются на-
дежность электроснабжения, расход цветного металла
и потребная трансформаторная мощность. Оптимальный ва-
риант выбирается на основе сравнения капиталовложений
и годовых эксплуатационных расходов.
Для удобства эксплуатации систем электроснабжения
следует стремиться выбирать не более двух стандартных
мощностей основных трансформаторов (не считая вспомо-
гательных). Это ведет к сокращению складского резерва
и облегчает замену поврежденных трансформаторов. Жела-
тельна, где это осуществимо, установка трансформаторов
одинаковой мощности.
В целях удешевления ГПП напряжением 35—220 кВ
следует отдавать предпочтение схемам без выключателей
на стороне высшего напряжения.
Цеховые трансформаторные подстанции, как правило, не
должны иметь распределительного устройства на стороне
высшего напряжения. Следует широко применять непосред-
ственное (глухое) присоединение питающей кабельной ли-
нии к трансформатору при радиальных схемах питания
и присоединение через разъединитель или выключатель на-
грузки при магистральных схемах питания. При номиналь-
ной мощности трансформатора 1000 кВ-А и выше вместо
разъединителя необходимо устанавливать выключатель на-
грузки, так как при напряжении 6—20 кВ разъединителем
можно отключать ток холостого хода трансформатора мощ-
ностью не более 630 кВ-А.
При сооружении цеховых трансформаторных подстан-
80
Выбор силовых трансформаторов предприятия
Гл 4
ций предпочтение следует отдавать комплектным транс-
форматорным подстанциям (КТП), полностью изготовлен-
ным на заводах.
4.2.	ДОПУСТИМЫЕ СИСТЕМАТИЧЕСКИЕ И АВАРИЙНЫЕ
ПЕРЕГРУЗКИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Важной характеристикой силовых трансформаторов яв-
ляется их нагрузочная способность, представляющая собой
совокупность допустимых нагрузок и перегрузок.
Силовые трансформаторы выпускаются с номинальной
мощностью, которую они могут длительно пропускать при
номинальных условиях: номинальном напряжении, номи-
нальной частоте, номинальной температуре окружающей
среды. В этом случае превышения температуры масла и об-
моток над температурой окружающей среды не выходят
за установленные пределы, а срок службы трансформатора
соответствует экономически целесообразному. В действи-
тельности трансформаторы работают в условиях, отличных
от номинальных. Нагрузка их изменяется в течение суток
и года, непостоянна и температура охлаждающей среды.
Это приводит, как правило, к недоиспользованию транс-
форматоров. Опыт эксплуатации показал, что трансформа-
торы могут быть без ущерба для нормального срока служ-
бы загружены в течение части суток (года) сверх номи-
нальной мощности, если в другую часть рассматриваемого
периода их нагрузка была меньше номинальной. Загрузка
трансформатора сверх номинальной мощности называется
перегрузкой.
Различают аварийные и систематические перегрузки
трансформаторов. Аварийная перегрузка допускается в ис-
ключительных условиях (аварийных) в течение ограничен-
ного времени, когда перерыв в электроснабжении потреби-
телей недопустим. Систематическая перегрузка трансфор-
матора допустима за счет неравномерности нагрузки его
в течение суток (года).
Величину и продолжительность допустимых перегрузок,
а также термический износ изоляции обмоток при пере-
грузках определяют для прямоугольных двухступенчатых
или многоступенчатых графиков нагрузки, в которые необ-
ходимо преобразовать заданные или реальные графики на-
грузки.
§ 4.2. Допустимые систематические и аварийные перегрузки
81
Рис. 4.1. Преобразование исходного графика нагрузки в эквивалентный
прямоугольный, двухступенчатый
Преобразование заданного или реального графика на-
грузки трансформатора в эквивалентный прямоугольный
график. В соответствии с рис. 4.1 исходный график нагруз-
ки преобразуют в эквивалентный прямоугольный таким
образом:
на исходном графике проводят линию номинальной мощ-
ности трансформатора Sном,т>
пересечение линии номинальной мощности с исходным
графиком продолжительности Т позволяет выделить учас-
ток наибольшей продолжительности Н'\
оставшуюся часть исходного графика нагрузки разбива-
ют на m интервалов Д/, исходя из удобства проведения
средней линии нагрузки в каждом интервале, а затем по
графику определяют средние значения sHi, sH2,sHm;
вычисляют начальную загрузку /<31 эквивалентного
графика по формуле
__	1	-\f 5111 ~Ь sh2 4~ •• • 4~ snm
^ном.т <$ном,т »	А/, -f- Дй, -р A/m
(4.1)
где SH| — начальная нагрузка, кВ-A (MB-A); Si10M,t — но-
минальная нагрузка, кВ-А (МВ-А);
6—847
82
Выбор силовых трансформаторов предприятия
Гл. 4
участок Н' на исходном графике разбивают на п интер-
валов А//, исходя из удобства проведения средней линии на-
грузки в каждом интервале, а затем по графику определя-
ют средние значения s„p s\,,s'n;
предварительно определяют перегрузку К'П эквивалент-
ного графика
-	Sh2
Кп=—
^ном,т
1
Аном.т
X
(SH1 )2 А/71 + (sh2)2A//2 +  • • + (sHn}&Hn
И" 4- AHn
(<2)
где S'2 — перегрузка, кВ-A (MB-А);
полученное значение Кп сравнивают с К max (рис. 4.1)
исходного графика нагрузки: если Кп^0,9Кmax, то следует
принимать КП=КП; если Кп<0,9Кmax, то следует принять
Кп=0,9Ктах. Продолжительность перегрузки И в послед-
нем случае должна быть скорректирована по формуле

(0,9Атаж)?
(4.3)
По найденным значениям Н и K3i по таблицам систе-
матических суточных перегрузок (табл. 1-6 f14]), состав-
ленным при различных значениях температуры окружаю-
щей среды с учетом допустимой температуры наиболее
нагретой точки обмотки, равной 140 СС, и равенства относи-
тельного термического износа изоляции единице при пре-
вышении средней температуры масла над температурой
окружающей среды па 6СС, определяют коэффициент
Кп.доп. Если окажется, что Кп.доп^Кп, то трансформатор
может систематически перегружаться по данному графику
нагрузки. В противном случае должны быть приняты меры
по снижению нагрузки трансформатора.
Кроме указанной систематической перегрузки трансфор-
матора, за счет суточной неравномерности графика на-
грузки допускается перегрузка за счет сезонных изменений
нагрузки. Если в летнее время (июнь, июль, август) мак-
симум типового графика нагрузки меньше номинальной
мощности трансформатора, то в зимние месяцы (ноябрь,
декабрь, январь, февраль) допускается дополнительная пе-
§ 4.2. Допустимые систематические и аварийные перегрузки 83
регрузка трансформатора с масляным охлаждением на 1 %
на каждый процент недогрузки летом, но не более чем на
15 % [15]. Независимо от системы охлаждения для указан-
ных трансформаторов возможна одновременно перегрузка
за счет суточной и сезонной неравномерности графика. Од-
нако суммарная перегрузка не должна превышать 50 % но-
минальной мощности трансформатора.
Допустимые аварийные перегрузки для двухступенча-
того графика нагрузки приводятся в табл. 8-23 [14] в зави-
симости от значений К3\, Н и температуры охлаждающей
среды. В этих же таблицах указывается и относительный
термический износ изоляции, представляющий собой отно-
шение износа изоляции при температуре наиболее нагре-
той точки обмотки за принятый промежуток времени к из-
носу изоляции при базовой температуре за тот же проме-
жуток времени.
Наряду с определением допустимых аварийных перегру-
зок по таблицам разрешается для трансформаторов с си-
стемами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц перегрузка 1,4 номи-
нальной мощности трансформатора не более 5 сут подряд
на время максимума нагрузки с общей продолжительно-
стью не более 6 ч в сутки [15]. При этом коэффициент на-
чальной загрузки не должен превышать 0,93. На время пе-
регрузки должны быть приняты меры по усилению охлаж-
дения трансформатора (включены вентиляторы дутья,
резервные охладители и т. д.).
Выбор номинальной мощности силового трансформато-
ра по заданному графику нагрузки. Если в качестве исход-
ных данных для выбора номинальной мощности силового
трансформатора задан график нагрузки, то его необходимо
предварительно преобразовать в эквивалентный двух-
ступенчатый. Учитывая, что мощность трансформатора не-
известна, для преобразования графика используют следую-
щий приближенный подход. Определяется средняя нагруз-
ка по графику
24
f
5СР = -^— •	(4-4)
Выделяется пиковая часть графика. Аналогично рас-
смотренному ранее случаю определяется коэффициент K,i
84
Выбор силовых трансформаторов предприятия
Гл. 4
и продолжительность перегрузки Н. По полученным значе-
ниям Кз\ и Н определяются из табл. 1-6 [14] допустимое
значение Лп,ДОп.
Номинальная мощность силового трансформатора нахо-
дится из выражения
=	(М)
^п,Лоп
где S*2 согласно (4.2) определяется по формуле
1 /(sLi)2 АЯ, + (5,д) ДЯ2 + ... + (S'n)2
г	лн1 + лн!1+... +^Нп
4.3.	ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ ГЛАВНОЙ ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ
ПОДСТАНЦИИ
Наиболее часто ГПП (ПГВ) промышленных предприя-
тий выполняют двухтрансформаторными. Однотрансфор-
маторные ГПП допустимы только при наличии централизо-
ванного резерва трансформаторов и при поэтапном строи-
тельстве ГПП. Установка более двух трансформаторов
возможна в исключительных случаях: когда требуется вы-
делить резкопеременные нагрузки и питать их от отдельно-
го трансформатора, при реконструкции ГПП, если установ-
ка третьего трансформатора экономически целесообразна.
Выбор мощности трансформаторов ГПП производится
на основании расчетной нагрузки предприятия в нормаль-
ном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей
организации по реактивной мощности. В послеаварийном
режиме (при отключении одного трансформатора) для на-
дежного электроснабжения потребителей предусматривает-
ся их питание от оставшегося в работе трансформатора. При
этом часть неответственных потребителей с целью сниже-
ния нагрузки трансформатора может быть отключена.
В настоящее время энергоснабжающая организация за-
дает для проектируемых и действующих предприятий зна-
чение оптимальной реактивной мощности передавае-
мой из энергосистемы в сеть предприятия в период макси-
мальных нагрузок энергосистемы. Если энергосистема не
обеспечивает предприятие полностью реактивной мощно-
§ 4.3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов 85
стью в указанный период, то на предприятии должны быть
установлены компенсирующие устройства мощностью
<2к.у=<2р + Д(2т-<291>	(4-6)
где QP — расчетная реактивная мощность предприятия;
Дфг — потери реактивной мощности в трансформаторах
ГПП.
Выбор номинальной мощности трансформаторов ГПП
в зависимости от исходных данных и может осуществляться
по графику нагрузок (см. § 4.2) или по полной расчетной
мощности
$рд=К^2 + <?э1 ,	(4.7)
где Рр2 — расчетная активная мощность предприятия.
Если на ГПП устанавливаются два трансформатора, то
номинальная мощность каждого из них определяется по
условию
SHOMiT>Sp;a/2.0,7.	(4.8)
В аварийных условиях оставшийся в работе трансфор-
матор должен быть проверен на допустимую перегрузку
с учетом возможного отключения потребителей III катего-
рии надежности
l,4SHOM,T>SPs.	(4.9)
Выбор мощности однотрансформаторных ГПП или
ГПВ производится по средней нагрузке (Siioh,t>ScP) с про-
веркой перегрузочной способности трансформатора в ча-
сы максимальной нагрузки
5Р<^,ДОП5НОН,Т>	(4Ю)
где /Сп.доп определяется по табл. 1-6 [14] в зависимости ог
Кз1 и Н, которые ориентировочно можно определить по ха-
рактерным для данного вида производства типовым суточ-
ным графикам, приведенным в [2].
Технико-экономическое обоснование выбора трансфор-
маторов ГПП (ПГВ). Число трансформаторов (или авто-
трансформаторов), устанавливаемых на ГПП, часто при-
нимается равным двум. Обычно в начальный период экс-
плуатации устанавливают один трансформатор, а затем
второй. В дальнейшем при росте нагрузки установленные
86
Выбор силовых трансформаторов предприятия
Гл. 4
трансформаторы заменяют более мощными, для чего при
проектировании предусматриваются фундаменты под тран-
сформаторы, следующие по шкале мощностей, установлен-
ной ГОСТ. Для ГПП промышленных предприятий в основ-
ном используют трансформаторы с номинальной мощно-
стью 10, 16, 25, 40, 63 МВ-А. Однако в ряде случаев можег
быть целесообразной установка сразу трансформаторов
большей мощности.
Для решения этого вопроса выполняется технико-эко-
номическое сравнение вариантов по (3.5). Одновременно
с выбором номинальной мощности трансформаторов следу-
ет предусматривать экономичные режимы их работы, кото-
рые характеризуются минимумом потерь мощности в транс-
форматорах при работе их по заданному графику нагрузки.
При этом надо учитывать не только потери активной мощ-
ности в самих трансформаторах, но и потери активной
мощности, возникающие в системе электроснабжения по
всей цепочке питания от генераторов электростанций до
рассматриваемых трансформаторов из-за потребления
трансформаторами реактивной мощности. Эти потери на-
зывают приведенными в отличие от потерь в самих транс-
форматорах
ДРт = ДРх+/<2ДРк	(411)
и определяют по формуле
дР; = др; + ^др;,	(4 12)
где ЛРх=ДРх4-Аи,пЛфх — приведенные потери XX транс-
форматора, учитывающие потери активной мощности в са-
мом трансформаторе, и создаваемые им в элементах всей
системы электроснабжения в зависимости от реактивной
мощности, потребляемой трансформатором; ДРК =ДР„-|^
4-Ки,пАфк — приведенные потери КЗ; ДРХ — потери мощ-
ности XX трансформатора (в расчетах их принимают рав-
ными потерям в стали трансформатора); ДРК — потери
мощности КЗ (приближенно их принимают равными поте-
рям в меди обмоток трансформатора); Кп,п — коэффициент
изменения потерь, принимается равным 0,02 кВт/квар для
трансформаторов, присоединенных непосредственно к ши-
нам подстанции, и К„,п=0,1 4-0,15 для трансформаторов
напряжением 10—6/0,4 кВ, питающихся от районных сетей;
g 4.3. Выбор чисаа и мощности силовых трансформаторов 87
K3=SHr/SHOH.T — коэффициент загрузки трансформатора;
5нг — фактическая или расчетная нагрузка трансформа-
тора; AQx=SHom.t —----реактивная мощность XX транс-
форматора; AQk=SHOm,t — реактивная мощность КЗ,
потребляемая трансформатором при номинальной нагруз-
ке; /х — ток XX трансформатора, %; Ук — напряжение
КЗ трансформатора, %.
Кривые приведенных потерь мощности трансформато-
ров в зависимости от изменения нагрузки SHr показаны на
рис, 4.2, из которого следует, что при нагрузке 511г,л, со-
ответствующей точке А, целесообразно переходить на па-
раллельную работу трансформаторов. При одинаковой
мощности трансформаторов нагрузка в точке А определя-
ется по [1]
нг.Л иом.т
I/ A’(7V—1)—*,
1	ЛРк
(4.13)
где W — количество трансформаторов одинаковой мощ-
ности.
Кроме перехода на параллельную работу трансформа-
торов, большой экономический эффект дает снижение по-
терь холостого хода трансформаторов за счет отключения
части их в часы минимума нагрузок (в ночные смены, вы-
ходные дни).
Годовые потери электроэнергии в трансформаторах
состоят из потерь холостого хода и нагрузочных потерь.
Если Д? одинаковых параллельно работающих трансфор-
маторов не отключаются при
снижении нагрузки, то годовые
потери холостого хода находят
по числу часов их работы Тг
в течение года, а нагрузочные
потери — по времени наиболь-
ших потерь Ёп, ч, определяе-
мых по формуле
Рис. 4.2. Графическое определе-
ние рационального режима ра-
боты трансформаторов
Т- = (0,124 + Тга,н;ю ООО )’х
X 8760,	(4.14)
88
Выбор силовых трансформаторов предприятия
Гл. 4
где Ттах,н — время использования максимума нагрузки
предприятием в году, ч/год.
Годовые потери электроэнергии Л5а,т> кВт-ч, для трех-
фазного двухобмоточного трансформатора составляют:
1 S2
Д5 = NP Т 4- — Р —Т ,	(4.15)
ат	N гк 2 п’	'	'
*^ном,т
где Smax — максимальная нагрузка трансформатора по
графику.
Пример 4.1. Выбрать число и мощность трансформаторов ГПП, ес-
ли известно, что расчетная нагрузка предприятия составляет 16 600 кВ-А,
средняя нагрузка 13 600 кВ-А. Расчетная мощность потребителей I и И
категорий надежности составляет 75 % расчетной мощности предприя-
тия.
Решение. 1. Учитывая наличие потребителей I и II категорий на-
дежности, принимаем к установке два трансформатора. Номинальную
мощность трансформаторов определяем по условию (4.8)
SD	16 600
-$НоМ,Т > 9 0 7 ; -$НОМ.Т = о Л 7 = 1 1 851 кВ-А.
Принимаем к установке трансформаторы с номинальной мощностью
10 000 кВ-А.
2. Проверяем перегрузочную способность трансформаторов в ава-
рийном режиме по условию (4.9)
1,4SHOM т > Sp;
1,4-10 000 < 16 600.
Условие (4.9) не выполняется. Однако потребители III категории
(по условию составляют 25 %) в аварийном режиме можно отключить.
В этом случае перегрузка трансформатора составит:
^п,ав —
16 600 — 4150
10 000
«1,3.
Такая перегрузка трансформатора допустима в течение 5 сут с про-
должительностью по 6 ч в сутки (если приняты меры по усилению ох-
лаждения трансформатора), так как начальная загрузка трансформа-
тора составляла
^31
Ser
2£цом т
16 600
2-10 000
= 0,83 <0,93.
Пример 4.2. Выбрать число и мощность трансформаторов ГПП ма-
шиностроительного завода. Годовой график нагрузок предприятия ври-
§ 4.3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
89
Рис. 4.4. Суточный график нагрузки цеха
веден на рис. 4.3, а график нагрузок за наиболее загруженные сутки
на рис. 4.4. Мощность приемников I и II категорий составляет 50 % мак-
симальной мощности предприятия. Среднегодовая температура возду-
ха 0а<=20°С.
Решение. 1. С учетом того, что на заводе имеется потребитель
I категории, намечаем к установке два трансформатора.
2.	Для определения номинальной мощности трансформаторов най-
дем среднюю нагрузку по суточному графику в соответствии с (4.4)
8-8 4- 25-2 + 20-4 + 10-64-4-4
Sep =---------- '	-----------=И.25 МВ-А.
3.	На графике выделим пиковую часть из условия Snnn>SCp и оп-
ределим коэффициенты K3t и Кп по (4.1) и (4.2), принимая вместо
SBom,7 среднее значение мощности 5ср:
„	1	, /"82.8+ 102-6 + 42.4
''•’ТмГИ-----------s-------°.’2’
90
Выбор силовых трансформаторов предприятия
Гл. 4
К' =-L- -|/-25^+2P2-4 =1 94
11,25 V 6
Полученное значение меньше, чем 0,9 Кта»= 1>98, поэтому при-
нимаем К„=1,98 и корректируем продолжительность перегрузки по
(4.3)
(Кп)2л/’	1,942-6
И =------------=----------— 5.8 ч.
(0,9Ктах)2	(0,9.2,2)?
Расчеты показывают, что уточненное значение Н незначительно от-
личается от определенного 1Г по графику, поэтому в дальнейшем будем
считать, что Я=6 ч (это допустимо, так как преобразование графика
к двухступенчатому виду выполнено по Scp).
4.	По полученным значениям К31 = 0,72 и Н=& ч при 0а=20° из табл.
4 [14] определяем допустимое значение перегрузки Кп=1,18.
5.	Определяем номинальную мощность трансформатора в соответ-
ствии с (4.5)
с —
°ном,т
з'щ 21 000
NKa ~ 2-1,18
= 8,898 МВ.А.
На основании выполненного расчета примем к рассмотрению два
варианта трансформаторов: вариант 1 — трансформаторы с номиналь-
ной мощностью 16 000 кВ .А; вариант 2 — трансформаторы с номиналь-
ной мощностью 10 000 кВ-А.
Коэффициент загрузки трансформаторов варианта 1 в часы мак-
симума нагрузки составит
к. Зтпах 25
Л3,т1-2	- 2.16 -0.78,
Z'->HOM,T Z ,О
т. е. трансформаторы будут иметь запас по мощности.
Трансформаторы варианта 2 в часы максимума нагрузки также
смогут пропустить всю мощность, так как их суммарный коэффициент
перегрузочной способности составит
^п.доп.Е = ^п,доп,сут~Ь ^п.доп.сез = 1.16 + 0,15 = 1,31;
$ДОП,Т2 = ^п.доп,Е^НОМ1Т = 1,31.2.10 = 26,2 МВ.А,
где Кп доп.сут — допустимая систематическая перегрузка за счет не-
равномерности суточного графика (Кп,доп,с}т= 1,16 по табл. 4 [14] при
//=6 ч и уточненном значении Kai=0,8); Кп.доп.сез— допустимая си-
стематическая перегрузка за счет неравномерности годового графика
(см. рис. 4.3), составляющая 15 %.
§ 4.3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов 91
6.	Проверим возможность перегрузки намеченных трансформаторов
при выходе нз строя одного из них.
Вариант 1. Прн отключении одного трансформатора мощностью
16 000 кВ-А оставшийся в работе трансформатор сможет пропустить
мощность, равную 1,25 SBom,t= 1,25-16—20 MB-А, что составляет 80'/о
мощности в режиме максимума нагрузки (коэффициент 1,25 найдем по
табл. 20 [14] в зависимости от Н—& ч и Kai=0,8), т. е. полностью обес-
печивается электроснабжение потребителей I и II категорий, а потре-
бители III категории частично должны быть отключены.
Вариант 2. При отключении одного трансформатора мощностью
10 000 кВ-А оставшийся в работе трансформатор сможет пропустить
мощность 1,25 Sbom,t=10 МВ-А, т. е. 50 % потребляемой мощности
в режиме максимальной нагрузки (здесь, как и выше, коэффициент 1,25
найден по табл. 20 [14] в зависимости от /7=5,8 уточненное значение,
иАэ1=0,5). Этот вариант также приемлем, так как питание потребите-
лей I и II категорий надежности обеспечивается (по условию состав-
ляют 50 %), а потребители III категории в аварийном режиме допус-
кается отключать.
7.	Определим экономически целесообразный рёжнм работы транс-
форматоров на основании технико-экономических данных, приведенных
в табл. 4.1. В расчетах принимаем Л’и,п = 0,05 кВт/квар (задан энерго-
системой для данного завода в соответствии с его местоположением).
Таблица 4.1. Технико-экономические показатели трансформаторов
сравниваемых вариантов
Вариант	с НОМ, Т' МВ-А	кВт	кВт	%	/х. %	К, . ТЫС. руб.
1	16	19	85	10,5	0,7	42
2	10	15	58	10,5	0,75	36,5
Потери мощности в трансформаторах согласно (4.12) составят:
вариант I
0,7
Д<2Х = 16 000	- = 112 квар;
10,5
AQK = 16 000	1 = 1680 квар;
100
ДРХ=19 + 0,05-112 = 24,6 кВт;
ВРК = 85 + 0,05-1680 = 169 кВт;
Выбор силовых трансформаторов предприятия Гл. 4
§ 4.3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
93
вариант 2
0.75
Л<2Х = 10 000—= 75 квар;
Д<2к = 10 000	= 1050 квар;
ДР' = 15 + 0,05-75 = 19 кВт;
ДР' = 58 + 0,05-1050 = 110 кВт.
Запишем приведенные потери мощности в одном трансформаторе
в следующем виде:
для варианта 1
ДР^! = ДР' + ДР* = 24,6 + К231 • 169 кВт;
для варианта 2
ДР'2= 19 + К22.110 кВт.
При двух параллельно работающих трансформаторах приведенные
потерн мощности будут определяться нз выражений;
для варианта 1
др;1п = 2ДР; + -у к1„ &р'к = 49,2 + /£„-84,5 кВт;
для варианта 2
ДР;2п=38+^ п.55 кВт;
Здесь Ка.п — новый коэффициент загрузки за счет разделения на-
грузки пополам между двумя одинаковыми трансформаторами.
Находим нагрузку, при которой необходимо переходить на парал-
лельную работу трансформаторов:
вариант 1
5я “ \ом.т (Л/ ~ ° ^7- = 16 ]Л« 8,6 МВ-А;
вариант 2
5Б = Ю Д/ 2— «5,8 МВ-А.
На рис. 4.5 показано графическое определение Sa и Sb Совпацз-
ние результатов расчета получается достаточно удовлетворительным.
Расчеты годовых потерь
мощности и влектроэнергии
выполнены для каждой сту-
пени графика нагрузок и
приведены в табл. 4.2.
8.	Определим наиболее
целесообразный вариант ус-
тановки трансформаторов.
Капитальные затраты на
варианты составят
А1 = 2А£в = 2-42 =
= 84 тыс. руб.;
К2 = 2К£о = 2-36,5 =
= 73 тыс. руб.
Амортизационные отчис-
лении
Рис. 4.5. Графическое определение Sa и
Ss
Са£ = Ка.тKi = 0,063-84 = 5,3 тыс. руб/год?
Са2 = Ка т К2 = 0,063-73 = 4,5 тыс. руб/год,
где Ка.т — коэффициент амортизационных отчислений на трансформато-
ры (по табл. 2-1 [2]).
Стоимость годовых потерь электроэнергии при Соп=О,О2 руб/(кВт-,ч)
Сп£ = 0,02-480 821-10-3 = 9,62 тыс. руб/год;
Сп2 = 0,02-616 139-Ю-3 = 12,3 тыс. руб/год.
Таблица 4 2. Потери мощности и электроэнергии в трансформаторах
Номер ступе- ни графика нагрузки	Нагрузка. кВ-А	«3	«з.п	Продол- житель- ность сту- пени, ч	Потеря мощности, кВт	Потери электро- энергии, кВт-ч
		Вариант 1				
1	1250	0,078					760	25	19 471
2	2500	0,156	—	750	28,7	21 525
3	8750	0,547	0,27	2000	55,4	11 072
4	12500	___	0,39	1250	62,1	77 566
5	17500			0,547	1500	74,5	111 725
6	22 500	—	0,703	1250	91,0	113 700
7	25 000	—	0,78	1250	100,6	125 762
			Вс	его за год	А *^а. т	480 821
94
Выбор силовых трансформаторов предприятия
Гл. 4
Продолжение табл. 4 2
Номер ступени графика нагрузки	Нагрузка, кВ. А	*3	^з.п	Продол- житель- ность сту- пени, ч	Потери МОЩНОС- ТИ, кВт	Потери электро- энергии, кВт.ч
Вариант 2
1	1250	0,125	—	760	20,7	15 732
2	2500	0,25	—	750	25,8	19 350
3	8750	0,875	0,438	2000	48,55	97 103
4	12 500	—	0,625	1250	59,5	74 356
5	17 500	—-	0,875	1500	80,1	120 164
6	22 500	—	1,125	1250	107,6	134 512
7	25 000	—	1,25	1250	123,9	154 922
			Вс	его за год	А Эа т	616 139
Суммарные эксплуатационные расходы
Сщ = 5,3-f- 9,62 = 14,92 тыс. руб/год;
Са2 = 4,6 -J- 12,3 = 16,9 тыс. руб/год.
Определим срок окупаемости
т К*~К*	^~73
ок СЭ2 — СЭ1 16,9—14,92	’ '
Расчетный срок окупаемости близок к нормативному, составляюще-
му ТИ—7+8 лет, поэтому оба варианта являются экономически равно-
ценными. Однако, учитывая будущий рост нагрузок, окончательно при-
нимаем к установке два трансформатора мощностью по 16 МВ-А.
Пример 4.3. Определить число и мощность трансформаторов, пита-
ющих завод черной металлургии, если его расчетная мощность состав-
ляет 22 MB-А; приемники I и II категорий надежности потребляют
80 % мощности. Коэффициент начальной загрузки графика не превы-
шает 0,93. В расчетах принять Ки,п=0,05 кВт/квар, время, в течение
которого трансформатор подключен к сети, Гг=8760 ч, а время исполь-
зования максимума потерь электроэнергии Гп=5000 ч. Стоимость
1 кВт ч потерь электроэнергии равна Соп=0,02 руб/(кВт-ч). Электро-
снабжение завода осуществляется на напряжение 35 кВ.
Решение. 1. Определяем число трансформаторов на ГПП завода.
Потребители электроэнергии завода относятся к 1 категории надеж-
ности электроснабжения, поэтому иа ГПП должны быть установлены
два трансформатора. Принимаем к рассмотрению два варианта: два
4.3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
95
трансформатора типа ТДН-16000/35 и два трансформатора типа
ТДН-25000/35 (табл. 4.3).
Таблица 4.3. Технико-экономические показатели и результаты
расчетов для сравниваемых вариантов
Вари- ант	ДРХ' кВт	дрн. кВт	/х, %	VB. %	к (одного трансформа- тора) , тыо. руб.	др'. кВт	ЛРк. кВт
1	21	90	0,6	8	18,6	51,6	36,7
2	29	125	0.7	8	17,2	75,6	21,78
Продолжение табл. 4.3						
Вари- ант	Л Рт, тыс. кВт	д 2 3a, т’ тыс. кВтХ Хч/г»д	Тыс. руб.	са- Ты«. руб/ год	ТЫО. руб/ ГОД	Сэ- ТЫО. руб/ год
1 2 К работь	88,3 97,4 ээффициенты i составят	635,3 771,2 загрузки тр<	37,2 34,4 шсформат	2,34 2,17 оров в и	12,71 15,4 ормальноь	15,05 17,57 л режиме
2. Проверим нагрузочную способность трансформаторов в аварий-
ном режиме — при отключении одного трансформатора. При этом дол-
жно выполняться условие
1 3$НОМ,т > $₽!
1.4$ном,т1 = 1,4.16 = 22,4 > 22;
1,4SHom.w= 1.4-25 = 35 >22.
Из расчетов видно, что по условиям работы в аварийном режиме
оба варианта проходят. Однако аварийная перегрузка первого транс-
форматора допустима только в течение 4 ч, после чего она должна быть
снижена до 16 МВ-А [14].
3. Определяем аналогично пример!' 4.2 потери мощности, электро-
энергии, капитальные затраты и эксплуатационные расходы на транс-
форматоры при условии их параллельной работы; результаты заносим
в табл. 4.3.
96
Выбор силовых трансформаторов предприятия
Гл. 4
5. Проводим технико-экономическое сопоставление вариантов на
основании срока окупаемости
т _	_ 37.2 - 34»4 = . ..
ок СЭ2 — См 17,57— 15,05	’ '
Из расчетов видно, что Ток<Та, поэтому к установке следует при-
нять два трансформатора типа ТДН-16000/35. Однако это возможно,
если состав потребителей позволяет снизить нагрузку завода с 22 до
16 MB-А на время замены поврежденного трансформатора. В против-
ном случае следует установить два трансформатора мощностью по
25 МВ-А.
4.4. ПРИМЕНЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ С РАСЩЕПЛЕННЫМИ
ОБМОТКАМИ И ТРЕХОБМОТОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
В системах промышленного электроснабжения наряду
с двухобмоточными трансформаторами на ГПП устанав-
ливают трансформаторы с расщепленной обмоткой низше-
го напряжения и в редких случаях трехобмоточные транс-
форматоры.
Трансформатор с расщепленной обмоткой имеет, как
правило, две вторичные обмотки одинакового напряжения,
рассчитанные на 50 % номинальной мощности трансформа-
тора каждая, или расщепленные обмотки разных напря-
жений (6 и 10 кВ). В последнем случае экономично реша-
ются вопросы электроснабжения, если на предприятии
имеются потребители на 6 и 10 кВ. Трансформаторы с рас-
щепленной обмоткой низшего напряжения широко приме-
няются на предприятиях с резкопеременными нелинейными
нагрузками, где относительно спокойные нагрузки под-
ключаются к одной обмотке, а резкопеременные — к дру-
гой. Благодаря повышенному реактивному сопротивлению
трансформаторов с расщепленной обмоткой применение их
позволяет отказаться от реактирования.
Тоехобмоточные трансформаторы устанавливаются на
ГПП в тех случаях, когда необходимо иметь две ступени
низшего напряжения. В этом случае преимущества трех-
обмоточных трансформаторов перед двухобмоточными за-
ключаются в следующем:
уменьшаются токи КЗ на напряжении 6—35 кВ;
не требуется установка дополнительного трансформа-
тора для получения напряжений 6—35 кВ, в связи с чем
§ 4.4.
Трансформаторы с расщепленными обмотками
97
сокращается количество коммутационно-защитных аппа-
ратов на стороне высшего напряжения;
требуется меньшая площадь для сооружения подстан.
ции.
Особенности конструктивного исполнения трехобмоточ-
ных трансформаторов сказываются на определении потерь
мощности в них. Для правильного определения потерь
ДРТ рекомендуется пользоваться выражением
АРТ = АРХ + ДРо,у + Кз.ВН ЛДк.вн + Кз.СН АРк,сн +
+ Кз.НН АРИ,НН>	(4.16)
где ДРХ — потери мощности холостого хода трансформа-
тора; ДРо.у — потребление мощности охлаждающими уст-
ройствами (учитывается при нагрузке трансформатора
более 70 %, когда по режиму работы трансформатора ра-
ботают охлаждающие установки); К3,вн — коэффициент
загрузки обмотки высшего напряжения; ДРк,вн— потеси
мощности КЗ в обмотке высшего напряжения при 100 °/о-
ной загрузке; К3,сн — коэффициент загрузки обмотки
среднего напряжения; ДРк,сн — потери мощности КЗ
в обмотке среднего напряжения при 100 %-ной нагрузке;
Кз.нн — коэффициент загрузки обмотки низшего напря-
жения; ДРк,нн — потери мощности КЗ в обмотке низшего
напряжения при 100 %-ной загрузке.
В справочных данных на трехобмоточные трансформа-
торы обычно задается величина Рк,вн-нн — потери мощ-
ности в обмотках высшего и низшего напряжений. В этом
случае потери КЗ каждой обмотки одинаковы и равны
0,5 Рк.вн-нн-
С целью учета потерь активной мощности, обусловлен-
ных потреблением реактивной мощности, определяют при-
веденные потери мощности в трехобмоточном трансформа-
торе
АРт = Рц + АРО)У + Кз.вн АР к.вн +
+ Кз,снАРк,сн+Кз.нн АРк.нн.	(4.17)
где ар; ар;вн, ар;.сн и ар;нн рассчитываются, как
и для двухобмоточных трансформаторов. Напряжения КЗ
обмоток трансформатора при заданных значениях
Wk,bh-hh> Wk, вн-сн 11 wk.ch-hh определяются из выра-
7—847
98
Выбор силовых трансформаторов предприятия
Гл. 4
жений
Ык,В = 0'5 (Нк,ВН-СН Ык,БН-НН ик,сн-нн)’
Ык.с в 0»5 (ик>вн.сн + “к.сн-нн Ык,вн.нн); И' 18)
Ык.Н = 0,5 («KiBH.HH + Ык,СН-НН Ык.ВН-Сн)-
Потери электроэнергии трехобмоточного трансформа-
тора состоят, как и у двухобмоточного трансформатора, из
потерь холостого хода и нагрузочных потерь. Однако на-
грузочные потери определяются отдельно для обмотки
каждого напряжения, поэтому формула потерь электро-
энергии в трансформаторе будет иметь вид:
~ NP*Tr 4- — (Лз>вн ^KjBH Л1.ВН + ^З.СН^К.СН ^п.СН “Ь
+ Л^.нгЛ.нн Тп.нн),	(4.19)
где N — количество параллельно работающих трансфор-
маторов; Тг — годовое число часов работы трансформато-
ра; Л1.вн, 7\сн, ^п.нн — время наибольших потерь для
обмоток высшего, среднего и низшего напряжений транс-
форматора.
Для трехфазных трансформаторов с расщепленной об-
моткой низшего напряжения расчеты производятся ана-
логично (4.17). При этом принимают Pk.hhi Рк.нн2 =
= 0,5 Рк,вн-нн — двухобмоточного трансформатора той
же мощности с нерасщепленной обмоткой.
Напряжения короткого замыкания обмоток определя-
ются из выражений
Нк,Н1 ~ Ык,Н2 = 0’5Ык,Н1-Н21	(4.20)
Ык.В = Ык,В-Н 0’5Ык,Н1-Н2’
где «к.в-н, «к,н1-н2 — напряжения КЗ между обмотками
ВН-НН1 (Н2) и НН1-НН2.
Пример 4.4. Сравнить целесообразность установки двух двухобмо-
точиых трансформаторов типа ТДН-40000/110 с напряжениями 115/
/38,5 кВ и ТДН-40000/110 с напряжениями 115/11 кВ с установкой од-
ного трехобмоточного трансформатора ТДTH-80000/110 с напряжения-
ми 115/38,5/11 кВ, если нагрузка на напряжение 35 кВ составляет
32 МВ-А, а на напряжение 10 кВ — 28 МВ-А. Трансформаторы подклю-
чены к сети в течение 8760 ч в год. Время наибольших потерь в расчетах
$ 4.4. Трансформаторы с расщепленными обмотками	99
принять равным Тп>сн=4500 ч, Т’п.нн”28^0 ч, в К„,п=0,05 кВт/квар;
Ся,о=0,02 руб/(кВт-ч).
Решение. 1. Технико-экономические данные трансформаторов,
принятые по [3], приведены в табл. 4.4. Определяем потери мощности
в трехобмоточном трансформаторе согласно (4.17)
,	0,6
ДРХ = 82 + 0,05	80 000 = 106 кВт;
Кк,в = 0.5(“к.вн-сн + “к.вн-нн “к,сн-нн ) =
= 0,5(10,5 + 17 — 6,5)= 10,5;
ик с = 0,5 (10,5 + 6,5 — 17) = 0;
ик Н = 0,5 (17 + 6,5 — 10,5) = 13;
^и.вн = 0»5Рк,вн-нн ~ Рк,сн =7’К1нн== 0,5-390= 195;
ДРИ = 185 +0,05-80000 v’— = 615;
к.ви । •	]00
Л<СН = Ю5;
„	13
ДР „„ = 195 + 0,05-80 009 -— = 247.
к.ии ।	•	Ю0
Таблица 4.4. Технико-экономические показатели сравниваемых
вариантов
Тин трансформатора	кВт	АРК. кВт	/х, %	X о S	X х х CQ Л	X X 5 3	К, тыс. руС.
ТДН-40000/110/38,5	42	175	0,65			10.4			6'2
ТДН-40000/110/11	80	215	4	—	10.5	—	58,3
ТДТН-80000/110/38,5/11	82	390	0.6	10.6	17	6.5	114
2. Приведенные потери мощности в трансформаторе составят (в рас-
четах составляющую потерь ДРО,У не учитываем ввиду отсутствия
в справочных материалах, поэтому в действительности потери в транс-
форматоре будут примерно иа 5 % больше расчетных)
\Р’Т = 106 + (0,75)2 615 + (0,4)2 195 + (0,35)2 247 = 513,5 кВт.
3. Потери электроэнергии в трехобмоточном трансформаторе опре-
деляем согласно (4.19) с учетом расчетов п. 2
ДЭат = (106-8760 + 346-2800 + 31,2-4500 + 30,3-2800) 10~3 =
= 2122,6 тыс. кВт-ч.
7*
100
Выбор силовых трансформаторов предприятия
Гл. 4
4. Определяем стоимость потерь электроэнергии в трансформаторе
Сп = ДЭат Спо = 2122,6-0,02 = 42,5 тыс. руб.
Амортизационные отчисления на трансформатор составят
Са = Аа т К = 0,063-114 = 7,2 тыс. руб.,
где Аа,т — коэффициент амортизационных отчислений на трансформатор,
принят по табл. 2.1 [2].
Эксплуатационные расходы на трехобмоточнын трансформатор
равны:
С81 = CD + Са = 42,5 + 7,2 = 49,7 тыс. руб.
Результаты расчетов для двухобмоточных трансформаторов приво-
дим в табл, 4.5.
Таблица 4.5. Технико-экономические показатели сравниваемых
вариантов
Вариант, на- пряжение. кВ	А Рх, кВт	А Рк, кВт	А Рт, кВт	4 3, _, а, т тыс. кВтХ Хч/год	тыс. руб/год	са- к тыс. руб/год	сэ- тыс. руб/год	i i
1, 110/38,5,	55	383	300,12	1584,8	71,39	6,95	78,34	110,3
110/11	160	425	368,25	1984,7 3569,5				
2, 110/38,5/	106	ВН 615	513,5	2122,6	42,5	7,2	49,7	114
/11		СН 195 НН 247						
5. Определяем экономически целесообразный вариант на основе
срока окупаемости
7 -	Н4-110,3
ок Сэа — С81	78,34 — 49,7	’ *
Из расчетов следует, что наиболее целесообразным является ва-
риант установки трехобмоточного трансформатора, так как Ток намно-
го меньше нормативного.
4.5. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ЦЕХОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Правильное определение числа и мощности цеховых
трансформаторов возможно только путем технико-эконо-
мических расчетов с учетом следующих факторов: катего-
§ 4.5. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов
101
рии надежности электроснабжения потребителей; компен-
сации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ; пере-
грузочной способности трансформаторов в нормальном
и аварийных режимах; шага стандартных мощностей; эко-
номичных режимов работы трансформаторов в зависимо-
сти от графика нагрузки.
Количество цеховых ТП непосредственно влияет на за-
траты на распределительные устройства напряжением 6—
20 кВ и внутризаводские и цеховые электрические сети. Так,
при уменьшении числа ТП (т. е. при увеличении их единич-
ной номинальной мощности) уменьшается число ячеек РУ,
суммарная длина линий и потери электроэнергии и на-
пряжения в сетях 6—20 кВ, но возрастает стоимость сетей
напряжением 0,4 кВ и потери в них. Увеличение числа ТП,
наоборот, снижает затраты на цеховые сети, но увеличива-
ет число ячеек РУ 6—20 кВ и затраты на сети напряжени-
ем 6—20 кВ. При некотором количестве трансформаторов
с номинальной мощностью Shom,t можно добиться миниму-
ма приведенных затрат при обеспечении заданной степени
надежности электроснабжения. Такой вариант будет яв-
ляться оптимальным, и его следует рассматривать как
окончательный.
Однотрансформаторные подстанции рекомендуется при-
менять при наличии в цехе (корпусе) приемников электро-
энергии, допускающих перерыв электроснабжения на вре-
мя доставки «складского» резерва, или при резервирова-
нии, осуществляемом по линиям низшего напряжения от
соседних ТП, т. е. они допустимы для потребителей III и II
категорий, а также при наличии в сети 380—660 В неболь-
шого количества (до 20%) потребителей I категории.
Двухтрансформаторные подстанции рекомендуется при.
менять в следующих случаях:
при преобладании потребителей I категории и наличии
потребителей особой группы;
для сосредоточенной цеховой нагрузки и отдельно сто-
ящих объектов общезаводского назначения (компрессор-
ные и насосные станции);
для цехов с высокой удельной плотностью нагрузок (вы-
ше 0,5—0,7 кВ-А/м2).
Иногда оказывается целесообразным применение двух-
трансформаторных подстанций при неравномерном суточ-
ном или годовом графике нагрузок. В этом случае можно
102
Выбор силовых трансформаторов предприятия
Гл. 4
изменять присоединенную мощность трансформаторов, ис-
пользуя их в более рациональных режимах работы.
Для двухтрансформаторных подстанций также необхо-
дим складской резерв для быстрого восстановления нор-
мального питания потребителей в случае выхода из строя
одного трансформатора на длительный срок. Оставшийся
в работе трансформатор должен обеспечивать электроснаб-
жение всех потребителей I категории на время замены по-
врежденного трансформатора.
Цеховые ТП с количеством трансформаторов более
двух используются только при надлежащем обосновании.
В соответствии с ГОСТ 14209—85 и 11677—75 цеховые
трансформаторы имеют следующие номинальные мощно-
сти: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВ-А. В на-
стоящее время цеховые ТП выполняются комплектными
(КТП) и во всех случаях, когда этому не препятствуют ус-
ловия окружающей среды и обслуживания, устанавливают-
ся открыто.
Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых
трансформаторов производится по удельной плотности оа
нагрузки
<jh = Sp/F,	(4.21)
где Sp — расчетная нагрузка цеха (корпуса, отделения),
кВ-А; Г — площадь цеха (корпуса, отделения), м2.
При плотности нагрузки напряжением 380 В до 0,2 кВ • А/м2
целесообразно применять трансформаторы мощностью до
1000кВ-А включительно, при плотности 0,2—0,ЗкВ-А/м2—
мощностью 1600 кВ-A. При плотности более 0,3 кВ-А/м2
целесообразность применения трансформаторов мощностью
1600 кВ-А или 2500 кВ-А должна определяться технико-
экономическим расчетом [6].
В зависимости от исходных данных различают два ме-
тода выбора номинальной мощности трансформаторов:
1) по заданному суточному графику нагрузки цеха
(корпуса, отделения) за характерные сутки года для нор-
мальных и аварийных режимов;
2) по расчетной мощности для тех же режимов.
Выбор цеховых трансформаторов в первом случае вы-
полняется аналогично выбору трансформаторов ГПП или
ПГВ.
Во втором случае выбор мощности трансформаторов
§ 4.6. Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов
103
производится исходя из рациональной их загрузки в нор-
мальном режиме и с учетом минимально необходимого ре-
зервирования в послеаварийном режиме. При этом номи-
нальная мощность трансформаторов 5ИОм,т определяется по
средней нагрузке Scp,M за максимально загруженную сме-
ну
Sm.,,~ScpM/,(NK.).	(4.22)
где N — число трансформаторов; К3 — коэффициент за-
грузки трансформатора.
Наивыгоднейшая загрузка цеховых трансформаторов
зависит от категории надежности потребителей электро-
энергии, от числа трансформаторов и способа резервиро-
вания. Рекомендуется [6] принимать следующие коэффи-
циенты загрузки трансформаторов:
при преобладании нагрузок I категории для двухтранс-
форматорных ТП Кз=0,654-0,7;
при преобладании нагрузок II категории для однотранс-
форматорных подстанций в случае взаимного резервиро-
вания трансформаторов на низшем напряжении /Сэ=0,7-1-
0,8;
при преобладании нагрузок II категории и наличии цен-
трализованного (складского) резерва трансформаторов,
а также при нагрузках III категории К3—0,9-4-0,95.
В первых двух случаях значения коэффициентов за-
грузки трансформаторов определены из условия взаимного
резервирования трансформаторов в аварийном режиме
с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе
трансформатора.
Принятые к установке силовые трансформаторы долж-
ны быть проверены на допустимые систематические пере-
грузки по условию
(4-23)
На двухтрансформаторных подстанциях дополнительно
проверяется перегрузка трансформаторов в аварийном ре-
жиме аналогично трансформаторам ГПП или ПГВ по
(4-9).
104
Выбор силовых трансформаторов предприятия
Гл. 4
4.6. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ЦЕХОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
С УЧЕТОМ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
При выборе числа и мощности цеховых трансформато-
ров одновременно должен решаться вопрос об экономиче-
ски целесообразной величине реактивной мощности, пе-
редаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до
1 кВ.
Суммарную расчетную мощность конденсаторных ба-
тарей низшего напряжения (НБК), устанавливаемых в це-
ховой сети, определяют расчетами по минимуму приведен-
ных затрат в два этапа:
1) выбирают экономически оптимальное число цеховых
трансформаторов;
2) определяют дополнительную мощность НБК в целях
оптимального снижения потерь в трансформаторах и в се-
ти напряжением 6—10 кВ предприятия.
Суммарная расчетная мощность QHK НБК составит
QhK = QhKI + QhK2>	(4.24)
где Qhki И Qh«2 — суммарные мощности НБК, определен-
ные на двух указанных этапах расчета.
Реактивная мощность, найденная по (4.24), распреде-
ляется между трансформаторами цеха пропорционально
их реактивным нагрузкам.
Выбор оптимального числа цеховых трансформаторов.
Минимальное число цеховых трансформаторов Nmin оди-
наковой мощности S40m.t, предназначенных для питания
технологически связанных нагрузок, определяется по фор-
муле
ЛИ.	«25)
где Рср.м — средняя активная мощность технологически свя-
занных нагрузок за наиболее загруженную смену; К3 —
рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора (см.
§ 4.5); ДМ —добавка до ближайшего целого числа.
Экономически оптимальное число трансформаторов /Уо,„
определяется удельными затратами 3* на передачу реак-
тивной мощности и отличается от Nmtn на величину m
Notn = Nmtn + m,	(4.26)
где m — дополнительно установленные трансформаторы;
§ 4.6.
Учет компенсации реактивной мощности
105
3*—/Сз (3Вк Звк)/Зтп—^Сз*^тп> ЗцК1 3Вк, 3Тп соответствен-
но усредненные приведенные затраты на НБК, батареи
конденсаторов напряжением выше 1 кВ (ВБК) и цеховые
ТП; 3;П = (3НК—Звк)/Зтп.
При известных составляющих 3*п оптимальное число
трансформаторов рекомендуется [16] определять по кри-
вым рис. 4.6 следующим образом:
по значениям Nmin и Зтп находится расчетная точка Л?
по значениям Nmin и &N находится расчетная точка Б;
если точка А, расположенная в зоне m графика, оказы-
вается правее точки Б этой же зоны, то к Nmtn прибавляет-
ся число т, в противном случае число (т—1).
При отсутствии достоверных стоимостных показателей
для практических расчетов допускается считать 3*п=0,5
и тогда NonT определять по (4.26), принимая значения т
в зависимости от Nmin и AN по рис. 4.7.	>
При трех трансформаторах и менее их мощность выби-
рают по средней активной мощности за наиболее загру-
женную смену РСр,ы
Рис. 4.6. Кривые определения дополнительного числа трансформаторов
по фактическим 3* при Ка=0,74-0,8 (значения 7Vmin в скобках для
Кз=0,9-т-1)
106
Выбор силовых трансформаторов предприятия
Гл. 4
Рис. 4.7. Зоны для определения дополнительного числа трансформато-
ров:
а — К3=0.7ч-0,8; б — К3=0.94-1
(4.27)
Наибольшую реактивную мощность, которую целесооб-
разно передать через трансформаторы в сеть напряжением
до 1 кВ, определяют по формуле
Qmax.t = (Л^опт 5ц0м,т)2 — Рср.м •	(4.28)
Суммарная мощность конденсаторных батарей на на-
пряжение до 1 кВ составит
^НК1 = @ср,м Qmax.-r’	(4.29)
где Qcp.m — суммарная средняя реактивная мощность за
наиболее загруженную смену на напряжение до 1 кВ.
Если в расчетах окажется, что QHki<0, то установка
батарей конденсаторов при выборе оптимального числа
трансформаторов не требуется (составляющая QHK ! в (4.27)
будет равна нулю).
Выбор мощности конденсаторных батарей для снижения
потерь мощности в трансформаторах. Дополнительная мощ-
ность Qhk.2 НБК для данной группы трансформаторов оп-
ределяется по формуле
<?нк2 = Ч-р.м Фик! Т^опт \ом.т»	(4.30)
§ 4.6.	Учет компенсации реактивной мощности	107
Рис. 4.8. Кривые определения коэффициента у для радиальной схемы
питания трансформаторов напряжением 6 (а) и 10 кВ (б)
где 7 — расчетный коэффициент, зависящий от расчетных
параметров /fpl и Лр2 и схемы питания цеховой ТП (для
радиальной схемы у определяют по рис. 4.8; для магист-
ральной схемы с двумя трансформаторами — по рис. 4.9;
для магистральной схемы с тремя и более трансформато-
рами у=Кр1/30; для двухступенчатой схемы питания тран-
Рис. 4.9. Кривые определения коэффициента у для магистральной схе-
мы питания трансформаторов при напряжении сети 6 (а) и 10 кВ (б)
108
Выбор силовых трансформаторов предприятия
Гл. 4
сформаторов от РП 6—10 кВ, на которых отсутствуют ис-
точники реактивной мощности, y=KPi/60).
Значения ЛР1 зависят от удельных приведенных затрат
на НБК и ВБК и потерь активной мощности
«Р.-'('3„-3„)/СР..-1О’>	<431)
где Ср>п — расчетная стоимость потерь (только для расчета
компенсации реактивной мощности); принимается пэ
табл. 4.6.
При отсутствии достоверных показателей Знк и Звк для
практических расчетов КР1 следует принимать по табл. 4.7.
Значения Кр2 определяют по формуле
^p2 = ^H0M.T/s,	(4.32)
где s — сечение питающей линии; I — длина линии (при
Таблица 4.6. Значения расчетной стоимости потерь СР1П
и коэффициента КР1 для объединенных энергосистем
Объединенная энергосистема	Количест- во рабо- чих смен	Расчетная стоимость по- терь Ср, П’ руб/кВт	Расчетный коэффициент удельных по- терь Кр1
Центра, Северо-Запада, Юга	1 о	52 106	24 19
	3	112	11
Средней Волги	1	64	19
	2	93	13
	3	106	12
Урала	1	56	22
	2	91	14
	3	117	11
Северного Кавказа, Закавказья	1	89	14
	2	95	13
	3	103	12
Северного Казахстана	1	76	17
	2	80	16
	3	87	14
Сибири	1	85	15
	2	85	15
	3	85	15
Средней Азии	1	64	19
	2	64	19
	3	80	16
Дальнего Востока	1	136	9
	2	136	9
	3	136	9
S 4.6.
Учет компенсации реактивной мощности
109
магистральной схеме с двумя трансформаторами — длина
участка, км, до первого трансформатора).
При отсутствии соответствующих данных допускается
значение 7<р2 принимать по табл. 4.7.
Таблица 4.7. Значения коэффициента Кр?
Мощность трансформа- т°Ра SH0M, г кВ’А	Коэффициент К при длине питающей линии 1. км Р2				
	до 0,5	0,5—1,0	1—1,5	1,5-2	выше 2
400	2	4	7	10	17
630	2	7	10	15	27
1000	2	7	10	15	27
1600	3	10	17	23	40
2500	5	16	26	36	50
Если в расчетах окажется, что QHk2<0, то для данной
группы трансформаторов реактивная мощность Qhk2 при-
нимается равной нулю.
Пример 4.5. Выбрать число и мощность силовых трансформаторов
для формовочного цеха с учетом компенсации реактивной мощности.
Средние активная и реактивная мощности цеха за наиболее загружен-
ную смену составляют: />Ср,м=26,5 МВт, <?ср,м=21,31 Мвар. Напряже-
ние питающей сети 10 кВ. Цех работает в две смены, завод располо-
жен в центральной части СССР. Удельная плотность нагрузки цеха
0,32 кВ-А/м2, потребители II категории составляют 75%. Цеховые
трансформаторы питаются по радиальной схеме, длина линий в преде-
лах 1—1,5 км.
Решение. 1. Учитывая удельную плотность нагрузки, принимаем
к установке трансформаторы с номинальной мощностью £Ном,т =
«=2500 кВ-А н с коэффициентом загрузки 0,9 (преобладают потребите-
ли II категории).
2.	Определяем минимальное число цеховых трансформаторов
Nmtn = /’cp.m/(K8ShOm.t) + ДА = 26,5/(0,9-25) + 0,2 = 12.
3.	Оптимальное число трансформаторов составит:
А0Пт = Nmin + m = 12-}- 1 = 13,
где m определено по рис. 4.7.
4.	Находим по (4.28) наибольшую реактивную мощность, которую
целесообразно передать через 13 трансформаторов:
по
Выбор силовых трансформаторов предприятия
Гл. 4
Опах.т > (^опт ^ном.т) ^*ср,м ~
= К(13-0,9-2,5)г —26,52 = 12,31 Мвар.
5.	Мощность QHKi согласно (4.29) составит
Qhki — Оср,м — Qmax,T — 21,31	12,31 — 9 Мвар.
6,	Дополнительную мощность Qhk2 определяем по (4.30)
Qhk2 = Qcp.M QhkI — 1’Мдпт Shom.t — 21,31	9 —
— 0,32-13-2,5 = 2 Мвар,
где у=0,32 согласно рис. 4.9 при /Ср1 = 12 (принято по табл. 4.6)
и /<р2=26 (принято по табл. 4.7).
7.	Суммарная мощность НБК цеха составит
Онк — Qhki + Qhk2 — 9 + 2 = 11 Мвар.
8.	Распределяем суммарную мощность НБК пропорционально ре-
активным нагрузкам трансформаторов (табл. 4.8).
Таблица 4.8. Исходные и расчетные параметры к примеру 4.5
g	Расчетная	Расчетная	Принятая	Л о	Расчетная	Расчетная	Принятая
	нагрузка	мощность	мощность	У	нагрузка	мощность	МОЩНОСТЬ
г °	®ср, м-	<211К. квар	®нк, ф’		®СР, М'	<2НК. квар	^ик, ф’
ь- S	квар		квар	Н S	квар		квар
1Т	1750	905	900	8Т	1700	877	900
2Т	1750	905	900	9Т	1780	918	900
ЗТ	1750	905	900	ЮТ	1550	800	800
4Т	1530	789	800 |	ПТ	1320	681	700
5Т	1600	825	800	12Т	1750	905	900
6Т	1550	800	800	13Т	1750	905	700
7Т	1930	995	1000	Всего	21 310	11 000	11000
§ 5.1.
Общие принципы построения схем
111
Глава пятая
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ВНУТРЕННЕГО
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
5.1.	ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ СХЕМ
ВНУТРИЗАВОДСКОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Характерной особенностью схем внутризаводского рас-
пределения электроэнергии является большая разветвлен-
ность сети и наличие большого количества коммутационно-
защитной аппаратуры, что оказывает значительное влияние
на технико-экономические показатели и на надежность си-
стемы электроснабжения.
С целью создания рациональной схемы распределения
электроэнергии требуется всесторонний учет многих фак-
торов, таких как конструктивное исполнение сетевых узлов
схемы, способ канализации электроэнергии, токи КЗ прц
разных вариантах и др.
При проектировании схемы важное значение приобре-
тает правильное решение вопросов питания силовых и ос-
ветительных нагрузок в ночное время, в выходные и празд-
ничные дни. Для взаимного резервирования рекомендуется
использовать шинные и кабельные перемычки между бли-
жайшими подстанциями, а также между концами сетей
низшего напряжения, питаемых от разных трансформа-
торов.
В общем случае схемы внутризаводского распределения
электроэнергии имеют ступенчатое построение. Считается
нецелесообразным применение схем с числом ступеней бо-
лее двух-трех, так как в этом случае усложняется комму-
тация и защита сети. На небольших по мощности пред-
приятиях рекомендуется применять одноступенчатые схемы.
Схема распределения электроэнергии должна быть свя-
зана с технологической схемой объекта. Питание приемни-
ков электроэнергии разных параллельных технологических
потоков должно осуществляться от разных источников:
подстанций, РП, разных секций шин одной подстанции. Это
необходимо для того, чтобы при аварии не останавливались
оба технологических потока. В то же время взаимосвязан-
ные технологические агрегаты должны присоединяться
112 Проектирование системы внутреннего электроснабжения Гл. 5
к одному источнику питания, чтобы при исчезновении пита-
ния все приемники электроэнергии были одновременно
обесточены.
При построении общей схемы внутризаводского элект-
роснабжения необходимо принимать варианты, обеспечи-
вающие рациональное использование ячеек распредели-
тельных устройств, минимальную длину распределитель-
ной сети, максимум экономии коммутационно-защитной
аппаратуры.
5.2.	ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ
ПРЕДПРИЯТИЯ
Внутризаводское распределение электроэнергии выпол-
няют по магистральной, радиальной или смешанной схеме.
Выбор схемы определяется категорией надежности потре-
бителей электроэнергии, их территориальным размещени-
ем, особенностями режимов работы.
Радиальными схемами являются такие, в которых элек-
троэнергия от источника питания передается непосредст-
венно к приемному пункту. Чаще применяют радиальные
схемы с числом ступеней не более двух.
Одноступенчатые радиальные схемы применяют на не-
больших и средних по мощности предприятиях для питания
сосредоточенных потребителей (насосные станции, печи,
преобразовательные установки, цеховые подстанции), рас-
положенных в различных направлениях от центра питания.
Радиальные схемы обеспечивают глубокое секционирова-
ние всей системы электроснабжения, начиная от источников
питания и кончая сборными шинами до 1 кВ цеховых под-
станций (рис. 5.1).
Питание крупных подстанций и подстанций или РП
с преобладанием потребителей I категории осуществляют не
менее чем двумя радиальными линиями, отходящими от
разных секций источника питания.
Отдельно расположенные однотрансформаторные под-
станции мощностью 400—630 кВ-А получают питание по
одиночным радиальным линиям без резервирования, если
отсутствуют потребители I и II категорий и по условиям
прокладки линии возможен ее быстрый ремонт. Если обо-
собленные подстанции имеют потребителей II категории,
то их питание должно осуществляться двухкабельной ли-
$ 5.2. Выбор схем распределительной сети предприятия
113
Рис. 5.1. Одноступенчатая радиальная схема распределения электроэнер-
гии
нией с разъединителями на каждом кабеле (подстанция
ТП4 на рис. 5.1).
Двухступенчатые радиальные схемы (рис. 5.2) с про-
межуточными РП применяют на больших и средних по
мощности предприятиях для питания через РП крупных
пунктов потребления электроэнергии, так как нецелесооб'
разно загружать основной центр питания предприятия
с дорогими ячейками РУ большим количеством мелких отхо-
дящих линий. От вторичных РП питание подается на цехо-
вые подстанции без сборных шин высшего напряжения.
В этом случае используют глухое присоединение транс-
форматоров или предусматривают выключатель нагрузки,
реже — разъединитель. Коммутационно-защитную аппара-
туру при этом устанавливают на РП.
Магистральные схемы распределения электроэнергии
применяют в том случае, когда потребителей много и ра-
диальные схемы нецелесообразны. Основное преимущество
8—847
114
Проектирование системы внутреннего электроснабжения Гл. 5
Рис. 5.2. Двухступенчатая радиальная схема распределения электро-
энергии
магистральной схемы заключается в сокращении звеньев
коммутации. Магистральные схемы целесообразно приме-
нять при расположении подстанций на территории пред-
приятия, близком к линейному, что способствует прямому
прохождению магистралей от источника питания до потре-
бителей и тем самым сокращению длины магистрали.
Недостатком магистральных схем является более низ-
кая надежность по сравнению с радиальными схемами, так
как исключается возможность резервирования на низшем
напряжении однотрансформаторных подстанций при пита-
нии их по одной магистрали. Рекомендуется питать от од-
ной магистрали не более двух-трех трансформаторов мощ-
ностью 2500—1000 кВ-А и не более четырех-пяти при мощ-
ности 630—250 кВ-А.
Существует много разновидностей и модификаций ма-
гистральных схем, которые с учетом степени надежности
§ 5.2. Выбор схем распределительной сети предприятия
115
Рис. 5.3. Одиночные магистральные схемы:
а — с односторонним питанием; б — с двухсторонним питанием
делят на две группы: одиночные магистрали (рис. 5.3)
и схемы с двумя и более сквозными магистралями
(рис. 5.4).
Одиночные магистрали без резервирования допускают-
ся только для потребителей III категории. Схемы с двумя
и более сквозными магистралями имеют высокую надеж-
ность и могут применяться для потребителей любой кате-
гории надежности.
Двойные сквозные магистрали целесообразны для це-
ховых подстанций или РП с двумя секциями сборных шин
(Ml и М2 рис. 5.4) или же для цеховых двухтрансформа-
торных подстанций без сборных шин на стороне высшего
напряжения (М3 и М4 рис. 5.4). В зависимости от пере-
даваемой мощности к каждой магистрали подключают от
двух до четырех подстанций. Секции шин ТП или РП
в нормальном режиме работают раздельно. В случае аварии
на одной магистрали ТП или РП подключают к магистра-
ли, оставшейся в работе.
8*
116 Проектирование системы внутреннею электроснабжения Гл. 5
При магистральных схемах питания цеховых подстан-
ций на вводе к трансформатору устанавливают более де-
шевую коммутационную аппаратуру в виде выключателя
нагрузки или разъединителя. Если требуется обеспечить
избирательное отключение трансформатора при его по-
вреждении или если защита на головном выключателе не
чувствительна при повреждении трансформатора, то после'
довательно с выключателем нагрузки или разъединителем
устанавливают предохранитель типа ПК, предназначен-
ный для отключения поврежденного трансформатора без
нарушения работы остальных.
В практике проектирования и эксплуатации редко при-
меняют схемы внутризаводского распределения электро-
энергии, построенные только по радиальному или только по
магистральному принципу. Сочетание преимуществ ради-
§ 5 3.
Выбор рационального напряжения сети
117
альных и магистральных схем позволяет создать систему
электроснабжения с наилучшими технико-экономическими
показателями.
5.3.	ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ
Выбор напряжения распределительной сети тесно свя-
зан с решением вопросов электроснабжения предприятия.
Окончательное решение принимают в результате технико-
экономического сравнения вариантов, учитывающих раз-
личное сочетание напряжений отдельных звеньев системы.
С применением схем глубокого ввода напряжение пер-
вых ступеней распределения электроэнергии возросло до
220 кВ. Широкому распространению напряжения 110 кВ
для небольших и средних по мощности предприятий спо-
собствует выпуск силовых трансформаторов с минималь-
ной мощностью 2500 кВ-А. Более высокое номинальное
напряжение и отсутствие промежуточных трансформаций
значительно сокращают потери электроэнергии в системе
электроснабжения.
Напряжение 35 кВ применяют для питания предприя-
тий средней мощности и для распределения электроэнергии
на первой ступени электроснабжения таких предприятий
при помощи глубоких вводов.
На предприятиях большой мощности напряжение 35 кВ
нерационально использовать в качестве основного. Оно мо-
жет быть применено для питания потребителей электро-
энергии, имеющих номинальное напряжение 35 кВ, и для
питания удаленных приемников электроэнергии.
Преимущество напряжения 20 кВ по сравнению с на-
пряжением 35 кВ заключается в более простом устройстве
сети и более дешевых коммутационно-защитных аппаратах.
По сравнению с напряжением 10 кВ при напряжении
20 кВ снижаются потери электроэнергии в элементах си-
стемы электроснабжения и токи КЗ в сетях. Однако на-
пряжение 20 кВ, как и напряжение 35 и 10 кВ, нецелесооб-
разно применять в качестве основного напряжения для пер-
вых ступеней электроснабжения больших по мощности
предприятий. Здесь возникает необходимость в более вы-
соких напряжениях.
Необходимо отметить, что, несмотря на имеющиеся пре-
118
Проектирование системы внутреннего электроснабжения Гл. 5
имущества, применение напряжения 20 кВ сдерживается
отсутствием электрооборудования на это напряжение.
Напряжения 10 и 6 кВ широко используют на промыш-
ленных предприятиях: на средних по мощности предприя-
тиях — для питающих и распределительных сетей; на
крупных предприятиях — на второй и последующих ступе-
нях распределения электроэнергии.
Напряжение 10 кВ является более экономичным по
сравнению с напряжением 6 кВ. Напряжение 6 кВ допус-
кается применять только в тех случаях, если на предприя-
тии преобладают приемники электроэнергии с номиналь-
ным напряжением 6 кВ или когда значительная часть на-
грузки предприятия питается от заводской ТЭЦ, где
установлены генераторы напряжением 6 кВ.
5.4.	ПРИМЕНЕНИЕ ТОКОПРОВОДОВ
В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИИ
Распределительные сети на территории промышленного
предприятия выполняют воздушными и кабельными линия-
ми и токопроводами. Воздушные линии позволяют экономич-
но передавать и распределять электроэнергию. Однако
сложность прокладки линий по территории промышленного
предприятия ограничивает область их применения. Ка-
бельные линии универсальны. Они могут быть проложены
в траншеях, туннелях, блоках, открыто по стенам или под
перекрытиями зданий, по галереям и эстакадам. На тер-
ритории одного предприятия можно использовать смешан-
ные способы прокладки кабелей.
В сетях 6—35 кВ промышленных предприятий распро-
странение получила система канализации электроэнергии
токопроводами. Фазы токопроводов образованы из пакетов
жестких шин или пучков гибких проводов, несущих боль-
шие потоки мощности на сравнительно небольшие расстоя-
ния. На напряжения 6—35 кВ используют открытые токо-
проводы следующих исполнений [17]:
с жесткими шинами, закрепленными на опорных изо-
ляторах с расположением фаз в вертикальной плоскости
(рис. 5.5, а);
с жесткими шинами, закрепленными на опорных или
подвесных изоляторах с симметричным расположением фаз
§ 5.4. Применение токопроводов в распределительных сетях
119
Рис. 5.5. Размещение токопроводов:
а — с жесткими шинами, закрепленными на опорных изоляторах с расположением
фаз в вертикальной плоскости; б — с жесткими шинами, закрепленными на опор-
ных нли подвесных изоляторах с симметричным расположением фаз — по верши-
нам равностороннего треугольника; в — гибкие на подвесных изоляторах
по вершинам равностороннего треугольника (рис. 5.5,6);
гибкие на подвесных изоляторах (рис. 5.5, в).
Токопроводы с вертикальным расположением фаз про-
кладывают в закрытых галереях или туннелях. Такие то-
копроводы характеризуются большими потерями в под-
держивающих и ограждающих конструкциях и значитель
ной стоимостью.
Симметричный токопровод с жесткими шинами приме-
няют как для прокладки на открытом воздухе, так и в за-
крытой галерее или туннеле. Это исполнение отличается
от исполнений с вертикальным или горизонтальным рас-
положением фаз меньшими потерями электроэнергии в
расположенных вблизи стальных конструкциях и элементах.
Токоведущие жесткие шины симметричных подвесных
токопроводов крепят опорными изоляторами к общей
стальной конструкции, подвешенной к опоре. Тип изоля-
тора зависит от напряжения токопровода, ударного тока
КЗ и условий прокладки. При прокладке на открытом воз-
духе и напряжениях 35 и 10 кВ, а также 6 кВ при загряз-
ненной атмосфере обычно применяют изоляторы ИШД-35
и ШТ-35 (или заменяющие их изоляторы ОНШ-35-2000
и ОНШ-35-ЮОО), а при напряжении 6 кВ и отсутствии за-
грязнения-изоляторы ИШД-10 (ОНШ-Ю-ЮОО). В закры-
120 Проектирование системы внутреннего электроснабжения Гл. 5
Рис. 5.6. Профильные шины:
а — коробчатого сечения из двух корытных профилей; б — профиль «двойное Т»;
в — «труба круглая»
том помещении при напряжениях 10 и 6 кВ применяют
изоляторы ОМЕ-20 и ОМД-Ю (ИО-20-3000 и ИО-Ю-2000).
Гибкие токопроводы выполняют из нескольких неизо-
лированных проводов (пучок), закрепленных равномерно
по периметру кольца и подвешенных к опоре на подвесных
изоляторах. Они имеют малые потери электроэнергии
и устойчивы к большим токам КЗ. В качестве проводнико-
вого материала для жестких шин токопроводов применяют
алюминий и его сплавы — АД31Т1 и АД31Т. Наиболее рас-
пространены при токах 1,5—2 кА шины прямоугольного
профиля; при больших токах — шины, имеющие профиль
«двойное Т», «труба круглая» и коробчатое сечение из двух
«корытных профилей» (рис. 5.6).
Пакет из двух шин корытного профиля обладает боль-
шой механической прочностью, хорошо охлаждается и име-
ет малый коэффициент добавочных потерь, характеризую-
щий неравномерность распределения переменного тока по
сечению проводника.
Шины с профилем «двойное Т» обладают также боль-
шой механической прочностью. Его применение позволяет
значительно сократить объем работ по изготовлению и
монтажу токопровода, так как значительно сокращается
объем сварочных работ.
Шины с профилем «труба круглая» имеют наилучшее
потокораспределение по сравнению с другими названными
профилями. Это компенсирует худшие условия охлаждения
шины. Трубы также удобны при изготовлении и монтаже
токопровода. Основные технические данные по рассмотрен-
ным токопроводам приведены в табл. 5.1, а составляющие
капитальных затрат на сооружение жестких симметричных
токопроводов — в табл. 5.2.
Для гибких подвесных токопроводов применяют алю-
§ 6.4. Применение токопроводов в распределительных сетях 121
Таблица 6.1. Основные технические данные токопроводов
Профиль токопровода	Площадь сечения паке- та, мм'	Длительно Допустимый ток, А	Индуктивное сопротивле- ние симметричного токо- провода, Ом «км				Электрическое сопротивле- ние Яо, Ом-км			Момент сопротивления, см£
			на открытом воз- духе с изолято- рами ИШД-35 		и к § § г с №	изоляторами ОМЕ-20 	1	е подвесными изоляторами НС-2	из алюминия 			из алюминиевого сплава АД31Т1	
Труба круглая			0,188			0,182				
100X5	1500	2280		0	17		0,019	0,022		34
140X10	4080	4180	0,171	0	158	0,164	0,007	0,008		124
210X10	6200	6280	0,148	0	135	0,142	0,005	0,005		300
250ХЮ	7500	7520	0,139	0	125	0,133	0,004	0,004		435
Корытный профиль										
2(100X45X6)	2020	3500	0,178	0	148	0,174	0,015	0,016		58
2(125Х55Х	2740	4640	0,165	0	136	0,161	0,011	0.012		100
Х6.5)										
2(150X65X7)	3370	5650	0,154	0,126		0,15	0,008	0,009		167
2(175X80X8)	4880	6430	0,146	0,118		0,142	0,006	0,007		250
Профиль «двойное										
Т»										
130X100 X8	3290	4170	0,176	0	148	0,17	0,009	0,01		132
150X120X10	5000	5680	0,167	0	14	0,162	0,006	0,006		225
180X150X10	6200	6550	0,155	0,128		0,15	0,005	0,005		345
200 X 200X10	8040	—	0,142	0	115	—	0,004	0,004		—-
миниевый провод А600 с числом проводов на фазу, равным
4, 6, 8, 10. Пропускная способность таких токопроводов со-
ответственно 4080, 6120, 8160, 10 200 А, а ударный ток КЗ
может достигать 400 кА при установке необходимого числа
междуфазных и фазных распорок.
Токопроводы по сравнению с линиями, выполненными
из большого числа параллельно проложенных кабелей,
имеют преимущества по надежности, перегрузочной спо
собности и возможности индустриализации электромон-
тажных работ. Вместе с тем токопроводы характеризуются
большими, чем у кабелей, индуктивными сопротивлениями
и большими потерями мощности при одинаковой плотности
тока. Большое индуктивное сопротивление токопровода мо-
жет привести к недопустимым потерям напряжения. Одна-
ко, если потери напряжения находятся в допустимых пре-
122
Проектирование системы внутреннего электроснабжения Гл. 5
Таблица 5.2. Составляющие капитальных вложений К*
на сооружение жестких симметричных токопроводов напряжением
6—10 кВ при стоимости 1 кВт потерь электроэнергии
Свд=40 руб/(кВт год)
Характеристика токопровода	Тип изо- лятора	Диапазон площади се- чений, мм1	Ударный ток КЗ, кА	Значения	
				fe,. Руб/км	kt, руб (кмХ Хммв)
Открытый	ИШД-35	2740—4880	60—100	64 700	14,1
			140	97 800	
			180	107 500	
			200	128 900	
Закрытый	ИШД-10	2740—4880	60—80	168 300	14,1
			100	170 100	
			140	177 300	
			180	183 300	
			200	188 900	
Закрытый	ОМЕ-20	2740—4880	100	173700	14,1
			140	184 900	
			180	195 900	
			200	206 500	
* K*=ki+2k2S	руб/км.				
делах, то повышенная индуктивность положительно сказы-
вается на ограничении токов КЗ.
Из открытых токопроводов напряжением 6—10 кВ наи-
лучшими показателями обладают симметричные подвесные
самонесущие токопроводы с жесткими шинами и гибкие
токопроводы унифицированных конструкций. Эти токопро-
воды должны использоваться в первую очередь.
На одном предприятии допускается использовать как
разные типы токопроводов, так и разные способы их про-
кладки, если это экономически целесообразно.
Выбор токопроводов производят:
по допустимому нагреву максимальным расчетным
током
Лип ^тпах* Р >	(5- 0
где /доп — длительно допустимый ток токопровода; Imax,v—
максимальный расчетный ток получасового максимума на-
грузки, который имеет место при выходе из строя одной из
двух цепей двухцепного токопровода и переключении всей
нагрузки на оставшуюся в работе цепь;
§ 5.4. Применение токопроводов в распределительных сетях
123
по экономической плотности тока в нормальном рабо-
чем режиме
S,»',/-'..	<5-2>
где /р—расчетный ток в нормальном режиме; — эконо-
мическая плотность тока в токопроводе.
Значения экономической плотности тока определяют по
формулам, приведенным в табл. 5.3.
Таблица 5.3. Экономическая плотность тока для токопроводов
различного профиля
Профиль	Экономическая плотность тока, Д/мм8, для токопроводов нз		
	алюминия	I сплава АД31Т1	I сплава АД31Т
Труба «круг- лая» «Корытный» «Двойное Т» Примеч am	К22/С0		V 18/С«
		V 19,4/С0	
		V П,8/Со	V 16,5/С0
	V 17,3/Со <е. Здесь с, = сп 0 7'п	V 17,2/С0 - стоимость I кВт	V 14,1/С0 потерь, руб/(кВт-год);
Сц 0 — стоимость 1 кВт’Ч, руб/(кВт-ч); Гп —годовое число часов использования
максимума потерь, ч.
Выбранное сечение токопровода проверяют на терми-
ческую и электродинамическую стойкость к токам КЗ [17].
Экономическую целесообразность передачи электро-
энергии симметричным токопроводом по сравнению с дру-
гими способами передачи выявляют сопоставлением при-
веденных затрат, определяемых по (3.6). При этом потерн
активной мощности в одной цепи двухцепного токопровода
при равномерной нагрузке фаз и равных сопротивлениях
определяют из выражения, кВт,
ДР = 3/р Кд Ко • Ю-3,	(5.3)
где Кд — коэффициент добавочных потерь в шинах из алю-
миния или его сплавов симметричного подвесного токопро-
вода как с опорными, так и подвесными изоляторами; для
шин из двух корытных профилей Кд=1,2; для шин про-
филя «труба круглая» Кд=1,1; для шин профиля «двойное
Т» Кд=1,4; для пакета из трех плоских шин сечением
100X10 мм при расстоянии между шинами, равном толщи-
124
Проектирование системы внутреннего электроснабжения Гл. 3
не полосы, /<д=1,6; Ro — сопротивление токопровода по-
стоянному току.
Потери реактивной мощности в этом же токопроводе
составят, квар,
AQ = 3/р х • 10-3,	(5.4)
где х — среднее значение индуктивного сопротивления фа-
зы.
Пример 5.1. Для схемы электроснабжения предприятия, представ-
ленной на рис. 5.7, выбрать токопровод, определить потери напряже-
ния в токопроводе до наиболее удаленного РП и приведенные затраты
на его строительство. В расчетах принять стоимость 1 кВт потерь элек-
троэнергии в год, равную 40 руб/(кВт-год), коэффициент мощности на-
грузок 0,8, ударный ток КЗ в начале токопровода 80 кА.
Решение. В соответствии с (5.1) принимаем к установке токо-
провод коробчатого сечения из двух корытных профилей сечением s=*
=2(100X45X6), допустимый ток токопровода выбранного сечения
/доп “3500 А.
Экономическая плотность тока для выбранного профиля шин из
сплава АД31Т1 составит (табл. 5.3)
§ 5.4. Применение токопроводов в распределительных сетях 125
Определим сечение токопровода с учетом экономической плотности
тока
s, - -ZE- = -iSSS- = 3595,5 мм?.
J J9 0,445
На основании приведенных расчетов окончательно к установке при-
нимаем токопровод сечением 2(125X55X6,5) (площадь сечения sO“
«=2740 мм2) с допустимым током /ДОп=4640 А. Выбранный токопровод
следует проверить при известных значениях тока КЗ иа электродина-
мическую стойкость.
Приведенные затраты на токопровод определяем в соответствии
с (3.6). При этом капитальные затраты составят
К=А(Л1 + 2А28п) = 1,2(64 700 + 2-14,1.2740) 10-3= 170,4 тыс. руб.,
где коэффициенты fei и k2 приняты по табл. 5.2; L — длина токопрово-
да.
Ежегодные эксплуатационные расходы определяем по формуле
Сэ — Сп Сзк,
где Са — амортизационные отчисления на реновацию и капитальный ре-
монт; Сп — стоимость потерь электроэнергии; Сэк — расходы на экс-
плуатацию, включающие в себя текущий ремонт, заработную плату
и общецеховые расходы.
Учитывая, что ежегодные эксплуатационные расходы можно пред-
ставить в виде
Сэ = (Ка 4* ^Ст,р) К 4* ^п>
запишем (3.6) следующим образом:
3 — (Кн + ^а 4* ^т,р) + Сп,
где Кв — нормативный коэффициент эффективности, равный 0,125; К„
и Кт.р — нормы отчислений на амортизацию и текущий ремонт; соглас-
но табл. 1.1 [17] принимаем их соответственно равными 2,5 и 0,5 %.
Стоимость потерь электроэнергии в токопроводе составит
(з	\
2 Ч /2р./ 10^=
»=1	/
= 40-Ю—з.6.1,2-0,012 (0,5-16002 4- 0,2-9002 4-
4-0,5.4505) 10—3 = 5,4 тыс. руб.;
3 = (0,125 4- 0,005 4- 0,025) 170,4	5,4 = 31,8 тыс. руб.
Потери напряжения на участках токопровода в нормальном режи-
ме работы (при работе двух цепей токопровода) составят:
= Ip (KR /?0 cos <р 4- *уд si"
126 Проектирование системы внутреннего электроснабжения Гл. 5
§ 5.5. Выбор рациональной системы электроснабжения	127
д^1>» 1600 (1,2*0,012-0,8 4-0,165*0,6) 0,5 = 88,4 В;
д^2== 900 (1,2*0,012*0,84-0,165*0,6) 0,2= 19,89 В;
Д^з •= 450 (1,2.0,012*0,8 4-0,165*0,6) 0,5 = 24,86 В,
где Гуд,о и хтц — удельное электрическое и индуктивное сопротивления
токопро0ода* Принятые по табл. 5.1 для прокладки токопровода иа от-
крытом 0оздУ*е.
СумР*аРнь,е потери напряжения в токопроводе до наиболее удален-
ного РУ “ставят: Д1/-ДУ1 + Л1/2+Д1/3=88,4+19,89+24,86=133,15 В.
НапРяжение иа вводах наиболее удаленного РП в нормальном ре-
жиме составит; и3„ ю 500—]/3-133,15-10269,65 В.
В а0аРииЧом режиме — при питании всей нагрузки через один то-
копровоД потери напряжения в токопроводе удиаиваются и напря-
жение На вводе РПЗ составит	10 500—2J/1* 133,15 =10039,3 В.
5.5.	ДОБОР РАЦИОНАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОЯВЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ
Окончательное решение о принятии варианта системы
электроснабжения промышленного предприятия должно
базиро^аться на основании технико-экономических показа-
телей системы в целом.
Проектирование внешнего электроснабжения рассмот-
рено в гл- 4. Внутризаводское электроснабжение по срав-
нению с внешним характеризуется решением большего
количества Вопросов, что обусловлено разнообразием техни-
ческих Решений. Сюда относятся различные уровни напря-
жений распределительных сетей, их схемы и конструктивное
исполнение, требования резервирования питания потреби-
телей 0 зависимости от категории их надежности и др.
Такое разнообразие условий затрудняет решение задачи
в общеМ виде. Однако ее можно значительно упростить ис-
ключением заведомо неравноценных вариантов. Одновре-
менно с этим следует учитывать такие показатели, как
расход проводникового материала, годовые потери элек-
троэнергии, трудоемкость прокладки питающих линий
и т. п. На основании этих показателей выбирают наиболее
целесообразный вариант.
Техрико-экономические показатели системы электро-
снабжения в целом определяются суммированием приве-
денных затрат на внешнее и внутризаводское электроснаб-
жение.
К ЕЕ ЕЕ V № ю св ЕЕ и	СО	§	5	0,07		25,4		2	со		[ 12,7	8	8	СО
	СТ	1000		0,45		СО	165	О г-	2.32		с'<7 |	8	8	2,32 1
& S О	з	1000	О	i 0.4		44.6	165	о г-	О1 ст		1 22,3	8	8	2,32
а 3 К 4>	ст	0091	1194	0,35			СТ со	о			|56,8	В	8	8
О S О со	СМ	0091	1195.	СО о		»п	3	о	см		СО 8	8	8	4,64
К св в	д	8 Й	1875	о о		108,4	3	о	4,6		1 54.2 ,	ст со	ст гм	9Г9
& св со S	©	2500	ю So	0,03		О	§	О	4,6		54,2	8	ст гм	5,15
t- св св	л	§	1	о	СО м	[ Ъ 69	ю	8	3,2	са & о II	34.7	ю СО	ст гм	4,03
е О) s	со	0091	1200	0,45	о •—4 II в X	69,4	ст	8				8	8	8
в и «и в* к	Г-	2500	1700	0,035		98,2	§	S	со	о м &	1‘6+	8	СТ гм	5,15
к о S о м	со	2500	1700	£0*0	ь Я га S	98,2	140	8	со	й се	49, 1	8	8	5,15
о W ЕЕ к	СТ	1000	§	0,65	сх га CQ	49,2	§	О	2,32	сх га са	24,6	ст ОО	8	2,32
X О) н S	«•	1000	850	СО О		49,2	8	о	2,32		24,6	8	8	2,32
о 3 и к	со	1600	1242	0,55		S	991	о	3,2		60,3	8	8	СТ ©
tl <D з ЕЕ	см	1бои	1242	0,5		<М	165	о	3,2		60,3	8	8	8 хг
ы о X X		630	536	0,02		я	СТ	со	СО		15,5	8	8	
Таблица 5.4.	№ трансформатора	<: s* й о к СО	Sp, кВ.А	L кабельной ли- нии от РУ до ТП		ь.	V ‘поп/	1 w	Кт, тые. руб.		V -а1	V ‘поИ1	W	кт, тыс. руб,	|
128
Проектирование системы внутреннего электроснабжения Гл. 5
Пример 5.2. Определить технико-экономические показатели системы
внутризаводского электроснабжения, выполненной по смешанной схе-
ме. Рассмотреть два варианта напряжения распределительной сети: 10
и 20 кВ. Схема электроснабжения приведена на рис. 5.8; данные, необ-
ходимые для расчета, приведены в табл. 5.4.
Решение. Для упрощения расчетов принято, что экономически
целесообразное сечение питающих линий, выполненных кабелем и про-
ложенных в траншеях, соответствует сечению, выбранному по нагреву
расчетным током в нормальном и послеаварийном режимах (выбор се-
чения кабеля по экономическим условиям рассмотрен в примере 3.1).
1.	Капитальные затраты каждого варианта включают в себя сто-
имость ячеек РУ с выключателями Кв, стоимость кабельных линий Кл
и стоимость силовых трансформаторов Кт, т. е. =КВ+Кл+Кт-
Таблица 5.5. Потери мощности и электроэнергии в линиях и силовых
Потери	№ трансформа							
	1	2	3	4	5	6	7 1	
	32,74	36,18	36,18	36,18	36,18	36,46	36,46	
АЭат, тыс. кВт-ч	0,44	38,9	42,79	7,72	8,36	2,51	2,51	
А Р/, кВт	1,42	2,8	2,8	2,75	2,75	3,9	3,9	
ДРК, кВт	7,6	18	18	12,6	12,6	25	25	
Л'з	0,85	0,7§	0,78	0,85	0,85	0,68	0,68	
ДРх-8760, кВт-ч	12,44	24,53	24,53	24,09	24,09	34,16	34,16	
ДР1(К2т, кВт-ч	21,96	43,74	43,74	36,42	36,42	46,25	46,25	
ДЭа т, тыс. кВт-ч	34,4	68,27	68,27	60,51	60,51	80,41	80,41	
Таблица 5.6. Потери мощности и электроэнергии в линиях и силовых
Потери	Ns трансформе							
	1	2	3	4	5	6	7	
Д РКОМ, П’ КВТ ДЭа л, тыс. кВт-ч Д Рх', кВт Д Р„, кВт Кз ДРх-8760, кВт-ч ДР„К2т, кВт-ч Д-Эа, т. тыс. кВт-ч	26,88 0,07 2,7 7,6 0,85 23,65 21,96 45,61	26,88 27 3,65 18 0,78 31,98 43,92 75,9	26,88 29,74 3,65 18 0,78 31,98 43,92 75,9	26,88 5,4 2,75 12,6 0,85 24,09 36,42 60,5	26,88 5,85 2,75 12,6 0,85 24,09 36,42 60,5	26,88 1,08 5,1 25 0,68 44,68 46,25 90,93	26,88 1,26 5,1 25 0,68 44,68 46,25 90,93	
§ 5.5. Выбор рациональной системы электроснабжения 129
Расчеты выполняем на примере первого варианта, результаты рас-
четов приведены в табл. 5.5; 5.7; 5.8. Для второго варианта результаты
расчетов приведены в табл. 5.6; 5.7; 5.8.
Определяем суммарные капитальные затраты первого варианта
Ki = ЖВ + КЛ + КТ= 15-2,34+ 11,86 + 50,06 = 97,02 тыс. руб.,
где N — число ячеек РУ с выключателями на напряжение 10 кВ (вы-
ключатели ВМП-10); Кл=Куд,лА; Куд,л— стоимость 1 км кабельной лч-
нии сечением st, выполненной кабелем марки ААБ, проложенным в тран-
шее; L —длина кабельной линии, км; Кт — суммарная стоимость цехо-
вых трансформаторов с первичным наприжением 10 кВ, тыс. руб.
Капитальные затраты определяем по УПС электрооборудования (см.
приложение).
трансформаторах (вариант 1, 1/ном=10 кВ)
ТОР» и линии
	8	9	10	11	12	13	14	15	16	X
	35,31	35,31	36,18	36,18	36,18	36,18	36,18	36,18	32,74	—
	23,13	20,56	1,87	2,5	20,7	24,14	4,23	4,75	1,06	206,17
	2,8	2,8	3,9	3,9	2,8	2,8	2,75	2,75	1,42	—
	18	18	25	25	18	18	12,6	12,6	7,6	
	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,77	0,77	0,7	—
	24,53	24,53	34,16	34,16	24,53	24,53	24,09	24,09	12,44	405,06
	40,5	40,5	56,25	56,25	40,5	40,5	29,86	29,86	14,9	623,9
	65,03	65,03	90,41	90,41	65,03	65,03	53,95	53,95	27,34	1028,96
трансформаторах (вариант 2, 17НОМ=20 кВ)
тора и линии
	8	9	10	П	12	13	14	1 15	16	
	26,88	26,88	26,88	26,88	26,88	26,88	26,88	26,88	26,88	
	8,06	7,16	1,31	1,76	14,4	15,43	2,96	3,33	0,17	124,98
	3,65	3,65	5,1	5,1	3,65	3,65	2,75	2,75	2,7	—
	18	18	25	25	18	18	12,6	12,6	7,6	—
	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,77	0,77	0,7	—
	31,98	31,98	44,68	44,68	31,98	31,98	24,09	24,09	23,65	514,26
	40,5	40,5	56,25	56,25	40,5	40,5	29,86	29,86	14,9	624,26
	72,47	72,47	100,9	100,9	72,47	72,47	53,95	53,95	38,55	1138,5
9—847
130 Проектирование системы внутреннего электроснабжения Гл. 5
Рис. 5.8. Распределение электроэнергии на напряжения 10 и 20 кВ
2.	Эксплуатационные расходы Сд состоят из стоимости потерь элек-
троэнергии в линиях Сп,л и трансформаторах СП,Т1 амортизационных от-
числений на ячейки РУ с выключателями Са,В1 на кабельные линии
Са,л и силовые трансформаторы Са т
= Сп л 4* Сп т 4* Са в + Са л -ф- Са т.
Определим потерн электроэнергии на примере первой линии
ДЭа п = ДРНом лл = 32,74-0,17-0,02-4000-10~3 =
а,л	ном, л з,л п
= 0,44 тыс. кВт-ч,
где ДРвом.л, Кв,л, L и Та означают то же, что н в примере 3.1.
Суммарные потери электроэнергии в линиях для варианта 1 при-
ведены в табл. 5.5, для варианта 2 — в табл. 5.6.
Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях варианта 1
равна
Спл=ДЭа ЛСПО = 206,17-0,016 = 3,29 тыс. руб.,
где Спо=0,016 руб/(кВт<ч)—стоимость 1 кВт*ч потерь электроэнер-
гии.
§ 5.5. Выбор рациональной системы электроснабжения
131
3.	Стоимость потерь электроэнергии в силовых трансформаторах
рассмотрим на примере первого трансформатора мощностью 630 кВ-А.
Потери энергии в трансформаторе определяем по формуле
4r=AVr + APA
где ДР, — потери активной мощности при XX трансформатора, кВт;
77=8760— годовое время, в течение которого трансформатор подклю-
чен к сети, ч; ДРК — потери активной мощности в режиме КЗ транс-
форматора, кВт;
ДЭат = (1,42-8760 + 7,6-0,852-4000) 10-3 = 34,4 тыс. кВт-ч.
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторе за год соста-
вит: Сп,т=Д5а,тСпо=34>4 0,016=0,55 тыс. руб/год.
Суммарная стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах
по вариантам приведена в табл. 5.7.
4.	Определим амортизационные отчисления Са,в на выключатели,
С,.л линии и Са,т силовые трансформаторы
Сав = Кв Ка.в = 35,1 -0,063 = 2,2 тыс. руб.;
£а,л = КлКа,Л = 11,86-0,03 = 0,356 тыс. руб.;
С8Т = КтКа/г = 50,06-0,063 = 3,154 тыс. руб.,
где Ка.в, Ка.л, Кал — амортизационные отчисления соответственно на
выключатели, кабельные линии и силовые трансформаторы напряже-
нием 10/0,4 кВ, принятые по табл. 2-1 [2] и равные соответственчо
6,3; 3 и 6,3 %.
5.	Суммарные эксплуатационные расходы в варианте 1 равны
СЭ1 = Сп л + Сп т + Са в + Са л + Са т = 3,29 + 16,46 + 2,2 +
+ 0,356 + 3,154 = 25,46 тыс. руб/год,
где значения Сп.л, Сп,т приняты из табл. 5.7.
6.	Технико-экономические показатели по варианту в целом:
приведенные затраты с учетом внешнего и внутризаводского элек-
троснабжения рассчитываем по (3.6)
3^0,125^'5;+Се1= 0,125-97,02 + 25,46 = 37,6 тыс. руб/год;
потери электроэнергии
АЭа1 = ДЭал + ДЭ8Т = 206,17 + 1028,96 = 1235,13 тыс. кВт-ч}
расход цветного металла о обмотках трансформаторов
16
Ст = 2 Gui =2-0,201 + 4-0,29 + 6-0,46 + 4-0,5 = 6,32 т,
»=1
где бц i—масса металла обмоток трехфазного трансформатора, раз-
9*
132
Проектирование системы внутреннего электроснабжения Гл. 5
Таблица 5.7. Технико-экономические показатели силовых
трансформаторов и кабельных линий
Вариант, номиналь- ное напря- жение	Потери энергии в трансфор- маторах Л 5a. т’ тыо. кВтХ Хч	Потери энергии в линиях А Э а, л’ тыс. кВт»ч	Суммар- ные поте- ри элект- роэнергии дэа. тыс. кВт» ч	Стоимость потерь электро- энергии в трансфор- маторах Сп, Г ТЫС, руб. ГОД	Стоимость потерь электро- энергии в линиях Св, л’ тыс. руб. ГОД	Расход цвет, кого металла на обмотки трансформа- торов 6 , т
I, 10 кВ 2, 20 кВ	1028,96 1138,5	206,17 124,98	1235,13 1263,48	16,46 18,23	3,29 2	6,32 7,166
ная соответственно 0,2; 0,29; 0,46; 0,5 т для трансформаторов мощное»
тыо 630; 1000, 2500 кВ-A на напряжение 10/0,4 кВ [13].
Результаты расчетов для варианта 2 приведены в табл. 5.7 и 5.8.
Анализ полученных расчетов показывает, что наиболее рациональ-
ным вариантом внутризаводского электроснабжения является вариант
1, имеющий меньшие капитальные затраты и эксплуатационные рас-
ходы.
Пример 5.3. Определить технико-экономическне показатели транс-
форматора связи с энергосистемой (рис. 3.8, 3.9) и наиболее рацио-
нальный вариант электроснабжения предприятия, учитывая результа-
ты расчетов примеров 3.2 и 5.2.
Решение. 1. Рассмотрим вариант 2 (пример 3.2).
Капитальные затраты состоят из стоимости двух трансформаторов
ТД-16000/35 (для третьего варианта ТДН-16000/110) и стоимости
Таблица 5.8. Технико-экономические показатели вариантов
Рариант. номиналь- ное напря- жение	Тип выклю- чателя, тран- сформатора, марка кабеля	Капитальные затраты и а трансформа- торы /<т, тыс. руб.	Капитальные затраты на линии Кл. тыс. руб.	Капитальные затраты на ячейки с вы- ключателями К , тыс. руб.	Суммар- ные капи- тальные затраты /<, тыс. руб.
1, 10 кВ 2, 20 кВ	ВМП-10, ТМ, ААВ ВМП-20, ТМ, ЛАБ	50,06 91,84	11,86 27	35,1 (15x2,34) 48 (15X3,2)	97,02 166,84
Выбор рациональной системы электроснабжения
133
двух вводов с разъединителями типа РНД-35/630 (РНД-110/630) и ко-
роткозамыкателями типа КРН-35 (КЗ-110), установленных в ОРУ на
железобетонных конструкциях:
Ку = К +К +К =2-18,61 4-2-0,076 + 2-0,055=37,5 тыс. руб.
2.	Определим потери энергии в трансформаторах
ДЭа.т = N (ДРх Тр + АРК К2а Та) = 2 (17,8-8760 +
+ 90-0,583?»4000) = 556,8 тыс. кВт-ч/юд.
3.	Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах составит:
Сп т = Д5а ТСПО = 556,8-0,016 = 8,91 тыс. руб/год.
4.	Определим амортизационные отчисления на трансформаторы,
разъединители и короткозамыкатели
Сат = л'т Ка 1 — 0,063-2-18,6 = 2,344 тыс. руб/год;
Са р = Кр Д'а р = 0,063-2-0,076 = 0,01 тыс. руб/год;
Са кз = Ккз Ка Кз = 0,063-2-0,055 = 0,007 тыс. руб/год.
5.	Суммарные эксплуатационные расходы равны:
Сэ = Св.т + Са.т + Са.р + Са кз = 8,91 + 2,344 + 0,01 + 0,007 =
= 11,27 тыс. руб/год.
6.	Приведенные затраты в рассматриваемом варианте составят:
3 = 0,125Кх+Сэ = 0,125-37,2+11,27= 15,92 тыс. руб/год.
7.	Расход цветного металла в обмотках трансформатора равен:
6Т = ЛС2 = 2-3,3 = 6,6 1.
8	Результаты расчета для варианта 3 приведены в табл. 5.9,
системы внутризаводского электроснабжения
Амортизаци- онные отчис- ления иа сило- вые трансфор- маторы Са, т, тыс, руб. год	Амортизаци- онные отчис- ления на линии Са л. тыс, руб, год	Амортизаци- онные отчис- ления иа ячейки с вы- ключателями с иа, в* тыо. руб. год	Эксплуатаци- онные рас- ходы сэ, тыс, руб. год	Приведенные затраты тыс, руб. год
3,16	0,36	2,2	25,46	37,6
5,786	0,81	3,024	29,85	50,71
134
Проектирование системы внутреннего электроснабжения Гл. 5
§ 6.1.
Общие сведения о коротких замыканиях
135
На основании сравнения показателей системы внешнего и внутри»
заводского электроснабжения окончательно принимаем вариант с на»
пряжением питающих линий 110 кВ и распределительных сетей 10 кВ,
имеющий наименьшие приведенные затраты.
Глава шестая
РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
6.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЯХ
Основной причиной нарушения нормального режима
работы системы электроснабжения является возникнове-
ние КЗ в сети или в элементах электрооборудования вслед-
ствие повреждения изоляции или неправильных действий
обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обу-
словленного выходом из строя электрооборудования при
протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления
нормального режима работы системы электроснабжения не-
обходимо правильно определять токи КЗ и по ним выби-
рать электрооборудование, защитную аппаратуру и сред-
ства ограничения токов КЗ.
При возникновении КЗ имеет место увеличение токов
в фазах системы электроснабжения или электроустановок
по сравнению с их значением в нормальном режиме
работы. В свою очередь, это вызывает снижение напря-
жений в системе, которое особенно велико вблизи ме-
ста КЗ.
В трехфазной сети различают следующие виды КЗ:
трехфазные, двухфазные, однофазные и двойные замыка-
ния на землю.
Трехфазные КЗ являются симметричными, так как
в этом случае все фазы находятся в одинаковых условиях.
Все остальные виды КЗ являются несимметричными, пос-
кольку при каждом их них фазы находятся не в одинако-
вых условиях и значения токов и напряжений в той или
иной мере искажаются.
Наиболее распространенным видом КЗ являются одно-
фазные КЗ в сетях с глухо- и эффективно заземленной
нейтралью. Значительно реже возникают двойные замыка-
ния на землю, т. е. одновременное замыкание на землю
136
Расчет токов короткого замыкания
Гл. 6
разных фаз в различных точках сети, работающей с изо-
лированной нейтралью.
Расчетным видом КЗ для выбора или проверки пара-
метров электрооборудования обычно считают трехфазное
КЗ. Однако для выбора или проверки уставок релейной
защиты и автоматики требуется определение и несиммет-
ричных токов КЗ.
Расчет токов КЗ с учетом действительных характери-
стик и действительных режимов работы всех элементов си-
стемы электроснабжения сложен. Поэтому для решения
большинства практических задач вводят допущения, кото-
рые не дают существенных погрешностей:
не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источ-
ников питания, входящих в расчетную схему;
трехфазная сеть принимается симметричной;
не учитываются токи нагрузки;
не учитываются емкости, а следовательно, и емкостные
токи в воздушной и кабельной сетях;
не учитывается насыщение магнитных систем, что по-
зволяет считать постоянными и не зависящими от тока ин-
дуктивные сопротивления всех элементов короткозамкну-
той цепи;
не учитываются токи намагничивания трансформато-
ров.
В зависимости от назначения расчета токов КЗ выбира-
ют расчетную схему сети, определяют вид КЗ, местополо-
жение точек КЗ на схеме и сопротивления элементов схе-
мы замещения. Расчет токов КЗ в сетях напряжением до
1 кВ и выше имеет ряд особенностей, которые рассматри-
ваются ниже.
6.2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В УСТАНОВКАХ
НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ
В зависимости от мощности источника питания пред-
приятия при расчетах токов КЗ выделяют два характер-
ных случая: КЗ в цепях, питающихся от системы беско-
нечной мощности, и КЗ вблизи генератора ограниченной
мощности. Системой бесконечной мощности условно счи-
тают источник, напряжение на шинах которого остается
практически неизменным при любых изменениях тока
в подключенной к нему цепи. Отличительной особенностью
§ 6.2. Расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1 кВ
137
такого источника является малое собственное сопротивле-
ние по сравнению с сопротивлением цепи КЗ.
Для систем электроснабжения промышленных предпри-
ятий типичным случаем является питание от источника
неограниченной мощности. В этом случае можно считать,
что в точке КЗ амплитуда периодической слагающей тока
КЗ во времени не изменяется, а следовательно, остается
также неизменным в течение всего процесса КЗ и ее дей-
ствующее значение /$=/£’=/«>.
Если на предприятии имеется собственный источник
питания (обычно ТЭС) или питание осуществляется от
источников, расположенных вблизи данного предприятия,
то /<? =У=/пл #=^оо и значение периодической слагающей то-
ка КЗ в момент времени t следует определять по рас-
четным кривым.
Расчет токов КЗ в установках напряжением выше I кВ
имеет ряд особенностей по сравнению с расчетом токов КЗ
в установках напряжением до 1 кВ. Эти особенности за-
ключаются в следующем:
активные сопротивления элементов системы электро-
снабжения при определении тока КЗ не учитывают, если
выполняется условие rs<(xs/3), где г % и х%— суммарные
активные и реактивные сопротивления элементов системы
электроснабжения до точки КЗ;	\
при определении тока КЗ учитывают подпитку от дви-
гателей высокого напряжения: подпитку от синхронных
двигателей учитывают как в ударном, так и в отключае-
мом токе КЗ; подпитку от асинхронных двигателей —толь-
ко в ударном токе КЗ.
Для расчета токов КЗ составляют расчетную схему си-
стемы электроснабжения и на ее основе схему замещения.
Расчетная схема представляет собой упрощенную одно-
линейную схему, на которой указывают все элементы си-
стемы электроснабжения и их параметры, влияющие на
ток КЗ. Здесь же указывают точки, в которых необходимо
определить ток КЗ. Схема замещения представляет собой
электрическую схему, соответствующую расчетной схеме,
в которой все магнитные связи заменены электрическими
и все элементы системы электроснабжения представлены
сопротивлениями.
Расчет токов КЗ выполняют в именованных или отно-
138
Расчет токов короткого замыкания
Гл. 6
сительных единицах. Если расчет выполняют в именован-
ных единицах, то для определения тока КЗ необходимо
привести все электрические величины к напряжению сту-
пени, на которой имеет место КЗ. Для приведения исполь-
зуют следующие соотношения:
^.р
Aip
^пр — Д(Ят1К12Кт3, ... , К
тп)>
= ^(КТ1КТ2ЯТЗ,......Ктп);
= /('----------1--------\
\ Кт1К12КтЗ> •••  ^тп /
Zn[) = Z(ATlKT2AT3,... Я1П)2;
•*пр =	^т2 ^тЗ> ••• » Ктп)2»
..., КТп)2>
(6.1)
где Е, U, I, Z, х, г — соответственно ЭДС, напряжение,
ток, полное, индуктивное и активное сопротивления, при-
водимые к ступени с точкой КЗ; Кть К-л, Мгз, .... К™ — ко-
эффициенты трансформации последовательно включенных
трансформаторов, определяемые в направлении от источ-
ника питания к ступени с точкой КЗ. В практических рас-
четах токов КЗ обычно вместо номинальных напряжений
используют средние значения напряжений.
При расчете в относительных единицах все величины
сравнивают с базисными, в качестве которых принимают
базисную мощность Se и базисное напряжение Uq. За ба-
зисную мощность принимают мощность одного трансфор-
матора ГПП или условную единицу мощности, например,
100 или 1000 МВ-А.
В качестве базисного напряжения принимают среднее
напряжение той ступени, на которой имеет место КЗ
([7ср=6,3; 10,5; 21; 37; 115; 230 кВ). Сопротивления эле-
ментов системы электроснабжения приводят к базисным
условиям в соответствии с табл. 6.1.
Рассмотрим расчет токов КЗ при питании предприя-
тия от системы бесконечной мощности. Обычно мощность
питающей системы и ее сопротивление неизвестны, а в ка-
честве исходных данных принимают одно из условий:
считают, что мощность системы не ограничена (Sc=
= оо), точка КЗ значительно удалена от источника пита-
ния, сопротивление системы до точки присоединения по-
требителей принимают равным нулю;
§ 6.2. Расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1 кВ
139
Рис. 6.1. Зависимость Р" от рас-
четного сопротивления:
1 — для турбогенераторов; 2 — для гид-
регенераторов с успокоительной обмот-
кой; 3—для гидрогенераторов без ус-
покоительной обмотки
если известны значения сверхпереходного I" и устано-
вившегося /оо токов КЗ на шинах подстанции, питающей
предприятие, то сопротивление системы до точки КЗ оп-
ределяют по значениям этих токов;
если известны типы выключателей, установленных на
подстанции, питающей предприятие, то принимают значе-
ние сверхпереходного тока на шинах подстанции равным
току отключения выключателя и по этому току определяют
сопротивление системы от шин подстанции до источника
неограниченной мощности.
Сопротивление системы хсл в относительных единицах
при заданных токах I" и 1Ж определяют в зависимости ог
параметра р"=/"//то по расчетным кривым, приведенным
на рис. 6.1. Значения хс*>1 следует принимать при 0"<1
только для удаленных от энергосистемы точек, например
для кабельных или воздушных сетей напряжением 6—
10 кВ, удаленных от источника питания несколькими транс-
формациями.
Если известны технические данные выключателя, уста-
новленного на подстанции, питающей предприятие, то со-
противление между источником неограниченной мощности
и подстанцией, на которой установлен выключатель, опре-
деляют по номинальному току отключения выключателя
/ном, от или по мощности отключения выключателя
Таблица 61. Выражения для определения сопротивлений элементов системы электроснабжения
в базисных единицах
Элемент системы электроснабжения	Исходный параметр	Сопротийлепие элемента, отн. ед.
Генератор	ff xdt. иом ^иомГ, МВ’А	_ »	$б ~ xrf,. ном S - °номР
	< - % ^номГ, МВ'А	x'd SG x* =	 100 SH0Mf
Энергосистема	SR, МВ-А	x = -^- * Sk
	^пом отк	x =	s*	 T 3 /HOM.OTK ^6
	Х*С’ ном -$ном. с> МВ-А	—	^6 X* — Я*С,НОМ Q ^HOM.C
Трансформатор двухобмоточ- ный	«К. % Shom. т> МВ-А	_ Uli ^6 100 SH0MiT
I
Автотрансформатор н трехоб- моточный	трансформатор (схема замещения — звезда)	“к, В-С> % “к, В-Н’ % “к. С-Н> % Shom.t — номинальная мощность трансформатора нли проход- ная мощность автотрансфор- матора, МВ-А	ХВ«— 200 (“к.в-с + “к,в.н— ' -$б ~ “к,с-н) с	> ^ном.т 1 ХС, = 200 (“к.в-с + “к,с-н~ , $б - “к.В-н) с	• С’ноМ.т 1 ХН. = "^5" (“к,В-Н + “к.С-Н — . Sg — “к,В-с) с °ном,т
Трансформатор с расщеплен- ной обмоткой низшего на- пряжения	“к (В-Н) > % •$ном. т > МВ • А	_/“к.в-н _0 5 ик,Н1-Н2 \ S6 . В“ \ юо	'	100 Лном.т’ _	_ 2цк,В-Н Sg *1*	л2* 1UU Оном,т
Реактор	Хр, % Уном.р! /ном.р		 Хтр1 % /б ^НОМ,р 100 /цом,р 0^6
Линия электропередачи	Худ, Ом/км; 1, км	«б ** — худ О ul
Синхронные и асинхронные электродвигатели, ком пенса • торы	п xd ^ном.д> МВ-А	"	« <$б X = х. 		 а	о С °ном,д
Расчет токов короткого замыкания	Гл. 6	§ 6.2. Расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1 кВ
142
Расчет токов короткого замыкания
Гл. 6
*-> ном,от
X = / //	•
С* б/ НОМ,от’	zg 2)
Хс« = ^б/^к — ^б/^ном.от’
где/б= S6/y3U6.
Для определения токов КЗ на расчетной схеме намеча-
ют характерные точки КЗ, в которых токи имеют макси-
мальные значения. Как правило, это сборные шины ГПП,
РУ, РП или начало питающих линий. Точки КЗ нумеруют
в порядке их рассмотрения, начиная с высших ступеней.
На основании расчетной схемы составляют схему замеще-
ния, которую путем последовательного и параллельного
сложения сопротивлений, преобразования звезды сопро-
тивлений в треугольник и обратно приводят к простому
виду. Ток КЗ в рассматриваемой точке определяют из вы-
ражения
№ =	(6.3)
где — базисный ток той ступени, на которой рассматри-
вают ток КЗ; — суммарное приведенное индуктивное
сопротивление от источника питания до точки КЗ (если
учитывают активное сопротивление, то вместо Sx* в фор-
мулу входит 2Z* — полное приведенное сопротивление от
источника питания до точки КЗ).
Для выбора и проверки электрооборудования по усло-
вию электродинамической стойкости необходимо знать
наибольшее возможное мгновенное значение тока КЗ, ко-
торое называют ударным током и определяют по формуле
гуд = Г2/п0КУд,	(6.4)
где /по — значение периодической составляющей тока КЗ в
начальный момент (если рассматривают систему бесконеч-
ной мощности, то /по=/оо); Куд— ударный коэффициент,
зависящий от постоянной времени Та апериодической со-
ставляющей тока КЗ; 7’а=хк/(314 гк); хк и гк — соответст-
венно индуктивное и активное сопротивления цепи КЗ; зна-
чения КуД приведены в табл. 5-4 [2]. При вычислении токов
КЗ в удаленных от генератора точках ударный коэффици-
ент определяют по кривой зависимости Куд=/(Га) (рис.
6.2).
§ 6.2. Расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1 кВ
143
Рис. 6.2. Зависимость ударного коэффициента Куп от постоянной вре-
мени 1\=х!г
Наличие в системе электроснабжения двигателей высо-
кого напряжения приводит к увеличению тока КЗ за счет
подпитки места КЗ. Подпитку от синхронных двигателей
учитывают как в ударном, так и отключаемом токе КЗ.
Полное начальное значение периодической составляющей
тока КЗ при этом определяют арифметическим суммирова-
нием токов КЗ от источника питания и синхронных двига-
телей. Сверхпереходный ток Гсд, А, синхронного двигателя
(периодическая составляющая тока КЗ в начальный мо-
мент времени) определяют из выражения
/сД = -£,/Т-сд-,	(6.5)
x,d
где /номсв — номинальный ток двигателя, A; x"d —приве-
денное сверхпереходное реактивное сопротивление двига-
теля по продольной оси; Е" — приведенное значение сверх-
переходной ЭДС, отн. ед., в начальный момент КЗ, которое
можно принимать по табл. 6.2 или определять по формуле
cos2 <рном + (sin фном + x''d)2,	(6.6)
где cos фном — номинальный коэффициент мощности в ре-
жиме перевозбуждения.
Ударный ток от синхронных двигателей определяют по
(6.2), при этом значение Л'уя при отсутствии точных дан-
ных ориентировочно можно принимать равным 1,82 для
двигателей типа СДН.
144
Расчет токов короткого замыкания
Гл. 6
Т а б л и ц а 6.2. Значения ЭДС
Источники	£,(иом)
Синхронный компенсатор Синхронный двигатель Асинхронный двигатель	1,2 1,1 0,9
Максимальный ток подпитки от асинхронных двигате-
лей при трехфазном КЗ на их выводах определяют по фор-
муле
'>•== 1^2	(67>
где хап, — расчетное индуктивное сопротивление двигате-
ля, отн. ед. (если принять среднее значение хлд. =0,2, то
в ориентировочных расчетах 1ад равно 6,5 /номдд).
Если источником питания предприятия являются, кроме
системы бесконечной мощности, генераторы, то в расчетах
нельзя принимать равенство 1по=1<х>, так как это приведет
к большим погрешностям. Ток КЗ в начальный момент вре-
мени складывается из тока КЗ от системы бесконечной
мощности и периодической слагающей тока КЗ от генера-
торов в момент времени t~0. Преобразованная схема за-
мещения относительно точки КЗ может в общем случае
иметь любое количество ветвей, что определяется количе-
ством источников питания. При наличии двух и более ис-
точников питания (или генерирующих ветвей — двигателей
высокого напряжения в режиме КЗ) возможна их замена
эквивалентным источником, если они находятся приблизи-
тельно в одинаковых условиях по отношению к месту КЗ.
Объединение одноименных источников питания допустимо
при условии
-ft*1-*- =0,4 и-2,5,	(6.8)
•$2
где Si, S2— мощность первого и второго источников пита-
ния; Xi», х2*— соответствующие сопротивления от источни-
ков питания до точки КЗ, приведенные к базисной мощно-
сти.
Если ЭДС источников не равны, но выполняется условие
§ 6.2. Расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1 кВ
145
(6.8), то эквивалентную ЭДС для двух ветвей схемы заме-
щения определяют по формуле
р _____У\ ^2* У2
сэкв*	,
У1 + У2
(6.9)
где y^l/x^-, у2=\/х2*.
При равенстве £1,=£2, очевидно, что £ЭКв *=£i< =^2*.
При преобразовании схемы замещения часто возникает
задача разделения так называемых связанных цепей (рис.
6.3, а). Для определения токов от каждого источника пита-
ния используют коэффициенты распределения. Исходную
схему (рис. 6.3, а) приводят последовательно к лучевому
виду (рис. 6.3,6 и в). Принимают значение периодической
составляющей тока в рассматриваемой точке КЗ за едини-
цу (Лю* = 1) и находят коэффициенты распределения Кр,
определяющие долю участия в токе КЗ каждого источника
питания. Для рассматриваемого случая двух ветвей Kpi +
4-Кр2=1. Учитывая эквивалентное сопротивление хэкв» ис-
точников питания относительно общей точки А, коэффици-
енты распределения можно записать в виде
= All* ~ *ЭКв*/*1*> |	(g |Q)
Др2 ^П2*	*^ЭКв*^2*» '
где хЭКБ*=*1**2*/(л'1*+л-2*) .
Результирующее сопротивление от источника питания
до точки КЗ после преобразования схемы составит (рис.
6.3, б)
Рис. 6.3. Преобразование схемы замещения связанных цепей
10—847
146
Насчет токов короткого замыкания
Гл. 6
Токораспределепие по ветвям должно быть неизменным
до преобразования схемы и после, поэтому справедливы
следующие равенства:
*рез1* =	1	J2)
•Крез’* ~ -'"резя^рг-	J
Периодическую составляющую тока в рассматриваемой
точке КЗ определяют по формуле
/п0 = —,	(6-13)
Хрез*
где £"— ЭДС источника, отн. ед.; хрез*— результирующее
сопротивление цепи КЗ, приведенное к базисным условиям.
Токи в ветвях схемы замещения составят
Л101	Л1О^р1>
Лю2 ~ AlO ^р2-
(6.14)
Пример 6.1. Определить ток трехфазного КЗ в точках К1 и №
(рис. 6.4, а). Питание потребителей осуществляется от системы беско-
нечной мощности. Параметры, необходимые для расчета, приведены иа
рис. 6.4, а. Расчет выполнить в базисных единицах.
Решение. 1. Принимаем за базисные единицы номинальную мощ-
ность трансформатора 5б=5ном,т=6,3 МВ-А н среднее напряжение сту-
пени с точками КЗ (7б = ПСр = 6,3 кВ. Определяем базисный ток по (6.2)
/б =
£б
/з1/б
6,3
1,73-6,3
= 0,578 кА.
2. Составляем схему замещения (рис. 6.4, б) и нумеруем ее элемен-
ты в порядке нх расположения от системы бесконечной мощности в
иаправленин к точкам КЗ.
3. Определяем в соответствии с табл. 6.1 сопротивления элементов
схемы замещения в базисных единицах.
Трансформаторы Т1 н Т2
АР|( -$б
ri* — гг* — „	„
•^ном.т *^ном,т
46,5-10-з 6,3	......
= 0,0074;
6,3
2	-$б
* -Shom.t
6,3
Х—2 3— = 0,1046
6,3
6,3
— (0,0074)2 X
§ 6.2. Расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1 кВ
147
$0 = °°
*с=0
.38,5 кВ
6,3 МВ-А
•38,5/6,3 кВ
Z Рк=46,5 кВт
ин = 10,5°/,
• 6,3 кВ
rM=0,4 Ом/км
хуА = 0,33 ° м/ км
1 = 2 км
*5
0,0066
С/кВ
ТЗ
КЛ гуА=О,62 Ом/км
хУА=О,083 Ом/км
~7~ 1=0,5 км "1
КЛ
гуА=1,24 Ом/км
хУА =0,091 Ом/км
I =0,05 км
К2
74
6,3 кВ
кл
Гуд = /,94 Ом/км
Худ =0/02 Ом/км
I = 0,04 км
r's
0,049
гч
0,0098
К1
*6
0,00065
0,0123
кг
*ч
0,0007
*)
Рис. 6.4. Исходная схема
(а) и схема замещения (б) к примеру 6.1
Воздушная линия
Sfi	6,3
хв* = *уд 1 2 =0,4-2 б,з2 =0,127;
/-8*= гуд/-% = 0.33-2 ^- = 0,1048.
Кабельные линии
= *уд / “% = 0,091 -0,05= 0,0007;
^2	6,3.
Г4* = Гуд I -% = 1,24.0,05	= 0,0098;
иб
6,3
х^ = 0,083-0,5	= 0,0066;
10*
148
Расчет токов короткого замыкания
Гл. 6
6,3
г5*= 0,62-0,5-—— = 0,049;
6,32
6,3
хвф = 0,102-0,04	0,00065;
6,32
6,3
ret = 1,94-0,04 ——- = 0,0123.
6,32
Суммарное сопротивление до точки KI
= Ч/’Ч + *3, + ч =0,0523 4- 0,127 4- 0,0007 = 0,18;
г21< = ru/r2. 4- г3* 4- г4, = 0,0037 4-0,1048 4- 0,0098 = 0,1183.
Суммарное сопротивление до точки К2
х22, =	4-	4- Ч ~ ° >0523 4- 0,127 4- 0,0066 4- 0,00065 =
= 0,187;
r= Т2*	?5* 4~ ^6* = 0,0037 4" 0,1048 4“ 0,049 4~ 0,0123 = 0,17.
Так как условие г2<х2/3 не выполняется, то в обоих случаях в
расчетах учитывают активные сопротивления.
4. Ток КЗ в рассматриваемых точках составит
/б	0,578
7	— Г------------------— 2,69 кА;
2*1	]/ 0,182 4-0.11832
,	/б	0,578
1к,К2~ 7	~ г----------- =2,28 кА.
22« У 0,18724-0,172
5. Определяем ударный ток в точках К1 и К2. Находим ударный
коэффициент по кривой, представленной на рис. 6.2, в зависимости от
отношения х2|г2.
Для точки Kt у = —£1*_ =	= 1,52; Куд1= 1,1,
al г21,	0,1183
Для точки К2 Т&2 = ——— = О'1**7 . = 1,1; КУдг= 1,05.
т22»	0,17
Ударный ток в рассматриваемых точках составит
fyJIl = КУД1	= 1,1-1,41 -2,69 = 4,17 кА;
«__» = Что 1^2 К2 = 1 .°5' 1 >41 -2,28 = 3,38 кА.
Пример 6.2. Определить ток трехфазного КЗ в точке К1 (рис.
6.5, а), если питание предприятия осуществляют от системы бесконеч-
ной мощности и генераторов Г1 н Г2. Параметры, необходимые для рас-
чета, приведены на рис. 6.5, я.
§ 6.2. Расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1 кВ 149
4^0,121 ^0,121
E*=1fl73 ЕЦ=1,073 У а)
Рис. 6.5. Исходная схема (а), схема замещения (б) и свернутая схема
замещения (в) к примеру 6.2
Решение. 1. Составляем схему замещения и принимаем за ба-
зисную мощность Se=100 МВ-А, за базисные напряжения 17б = 115 кВ,
{76=6,3 кВ (основная ступень). Базисный ток составит 7в=5б/ ]/"3£7в=
= 100/(1,73-6,3) =9,2 кА.
2. Определяем сопротивления элементов схемы замещения в базис-
ных единицах согласно табл. 6.1.
Воздушная линия напряжением НО кВ
Sfi	ЮО
xi* ~ х2* ~	— =0,4-80	— 0,24.
г г-	110-
Трансформатор мощностью 16 МВ-А
ик 5б _ Ю.5 ЮО л
*3* Xi* 100 SH0M т 100	16
Реактор
х   *р’%	О^ном.р _ 4-9,2-6 _ р gg
6*~ 100	/ном.р f/c 100-1-6,3 ~ ’
150
Расчет токов короткого замыкания
Гл. 6
Генератор
„	100
^.=х7. = ^^ = 0,121—=1,6.
Кабельная линия
100
х8, = худ I —f- = 0,091 -0,5 —— = 0,115,
U26	6,3.
3. Из схемы замещения (рнс. 6.5. б) видно, что сопротивления х3„
х4. и %5. соединены между собой в треугольник. Для нахождения тока
в точке К/ преобразуем треугольник в эквивалентную звезду. Сопро-
тивления эквивалентной звезды x^t х4* и x$t определяем по формулам
»	*3* х5»	0,656-0,35
х =-------з*__5»----=-------->------.------ . 0 138.
Хз* + -*а»+хб*	0,656-|-0,656 + 0,35
,	Хз*	0,656-0,656
х, =-------———-------=---------------:------= 0 26•
хз* + xs* + Xg* 0,656 + 0,656 + 0,35
-	х5,х44	0,656-0,35
х _________———------------------------------= 0 138.
5* хд* + х4:> + х5я, 0,656 + 0,656 + 0,35
4.	Определяем суммарные сопротивления со стороны системы и ге-
нераторов до нулевой точки эквивалентной звезды (рнс. 6.5, в)
х2с. =	+ х4. = 0,12 + 0,26 = 0,38;
Xyj-| —— х^р2* ~= Xg* "+ Xg* —— 1,6 + 0,138 = 1,738.
5.	Так как генераторы имеют одинаковые параметры, то их можно
объединить
х^у* = х^/-]=== 1,738/2 = 0,87;
£	. = Erjt - ЕГ2. = 1,073.
экв* 21	’
Объединять систему бесконечной мощности и генераторы нельзя,
поэтому определяем токи с помощью коэффициентов распределения.
Находим эквивалентное сопротивление хэкв, от источников питания
в соответствии с (6.8), коэффициенты распределения и результирую-
щие сопротивления до точки КЗ по (6.9) и (6.10)
х2с.х2Г. 0,38-0,87	_
Хякм =------------=--------------= 0,264;
Ха. + х^.	0,38 + 0,87
§ 6.2. Расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1 кВ 151
j, ___ *экв* ___ 0,264
Лр2 ~ XW ~ 0,87
0,3;
*рез» = *акв* + л’в* = 0,264 + 0,115 = 0,379;
Хрез,* = Хрез/Kpi = 0,379/0,7 = 0,542;
Хрезг* = *рез/^рг = 0,379/0,3 = 1,26.
6.	Определяем токи в точке К1 отдельно от энергосистемы и гене-
раторов
1
/к.с —/°°— „
Xpeai*
'»-ТйГ9’2 = |6’9А
1к,1----ЛюГ-
Е"
♦ 
Хрезг*
1,073
/б~~ 1,26
9,2 = 7,84 кА.
Суммарный ток КЗ в точке К/ равен
1*,К1 =/к.с + 1к.г = >6.9 + 7,84 = 24,74 кА.
Пример 6.3. Выполнить расчет примера 6.2 в именованных едини-
цах.
Решение. 1. Определяем сопротивления элементов схемы заме-
щения и одновременно приводим их к ступени с напряжением Ucx>-=
=6,3 кВ.
Воздушная линия 110 кВ
/ Ua , \2	/ 6,3 \2
^ = Хг = х /Г—«12. = о,4.8Э -7?- =0,096 Ом.
\ “111, )	\ 11° /
Трансформатор
t/cp
ха = х4 = — --------—
100 SHOm,t
“к
10,5 6,3-
100
16
= 0,26 Ом.
Реактор
v ОЛ	и
Хр, /О	L'11OM,P
100 -1ЛГ
> ° ‘ НОМ, р
---------=0,139 Ом.
100 1,73-1
4
6
Генератор
xd ^ср
Хд — Х-] — с
+юмГ
0.121.6.33 Л Л
------------_ о,04 0М,
7,5
Кабельная линия
х8 = хуД/ = 0,091-0,5 = 0,046 Ом.
2.	Преобразуем треугольник сопротивлений Хз, х4 н х5 в эквива-
152
Расчет токов короткого замыкания
Гл. 6
лентную ввезду
.	х.х„	0,26-0,139
х-, =------—----=----------:’-----------------=	0,055	Ом;
3 *s + *« + *6	0,26 4-0,264-0,139
’	xtx4	0,26-0,26
хл ----------—---=----------L——2---------= 0,103	Ом;
xs 4-х4 4- х5 0,26 4-0,26 4- 0,139
х'5 = х'3 = 0,055 Ом.
3.	Определяем суммарные сопротивления со стороны системы бес-
конечной мощности и генераторов
х2с = -^-4-х'=0,0484-0, 103 = 0,151 Ом;
х^р/ == хр.Г2 = хб ® -^4 4“ 0,055 = 0,695 Ом;
х^р — Х£Г 1^/х £Г2 ~ 0,3475 Ом.
4.	Определяем эквивалентное сопротивление от системы и генера-
торов, коэффициенты распределения и результирующие сопротивления
0,151-0,3475
^эвв —- '	——	— 0,105 Ом;
хЕс + ххг 0,151 4-0,3475
0,105
—-----= 0,7;
0,151
0,105
—-----= 0 3;
0,3475
Kpi
*энв
^экв
^рг — х
xsr
^рез —^экв 4“ хв = 0,105 4- 0,046 = 0,151 Ом;
хрезг = Лрез/^р! = 0,151/0,7 = 0,216 Ом;
*резг = Л'рез/Лрг = 0,151/0,3 = 0,5 Ом.
5. Токи в точке К.1 от источников питания составят
6,3
-----1-----= 16,86 кА;
1,73-0,216
/,
1,073-6,3
---------= 7,82 кА.
1,73-0,5
,	^СР
'к,С -	~—— —
г 3 Хреа1
f" I/.
* СР_____
3 *рез2
Суммарный ток КЗ в точке К/
/к.К/=7к.с + /к,г= 16,86 4-7.82 = 24,68 кА.
Сравнение результатов расчетов, выполненных в именованных
и относительных единицах, показывает, что онн отличаются только на
значение погрешности, обусловленной округлениями в расчетах.
§ 6.3.
Определение токов трехфазного КЗ
153
/°
*номГ
6.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКОВ ТРЕХФАЗНОГО КОРОТКОГО
ЗАМЫКАНИЯ В ЗАДАННЫЙ МОМЕНТ ВРЕМЕНИ
При выборе коммутационной аппаратуры необходимо
звать токи трехфазного КЗ для моментов времени />0.
В практических расчетах рекомендуется [18] определять
периодическую составляющую тока по расчетным кривым.
Расчетные кривые представляют собой зависимость от
времени периодической составляющей 7п,<г тока КЗ от ге-
нератора, отнесенной к начальному току КЗ /пог, при раз-
ных удаленностях точки КЗ, построенные для моментов
времени до 0,5 с.
Удаленность точки КЗ характеризуется отношением то-
ка 1^Г к номинальному току генератора 7^омГ, приведенно-
му к ступени напряжения, на которой находится точка КЗ,
и определяемому по формуле
~11омГ----,	(6.15)
K3C/cpCOS ФноМГ
где Рномг — номинальная мощность генератора, МВт;
cos <рномг — номинальный коэффициент мощности генера-
тора.
Представленные на рис. 6.6, а кривые являются универ-
сальными и построены для расчета токов КЗ от турбогене-
раторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов
независимо от их типа, параметров и конструктивных осо-
бенностей.
Определение периодической составляющей тока в мес-
те КЗ от генератора (или группы генераторов) по кривым,
приведенным на рис. 6.6, а, сводится к вычислению тока КЗ
в начальный момент времени (см. § 6.2) /пОг. вычислению
отношения полученного тока к номинальному току генера-
тора (/пог//2омг) и нахождению In.tr/Inor по полученному
значению относительного тока для момента времени I.
По найденным значениям In.tr/lnor и /пог определяют ток
КЗ в момент времени 1
<в16>
‘пОГ
Метод расчетных кривых целесообразно применять
в тех случаях, когда точка КЗ находится у выводов генера-
154
Расчет токов короткого замыкания
Гл. 6
Рис. 6.6. Кривые изменения во времени тока КЗ синхронной машины
при разных удаленностях точки КЗ:
а — прн питании КЗ от генератора; б — при питании КЗОТ генератора и системы
тора. Генераторы, значительно удаленные от точки КЗ,
и энергосистема в расчетах должны заменяться одним ис-
точником с неизменным напряжением на шинах. В отдель-
ную группу следует выделять генераторы, непосредствен-
но питающие КЗ. При этом вычисление токов по расчет-
ным кривым выполняют отдельно для каждой ветви,
образованной источниками питания. Целесообразно иметь
небольшое число ветвей, так как в противном случае рас-
четы усложняются, а точность их не повышается.
Для промышленных предприятий наиболее характер-
ным является наличие источника бесконечной мощности
и генераторов, соединенных с точкой КЗ через общее сопро-
тивление (рис. 6.3, а). В этом случае ток в месте КЗ через
время t можно определить, используя совместно кривые
Л.щ/Люг =f(t) и In.tr/lnor =f (Д.<z//noz) , приведенные соот-
ветственно на рис. 6.6, а и б, если отношение Inor/In's не
превышает 0,5.
Расчет токов выполняют в такой последовательности:
§ 6.3.
Определение токов трехфазного КЗ
155
Рис. 6.7. Расчетные кривые для определения тока КЗ от
синхронного двигателя
определяют отношения 1п0Г/^омГ и lnOr/InCZ для началь-
ного момента времени (/=0);
по кривой In.trJIuor —f(t) (рис. 6.6, а) по найденному
значению 1пСГИ°юмГ для заданного момента времени t оп-
ределяют отношение In.trHuor и по нему по соответствую-
щей кривой /пог/^пох (рис. 6.6,6) находят отношение
/п,/х//пох;
по значению /п,/г//пох и найденному ранее току /пох оп-
ределяют ТОК Zn.zz.
При наличии синхронных электродвигателей напряже-
нием выше 1 кВ, создающих подпитку точки КЗ, ток под-
питки для момента времени t определяют по кривым, пред-
ставленным на рис. 6.7, для двигателей разных типов.
Пример 6.4. Определить ток трехфазиого КЗ для момента времени
/=0,15 с в точке К1 схемы, представленной на рис. 6.8, а, где приведе-
ны также необходимые для расчета параметры элементов схемы.
Решение. 1. Составляем схему замещения (рис. 6.8,6) и опре-
деляем сопротивления элементов схемы замещения в именованных еди-
ницах.
Трансформаторы
«к,% и«	Ю,4 38,5?
ЮО SH0MT	100	40
Синхронный двигатель
„	38,5?
X3 = xd, Т-----= 0,2 —Z-----= 59,3 Ом.
* ^ном ,Д	5
156
Расчет токов короткого замыкания
Гл. 6.
г = 10км	М2 1=3мл
хул=0,08£0м/ш хул=О,О77 Ом/км
|Д£кВ
—>
Т2
16ЫЬ-К
4*= 10,07.
сдн
5МВ-А
Рис, 6.8. Исходная схема (а) и схема замещения (б) к примеру 64
Кабельные линии
ха = Худ I = 0,086*10 = 0,86 Ом;
х5 = 0,77-3 = 0,231 Ом.
2.	Определяем суммарные сопротивления от энергосистемы хЕС
и двигателя хгд до общей точки
х^ = х^ + х^ = 3,85 + 0,86 = 4,71 Ом;
х£д = х3 + х4 = 59,3+9,27 = 68,6 Ом.
3.	Находим эквивалентное сопротивление хЭкв, результирующие со-
противления и коэффициенты распределения согласно (6.10)—(6.12)
+схХд 4,71-68,6
Х0КП = ^с + ^д“ 4,71 +68,6 = 4,42 Ом:
хрез = хэкв + х5 = 4,42 + 0,231 = 4,651 Ом;
ЛР1 =	= 4,651/4,71 = 0,94;
*ра = хаш/+д = 4,651/68,6 = 0,06;
*рез1 = *рез/Кр1 = 4,651/0,94 = 4,95 Ом;
•Крезг = Хрез/Ара = 4,651/0,06 = 77,5 Ом.
4.	Токи в точке КЗ от энергосистемы и двигателя составят
,	£>ср 1-38,5
Д° /д 1/7	1,73-77,5	’ К ’
г хреза
§ 6.4.
Расчет несимметричных токов КЗ
157
^ср
Г Зхре3(
38,5
1,73 4 95
= 4,5 кА;
W/ = 7До + С = °.287 + 4>5 = 4>787 кА-
<	5. Определяем ток в точке К1 для момента времени 7=0,15 с. Для
двигателя типа СДН по кривым, приведенным на рис. 6.7, для момента
времени /=0,15 с находим отношение 7д,тДдо=О,65. Ток от двигателя
в точке КЗ будет равен /д,/ = 0,65-0,287=0,187 кА.
Суммарный ток в точке КЗ для момента времени 7=0,15 с составит
=/Д1/+/с =4,5+0,187=4,687 кА.
6.4. РАСЧЕТ НЕСИММЕТРИЧНЫХ ТОКОВ КОРОТКОГО
ЗАМЫКАНИЯ
Для выбора и проверки параметров релейной защиты
и автоматики в системах электроснабжения промышленных
предприятий наряду с токами трехфазных КЗ необходимо
знать токи несимметричных КЗ (двухфазного на землю, од-
нофазного и двухфазного).
В основу расчета несимметричных КЗ положен метод
симметричных составляющих [19], согласно которому лю-
бую несимметричную систему векторов (тока, напряжения
и т. д.) можно заменить тремя условными симметричными
составляющими: прямой, обратной и нулевой последователь-
ностей (в дальнейшем величины, характеризующие прямую
последовательность, будем обозначать с индексом 1, обрат-
ную последовательность — с индексом 2 и нулевую после-
довательность — с индексом 0; вид КЗ будем обозначать
показателем рассматриваемого параметра, например
/<£’,	— соответственно периодические составляющие то-
ков трехфазного, двухфазного и однофазного КЗ).
При расчете несимметричных КЗ, как и симметричных
трехфазных КЗ, предполагают, что сопротивления всех трех
фаз одинаковы, а насыщение магнитных систем не учиты-
вается.
Протекание по фазам несимметричных токов КЗ созда-
ет в сопротивлениях фаз несимметричные падения напря-
жения, которые можно представить в виде симметричных
составляющих. Сопротивления элементов трехфазной цепи
для разных последовательностей могут отличаться друг от
друга.
158
Расчет токов короткого замыкания
Гл. 6
Рис. 6.9. Схемы замещения прямой (а), обратной (б) и нулевой (а)
последовательностей
Для расчета несимметричных токов КЗ составляют схе-
мы замещения прямой, обратной и нулевой последователь-
ностей. Схему замещения прямой последовательности
(рис. 6.9, а) составляют аналогично схеме замещения для
расчета трехфазного КЗ; опа содержит ЭДС прямой после-
довательности источника питания (генераторы создают
только симметричную трехфазпую систему ЭДС прямой по-
следовательности) и составляющую прямой последователь-
ности напряжения в месте КЗ (Лп. Для всех элементов
схемы замещения прямой последовательности индук-
тивные сопротивления соответствуют сопротивлениям при
симметричном режиме работы Xi=x<3> (х(3> — сопротив-
ление, которое принималось при расчете трехфаз-
ного КЗ).
Схема замещения обратной последовательности
(рис. 6.9, б) состоит из тех же элементов, что и схема за-
мещения прямой последовательности, за исключением ЭДС
генераторов, которая в данном случае равна нулю. Сопро-
тивления обратной последовательности для элементов, у ко-
торых изменение порядка чередования фаз не оказывает
влияния на взаимоиндукцию с соседними фазами (транс-
форматоры, реакторы, линии), принимают равными сопро-
тивлениям прямой последовательности X2=*i. Синхронные
машины имеют разные сопротивления прямой и обратной
последовательностей. В качестве приближенных соотноше-
ний допускается принимать для турбогенераторов и машин
с продольно-поперечными демпферными обмотками x2~x'd
[19]. Для асинхронных электродвигателей сопротивление
обратной последовательности можно считать равным х2~х".
Сопротивление обратной последовательности обобщенной
нагрузки можно принимать равным х2*=0,35, считая на-
грузку отнесенной к полной рабочей мощности и среднему
§ 6.4.
Расчет несимметричных токов КЗ
159
номинальному напряжению той ступени, к которой она при-
соединена.
Схему замещения нулевой последовательности
(рис. 6.9, в) составляют при несимметричных КЗ на землю.
Токи нулевой последовательности представляют собой одно-
фазный ток /о, разветвленный между тремя фазами. Воз-
вращение токов 3 70 происходит через землю, а если линия
защищена тросом, то по тросу и земле.
Составление схемы замещения нулевой последователь-
ности следует начинать от точки, где возникла несиммет-
рия, считая, что в этой точке все фазы замкнуты между
собой накоротко и к ней приложено напряжение нулевой
последовательности UK0- Чтобы получилась замкнутая цепь
для прохождения токов нулевой последовательности, в схе-
ме должна быть хотя бы одна заземленная нейтраль. Если
таких нейтралей несколько, то полученные цепи включа-
ются параллельно. Сопротивление, через которое заземле-
на нейтраль трансформатора, генератора, двигателя, на-
грузки, должно вводиться в схему нулевой последователь-
ности утроенным.
Для синхронных машин токи нулевой последовательно-
сти создают практически только магнитные потоки рассея-
ния статорной обмотки, которые, как правило, меньше, чем
при токах прямой или обратной последовательностей, при-
чем это уменшение сильно зависит от типа обмотки. В рас-
четах для синхронных машин величину х0 принимают рав-
ной (0,15—0,6)х".
Значение сопротивления нулевой последовательности
трансформатора Хо зависит от конструкции и схемы соеди-
нения обмоток трансформатора. Прохождение токов нуле-
вой последовательности возможно только в трансформато-
рах, имеющих со стороны повреждения обмотку, соединен-
ную в звезду с заземленной нейтралью. На рис. 6.10
приведены основные варианты соединения обмоток и схемы
замещения двух- и трехобмоточных трансформаторов,
а в табл. 6.3 — сопротивления нулевой последовательности
для данных трансформаторов.
Для двухобмоточных трансформаторов при соединении
обмоток У/Д ЭДС нулевой последовательности трансфор-
матора расходуется целиком на проведение тока той же
последовательности только через реактивность рассеяния
160
Расчет токов короткого замыкания
Гл. 6
Рис. 6.10 Основные варианты соединения обмоток трехобмоточных
трансформаторов и схемы их замещения
§ 6.4.	Расчет несимметричных токов КЗ	161
Таблица 6.3. Сопротивление обратной последовательности силовых трансформаторов	
Тип трансформатора н соединение его обмоток	Сопротивление нулевой последов ате л ьности
Низшее напряжение выше 1 кВ	
Трансформатор любого типа с соеди- нением обмоток У/Л	х0=х1
Трехфазная группа из однофазных трансформаторов, трехфазный че- тырех- или пятистержневой транс- форматор с соединением обмоток: y/Y у/у	8	* II	II
Трехфазный трехстержневой транс- форматор с соединением обмоток: y/Y у/у	*o=Xi+V, :	= °-34-1 По рис. 6.10, б
Трехобмоточные трансформаторы с соединением обмоток: y/A/Y У/Д/У	х0 = хвн + хсн По рис. 6.10, д
	хаI хнн
у/Д/Д	° ВН *сн+хнн
Низшее напряжение до 1 кВ	
Двухобмоточные трансформаторы с соединением обмоток Y/y	Zo(5<-10) Zt r0=(10-e-16) ri
д/у	Zo=(0,74-l) Zt Го=Г1
y/Jt	Zo=(0,14-0,3)Zf го=О,5Г1
обмотки, соединенной в треугольник, так как этот ток не
выходит за пределы данной обмотки. В схеме замещения
это отражено закорачиванием ветви хнн, что означает гра-
ницу циркуляции токов нулевой последовательности. Если
обмотки соединены по схеме у/у, то предполагается, что
на стороне обмотки НН обеспечен путь для тока нулевой
последовательности, т. е. в цепи этой обмотки имеется еще
11—847
162
Расчет токов короткого замыкания
Гл. 6
одна заземленная нейтраль (см. на рис. 6.10 пунктир). При
схеме соединения обмоток в схеме замещения пунк-
тирная часть будет отсутствовать.
Для трехобмоточных трансформаторов пути циркуляции
токов нулевой последовательности определяют аналогично
двухобмоточным трансформаторам.
В приведенных схемах замещения показана реактив-
ность намагничивания нулевой последовательности транс-
форматора Хцо, значения которой в зависимости от конст-
рукции трансформатора указаны в табл. 6.3.
В воздушных линиях токи нулевой последовательности,
протекающие в трех фазах линии, возвращаются в зазем-
ленные нейтрали сети через землю. Поэтому воздушную
линию трехфазного тока можно заменить эквивалентной
схемой из трех двухпроводных линий провод—земля. Соп-
ротивление нулевой последовательности определяют как
сумму сопротивлений самоиндукции xl линии провод—зем-
ля и взаимоиндукции ее хм с соседними фазами. Направ-
ление тока нулевой последовательности по фазам одинако-
вое, поэтому x0=Xl+Xm. Сопротивление нулевой последо-
вательности воздушных линий зависит от конструктивного
исполнения линии (одноцепная, двухцепная) и наличия за-
земляющих тросов, предназначенных для защиты линий от
прямых ударов молнии. В приближенных расчетах значе-
ние Хо можно определять по отношению х0/хь приведенно-
му ниже [19]:
Характеристика линии
Одиоцепная линия без тросов......................... 3,5
То же со стальными тросами.......................... 3
То же с тросами, выполненными из цветного металла . .	2
Двухцепная линия без тросов......................... 5,5
То же со стальными тросами.......................... 4,7
То же с тросами, выполненными из цветного металла ...	3
Для кабельных линий высокого напряжения (трехжиль-
ные кабели) сопротивление нулевой последовательности
принимают из соотношения х0«= (3,54-4,6)хь
В случае применения токоограничивающих реакторов
в системе электроснабжения в расчетах принимают Хо~хь
так как взаимоиндукция между фазами реактора сказыва-
ется незначительно.
При расчете токов несимметричных КЗ в сетях напря-
§ 6.4.
Расчет несимметричных токов КЗ
163
жением ниже 1 кВ учитывают не только индуктивные, но
и активные сопротивления всех элементов системы электро-
снабжения, способных повлиять на значения тока КЗ.
В расчетах допускается считать, что полные сопротивления
прямой и обратной последовательностей для невращающих-
ся машин и аппаратов равны между собой zi»z2. Для шин
и кабелей такое равенство справедливо только для актив-
ных сопротивлений. Индуктивные сопротивления можно
принимать: для шин и аппаратов x0»2xi; для трехжильных
кабелей х0~4Х]; для четырехжильных кабелей xo~2,5xi.
Расчет токов и напряжений при несимметричном КЗ.
Для определения токов и напряжений в месте КЗ схему за-
мещения каждой последовательности, как и в случае трех-
фазного КЗ, преобразуют к простейшему виду и определя-
ют суммарные сопротивления каждой последовательности
Xie, х2х, Хох относительно точки КЗ.
На основании выводов, приведенных в [19], абсолютный
ток поврежденной фазы для любого вида КЗ определя-
ют через ток прямой последовательности
/1"’= К(л> 7Й‘,	(6.17)
где п — индекс вида КЗ; — коэффициент пропорцио-
нальности, значения которого составляют: при трехфазном
КЗ К(3) = 1; при двухфазном КЗ 7С(2)=]/Г3; при однофаз-
ном КЗ /С<1> = 3;Еф— ЭДС источника пита-
ния; х£>— суммарное сопротивление до точки КЗ, равное:
при трехфазном КЗ =х12, при двухфазном КЗ х£2) =
=Xie+x22, при однофазном КЗ х^ =x]S4-x2S+x0S.
Начальное значение периодической составляющей тока
КЗ при заданном суммарном сопротивлении определяют по
формуле, Ом,
/<£> = /<(п> Е" = /<(">	(6.18)
^3^	х%>
при расчете, отн. ед.,
р"
(6.19)
Ударный ток определяют аналогично (6.4)
= /2 /$	(6.20)
11*
164
Расчет токов короткого замыкания
Гл. 6
где значения Куд для двухфазного и трехфазного КЗ рав-
ны между собой.
Определение периодической составляющей тока КЗ для
любого момента времени до 0,5 с выполняют с использова-
нием расчетных кривых.
Фазные напряжения в месте КЗ определяют с исполь-
зованием метода симметричных составляющих
= ^к.л/ + ^к.лг+ ^и.ло:
Ч.к,В ~ У.к,А1а2 "Ь	+ £^к,Л0»
У.К.С ~ ^К.А/ О + ^к.ЛЛа2 + ^к,Л0’
(6.21)
. 2л
где а=е 3 —оператор; а значения симметричных состав-
ляющих Uk,a\, U„,A2, Uk,ao определяют по формулам
У&, - ?»- Щ, = И1!л, I (*« +
Ч.к,}А2 ~ Lk,A2IX2Z ~	(к,Д/ /Л22>
^к'.ЛО = /к.Ло/^ОХ ~	_[к?А1 iX0T,>
^А.-^-^А.^-^А.!^
^А2 =~	= L^A, = %,-
(6.22)

Пример 6.5. По схеме, представленной на рис. 6.11, а, определить
токи трехфазного, двухфазного и однофазного КЗ в точке К/ в на-
чальный момент времени.
Решение. 1. Составляем схемы замещения прямой, обратной
и нулевой последовательностей. Схема замещения прямой последователь-
ности ие отличается от схемы замещения для расчета токов трехфаз-
ного КЗ (рис. 6.11,6). Схема замещения обратной последовательности
отличается от схемы замещения прямой последовательности только от-
сутствием ЭДС источников питания, так как для всех элементов схемы
справедливо равенство х} = к2. Поэтому в дальнейших расчетах при оп-
ределении параметров составляющих обратной последовательности бу-
дем пользоваться схемой, представленной на рис. 6.11,6.
Прежде чем составить схему замещения нулевой последовательно-
сти, необходимо определить пути циркуляции токов нулевой последова-
тельности. Со стороны генератора обмотка трансформатора соединена
в треугольник, а это означает, что в цепи генератора токи нулевой пос-
ледовательности не проходят, а следовательно, сопротивление генерато-
Расчет несимметричных токов КЗ
165
ВЛ 1=20 км
1(3}=8кК	Xl=Ofl Ом/км
1(1}=6,8кК х0=2,2 Ом/км
52,5 МВ-А
Е*=1,17
x'd*=0,195
6,3 кВ
5
49,12
~ГУ^'	° 1,17~ 115 о
\/3
Рис. 6.11. Исходная схема (а) и схемы замещения обратной (б) и ну-
левой (в) последовательностей
ра в схему замещения входить не будет. Со стороны энергосистемы име-
ются трансформаторы с заземленными нейтралями, так как в условиях
задан ток /<>). Таким образом, в схеме замещения нулевой последова-
тельности будут присутствовать сопротивления: системы С, воздушных
линий ВЛ и трансформатора со стороны обмотки, соединенной в у..
2.	Определяем в именованных единицах сопротивления прямой, об-
ратной и нулевой последовательностей элементов схемы замещения.
В обозначениях сопротивлений первый индекс означает последователь-
ность, второй — порядковый иомер сопротивления.
Энергосистема
115
—	=8,31 Ом;
Из-8
*2,1 — xt (I
Ход определяем из формулы
*12 + *2х+ *02 ’
и СП	Кз"-П5
*о 1 = 3-—----2Х1! =----—------28,31 == 12,7 Ом.
/3/(О	’	6,8
166
Расчет токов короткого замыкания
Гл. 6
Воздушные линии
= х2,2 ~ х1уД I ~ °Л*20 = 8 Ом;
хй,г — хоуД 1 = 2,2-20 = 44 Ом.
Трансформатор
Uв, %
*М-Х2.4-	100
Генератор
^ср 10,5 115?
«ном.т “ ЮО 63
= 22,04 Ом.
х1,5 — Х2,5~ Xd* S Г “O.lOS —49,12 0м.
^ном.Г
3.	Рассмотрим трехфазиое КЗ. Суммарное сопротивление до
точки КЗ составит:
от энергосистемы Xi2c =Xi,t+xIi2^Xi,3=8,31+4=12,31 Ом;
от генератора x12r=xi 4+xi,6=22,04+49,12=71,16 Ом.
m	,,,	115-103	1,17-115-ЮЗ
Ток в точке К1	-------+-^7=------------=
У 3-12,31 г 3-71,16
= 6493 А.
4.	Двухфазное КЗ. На основании (6.17) ток двухфазного КЗ
находим через значение тока трехфазного КЗ
V 3	1,73
;(2) = —_— /(3) = —1__ 6493 = 5617 А>
5.	Однофазное КЗ. Суммарное сопротивление до точки КЗ
схемы нулевой последовательности равно
хох = (хо,I + х0,2)^хо,з^хо,4= (12,7 + 22)^22,04 = 13,48 Ом.
Ток однофазного КЗ в точке К1 согласно (6.17) составит:
________377ср__________________3-115-103_______
/3(х12 + x2s + х02) ~ 1 -73 (Ю.5 +10,5+ 13,48)
= 5784 А.
6.5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
В УСТАНОВКАХ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ
Сети промышленных предприятий напряжением до 1 кВ
характеризуются большой протяженностью и наличием
большого количества коммутационно-защитной аппаратуры.
При напряжении до 1 кВ даже небольшое сопротивление
§ 6.5. Расчет токов К,3 в установках напряжением до 1 кВ 167
оказывает существенное влияние на ток КЗ. Поэтому в
расчетах учитывают все сопротивления короткозамкнутой
цепи, как индуктивные, так и активные. Кроме того, учи-
тывают активные сопротивления всех переходных контак-
тов в этой цепи (на шинах, на вводах и выводах аппаратов,
разъемные контакты аппаратов и контакт в месте КЗ).
При отсутствии достоверных данных о контактах и их пе-
реходных сопротивлениях рекомендуется при расчете то-
ков КЗ в сетях, питаемых трансформаторами мощностью
до 1600 кВ-А, учитывать их сопротивление следующим об-
разом: 0,015 Ом—для распределительных устройств на
станциях и подстанциях; 0,02 Ом — для первичных цеховых
РП, а также на зажимах аппаратов, питаемых радиальны-
ми линиями от щитов подстанций или главных магистра-
лей; 0,025 Ом — для вторичных цеховых РП, а также на
зажимах аппаратов, питаемых от первичных РП; 0,03 Ом —
для аппаратуры, установленной непосредственно у прием-
ников электроэнергии, получающих питание от вторич-
ных РП.
Для установок напряжением до 1 кВ при расчетах то-
ков КЗ считают, что мощность питающей системы не огра-
ничена и напряжение на стороне высшего напряжения це-
хового трансформатора является неизменным. Это условие
выполняется, если мощность системы примерно в 50 раз
превосходит мощность цехового трансформатора.
Расчет токов КЗ на напряжение До 1 кВ выполняют
в именованных единицах. Сопротивления элементов системы
электроснабжения высшего напряжения приводят к низше-
му напряжению по формуле
где хв — сопротивление элемента системы электроснабже-
ния высшего напряжения; хн — сопротивление элемента си-
стемы электроснабжения высшего напряжения, приведен-
ное к низшему напряжению; {7Ном.в, 6/Н0М,н — соответствен-
но номинальные напряжения высшей и низшей ступеней.
Если предполагается развитие энергосистемы и стремят-
ся, чтобы все выбранные аппараты при этом соответствова-
ли своему назначению, расчет токов КЗ выполняют без уче-
та сопротивления системы до цехового трансформатора.
Выбор защитной аппаратуры и проверка шинопроводов
168
Расчет токов короткого замыкания
Гл: '6
в цеховых сетях на электродинамическую стойкость осуще-
ствляются после расчета ударных токов по (6.4). Значения
ударных коэффициентов определяют по кривой Kya=f(x/r)
(рис. 6.2), а при х/г^.0,5 принимают равными единице [6].
Расчетные точки прн расчете токов КЗ выбирают в начале
отходящих линий непосредственно за коммутационным ап-
паратом.
Пример 6.6. Определить токи КЗ в точках сети 0,4 кВ, указанных
на рис. 6.12, при условии, что сопротивления элементов схемы электро-
снабжения высшего напряжения до цехового трансформатора составля-
ют х2)0 =447,9 мОм; r2W=338 мОм. Длина шинопровода типа ШМА
до точки К2 1=10 м, до точки КЗ /=20 м; длина шинопровода типа
4
1кл-0,2 км
хм,кл=0,ЯЗ Ом/км
фл.юг^^Ом/км
Рис. 6.12. Исходная схема к расчету токов КЗ в сети напряжением до
1 кВ
§ <6.5. Расчет токов КЗ в установках напряжением до 1 кВ 169
ШРА до точки присоединения СП1 Z= 15 м, до Ml /=20 м; длина ка-
бельной линии до СП1 /= 10 м, до СП2 /=20 м.
Решение. 1. Приводим сопротивления системы электроснабже-
ния высшего напряжения к напряжению 0,4 кВ
0,4 V
—' = 0,72 мОм;
*210; 0,4 ~ *210	— 447 I [q
rS10; 0,4 — г210	—
= 0,62 мОм.
2.	Определяем сопротивления цехового трансформатора
АР„ См 12,2 0,42
1000 1000
= 1,95 мОм;
’ц.т —
Ц.т с	с
°НОМ,Т °НОМ,Т
и2
—^-10’ =
•SnoM.T
а о 42
—— 106 = 8,23 мОм.
1000
3.	Рассчитываем ток КЗ в точке К.1 на вводе низшего напряжения
цеховой ТП.
Суммарное реактивное сопротивление равно: х2Л1=х2Ю.04 +
+хц.т=0,72+8,23=8,95 мОм.
Суммарное активное сопротивление, кроме сопротивлений элемен-
тов системы электроснабжения высшего напряжения и цехового транс-
форматора, должно учитывать переходные сопротивления контактов.
Для этой цели в расчет вводим добавочное сопротивление, которое иа
шинах подстанции составляет 15 мОм:
rLKl = r2’0; 0,4 + 'ц.т + 'доб = °,62+ 1,95 + 15 =17,57 мОм.
Ток КЗ в точке К1 равен:
С'нОМ
400
	=11,85 кА.
,— 1/ 9	2	1,73-19,5
/ з К х\К1 +
Ударный ток в точке К1
^д = ^уД/2^1 = 1-1.41-11.85=16.82 “А-
Значения Куд определяем по кривой Kyn=f(x/r) (см. рис. 6.2).
Аналогично рассчитываем ток КЗ в других точках цеховой сети.
При этом учитываем сопротивления шинопроводов, кабельных линий
и переходные сопротивления контактов. Результаты расчетов приведены
в табл. 6.4.
lfU~
170
Проектирование цехового электроснабжения
Гл. 7
Таблица 6.4. Расчетные значения тока КЗ в цеховой сети
Точка	х„, мОм 2-i	гДоС. мОм	гЕ, мОм	/к. кА	‘уд- кА
К2	9,19	20	22,88	9,38	13,32
кз	9,41	20	23,19	9,24	13,11
К4	12,34	25	31,03	6,92	9,69
К5	13,02	30	55,43	4,06	5,73
Кб	13,39	25	32,08	6,65	9,45
К7	11,45	25	86,4	2,65	3,77
Глава седьмая
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЦЕХОВОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
7.1.	КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПОМЕЩЕНИЙ
ПО ХАРАКТЕРУ МИКРОКЛИМАТА
Цеховые сети промышленных предприятий выполняют
на напряжение до 1 кВ (наиболее распространенным явля-
ется напряжение 380 В). На выбор схемы и конструктивное
исполнение цеховой сети оказывают влияние такие факто-
ры, как степень ответственности приемников электроэнер-
гии, режимы их работы и размещение по территории цеха,
номинальные токи и напряжения. Существенное значение
имеет микроклимат производственных помещений.
В соответствии с Правилами устройства электроустано-
вок производственные помещения в зависимости от харак-
тера окружающей среды делят на следующие классы: по-
мещения с нормальной средой, жаркой, влажной, сырой,
особо сырой, пыльной, химически активной, с пожароопас-
ными и взрывоопасными зонами. Помещения со взрыво-
и пожароопасными зонами имеют особую классификацию,
обусловленную различными условиями образования взры-
ве- и пожароопасных веществ и смесей.
При проектировании системы электроснабжения необхо-
димо правильно установить характер среды, которая ока-
зывает решающее влияние на степень защиты применяе-
мого оборудования.
Возможные степени защиты электрооборудования уста-
новлены ГОСТ 14254—80 (СТ СЭВ 778—77), который пре-
§ 7.1.
Классификация производственных помещений
171
дусматривает шесть степеней защиты от прикосновения
к токоведущим частям, а также попадания твердых пред-
метов и восемь степеней защиты от попадания воды.
В соответствии со стандартом степень защиты электро-
оборудования обозначается буквами IP и двумя цифрами.
Первая цифра означает степень защиты от прикосновения
к токоведущим частям и попадания твердых тел, вторая —
степень защиты от попадания воды (табл. 7.1).
Таблица 7.1. Степени защиты электрооборудования
Цифровое обозначе- ние защиты	Степень защиты от прикосновения к токоведущнм частям и попадания твердых тел	Степень защиты от попадания воды
0	Отсутствие всякой защиты	Отсутствие всякой защиты
1	Защита от твердых тел разме- ром более 50 мм	Защита от капель воды
2	Защита от твердых тел разме- ром более 12 мм	Защита от капель воды при наклоне до 15°
3	Защита от твердых тел разме- ром более 2,5 мм	Защита от дождя
4	Защита от твердых тел разме- ром более 1 мм	Защита от брызг
5	Защита от пыли	Защита от водяных струй
6	Пыленепроницаемость	Защита от волн воды
7	—	Защита от попадания воды при погружении в воду
8	—	Защита при длительном по- гружении в воду
В помещениях с нормальной средой электрооборудова-
ние должно быть защищено от механических повреждений,
а также от случайных прикосновений к голым токоведущим
частям. В помещениях с химически активной средой долж-
на предусматриваться защита электрооборудования от раз-
рушения, что осуществляется применением специальных по-
крытий и материалов. Степень защиты в пожароопасных
и взрывоопасных помещениях в зависимости от их класси-
фикации должна быть не ниже IP44. В сырых и особо сы-
рых помещениях степень защиты от попадания воды при-
нимается равной 2, 4, 7 и 8. Последние два исполнения соз-
дают герметичность оболочек.
172
Проектирование цехового электроснабжения
Гл. 7
7.2.	ВЫБОР СХЕМЫ ЦЕХОВОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Цеховые сети распределения электроэнергии должны:
обеспечивать необходимую надежность электроснабже-
ния приемников электроэнергии в зависимости от их кате-
гории;
быть удобными и безопасными в эксплуатации;
иметь оптимальные технико-экономические показатели
(минимум приведенных затрат);
иметь конструктивное исполнение, обеспечивающее при-
менение индустриальных и скоростных методов монтажа.
Схемы цеховых сетей делят на магистральные и ради-
альные. Линию цеховой электрической сети, отходящую от
распределительного устройства низшего напряжения цехо-
вой ТП и предназначенную для питания отдельных наибо-
лее мощных приемников электроэнергии и распределитель-
ной сети цеха, называют главной магистральной линией
(или главной магистралью). Главные магистрали рассчи-
тывают на большие рабочие токи (до 6300 А); они имеют
небольшое количество присоединений. Широко применяют
магистральные схемы типа блока трансформатор—магист-
раль (БТМ). В такой схеме отсутствует РУ низшего напря-
жения на цеховой подстанции, а магистраль подключается
непосредственно к цеховому трансформатору через ввод-
ной автоматический выключатель (рис. 7.1). При двух-
трансформаторной подстанции и схеме БТМ между магист-
Рис. 7.1. Схема блока трансфор-
матор — магистраль для одно-
трансформаторной подстанции
ралями для взаимного ре-
зервирования устанавлива-
ют перемычку с автомати-
ческим выключателем (рис.
7.2). Рекомендуется приме-
нять магистральные схемы
с числом отходящих от ТП
магистралей, не превыша-
ющим числа силовых транс-
форматоров. При этом сум-
марная пропускная способ-
ность питающих магистра-
лей не должна превышать
суммарной номинальной
мощности силовых транс-
форматоров.
§ 7.2.
Выбор схемы цеховой электрической сети
173
Рнс. 7.2. Схема блока трансформатор — магистраль для двухгрансфор-
маторной подстанции
В ряде случаев в крупных цехах с трансформаторами
мощностью 1600 и 2500 кВ-А и рассредоточенными нагруз-
ками применяют магистральные схемы с несколькими ма-
гистралями, питающимися от одного трансформатора. Це-
ховая ТП при этом должна иметь РУ низшего напряжения
с числом линейных автоматических выключателей, равным
числу присоединенных магистралей (рис. 7.3).
Распределительные магистрали предназначены для пи-
тания приемников малой и средней мощности, равномерно
распределенных вдоль линий магистрали. Такие схемы вы-
полняют с помощью комплектных распределительных ши-
нопроводов серии ШРА на токи до 630 А. Питание их осу-
ществляют от главных магистралей или РУ низшего напря-
жения цеховой подстанции (рис. 7.2, 7.3).
Магистральные схемы обеспечивают высокую надеж-
ность электроснабжения, обладают универсальностью
и гибкостью (позволяют заменять технологическое оборудо-
вание без особых изменений электрической сети). Поэтому
их применение рекомендуется во всех случаях, если этому
не препятствуют территориальное расположение нагрузок,
условия среды и технико-экономические показатели.
Радиальная схема электроснабжения представляет со-
бой совокупность линий цеховой электрической сети, отхо-
дящих от РУ низшего напряжения ТП и предназначенных
174
Проектирование цехового электроснабжения
Гл. 7
Рис. 7.3. Магистральная схема с несколькими магистра-
лями
Рис. 7.4. Радиальная схема распределения электроэнергии на напря-
жение до 1 кВ
для питания небольших групп приемников электроэнергии,
расположенных в различных местах цеха (рис. 7.4). Ради-
альные схемы электроснабжения применяют в тех случаях,
когда невозможно применить магистральные схемы.
Распределение электроэнергии к отдельным потребите-
лям при радиальных схемах осуществляют самостоятель-
ными линиями от силовых пунктов, располагаемых в центре
электрических нагрузок данной группы потребителей. Ре-
комендуется использовать как наиболее дешевые силовые
§ 7.3.
Конструктивное исполнение цеховых сетей
175
пункты с предохранителями (типов СП, СПУ, ШРСУЗ).
Радиальные схемы обеспечивают высокую надежность элек-
троснабжения. Однако они требуют больших затрат на элек-
трооборудование и монтаж, чем магистральные схемы
7.3.	КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ ЦЕХОВЫХ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
В зависимости от принятой схемы электроснабжения
и условий окружающей среды цеховые электрические сети
выполняют шинопроводами, кабельными линиями и прово-
дами.
Магистральные сети выполняют открытыми, защищен-
ными или закрытыми шинопроводами.
Открытые шинопроводы применяют, как правило, для
магистралей, к которым непосредственно приемники элек-
троэнергии не подключаются. Они выполняются алюминие-
выми шинами, закрепленными на изоляторах, и проклады-
ваются по фермам и колоннам цеха на недоступной высоте.
Питание РП от открытых шинопроводов выполняют кабе-
лем или проводом, проложенным в трубах. Такое исполне-
ние сети характерно для литейных и прокатных цехов ме-
таллургических заводов, сварочных цехов механосборочных
заводов, кузнечно-прессовых цехов.
Защищенный шинопровод представляет собой открытый
шинопровод, огражденный от случайного прикосновения
к шинам и попадания на них посторонних предметов сеткой
или коробом из перфорированных листов. В настоящее вре-
мя широко используют закрытые шинопроводы, изготовляе-
мые заводским способом. Такой шинопровод называют
комплектным, так как он поставляется в виде отдельных
сборных секций, которые представляют собой три или че-
тыре шины, заключенные в оболочку и скрепленные самой
оболочкой или изоляторами-клещами.
Для выполнения прямых участков линий служат пря-
мые секции, для поворотов — угловые, для разветвлений —
тройниковые и крестовые, для ответвлений — ответвитель-
ные, для присоединений — присоединительные, для компен-
сации изменения длины при температурных удлинениях —
компенсационные и для подгонки длины — подгоночные.
Соединение секций на месте их монтажа выполняют свац-
кой, болтовыми или штепсельными креплениями.
176
Проектирование цехового электроснабжения
Гл. 7
Для главных магистралей выпускают комплектные ши-
нопроводы типов ШМА73УЗ, ШМА73ПУЗ и ШМА68-НУЗ,
технические характеристики их приведены в табл. 7.2,
а технико-экономические показатели в табл. 7.3. Когда это-
му не препятствуют местные условия, магистральные шино-
проводы крепят на высоте 3—4 м над полом помещения на
кронштейнах или специальных стойках. Это обеспечивает
небольшую длину спусков к распределительным магист-
ралям, силовым РП или мощным приемникам электро-
энергии.
Распределительные магистрали выполняют комплектны-
ми шинопроводами серий ШРА73УЗ и ШРМ73УЗ (техни-
ческие характеристики приведены в табл. 7.4 и технико-эко-
номические показатели в табл. 7.5). Отдельные при-
емники подключают к ШРА через ответвительные
коробки (рис. 7.5) кабелем или проводом, проложенным
в трубах, коробах или металлорукавах. На каждой секции
ШРА длиной 3 м имеется восемь ответвительных коробок
(по четыре с каждой стороны) с автоматическими выклю-
чателями или предохранителями с рубильниками. Для
штепсельного присоединения ответвительных коробок на
секциях шинопровода предусмотрены окна с автоматиче-
Рис. 7.5. Цеховая сеть, выполненная комплектными шинопроводами:
1 — магистральный шинопровод; 2 — распределительный шинопровод; 3 — ответ-
вительная секция магистрального шинопровода; 4 — вводная коробка; 5 — ответ’
внтельная коробка
§ 7.3
Конструктивное исполнение цеховых сетей
177
12—847
гт t a б л и ц a 74 Технические характеристики комплектных распределительных шинопроводов
* дли сетей с глухозаземленной нейтралью напряжением 380/220 В, частотой 50 60 Гц
Характеристики	Тип шинопровода			
	ШРА73УЗ	|			ШРМ73УЗ
Номинальный ток, А Электродинамическая стойкость (амплитудное значение), кА, ие меиее Термическая стойкость, кА Сопротивление на фазу, Ом/км: активное индуктивное Линейная потеря напряжения, В, иа длине 100 м при номинальном токе, cos <р=0,8 и равномерно распределенной нагрузке Поперечное сечение, мм Степень защиты Максимальное расстояние между точками крепления, м, не более: при креплении на стойках иа других конструкциях Типы коммутационно-защитиой аппаратуры, установленной в ответвительных коробках: предохранители автоматические выключатели (ток, А) Наличие ответвительных коробок с разъедини- телями иа токи: 160 А 250 А	250 15 7 0,21 0,21 6,5 260x80 1Р32 6 3 ПН2-100 А3710 (160); А3120 (100); АЕ2050 (100) Есть Нет	400 25 10 0,15 0,17 8 284 X 95 1Р32 6 3 ПН2-100 А3710 (160); А3720 (250); А3120 (100); АЕ2050 (100) Есть Есть	630 35 14 0,10 0,13 8,5 284X125 1Р32 6 3 ПН2-100 А3710 (160); А3720 (250); А3120 (100); АЕ2050 (100) Есть Есть	100 10 7 70X80 1Р32 3 3 На ток 25 А АЕ 2033 (25)
Проектирование цехового электроснабжения Гл. 7	§ 7.3.	Конструктивное исполнение цеховых сетей
180
Проектирование цехового электроснабжения
Гл. 7
Таблица 7.5. Технико-экономические показатели комплектных
распределительных шинопроводов
Шинопроводы	Масса, кг	Стоимость. руб.
ШРА73 на 250 А		
Секции прямые длиной L, мм:	13,6	
1000		23
3000	33	46,5
Секции угловые:	13,5	22,5
вертикальная вверх		
вертикальная вниз	13,5	22,5
горизонтальная правая	13	22,5
горизонтальная левая	13	22,5
Секция гибкая	12,6	34,5
Секция вводная	23,3	39,5
ШРА73 иа 400 А		
Секции прямые длиной L, мм:		
1000	17,7	31,5
3000	44,3	59,2
Секции угловые:	17,3	30,5
вертикальная вверх		
вертикальная вниз	17,3	30,5
горизонтальная правая	17,3	28,5
горизонтальная левая	17,3	28,5
Секция гибкая	15,3	34
Секция вводная	30,8	48,5
ШРА73 на 630 А		
Секции прямые длиной L, мм:		
1000	21,9	44
3000	54	85
Секции угловые:	21,5	
вертикальная вверх		42
вертикальная вниз	21,5	42
горизонтальная правая	21,6	41
горизонтальная левая	21,6	41
Секция гибкая	18,4	48
Секция вводная	37,7	64
ШРМ75 на 100 А		
Секции прямые длиной L, мм:		
1500 (для трех присоединений)	10,8	14,7
3000 (для шести присоединений)	20	22,5
Секция гибкая (1500 мм)	7	13,3
Секция вводная	П,1	16
' § 7.3.
Конструктивное исполнение цеховых сетей
481
ски закрывающимися шторками. Это обеспечивает безопас-
ное присоединение коробок к шинопроводу, находящемуся
под напряжением в процессе эксплуатации. При открыва-
нии крышки коробки питание приемника электроэнергии
прекращается.
Присоединение ШРА к магистральному шинопроводу
осуществляют кабельной перемычкой, соединяющей ввод-
ную коробку ШРА с ответвительной секцией ШМА. Ввод-
ная коробка ШРА может быть установлена на конце сек-
ции или в месте стыка двух секций.
Крепление шинопроводов типа ШРА выполняют на стой-
ках на высоте 1,5 м над полом, кронштейнами к стенам
и колоннам, на тросах к фермам здания.
Кабели применяют в основном в радиальных сетях для
питания мощных сосредоточенных нагрузок или узлов на-
грузок. При прокладке кабелей внутри зданий их распола-
гают открытым способом по стенам, колоннам, фермам
и перекрытиям, в трубах, проложенных в полу и перекры-
тиях, каналах и блоках.
Открытую прокладку кабелей внутри зданий выполня-
ют бронированными и чаще небронированными кабелями
без наружного джутово-битумного покрова (из условий по-
жароопасности). Трасса кабелей должна быть по возмож-
ности прямолинейной и удаленной от различных трубопро-
водов. Если прокладывают одиночный кабель по стенам
и перекрытиям, то его крепят при помощи скоб. При про-
кладке нескольких кабелей применяют опорные конструк-
ции заводского изготовления, собираемые из отдельных де-
талей — стоек и полок.
Наиболее распространенной в производственных поме-
щениях является прокладка кабелей в специальных кана-
лах, если в одном направлении прокладывают большое чис-
ло кабелей. В этом случае в полу цеха сооружают канал из
железобетона или кирпича, который перекрывают железо-
бетонными плитами или стальными рифлеными листами.
Кабели внутри канала укладывают на типовые сборные
конструкции, установленные на боковых стенах.
Преимущества такой прокладки кабелей заключаются
в защите их от механических повреждений, удобстве осмот-
ра и ревизии в процессе эксплуатации, а недостатки —
в значительных капитальных затратах.
Прокладка бронированных кабелей в каналах допусти-
182
Проектирование цехового электроснабжения
Гл. 7
ма в помещениях с любым характером среды. Однако если
возможно попадание в каналы воды, химически активных
жидкостей или расплавленного металла, такая прокладка
недопустима.
Блоки и туннели применяют для прокладки особо ответ-
ственных кабельных линий при большом числе кабелей,
идущих в одном направлении, в помещениях с агрессивной
средой и при возможном разливе металла или горючих
жидкостей. Кабели в туннелях и блоках прокладывают на
типовых металлических конструкциях.
Кабельные туннели хорошо защищают от механических
повреждений, кабели удобно осматривать и ремонтировать.
Однако существенными недостатками являются значитель-
ные капитальные затраты на строительную часть и ухуд-
шенные условия охлаждения.
Электропроводки в трубах являются надежными и в то
же время наиболее трудоемкими и дорогостоящими. По-
этому рекомендуется избегать прокладки кабелей (прово-
да) в трубах. При отсутствии такой возможности (напри-
мер, из-за стесненных габаритов некоторых участков
трассы, необходимости защиты электропроводок от механи-
ческих повреждений, в помещениях со взрывоопасной средой
и т. п.) следует широко применять комбинированную про-
кладку кабелей (проводов): в трубах на одних участках
трассы и открыто на остальных.
Цеховые сети, выполненные проводами, прокладывают
открыто на изолирующих опорах, в стальных и пластмас-
совых трубах.
Открытая прокладка изолированных проводов допуска-
ется во всех помещениях, за исключением помещения
с взрывоопасной средой. Прокладка сетей изолированными
проводами в обыкновенных стальных водогазопроводных
трубах допускается только во взрывоопасных зонах. Легкие
водогазопроводные трубы допускается применять во всех
средах и наружных установках, но рекомендуется в поме-
щениях сырых, особо сырых, с химически активной средой
и для наружных установок. Тонкостенные электросварные
трубы не применяют для помещений со взрывоопасной, сы-
рой, особо сырой, химически активной средой, в наружных
установках и грунте; их рекомендуют применять в осталь-
ных средах, в том числе в пожароопасных помещениях.
Применение пластмассовых труб позволяет экономить
§ 7.3.	Конструктивное исполнение цеховых сетей	183
стальные трубы, а также снизить трудоемкость трубных
электропроводок. Пластмассовые трубы для электропрово-
док применяют из винипласта, полиэтилена и полипропи-
лена. Винипластовые трубы жесткие, их применяют для
скрытых и открытых прокладок во всех средах, кроме взры-
воопасных и пожароопасных, а также для прокладок в го-
рячих цехах. При открытой прокладке винипластовые тру-
бы не допускается применять в больницах, детских уч-
реждениях, на чердаках и в животноводческих помеще-
ниях.
Применение полиэтиленовых и полипропиленовых труб
запрещено во взрыво- и пожароопасных помещениях, в зда-
ниях ниже второй степени огнестойкости, в зрелищных,
детских и лечебных учреждениях, в жилых и общественно-
административных учреждениях, в зданиях повышенной
этажности.
Полиэтиленовые и полипропиленовые трубы рекоменду-
ют при скрытой прокладке, в помещениях сухих, сырых,
пыльных и с химически агрессивной средой.
Пластмассовые трубы при скрытой проводке в несгорае-
мых стенах и перекрытиях прокладывают в бороздах, за-
крепляя их через 0,5—0,8 м алебастровым раствором; в сте-
нах и перекрытиях из сгораемых материалов под трубы
подкладывают полосы из листового асбеста толщиной не
менее 3 мм.
В ряде отраслей промышлености (в частности, в прибо-
ростроении) для питания потребителей небольшой мощно-
сти, располагаемых рядами, применяют прокладываемые
в полу модульные сети. Такая сеть состоит из проложенных
в полу магистральных труб и подпольных разветвительных
коробок, над которыми устанавливают разветвительные
колонки для питания приемников переменным током до
60 А при напряжении до 380 А. Коробки для модульных се-
тей типа КМ-20 М имеют пылеводонепроницаемое исполне-
ние. Конструктивно коробки имеют четыре отверстия с пат-
рубками в боковых стенках — два для магистрали и два
для ответвлений. Ответвительные коробки чаще всего рас-
полагают на расстоянии 2—3 м.
Магистрали выполняют одножильными неразрезанными
проводами (АПВ или АПРТО). Отходящие от колонок ли-
нии к электроприемникам выполняют кабелями или прово-
дами в гибких металлорукавах или трубах.
184
Проектирование цехового электроснабжения
Гл. 7
7.4.	ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ НА НАПРЯЖЕНИЕ ДО 1 кВ
Выбор комплектных шинопроводов. Комплектные шино-
проводы типа ШМА для главных магистралей выбирают по
расчетному току силового трансформатора, к которому под-
ключена магистраль.
Потери напряжения в главной магистрали определяют
по формуле, %,
А,,	Изх/Г,1.100 .	,	. .	п
Д Z7 =-----_£-----(гуд cos ф + худ sin ф),	(7.1)
'-'НОМ
где S/р/ — сумма моментов токовых нагрузок шинопрово-
да, А - км; Гуд, Худ — соответственно удельные активное и ин-
дуктивное сопротивления шинопровода, Ом/км.
Распределительные шинопроводы типа ШРА выбирают
по расчетному току /р из условия
/р Дюм»	(/-2)
где /ном — номинальный ток шинопровода.
Потерю напряжения в распределительном шинопроводе
с равномерной нагрузкой и расположением вводной секции
в середине шинопровода определяют по формуле, %,
А,, Уз -0,5/рМОО .	,	. .
Д/7 =------t-E-------(гУд cos ф + Худ sin ф),	(7.3)
где /р—расчетный ток ШРА; / — длина ШРА; гуд, худ —
соответственно удельные активные и индуктивные сопро-
тивления ШРА.
При расположении вводной коробки в начале шинопро-
вода потерю напряжения определяют с учетом всей длины
шинопровода.
Комплектные шинопроводы проверяют на электродина-
мическую стойкость по условию
/уд <1 *уд,ДоП,	{7.4)
где /Уд,доп — допустимый ударный ток КЗ для данного типа
шинопровода; /уд—расчетный ударный ток КЗ в начале
шинопровода.
Выбор сечений проводов и жил кабелей. Сечения про-
водов и жил кабелей цеховой сети выбирают по:
нагреву длительным расчетным током
(7-5)
§ 7.4. Выбор электрооборудования на напряжение до 1 кВ
185
условию соответствия выбранному защитному устрой-
ству
(7.6)
где 7Р — расчетный ток линии; 1яоп — длительно допустимый
ток проводника; 13—параметр защитного устройства (ток
срабатывания, номинальный ток); Ас>н—поправочный ко-
эффициент на условия прокладки проводов и кабе-
лей [7]; Кзащ—коэффициент защиты, представляющий
собой отношение длительного тока для провода или
жил кабеля к параметру защитного устройства (табл.
7.6).
Необходимо помнить, что в сетях напряжением до 1 кВ
сечения проводов и жил кабелей, выбранные по экономиче-
ской плотности, в 2—3 раза превышает выбранные по
нагреву расчетным током. Поэтому проверке по экономичес-
кой плотности тока не подлежат: сети с числом часов ис-
пользования максимума нагрузки 4000—5000 ч, освети-
тельные сети, ответвления к отдельным приемникам,
сборные шины электроустановок, сети временных соору-
жений, а также устройства с малым сроком службы
(3—5 лет).
Потери напряжения в цеховых сетях, выполненных про-
водами или кабелями, определяют аналогично потерям в
линиях напряжением до 35 кВ.
Выбор распределительных шкафов и пунктов. Для при-
ема и распределения электроэнергии к группам потребите-
лей трехфазного переменного тока промышленной частоты
напряжением 380 В применяют силовые распределительные
шкафы и пункты.
Для цехов с нормальными условиями окружающей сре-
ды изготовляют шкафы серий СП-62 и ШРС1-20УЗ защи-
щенного исполнения, а для пыльных и влажных — шкафы
серий СПУ-62 и ШРС1-50УЗ закрытого исполнения. Шка-
фы имеют на вводе рубильник, а на выводах — предохрани-
тели типа ПН2 или НПН2. Номинальные токи шкафов
СП-62 и ШРС1-20УЗ составляют 250 и 400 А, а шкафов
СПУ-62 и ШРС1-50УЗ —175 и 280 А. Основные технические
характеристики и размеры шкафов приведены в табл. 7.7
и 7.8.
Наряду с указанными силовыми шкафами применяют
распределительные пункты серии ПР-9000. По мощности
Таблица 7.6. Значения коэффициентов защиты
Ток и тип защитного аппарата			Коэффициенты защиты К,яп1, отн. ед.			
	Для сетей, где предусматривается обяза- тельная защита от перегрузок			Для сетей, где защита от перегрузки не требуется
	проводники с резиновой и аналогичной по тепловым характеристикам изоляцией		кабели с бумажной изоляцией	
	взрыве- н пожароопас- ные помеще- ния	не взрыво- н не пожаро- опасные про- изводствен- ные помеще- ния промыш- ленных пред- приятий		
Номинальный ток расцепителя автоматического выклю- чателя с нерегулируемой обратнозависимой от тока характеристикой (независимо от наличия или отсут- ствия отсечки)	1	1	1	1	1
Ток срабатывания расцепителя автоматического выклю- чателя с регулируемой, обратнозавнсимой от тока характеристикой (прн наличии на автоматическом выключателе отсечки ее кратность тока не ограничи- вается)	1	1	0,8	0,66
Ток срабатывания автоматического выключателя, име- ющего только максимальный мгновенно действующий расцепитель	'	1,25	1	1	0,22
Номинальный ток плавкой вставки предохранителей	1,25	1	1	0,33
EEEEEEEEEEEEEEEEgE onnononononnnononn _•	‘ I— • »—• >—»	и— <—*	>—• •— СП КЗ СП ьо ел ко СП ьо СП ЬО СП ГО ся ьо СИ ьо СИ ьо 0000->1-^ОО5СПСПФ».4^С0С>Зб0Ю^->— о о СаЗСсОоСлЭСоООСаЭСлЭСлЭСаЭСсСОСсООСлЭСлЗСлЭСаЭ	Тип	Таблица 1
*0*0*0*013*0*013 *0*0 *0*0 *0*0*0 13*0*0 сльосльосльосльосльосяьосльосяьосяьо 4^ЬО4^ЬО4^ЬО4^ЬЭ4^ЬО4^ЬОФьЬО4^ЬО4^ЬО	Степень защиты	00 7
bOJi.bOrfs.bOUb.bO4^bO>4^b3»^»— ЬО ЬО *— ЬО (Г ОСОСССОЙО &О CCQ^ ООООООООООООСЛОСЛОСЛО	Номиналь- ный ток шкафа, А	определительные силовые шкафы серии ШРС'
ЬО ЬО X X 8 8^S	*	го lo + +хх	XX	XX •<- + о Q сл сл g 8 оо оо оо оо g g сл сл ел ел ХХРРХХ++ХХХХ+ХХХХХ о: SST’T" tp ГО j. £ — — 2 А, — о о 55xX°SxxgS хх§8°° 88	88 О о о	о 8	8 22 У	соу СО'*'	Q0 А О <!	О СИ 8	8 X	X	ж	Размеры, мм Число отходящих линий и	(высота, ши- иоминальные токи предох-	Рина, глуби- ранителей, А	на)	
“^-•l-J-J^CT>*4-*J-J-J030CnCnOCnCHCn CD C7J t— 00 Со О	Цена,руб	W
I по nnnnn ¥>_ зззз лзздд о о оо о с? о g^, ЬО ЬО ЬО ЬО ЬО ЬО ЬО ’ s 2- «э 6oоcn □ s	~~ 72:^72 71	-*-*-*- КЗ л	СП62-1/1 СП62-2/1 СП62-3/1	Защищенное	Тип шкафа и ei	Таблица
8*	nn	nnnnn “	33 33	33 33 333333 ® =<=< •	О 05	05 05 05 05 05 bo bo bo bo bo bo bo p	2-о	oo 2-j C5 сл са	21	н-	СПУ62-1/1 СПУ62-2/1 СПУ62-3/1	Закрытое	го исполнение |	7.7. Распреде
400 (дляСП); 280 (для СПУ) >ы комплектуются	250 (для СП); 175 (для СПУ)	Номинальный ток шкафа, А		Ьз S н Л ь сг I Е Ё Ж рэ е
4x250 8x60 4x60+4x100 8X100 2Х60+4Х X100+2Х250 5x100+2x 250 6x250 предохранителями	5x60 2x60+3X100 5X100	Число отходя- щих линий и но- минальные ТОКИ предохраните- лей, А		ы серий СП, СПУ
н S	►— §	а и	X сл I	“X □	Ой I	8 _g	X	1715Х500Х 380	rcJMipni, га.м (высотах ши- ринах гл у бин а)	5	
Проектирование цехового электроснабжения Гл. 7	§ 7 4. Выбор электрооборудования на напряжение до
188
Проектирование цехового электроснабжения
Гл. 7
встроенных автоматических выключателей пункты изготов-
ляют двух типов: с однополюсными (АЗ 161) и трехполюс-
ными (А3163) автоматическими выключателями на номи-
нальный ток 50 А с тепловыми расцепителями; с трехпо-
люсными автоматическими выключателями на номинальные
токи 100 (А3120) и 200 А (А3130) с комбинированными
(тепловыми и электромагнитными) или электромагнитны-
ми расцепителями. Номинальные токи пунктов серии ПР-
9000 составляют 50, 100, 200 и 600 А. Существуют схемы
исполнения пунктов с различным числом линейных автома-
тических выключателей с вводным автоматическим выклю-
чателем или без него.
По способу установки пункты изготовляют навесными,
стоячими защищенными с уплотнением, утопленными за-
щищенными (только с автоматическими выключателями
А3161 и А3163).
Так как в пунктах серии ПР-9000 использованы дефи-
цитные автоматические выключатели, их применяют при
автоматизации управления, при частых аварийных отклю-
чениях, для избирательного действия защиты, если оно не
обеспечивается предохранителями. В остальных случаях
рекомендуется применять силовые шкафы с плавкими пре-
дохранителями.
Силовые пункты и шкафы выбирают с учетом условий
воздуха рабочей зоны, числа подключаемых приемников
электроэнергии к силовому пункту и их расчетной нагруз-
ки (расчетный ток группы приемников, подключаемых к си-
ловому пункту, должен быть не больше номинального то-
ка пункта).
Пример 7.1. Выбрать схему электроснабжения прессового участка.
План расположения оборудования на участке и номинальные мощно-
сти приемников электроэнергии приведены на рис. 7.6 (числитель —
порядковый номер оборудования, знаменатель — номинальная мощ-
ность) .
Решение. Потребителями электроэнергии на участке являют-
ся прессы и небольшие по мощности металлообрабатывающие станки
(иа плане обозначены номерами 11—15). Все приемники электроэнергии
рассчитаны на трехфазный переменный ток и напряжение 380 В про-
мышленной частоты, по надежности электроснабжения относятся ко 11
категории, устанавливаются стационарно и по площади участка распре-
делены равномерно.
Микроклимат иа участке нормальный, т. е. температура не превы-
§ 7.4. Выбор электрооборудования на напряжение до 1 кВ
189
Рис. 7.6. Электроснабжение прессового участка
шает +30 °C, отсутствуют технологическая пыль, газы и пары, способ-
ные нарушить нормальную работу оборудования.
Учитывая расположение приемников электроэнергии на плайе, мож-
но выделить два узла потребителей: первый узел включает в себя
с 1-го по 7-й приемник, второй с 8-го по 15-й.
Для распределения электроэнергии по отдельным электроприемни-
кам устанавливают два силовых пункта СП-1 и СП-2 типов СП62-5/1
и СП62-3/1 соответственно на восемь (в нашем случае одна резервная)
и пять отходящих линий. Схема распределения электроэнергии показа-
на на рнс. 7.6.
Расчетные токи линий, питающих отдельные прессы, определяем
как сумму номинальных токов двигателей, установленных на прессе,
а линий, питающих СП, — по расчетной мощности.
Расчетную мощность определяем по методу упорядоченных диа-
грамм (см. § 2.3). Принимаем из [2J коэффициент использования прес-
сов равным 0,12.
Эффективное число приемников для СП1 и СП2 составит:
190	Проектирование цехового электроснабжения Гл. 7
ПЭф1 —
/ п	\2
[ У PhomJ I
U=i/
п
2 Рноы,1
1=1
(2-5,625 + 3-14,5 + 2-21,67)2
2-5,6252 + 3-14,52 + 2-21,673
(3-17 + 3-2 + 2,8 + 1,5)2
Лэф2- 3.17? + 3.22+ 2,8?+1,5?	•
По графикам, приведенным в [2], определяем коэффициенты мак-
симума Км.ш и Ам,а2 в зависимости от пэф и : Ам,а1=2,94; Ам.82=3,4.
Расчетную активную мощность определяем по (2.9)
РР1 = Км.а1 *и,а SpH0M.z =2,94-0,12.98,09 = 34,6 кВт;
Рр2 = 3,4-0,12.61,3 = 25 кВт.
Учитывая, что лоф в обои к случаях меньше 10, находим расчетную
реактивную мощность по формуле
Qpl=l.1(2cp.M=1-1^.a2PH0M.<tg<P= 1,1.0,12-98,09-0,57 =
= 7,38 квар;
Qp2= 1,1-0,12-61,3-0,51 = 4,13 квар.
Расчетный ток линий, питающих СП, составит:
К34,62+7,382
---, ’	J— = 53,82 А;
1,73.0,38
Ли- Л-
Узс/ном
1^252 + 4,132
'Р2 = -	= 38>55 А-
1,73-0,38
Распределительную сеть выполняем проводом марки АПВ (алюми-
ниевые жилы, поливинилхлоридная изоляция). Для питания силовых
пунктов выбираем кабель марки АПВБГ (алюминиевые жилы, изоляции
из полиэтилена, оболочка из поливинилхлоридного пластиката, броня
нз двух стальных лент с противокоррозионным покрытием). Сечения
проводов н жил кабелей выбираем по (7.4) и приводим в табл. 7.9.
Для проводов предусматриваем скрытую прокладку в изоляцион-
ных трубах в полу. Диаметр труб D выбираем по формуле
0.32D2 > Л1 df + n2 £ +. - -+ пп d2,
где di, di.. dn — наружные диаметры проводов; nt, п2, .... пп — число
§ 7.4. Выбор электрооборудования на напряжение до 1 кВ 191
Таблица 7.9. Исходные данные и расчетные параметры примера 7.1
№ обору- дования на плане рис. 7. 6	Рном- кВт (Sp.KB-A)	C0S 'Рном (COS <pcp)	КПД	^иом </p).A	и	Sf MM5*	Внутренний Диаметр гру- бы! мм
1,2	5,625	0,85	0,86	11,91	19	4X2,5	20
3,6,7	14,5	0,84	0,89	29,5	30	3(1X6)+1X4	25
5,4	21,67	0,9	0,9	40,7	55	3(1X16)4-1X10	63
С 11	Sp= =35,82	0,87	—	53,82	60	1 (3X16)4-1X10	—'
8,9,10	17	0,9	0,9	31,93	39	3(1 ХЮ)4-1Х6	40
11,12,13	6,3	0,85	0,80	12,67	19	4X2,5	20
14,15	4	0,85	0,89	8,04	19	4X2,5	20
СП2	Sp= =25,34	0,89	—	38,55	42	1 (3X10)4-1X6	
проводов и кабелей данного диаметра. Принятый диаметр труб в соот-
ветствии с их сортаментом [20] приведен в табл. 7.7.
Силовые кабели прокладывают непосредственно по поверхности
стен н закрепляют при помощи скоб (две-три на каждый метр трассы).
Пример 7.2. Выбрать схему электроснабжения электромеханичес-
кого участка. План расположения оборудования иа участке и номиналь-
ные мощности приемников электроэнергии приведены иа рис. 7.7.
Решение. Потребителями электроэнергии на участке являются
металлообрабатывающие станки средней мощности, рассчитанные на
переменный трехфазный ток и напряжение 380 В промышленной часто-
ты. Окружающая среда в цехе нормальная. Расположение приемников
стационарное и равномерное, что позволяет выполнить схему электро-
снабжения комплектными распределительными шинопроводами типа
ШРА73УЗ. Из-за наличия на участке мостового крана шинопроводы
располагаем на колоннах и закрепляем на кронштейнах.
Расчетные нагрузки на шинопроводы определяем методом упорядо-
ченных диаграмм. Коэффициент использования для металлорежущих
станков при крупносерийном производстве принимаем по [2] равным
0,16, a cos гр=0,5. Учитывая, что от шинопроводов питается большое
число потребителей, пЭф будем определять упрощенным способом [2].
Для ШРА-1 И ШРЛ-2 отношение П1 — Рном,тах/Р,1ом,т1п'7>3 {Риоы.тах
и Рком,min — номинальные активные мощности наибольшего и наи-
меньшего приемников в группе), а Ки,а<0,2, поэтому п3$ определяем
192
Проектирование цехового электроснабжения
Гл. 7
Рис. 7.7. Электроснабжение механического участка
по формуле
ном 1	(Рном	РгюмтР
П —
где п — фактическое число приемников в рассматриваемой группе: гц—
число наибольших приемников в группе, мощность каждого из кото-
рых не менее половины мощности наибольшего приемника (включая сам
наибольший приемник); Раом— суммарная номинальная мощность при-
емников всей группы; P№mi — суммарная номинальная мощность nt на-
ибольших приемников группы.
Для ШРА-1
___________220,472_______
Пэф1 -0,95 171 бг (220,47— 171,6)2 ~ 1'’
8 +	14—8
для ШРА-2
577,84?
— 0,95---------------------------« 24.
эфг •	428,192	(577,84 — 428,19)2 ,
16	+	28—16
Коэффициенты максимума определяем аналогично примеру 7.1, дня
ШРА-1 Км,.1 = 2, для ШРА-2 /<ы,а2=1.57. Расчетные активные мощно-
сти составят
Рр1 = *м,а1 Ки,а ^HOM.i = 2-0,16-220,47 = 70,55 кВт;
Рр2= 1,57-0,16-577,84= 145,15 кВт.
§ 7.4. Выбор электрооборудования на напряжение до 1 кВ 193
С учетом того, что пЭф в обоих случаях больше 10, расчетная ак-
тивная мощность будет определяться по формуле
Qpi = Ки.а SPhomj tg <р = 0,16-220,47.1,732 = 61,10 квар;
(?р2 = 0,16-577,84-1,732= 160,13 квар.
Расчетные токи соответственно на ШРА 1 и ШРА-2 составят
/р2 —
_ 1/70.534-61.10-
1,73-0,38
1<<145,152 Ч- 160.132
1,73-0,38
= 328,76 А.
К установке принимаем шинопроводы с номинальными токами 250
и 400 А.
Распределение электроэнергии к отдельным приемникам осущест-
вляем от ответвительных коробок шинопроводов проводом марки АПВ,
проложенным в металлорукавах. Выбор сеченнй проводов выполняется
аналогично примеру 7.1, поэтому здесь не рассматривается. Схема элек-
троснабжения механического участка приведена на рнс. 7.7,
13—847
194
Качество электрической энергии
Гл 8
Глава восьмая
КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
8.1.	ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
Непрерывный процесс интенсификации производства на
основе внедрения энергоемких, нелинейных и несимметрич-
ных приемников электроэнергии приводит к неблагоприят-
ному влиянию работы таких потребителей на качество элек-
троэнергии питающих сетей.
Под качеством электроэнергии понимают совокупность
ее свойств, обусловливающих пригодность электроэнергии
для нормальной работы приемников электроэнергии в соот-
ветствии с их назначением при расчетной работоспособно-
сти [22 J.
Для количественной характеристики свойств электро-
энергии применительно к определенным условиям ее про-
изводства, передачи и потребления установлены следующие
показатели [21]:
при питании от электрических сетей однофазного тока:
отклонение частоты, отклонение напряжения, размах коле-
баний частоты, размах колебаний напряжения, коэффици-
ент искажения синусоидальности кривой напряжения;
при питании от электрических сетей трехфазного тока:
отклонение частоты, отклонение напряжения, размах коле-
баний частоты, размах колебаний напряжения, коэффици-
ент искажения синусоидальности кривой напряжения, ко-
эффициент обратной последовательности напряжения;
при питании от электрических сетей постоянного тока:
отклонение напряжения, размах колебаний напряжения,
коэффициент пульсации напряжения.
Предельные допустимые значения показателей качест-
ва электроэнергии нормированы ГОСТ 13109—67* [21].
При выходе показателей качества за установленные
пределы увеличиваются расход и потери электроэнергии
в системах электроснабжения, снижается уровень надежно-
сти работы электрооборудования, возникают нарушения
технологических процессов и снижается выпуск продукции.
Ухудшение показателей качества электроэнергии, как
правило, обусловлено взаимным влиянием рабочих режи-
мов отдельных видов электрооборудования друг на друга.
§ 8.2.
Отклонения и колебания частоты
195
Если приемники электроэнергии не оказывают влияния
друг на друга, то в таких случаях говорят об их электро-
магнитной совместимости, под которой понимают свойство
приемников не ухудшать своих качественных показателей
и не снижать эффективности работы при совместном пита-
нии от общей сети.
Наличие потребителей, влияющих на качество электро-
энергии, вносит трудности в решение проектных задач элек-
троснабжения промышленного предприятия. При выборе
схемы питания приемников необходима разработка вариан-
тов, исключающих взаимное неблагоприятное воздействие
потребителей друг на друга или оказывающих минимальное
воздействие. Если схемные решения не дают желаемого
эффекта, то должны предусматриваться дополнительные
мероприятия и средства повышения качества электроэнер-
гии. Оценку таких мероприятий следует осуществлять ком-
плексно с учетом проектных решений в области электро-
снабжения, электрооборудования и технологии, а целесооб-
разность проведения данных мероприятий должна
подтверждаться технико-экономическими расчетами.
Учитывая, что сети переменного тока являются наиболее
распространенными в системе электроснабжения промыш-
ленного предприятия, в дальнейшем будем рассматривать
показатели качества электроэнергии только для таких се-
тей.
8.2.	ОТКЛОНЕНИЯ И КОЛЕБАНИЯ ЧАСТОТЫ
Величину, равную разности между действительным f
и заданным /,юм значениями частоты, выраженную в абсо-
лютных единицах или в процентах номинального значения,
называют отклонением частоты
А/ = / — /пом
или	(81)
Д/% = J-f*™ Ю0%.
/ном
В нормальном режиме работы энергосистемы допуска-
ются отклонения частоты в пределах ±0,1 Гц. Кратковре-
менные отклонения частоты могут достигать ±0,2 Гц. В обо-
их случаях рассматриваются усредненные значения за де-
сятиминутный интервал времени.
13*
196
Качество электрической энергии
Гл. 8
Изменения частоты даже в небольших пределах влияют
на работу электрических сетей и приемников электроэнер-
гии. Понижение частоты тока приводит к увеличению по-
терь мощности в электрических сетях и потерь напряже-
ния. При дефиците реактивной мощности понижение на-
пряжения в системе может перерасти в лавинообразный
процесс и привести к нарушению статической устойчи-
вости.
Среди потребителей электроэнергии наиболее чувстви-
тельны к понижению частоты приемники электроэнергии
собственных нужд электростанций. Снижение частоты при-
водит к уменьшению производительности механизмов соб-
ственного расхода тепловых электростанций, что сопровож-
дается снижением мощности агрегатов и дальнейшим уве-
личением дефицита активной мощности и снижением
частоты (имеет место лавина частоты). Степень влияния час-
тоты на производительность ряда механизмов может быть
выражена через потребляемую активную мощность
Р = af'\	(8.2)
где а — коэффициент пропорциональности, зависящий от
типа механизма; f — частота сети; п— показатель степени,
принимающий значения от 0 до 4 (п=1 для двигателей ме-
таллорежущих станков, поршневых насосов и компрессо-
ров; «=2-=-4 для вентиляторов центробежных и питатель-
ных насосов в зависимости от характера работы).
Ряд потребителей, таких как лампы накаливания,
печи сопротивления, на изменения частоты не реаги-
руют.
Причиной изменения частоты в системе электроснабже-
ния является дефицит активной мощности. Регулирование
частоты осуществляется одновременно по всей энергетиче-
ской системе путем ввода дополнительных генерирующих
мощностей или отключением части менее ответственных по-
требителей с помощью устройств автоматической частот-
ной разгрузки (АЧР).
Колебания частоты — это серия единичных изменений
частоты, происходящих со скоростью 0,2 Гц в секунду.'Ха-
рактеристикой колебаний частоты является размах коле-
баний, представляющий собой разность между наибольшим
[пб и наименьшим /нм значениями основной частоты за оп-
ределенный промежуток времени:
§ 8.3.	Отклонения и колебания напряжения
197
6/ = /нб —/нм
ИЛИ
6/ % = „/нб -±нм 100 о/о _
(ном
(8.3)
Размах колебаний частоты не должен превышать 0,2 Гц
[21].
Основной причиной возникновения колебаний частоты
являются мощные приемники электроэнергии с резкопере-
менной активной нагрузкой (тиристорные преобразователи
главных приводов прокатных станов). Возможность под-
ключения таких потребителей к системе электроснабжения
с мощностью КЗ SK проверяют по допустимой скорости из-
менения активной мощности АР/At из условия [10]
АР
А/
1,56 SK.
(8.4)
Одним из путей снижения размахов колебаний частоты
является увеличение мощности КЗ в точке присоединения
приемников с резкопеременной и спокойной нагрузками.
Если это не дает желаемых результатов, то используют раз-
дельное питание резкопеременных нагрузок от отдельных
трансформаторов или отдельных ветвей расщепленных
обмоток трансформаторов.
8.3.	ОТКЛОНЕНИЯ И КОЛЕБАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Под отклонением напряжения V понимают разность
между фактическим U и номинальным UHom значениями на-
пряжения
К% ^.^-^ном. 10(Ж
РцоМ	)
В электрических сетях переменного тока под фактичес-
ким напряжением понимают напряжение прямой последо-
вательности основной частоты.
В условиях нормальной работы приемников электро-
энергии отклонения напряжения от номинального значения
допускаются в следующих пределах:
198
Качество электрической энергии
Гл. 8
— 5ч-4-10% на зажимах электродвигателей и аппара-
тов для их пуска и управления;
—2,54—|-5 % на зажимах приборов рабочего освещения,
установленных в производственных помещениях и общест-
венных зданиях, где требуется значительное напряжение,
а также в прожекторных установках наружного освещения;
на зажимах остальных приемников электроэнергии,
в том числе приемников электроэнергии животноводческих
комплексов и птицефабрик, допускают отклонения напря-
жения в пределах ±5 % номинального;
в электрических сетях сельскохозяйственных районов,
кроме животноводческих комплексов и птицефабрик,
и в сетях, питающихся от шин тяговых подстанций электри-
фицированного транспорта, при наличии специальных тех-
нико-экономических обоснований с разрешения Министер-
ства энергетики СССР допускаются другие значения откло-
нений напряжения.
В послеаварийных режимах допускается дополнитель-
ное понижение напряжения на 5 %.
Основными причинами отклонений напряжений в систе-
мах электроснабжения предприятий являются изменения
режимов работы приемников электроэнергии, изменения
режимов питающей энергосистемы, значительные индуктив-
ные сопротивления линий 6—10 кВ. Изменение напряжения
на зажимах приемника электроэнергии даже в установлен-
ных пределах вызывает изменение его технико-экономиче-
ских показателей. В распределительных и питающих сетях
уровни напряжения в различных точках влияют на потери
активной мощности и энергии, обусловленные перетоками
реактивных мощностей.
Из всех показателей качества электроэнергии отклоне-
ния напряжения вызывают наибольший ущерб. Методы его
определения для различных потребителей электроэнергии
рассмотрены в [10].
Для поддержания уровней напряжения в допустимых
пределах используют различные методы, которые можно
разделить на две группы: не требующие затрат на установ-
ку специальных регулирующих устройств и связанные с ус-
тановкой таких устройств.
Первая группа мероприятий включает в себя:
рациональное построение системы электроснабжения
путем применения повышенного напряжения для линий, пи-
§ 8.3.
Отклонения и колебания напряжения
199
тающих предприятие; широкое внедрение глубоких вводов;
применение силовых трансформаторов с оптимальными ко-
эффициентами загрузки; обоснованное применение токо-
проводов для распределительных сетей;
правильный выбор ответвлений обмоток у трансформа-
торов, имеющих устройство переключения обмоток без воз-
буждения (ПБВ);
использование перемычек на напряжение до 1 кВ меж-
ду цеховыми трансформаторами, обеспечивающими отклю-
чение части трансформаторов в режиме минимума нагру-
зок (в нерабочие смены, выходные и праздничные дни);
снижение сопротивления системы внутризаводского
электроснабжения включением на параллельную работу
трансформаторов ГПП (используется, если токи КЗ не пре-
вышают допустимых значений для коммутационно-защит-
ной аппаратуры);
регулирование напряжения генераторов собственных
источников питания предприятия в соответствии с измене-
нием напряжения на шинах вторичного напряжения цехо-
вых подстанций;
использование регулировочных возможностей синхрон-
ных электродвигателей с автоматическим регулированием
тока возбуждения.
Ко второй группе мероприятий по регулированию нап-
ряжения относятся:
установка на ГПП или ПГВ трансформаторов и авто-
трансформаторов, имеющих устройство регулирования на-
пряжения под нагрузкой (РПН) с диапазоном регулирова-
ния 10—20 %. Такие трансформаторы располагают в центре
электрических нагрузок и ими осуществляют централи-
зованное регулирование напряжения;
применение компенсирующих устройств — батарей кон-
денсаторов и синхронных компенсаторов, обеспечивающих
регулирование напряжения путем изменения потоков реак-
тивной мощности;
применение специальных регуляторов напряжения в тех
случаях, когда на подстанции установлены нерегулируемые
трансформаторы, а замена их не целесообразна экономи-
чески или по техническим причинам.
Наиболее полно вопросы регулирования напряжения
в системах электроснабжения изложены в [23].
Колебания напряжения обусловлены резкими толчками
200
Качество электрической энергии
Гл. 8
потребляемой мощности при работе приемников электро-
энергии с ударной нагрузкой (сварочные машины, дуговые
печи, электродвигатели прокатных станов). Колебания на-
пряжения влияют как на сами источники колебаний, так и
на другие приемники электроэнергии. Наиболее чувстви-
тельны к изменениям напряжения осветительные уста-
новки.
В соответствии с ГОСТ 13109—67* колебания напряже-
ния оценивают размахом изменения напряжения 6К час-
тотой изменения напряжения F и интервалом ДД/ между
следующими друг за другом изменениями напряжения.
Под размахом изменения напряжения понимают раз-
ность между следующими друг за другом экстремумами
огибающей действующих значений напряжений
W = итах - ит1п
или	(8.6)
6Г% = УтаХ-ит1п 1ООо/о>
Сном
Если огибающая действующих значений напряжения
имеет горизонтальные участки, то размах изменения на-
пряжения определяют как разность между соседними экс-
тремумом и горизонтальным участком или как разность
между соседними горизонтальными участками.
Частота изменения напряжения F (1/с, 1/мин, 1/ч)
представляет собой количество изменений напряжения т,
происходящих со скоростью изменения более 1 % в секун-
ду, за время Т
F = т/Т.
Нормы на допустимые размахи колебаний напряжения
установлены только для ламп накаливания, их определяют
по кривой, приведенной в ГОСТ 13109—67*, в зависимости
от частоты повторения колебаний. Допустимые размахи ко-
лебаний напряжения в сетях питания ламп типа ДРЛ ре-
комендуется принимать такими же, как и для ламп нака-
ливания, а для люминесцентных ламп — в 2 раза большими.
Ограничить колебания напряжения можно рациональ-
ным построением схем электроснабжения, применением
специальных технических устройств и агрегатов с мини-
мальным влиянием на систему электроснабжения.
Наиболее эффективным мероприятием является рацио-
§ 8.3.	Отклонения и колебания напряжения	201
нальное построение схем электроснабжения. В [10] показа-
но, что при заданных набросах активной и реактивной мощ-
ности размахи колебаний напряжения находятся в обратной
зависимости от мощности КЗ сети. Поэтому целесооб-
разно подключать агрегаты, обусловливающие колебания
напряжения в точках сети с наибольшей мощностью КЗ.
В свою очередь, мощность КЗ можно повысить увеличени-
ем единичных мощностей силовых трансформаторов и па-
раллельным их включением. Однако в последнем случае
требуется установка усиленного коммутационного оборудо-
вания.
Наиболее простыми методами снижения колебаний на-
пряжения является раздельное питание резкопеременной
и прочей нагрузки. Это достигается:
выделением мощных ударных нагрузок па отдельный
питающий трансформатор;
подключением ударной и прочей нагрузок на различные
плечи сдвоенного реактора;
применением силовых трансформаторов с расщепленны-
ми обмотками, на одну ветвь которой подключают ударную
нагрузку, а на другую — остальные потребители;
выделением на отдельные линии наиболее чувствитель-
ной к колебаниям нагрузки (обычно осветительной).
При использовании сдвоенных реакторов мощность рез-
копеременной нагрузки, которую можно подключить к од-
ной ветви реактора при условии соблюдения на выводах
другой ветви нормирования значения напряжения, опреде-
ляют по формуле [10]
₽’Н («к/5ион.т)-(50хвМм)
где 6V— значения колебания напряжения на шинах, под-
ключенных к одной ветви реактора при работе резкопере-
менной нагрузки, подключенной к другой ветви; и„— напря-
жение КЗ трансформатора, к которому подключен сдвоенный
реактор; SI!0M,T — номинальная мощность трансформа-
тора; хв — сопротивление ветви реактора; UaoN—номи-
нальное напряжение сети.
В случае применения силовых трансформаторов с рас-
щепленными обмотками максимальную мощность резкопе-
ременной нагрузки, подключенной к одной обмотке, опре-
деляют по формуле [10]
202
Качество электрической энергии
Гл. 8
5 = 0.86VS	,	(8.81
где Shom.t — номинальная мощность трансформатора с рас-
щепленными обмотками.
Перечисленные способы ограничения колебаний напря-
жения должны использоваться в первую очередь. Если они
оказываются недостаточными, то применяют специальные
технические устройства. Эффективным является примене-
ние специальных синхронных компенсаторов (ССК), бы-
стродействующих статистических компенсирующих уст-
ройств (СКУ) и статических источников реактивной мощ-
ности (ИРМ) [16].
8.4.	НЕСИММЕТРИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Под несимметрией напряжений (токов) понимают нера-
венство фазных и (или) линейных напряжений (токов) по
амплитуде и углам сдвига между ними [22].
В системах электроснабжения различают кратковремен-
ные (аварийные) и длительные (эксплуатационные) не-
симметричные режимы.
Кратковременные несимметричные режимы обычно свя-
заны с аварийными процессами. Длительная несимметрия
обусловлена применением в промышленности, на транспор-
те, в быту несимметричных потребителей электроэнергии,
т. е. таких потребителей электроэнергии, симметричное мно-
гофазное исполнение которых невозможно или нецелесооб-
разно по технико-экономическим показателям (индукцион-
ные печи, установки электрошлакового переплава, тяговые
нагрузки железных дорог, электрифицированных на пере-
менном токе, электросварочные агрегаты, осветительные
установки и др.).
Несимметрия нагрузок может иметь место и при работе
трехфазных нагрузок, таких как дуговые печи, что обус-
ловлено неустойчивостью горения дуги в каждой фазе и из-
менением сопротивления дуг в процессе горения.
Несимметрию напряжений и токов, обусловленную не-
симметрией элементов сети, называют продольной. Не-
симметрию, вызванную подключением к сети многофазных
и однофазных несимметричных нагрузок, называют попе-
речной.
В трехфазной трехпроводной системе несимметрия на-
§ Ь.4.
Несимметрия напряжения
203
пряжений и токов обусловлена наличием симметричных со-
ставляющих обратной последовательности. В трехфазной
четырехпроводной системе дополнительно присутствуют со-
ставляющие нулевой последовательности.
Несимметрия по току значительно превышает несиммет-
рию по напряжению. Отрицательное воздействие несиммет-
рии токов проявляется в возникновении местных перегре-
вов ротора синхронного генератора, в вибрациях отдельных
его узлов [24]. В линиях электропередачи и трансфор-
маторах несимметрия токов снижает пропускную способ-
ность за счет неравномерной загрузки фаз.
Несимметрия токов обусловливает несимметрию напря-
жений, которая, в свою очередь, приводит к дополнитель-
ным отклонениям фазных и линейных напряжений. Это
отрицательно сказывается на работе асинхронных двигате-
лей, полупроводниковых выпрямителей, делает менее эф-
фективным использование регулирующих и компенсирую-
щих устройств, установленных в системе электроснабжения
[24].
Согласно ГОСТ 13109—67* нормируемым показателем
несимметрии является коэффициент обратной последова-
тельности напряжения е2, равный отношению напряжения
обратной последовательности U2 к номинальному линейно-
му напряжению UaoM:
е2 = (Ц#4ом)100%.	(8.9)
Допустимое значение коэффициента е2 составляет 2 %.
В практических расчетах коэффициент обратной после-
довательности в рассматриваемой точке сети рекомендуют
[16] определять по формуле
е2 = (1 + 6(7)	^u/Sk>	(8. ю)
где 6(7= ((71—(7„om)/(7НОМ; U\ — напряжение первой последо-
вательности; ^=~- (Рав— Рса)-------у (Qab+Qca) +Qbc!
Р=-----— (Рав—Рса) — —— (Qab~Qca)-)-Pbc', Рав, Рса,
2	2
Рве, Qab, Qbc, Qca — суммарные активные и реактивные
мощности соответствующих однофазных нагрузок; фи —
аргументы тока и напряжения коэффициента обратной по-
следовательности (зависят от абсолютных значений и зна-
ков а и р и принимаются по табл. 8.1).
204
Качество электрической энергии
Гл. 8
Таблица 8.1. Значения аргументов тока ф( и напряжения чрт.
коэффициента искажения формы кривой напряжения
Знак		Аргумент	
а	р	напряжения	тока ф.
+	+	т	и
+	—	—у	—и
—	+	180—у	180—р.
—		V—180	ц—180
n	, fl	. а.
Примечание. v=arctg-----; u=arctg--.
a	fl
Токи прямой и обратной последовательностей опреде-
ляют
= V Р\+<21/ (=»„„	1	(8.11)
(8.12)
где Р% — Рав-]-Рвс-\-Рса', Qs=Qab-]~Qbc-{-Qca — соответ-
ственно активные и реактивные мощности несимметричной
нагрузки.
В трехфазных четырехпроводных сетях наличие состав-
ляющих обратной последовательности напряжения обуслов-
ливает смещение нейтрали, которое характеризуют коэф-
фициентом нулевой последовательности
^=(ад10М,ф)1оо%.	(вяз)
где Uo — напряжение нулевой последовательности; (Уном.ф —
фазное напряжение прямой последовательности.
Коэффициент нулевой последовательности ненормиро-
ван. Это обусловлено тем, что напряжение UD не оказыва-
ет влияния на трехфазных потребителей, но вместе с тем
вызывает различие фазных напряжений. В связи с указан-
ным значение коэффициента е0 должно находиться в пре-
делах, при которых отклонения напряжения во всех фазах
не превышают допустимых значений. В конкретных случа-
ях численные значения 80 будут зависеть от потерь напря-
жения в сети и значений коэффициента г2-
Ориентировочную оценку несимметрии напряжения в си-
стеме электроснабжения можно производить по отношению
мощности эквивалентной однофазной нагрузки 50дн к мощ-
§ 8.4.
Несимметрия напряжения
205
ности КЗ 5К в точке подключения однофазной нагрузки
e2«(So„H/SIt)100%.	(8.14)
Из (8.14) следует, что при 5к^50/5ОдН коэффициент е2
не превышает 2 %. Когда SK<50 S0BH, необходимо прини-
мать меры по снижению несимметрии.
При решении вопроса симметрирования в первую оче-
редь следует использовать методы, не требующие капи-
тальных затрат, а также средства, установленные в сис-
теме.
Наиболее простыми и эффективными методами симмет-
рирования являются: равномерное распределение однофаз-
ных нагрузок по фазам, подключение несимметричных на-
грузок на участках сети с большей мощностью КЗ или уве-
личение мощности КЗ, выделение несимметричных нагрузок
большей мощности на отдельные трансформаторы.
Когда указанные мероприятия не обеспечивают желае-
мого эффекта, используют дополнительные средства. В се-
тях напряжением до 1 кВ несимметрия может быть сни-
жена путем замены силовых трансформаторов со схемой
соединения обмоток звезда — звезда с нулем на трансфор-
маторы со схемой соединения обмоток треугольник — звез-
за с нулем или звезда — зигзаг с нулем. При соединении
первичной обмотки трансформатора в треугольник токи ну-
левой последовательности, кратные трем, замыкаясь в пер-
вичной обмотке, уравновешивают систему, и сопротивление
нулевой последовательности резко уменьшается. В резуль-
тате этого несимметрия во вторичной обмотке снижается.
В случае соединения обмоток по схеме звезда — зигзаг
токи нулевой последовательности, кратные трем, протекают
по каждой половине вторичных обмоток, расположен-
ных на разных стержнях, в противоположных направлени-
ях. Поэтому суммарный магнитный поток, создаваемый эти-
ми токами, равен нулю. Токи же нулевой последовательно-
сти высших гармоник создают лишь потоки рассеяния.
В этом заключается преимущество данной схемы соедине-
ния обмоток.
В сетях напряжением 10 кВ с изолированной нейтралью
симметрирование заключается в устранении токов обратной
последовательности. Для этой цели могут быть исполь-
зованы имеющиеся в сети конденсаторные батареи попе-
речно-емкостной компенсации, включенные в несимметрич-
206
Качество электрической энергии
Гл. 8
Рис. 8.1. Схема симмет-
рирования однофазной
нагрузки Штейнметца
треугольник
суммарной
ный или неполный
[24]. Распределение
мощности конденсаторных батарей
между фазами сети необходимо вы-
полнять таким образом, чтобы соз-
даваемый ток обратной последова-
тельности был близок по значению
току обратной последовательности
нагрузки.
Если с помощью указанных
средств не достигается желаемый
эффект симметрирования токов
и напряжений, то применяют симметрирующие устройства
(СУ) различного типа.
Для устранения длительной несимметрия, обусловлен-
ной подключением неизменных однофазных нагрузок, ис-
пользуют нерегулируемые устройства. Наиболее распрост-
раненной схемой симметрирования однофазной нагрузки
является схема Штейнметца (рис. 8.1), в которой к фазам
без нагрузки присоединяют реактор и конденсаторную ба-
тарею. При чисто активной нагрузке (ZH=/?H) полное сим-
метрирование будет иметь место при равенстве мощности
реактора и конденсаторной батареи Qc
(8 15)
где РИ — активная мощность нагрузки.
Если нагрузка имеет реактивную составляющую, то па-
раллельно к ней подключают конденсаторную батарею (на
рис. 8.1 показана пунктиром). Выбор СУ для сети с несим-
метричной реактивной нагрузкой рассмотрен в § 9.5.
Когда несимметрия питающей сети носит кратковремен-
ный, случайный характер (при работе трехфазных дуговых
печей, когда нагрузка по фазам меняется в течение не-
скольких секунд), необходимо применять регулируемые
симметрирующие устройства с достаточным быстродействи-
ем [24].
8.S.	ИСКАЖЕНИЯ ФОРМЫ КРИВОЙ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ
В процессе выработки, преобразования, распределения
и потребления электроэнергии имеют место искажения фор-
мы синусоидальных токов и напряжений. Источниками ис-
§ 8.5. Искажения формы кривой тока и напряжения сети
207
кажений являются синхронные генераторы питающих элек-
тростанций, силовые трансформаторы, работающие при по-
вышенных значениях магнитной индукции в сердечнике
(при повышенном напряжении на выводах), преобразова-
тельные устройства переменного тока в постоянный и потре-
бители электроэнергии с нелинейными вольт-амперными
характеристиками.
Искажения, создаваемые синхронными генераторами
и силовыми трансформаторами, малы и не оказывают су-
щественного влияния на систему электроснабжения и ра-
боту приемников электроэнергии. Главной причиной иска-
жений являются вентильные преобразователи,электродуго-
вые сталеплавильные и руднотермические печи, установки
дуговой и контактной электросварки. Для этих устройств
характерно потребление из сети несинусоидальных токов
при подведении к их зажимам синусоидального на-
пряжения.
Из курса математики известно, что любую несинусои-
дальную периодическую функцию f (at) с периодом 2л,
удовлетворяющую условию Дирихле (ограниченная, кусоч-
но-непрерывная, на протяжении периода имеет конечное
число экстремальных значений), можно представить в ви-
де суммы постоянной величины и бесконечного ряда сину-
соидальных величин с кратными частотами. Такие синусо-
идальные составляющие называются гармоническими со-
ставляющими или гармониками. Синусоидальная составля-
ющая, период которой равен периоду несинусоидальной
периодической величины, называется основной или первой
гармоникой. Остальные составляющие синусоиды с час-
тотами со второй по п-ю называют высшими гармони-
ками.
Согласно теореме Фурье мгновенное значение функ-
ции f (at) может быть представлено тригонометрическим
рядом
f (at) = А) + 2 COS vw" S'n VWC’ (8 -16)
V=1
где Ло — постоянная составляющая; v — номер гармоники;
Ov , bv — коэффициенты ряда Фурье; п — номер последней
из учитываемых гармоник.
Коэффициенты ряда Фурье определяют по формулам
208
Качество электрической энергии
Гл. 8
2л
а = — \ f (wt) cos (vent) dut-,
nJ
°2Я	(8-17)
bv = — J f (wt) sin (yurt) dent.
о
Амплитуду v-ii гармоники определяют из выражения
4 = /«v+fcv.	(8.18)
а начальную фазу v-й гармоники —
% = arctg (bv/av).	(8.19)
Токи высших гармоник, проходя по элементам сети, вы-
зывают падения напряжения в сопротивлениях этих эле-
ментов, которые, накладываясь на основную синусоиду на-
пряжения, приводят к искажению формы кривой напряже-
ния. Поэтому (8.16) — (8.19) справедливы и для кривой
несинусоидальных напряжений.
Наиболее серьезные нарушения качества электроэнергии
в питающей сети имеют место при работе мощных управ-
ляемых вентильных преобразователей. При этом порядок
высших гармонических составляющих тока и напряжения
в сети определяют по формуле
v = mk + 1,	(8.20)
где m — число фаз выпрямления; k — последовательный
ряд натуральных чисел (0, 1, 2 ...).
Высшие гармоники тока и напряжения оказывают отри-
цательное воздействие на электрооборудование системы
электроснабжения, потребителей электроэнергии, системы
автоматики, релейной защиты, телемеханики и связи. Про-
текание несинусоидального тока в линиях электропередачи,
трансформаторах и электрических машинах вызывает до-
полнительные потери активной мощности, уровень которых
может достигать нескольких процентов от потерь при сину-
соидальном токе [1]. Несинусоидальные токи перегружают
конденсаторные батареи, емкостное сопротивление которых
обратно пропорционально порядку гармоник. В результате
этого конденсаторные батареи не работают: они или отклю-
чаются вследствие перегрузки по току или за короткий срок
§ 8.5. Искажения формы кривой тока и напряжения сети 209
выходят из строя в результате вспучивания, а иногда
и взрывов.
Наличие высших гармоник в напряжении, особенно вы-
соких порядков, неблагоприятно действует на изоляцию
электрических машин, трансформаторов, конденсаторов
и кабелей в результате необратимых физико-химических
процессов под воздействием полей высших гармоник, а так-
же повышенного нагрева токоведущих частей.
Несинусоидальность напряжения сети характеризуется
коэффициентом искажения кривой напряжения Кяс, кото-
рый определяют по формуле
/оо	/ оо
у (У2	1/ у и2
Кнс = -	100 % «----100 %,	(8.21)
с, ном
где Uv—действующее значение напряжения v-й гармони-
ки; U\—действующее значение первой или основной гармо-
ники.
Согласно ГОСТ 13109—67* коэффициент искажения
кривой напряжения не должен превышать 5 % на зажимах
любого приемника электроэнергии.
Для вычисления Кас необходимо определить уровень на-
пряжения отдельных гармоник, генерируемых нелинейной
нагрузкой.
Фазное напряжение гармоники в расчетной точке пита-
ющей сети находят из выражения
U ~ I vU U /S ,	(8 22)
V V ИЛ НОМ К’	/
где Iv —действующее значение фазного тока v-й гармони-
ки; Днл — напряжение нелинейной нагрузки (если расчетная
точка совпадает с точкой присоединения нелинейной на-
грузки, то ДцЛ = Дном); Дном — номинальное напряжение
сети.
Для расчета Uv необходимо предварительно опреде-
лить ток существующей гармоники, который зависит не
только от электрических параметров, но и от вида нелиней-
ной нагрузки.
Рассмотрим определение токов гармоник для отдельных
видов нелинейных нагрузок.
Токи гармоник, генерируемые дуговыми сталеплавильны-
ми печами. Для дуговой сталеплавильной печи (ДСП) при
14—847
210
Качество электрической энергии
Гл. 8
определении токов гармоник в режиме расплавления до-
статочно учитывать только гармоники со второй по седь-
мую. Токи гармоник (кроме тока второй гармоники, кото-
рый принимают равным току третьей гармоники) зависят
от числа и мощности ДСП и для практических расчетов их
рекомендуют принимать:
для одной ДСП
= Л.Л2’	<8-23)
где /п.т — номинальный ток печного трансформатора;
для группы одинаковых ДСП
=	(8-24)
где N — число печей, одновременно работающих в режиме
расплавления;
для группы печей разной мощности
где Sn,T,i — мощность i-ro печного трансформатора;
S
пд.тах наибольшая мощность печного трансформатора
в группе ДСП; Iv.max —ток гармоники печного трансфор-
матора наибольшей мощности; п — общее число работаю-
щих печей.
Токи гармоник, генерируемых установками дуговой и
контактной электросварки переменного тока. Для устано-
вок дуговой или контактной электросварки токи гармоник
(рекомендуется учитывать только третью и пятую гармо-
ники) определяют:
для единичной установки
^ = 5ном,тДзГпВ/(^^0м).	(8.26)
где Shom.t — номинальная мощность трансформатора; /С3—
коэффициент загрузки трансформатора; ПВ — продолжи-
тельность включения;
для группы установок дуговой электросварки при не-
зависимом режиме работы
/v,p = ]/g 7v.z.	(8.27)
§ 8.5. Искажения формы кривой тока и напряжения сети
211
где lv i — ток v-й гармоники i-й установки; п — общее
число работающих установок.
Токи гармоник, генерируемых установками дуговой
электросварки постоянного тока. Токи гармоник (рекомен-
дуется учитывать только 5, 7 и П-ю гармоники) единич-
ной установки дуговой электросварки постоянного тока
определяют по формуле
/v = /CB/v.	(8.28)
где /св — номинальный первичный ток установки.
Суммарный ток гармоник для группы установок опре-
деляют по (8.27).
Токи гармоник, генерируемых вентильными преобразо-
вателями. Для единичного преобразователя значение фаз-
ного тока v-й гармоники в расчетном режиме определяют
по формуле
^v = ^np/(/3nt/HOMx*v«) sin <р sin (3vx*/m sin <p), (8.29)
где m — число фаз выпрямления преобразователя; SnP —
потребляемая мощность преобразователя; х* — суммар-
ное индуктивное сопротивление сети, приведенное к мощ-
ности трансформатора преобразователя; <p(sin <p=QnP/
/Snp) — угол, характеризующий коэффициент реактивной
мощности преобразователя; Qnp — реактивная мощность
преобразователя.
В зависимости от схемы выпрямления единичного пре-
образователя рекомендуют учитывать следующие гармо-
ники тока: при 6-фазной схеме — 5, 7, 11 и 13-ю; при 12-
фазной схеме — 11, 13, 23 и 25-ю; при 24-фазной схеме —
23. 25, 47 и 49-ю.
Допускается токи гармоник до 13-го порядка вычислять
по формуле
(8.ЭД
Ток гармоник группы разных преобразователей зависит
от режима их работы. Для определения такого тока тре-
буется анализ рабочих режимов, что является сложной
технической задачей.
Максимальный ток гармоник группы преобразователей
можно определять по (8.29) или (8.30), где в качестве
14*
212
Качество электрической энергии
Гл. 8
•S„p принимают суммарную мощность одновременно рабо-
тающих преобразователей.
В сетях с преобразователями определить Кнс можно, не
вычисляя токи и напряжения гармоник, а пользуясь фор-
мулой
ЯНС
__ Snr
5,(
0,955 sin <р
— 0,91
9
(8.31)
где Хпр =ик (Н-Яр/4)5пр/(1005ном,т) — индуктивное со-
противление преобразовательного агрегата; пк — напря-
жение КЗ трансформатора, %; Др — коэффициент расщеп-
ления обмоток трансформатора; Shom.t — номинальная
мощность трансформатора; ф — угол сдвига между пер-
вой гармоникой переменного напряжения, приложенного к
преобразователю, и первой гармоникой тока.
Для двухобмоточных трансформаторов, применяемых в
6-фазных схемах выпрямления, КР=0 и *пР= с ПР ' •
1UJ Оном,т
Для трехобмоточных трансформаторов, применяемых
в преобразователях, выполненных по 12-фазной схеме,
Яр=пК(нн1-нн2)/«к, где МК(НН1-НН2)—напряжение КЗ
между расщепленными вторичными обмотками трансфор-
матора.
При параллельной работе нескольких преобразователей
Кис вычисляют по (8.31), где в качестве SnP и SK прини-
мают соответственно суммарную мощность одновременно
работающих преобразователей и трансформаторов.
Оценка коэффициента искажения формы кривой на-
пряжения электропривода по схеме асинхронного вентиль-
ного каскада может осуществляться по формуле
Янс = — ctg ф 1/-^ - 9 ,	(8.32)
л 5К V у
где параметры SnP, SK, ф имеют то же значение, что
ив (8.31); у — угол коммутации вентилей преобразователя.
Методы и средства снижения несинусоидальности на-
пряжения. Ограничение уровня высших гармоник в системе
электроснабжения достигается рациональным построени-
ем схемы электроснабжения, применением многофазных
схем выпрямления и специальных законов управления пре-
образователями, применением резонансных фильтров.
§8 5. Искажения формы кривой тока и напряжения сети 213
Наиболее простым методом снижения несинусоидально-
сти является выделение нелинейных нагрузок на отдель.
ную секцию шин, подключенную к одной обмотке многооб-
моточного трансформатора или реактора. Допустимое зна-
чение Кпе на шинах с нелинейной нагрузкой определяется
только условиями надежной работы автоматических систем
управления и самих нагрузок. Возможно и противополож-
ное решение: рассредоточение нелинейных нагрузок по
различным узлам систем электроснабжения исходя из до-
пустимого уровня несинусоидальности [10]. К схемным
мероприятиям относится также способ увеличения мощно-
сти КЗ в общей точке присоединения нелинейной и прочей
нагрузок. Как следует из (8.31) и (8.32), с увеличением
мощности КЗ сети уровень высших гармоник в системе
электроснабжения снижается.
При заданной мощности преобразовательных установок
и условии соблюдения нормированной величины Дне тре-
буемая мощность КЗ в сети может быть определена по
номограммам, приведенным на рис. 8.2 для вентильных
преобразователей и по универсальным зависимостям (рис.
8.3) для приводов по схеме асинхронного вентильного кас-
када.
Рис. 8.2. Номограммы для определения возможности подключения вен-
тильных преобразователей к питающей сети:
а. — управляемые вентильные преобразователи; б — неуправляемые вентильные
преобразователи; / —	2 —
214
Качество электрической энергии
Гл. 8
Рис. 8.3. Униве реальные зави-
симости коэффициента искаже-
ния формы кривой напряжения
в функции отношения SK/Snp
для электроприводов по схеме
асинхронного вентильного кас-
када с преобразователями ти-
пов:
1—ТДЕР- 100-38011; ТДПР2-160-380Н;
2 — ТДП2-630/400-2Т; ТДП2-1250/
/400-2Т
Наиболее распространенным методом снижения уров-
ней высших гармоник, генерируемых мостовыми преобра-
зователями, является увеличение числа фаз преобразова-
телей. Согласно (8.20) с увеличением параметра m коли-
чество гармонических составляющих в первичных токе и
напряжении уменьшается, а следовательно, уменьшается и
значение /(нс- Увеличения числа фаз выпрямления можно
достичь использованием трансформаторов преобразовате-
лей со специальным исполнением обмоток, позволяющих
реализовать нужный многофазный режим преобразования,
и созданием эквивалентного многофазного режима группы
преобразователей, каждый из которых имеет схему с мень-
шим числом фаз
Рис. 8.4. Схема двенадцатифазного режима выпрямления преобразова-
теля, полученная на базе шестифазных преобразователей
§ 8.5. Искажения формы кривой тока и напряжения сети 215
Применение	трансформаторов	-	|
с увеличенным числом фаз у нас в стра- в
не, как правило,	ограничивается 12-	(.Су
фазными схемами, за рубежом исполь-	f	f	г
зуют трансформаторы с числом фаз	1	1
18, 24, 36, 48. Эквивалентный много-	т	т	т
фазный режим (12-фазный) в боль-	1__1_—
шинстве случаев	осуществляется на
базе одинаковых 6-фазных преобразо- Р,|С' 85, Схема с”л0‘
вателеи при соединении сетевой обмот- фНЛЬтра
ки одного трансформатора в звезду,
другого в треугольник (рис. 8.4).
В этом случае в сетевом токе будут отсутствовать 5-я и 7-я
гармоники, взаимно компенсирующие друг друга.
В сложных преобразовательных устройствах, сочетаю-
щих группы последовательно или параллельно соединен-
ных одно- или двухмостовых преобразователей, использу-
ют специальные законы управления, обеспечивающие по-
давление одной или нескольких гармоник сетевого тока.
Однако такой способ снижения уровня высших гармоник
требует значительного усложнения системы управления
преобразователем.
При комплексном подходе к решению проблемы каче-
ства электроэнергии в сетях с нелинейными нагрузками
применяют многофункциональные устройства — силовые
резонансные фильтры (СРФ) высших гармоник [называе-
мые также фильтрокомпенсирующими устройствами
(ФКУ)], которые наряду со снижением уровней высших
гармоник генерируют в питающую сеть реактивную мощ-
ность Звено фильтра представляет собой контур из после-
довательно соединенных индуктивности и емкости (рис.
8.5), настроенный на частоту определенной гармоники.
Фильтр состоит из ряда звеньев. Параметры фильтра под-
бирают так, чтобы его звенья были настроены в резонанс
на частоты гармоник, недопустимые в системе электро-
снабжения, а значения емкостей позволяли скомпенсиро-
вать необходимую реактивную мощность основной частоты
(расчет параметров СРФ приведен в § 9.5).
216
Компенсация реактивной мощности в системе
Гл. 9
Глава де в ята я
КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ мощности
В СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОГО
ПРЕДПРИЯТИЯ
9.1.	ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ КОМПЕНСАЦИИ
РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Одним из основных вопросов, решаемых при проекти-
ровании и эксплуатации систем электроснабжения про-
мышленных предприятий, является вопрос о компенсации
реактивной мощности.
Передача значительного количества реактивной мощ-
ности из энергосистемы к потребителям нерациональна по
следующим причинам: возникают дополнительные потери
активной мощности и энергии во всех элементах системы
электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактивной
мощностью, и дополнительные потери напряжения в пита-
ющих сетях.
Компенсация реактивной мощности с одновременным
улучшением качества электроэнергии непосредственно в
сетях промышленных предприятий является одним из ос-
новных направлений сокращения потерь электроэнергии
и повышения эффективности электроустановок предприя-
тий.
Ввод источника реактивной мощности приводит к сни-
жению потерь в период максимума нагрузки в среднем на
0,081 кВт/квар. В настоящее время степень компенсация
в период максимума нагрузки составляет 0,25 квар/кВт,
что значительно меньше экономически целесообразной ком-
пенсации, равной 0,6 квар/кВт. Поэтому решение этой
проблемы даст большой экономический эффект. Следует
отметить, что с точки зрения экономии электроэнергии и
регулирования напряжения компенсацию реактивной мощ-
ности наиболее целесообразно осуществлять у ее потреби-
телей.
С 1 января 1982 г. введены в действие новые норматив-
ные документы Минэнерго СССР по компенсации реактив-
ной мощности: прейскурант № 09—01 «Тарифы на электри-
ческую и тепловую энергию, отпускаемую электростанциями
и энергосистемами Министерства энергетики н элекг-
§ 9.1. Постановка задачи компенсации реактивной мощности 217
рификации СССР», «Правила пользования электрической
и тепловой энергией», «Инструкция по системному расче-
ту компенсации реактивной мощности в электрических се-
тях», «Указания по проектированию компенсации реактив-
ной мощности промышленных предприятий М 788—930,
1984 г.». Перечисленные документы устанавливают поря-
док определения реактивной мощности, которая может
быть передана из энергосистемы в электрическую сеть про-
мышленного предприятия.
Согласно [16] при выборе средств компенсации реактив-
ной мощности в системах электроснабжения промышлен.
ных предприятий необходимо различать по функциональ-
ным признакам две группы промышленных сетей в зависи-
мости от состава их нагрузок: 1-я группа — сети общего
назначения (сети с режимом прямой последовательности
основной частоты 50 Гц); 2-я группа — сети со специфиче-
скими нелинейными, несимметричными и резкопеременны-
ми нагрузками. Решение задачи компенсации реактивной
мощности для обеих групп различно.
На начальной стадии проектирования определяют наи-
большие суммарные расчетные активные Pv и реактивные
Qp электрические нагрузки предприятия (при естествен-
ном коэффициенте мощности) в соответствии с расчетом
электрических нагрузок в промышленных установках
(см. гл. 2).
Наибольшая суммарная реактивная нагрузка предприя-
тия, принимаемая для определения мощности компенсиру-
ющих устройств (КУ), равна
<?M1 = KHc,BQp>	(9.1)
где Кнс,в — коэффициент, учитывающий несовпадение по
времени наибольших активной нагрузки энергосистемы
и реактивной нагрузки промышленного предприятия.
Значения коэффициента несовпадения Кнс,в для всех
объединенных энергосистем (ОЭС) принимают в зависи-
мости от отрасли промышленности:
Нефтеперерабатывающая, текстильная.......................0,95
Черная и цветная металлургия, химическая, нефтедобывающая,
пищевая, строительных материалов, бумажная ...	. . 0,9
Угольная, газовая, машиностроительная и металлообрабатываю-
щая .....................................................0,85
Торфоперерабатывающая, деревообрабатывающая ...... 0,8
Прочие...................................................0,75
218
Компенсация реактивной мощности в системе
Гл. 9
Значения наибольших суммарных реактивной QMi и ак-
тивной Рр нагрузок сообщают в энергосистему для опре-
деления экономически оптимальной реактивной (входной)
мощности, которая может быть передана предприятию в
режимах наибольшей и наименьшей активной нагрузки
энергосистемы, соответственно Q3i и Q32.
По входной реактивной мощности Q3l определяют сум-
марную мощность КУ предприятия, а по значению Q32—
регулируемую часть КУ.
Суммарную мощность КУ Qki определяют по балансу
реактивной мощности на границе электрического раздела
предприятия и энергосистемы в период наибольшей актив-
ной нагрузки энергосистемы
Qk1 ~ QmI Qal
Для промышленных предприятий с присоединенной сум-
марной мощностью трансформаторов менее 750 кВ-А
значение мощности КУ Qki задается непосредственно энер-
госистемой и является обязательным при выполнении про-
екта электроснабжения промпреднриятия.
По согласованию с энергосистемой, выдавшей техни-
ческие условия на присоединение потребителей, допуска-
ется принимать большую по сравнению с QI(I суммарную
мощность КУ (соответственно меньшее значение Q3|), если
это снижает приведенные затраты на систему электроснаб-
жения предприятия в целом.
На предприятиях со специфическими нагрузками сред-
ства компенсации реактивной мощности (КРМ) должны
обеспечивать надлежащие показатели качества электро-
энергии у приемников электроэнергии и на границе элект-
рического раздела предприятия и энергосистемы в соот-
ветствии с ГОСТ 13109—67*. При питании от отдельного
узла сети предприятия только специфических приемников
электроэнергии допускается превышение нормированных
показателей качества электроэнергии в этом узле при ус-
ловии обеспечения нормальной работы других электроус-
тановок, питающихся от системы электроснабжения пред-
приятия.
Средствами КРМ являются: в сетях общего назначе-
ния — батареи конденсаторов (низшего напряжения —
НБК и высшего напряжения — ВБК) и синхронные дви-
§ 9.2. Компенсация реактивной мощности в сетях до 1 кВ
219
гатели (СД); в сетях со специфическими нагрузками, до-
полнительно к указанным средствам, — силовые резонанс-
ные фильтры (СРФ) (называемые также фильтрокомпеи-
сирующими устройствами ФКУ), симметрирующие (СУ) и
фильтросимметрирующие устройства (ФСУ), устройства
динамической и статической КРМ (прямого или косвенно-
го действия) с быстродействующими системами управле-
ния (СТК) и специальные быстродействующие синхрон-
ные компенсаторы (ССК).
9.2.	КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ
НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ
К сетям напряжением до 1 кВ на промышленных пред-
приятиях подключается большая часть потребителей реак-
тивной мощности. Коэффициент мощности нагрузки НН
обычно не превышает 0,8. Сети напряжением 380—660 В
электрически более удалены от источников питания, по-
этому передача реактивной мощности в сеть НН требует
увеличения сечений проводов и кабелей, повышения мощ-
ности силовых трансформаторов и сопровождается поте-
рями активной и реактивной мощностей. Затраты, обус-
ловленные перечисленными факторами, можно уменьшить
или даже устранить, если осуществлять КРМ непосредст-
венно в сети НН.
Источниками реактивной мощности в сети НН явля-
ются СД напряжением 380—660 и конденсаторные бата-
реи. Недостающая часть (нескомпенсированная реактив-
ная нагрузка НН) покрывается перетоком реактивной
МОЩНОСТИ ИЗ Сети ВН Qmax.T-
При решении задачи КРМ требуется установить опти-
мальное соотношение между источниками реактивной мощ-
ности НН и ВН, принимая во внимание потери электро-
энергии на генерацию реактивной мощности источниками
НН и ВН, потери электроэнергии на передачу Qmax.T из се-
ти ВН в сеть НН и удорожание цеховых ТП в случае за-
грузки их реактивной мощностью.
Выбор оптимальной мощности НБК осуществляют од-
новременно с выбором цеховых ТП (см. § 4.6). Расчетную
мощность НБК округляют до ближайшей стандартной
220
Компенсация реактивной мощности в системе
Гл. 9
мощности комплектных конденсаторных установок (ККУ).
Основные технические характеристики нерегулируемых
НБК приведены в табл. 9.1, а регулируемых по току (Т) и
напряжению (Н) — в табл. 9.2.
Для каждой цеховой ТП рассматривают возможность
распределения найденной мощности НБК в цеховой сети.
Критерием целесообразности такого решения является
Таблица 9.1. Комплектные конденсаторные нерегулируемые
установки напряжением 0,38 кВ
Тип	Номиналь- ная мощ- ность» квар	Габариты, мм			Масса, кг	Стоимость, руб.
		длина	шири- на	высота		
УК-0.38-75УЗ	75	700	560	1260	150	575
УК-0.38-150УЗ	150	700	560	1660	245	890
УКБ-0.38-150УЗ	150	580	460	1200	200	935
УКБ-0.38-300УЗ	300	580	460	1990	440	1785
Примечание	УК — уст	ановка	кондег	саторная;	УЗ — для	внутренней
установки; Б — бесшкафного исполнения.
Таблица 9.2. Комплектные конденсаторные установки
напряжением 0,38 кВ с автоматическим регулированием по напряжению
Тнп	Номиналь- ная мощ- ность, квар	Габариты, мм			X го го	Стои- мость, руб.
		длина	шири- на	высо- та		
У КН-0.38-75УЗ	75	700	560	1260	175	770
УКТ-0.38-75УЗ	75	700	560	1260	175	800
УКТ-0.38-108УЗ	108	700	560	1660	300	985
УКН-0.38-150УЗ	150	700	560	1660	300	1110
УКТ-0.38-150УЗ	150	700	560	1660	300	1125
УКл (11) Н-0.38-216-108УЗ	216	1920	530	1660	610	2085
УКЛ (И) Н-0.38-324-108УЗ	324	2690	530	1660	875	2910
УКл (П) Н-0,38-432-108УЗ	432	3320	530	1660	1145	3640
УКл (П) -0.38-300-150УЗ	300	1920	530	1660	612	2355
УКл (П) 0.38-450-150УЗ	450	2620	530	1660	880	3385
УКл (П) Н-0,38-600-150УЗ	600	3320	530	1660	1150	4460
УКл (П) Н-0.38-108-36УЗ	108	1220	560	1660	335	1360
УКл (П) Н-0,38-216-36УЗ	216	1920	560	1660	575	2175
УКл (П) Н-0,38-150-50УЗ	150	1220	560	1660	335	1515
УКЛ (П) Н-0.38-300-50УЗ	300	1920	560	1660	575	2510
Примечание. УК — установка конденсаторная; Л(П) — левое (правое)
расположение вводной ячейки; Н. Т — параметр регулирования, соответственно
напряжение и ток; УЗ — для внутренней установки.
§ 9.2. Компенсация реактивной мощности в сетях до 1 кВ 221
снижение приведенных затрат, обусловленное разгрузкой
сети НН от реактивной мощности.
Если распределительная сеть выполнена только ка-
бельными линиями, то ККУ любой мощности рекоменду-
ется присоединять непосредственно к шинам цеховой ТП.
При питании от одного трансформатора двух и более ма-
гистральных шинопроводов к каждому из них присоединя-
ют только по одной НБК. Общую расчетную мощность ба-
тарей Qhk распределяют между шинопроводами пропорци-
онально их суммарной нагрузке.
Для схем с магистральными шинопроводами ККУ еди-
ничной мощностью до 400 квар подключают к сети без до-
полнительной установки отключающего аппарата (ввиду
установки’ последнего в комплекте ККУ), а при мощности
более 400 квар — через отключающий аппарат с выполне-
нием требований ПУЭ.
При мощности ККУ более 400 квар рекомендуется под-
ключать их к шинам цеховой ТП с использованием соот-
ветствующего автоматического выключателя подстанции.
На одиночном магистральном шинопроводе предусмат-
ривают установку не более двух близких по мощности ККУ
суммарной МОЩНОСТЬЮ Qhk = Qhk1 + Qhk2-
Если основные реактивные нагрузки шинопровода при-
соединены ко второй его половине, устанавливают только
одну НБК- Точку ее подключения определяют из условия
Qh Qnl/2 Qh-f-1,	(9-2)
где Qh, Qh+i — наибольшие реактивные нагрузки шинопро-
вода перед узлом h и после него соответственно (рис.
9.1, а).
0.HK	— Чнк
™ I HJMA Л. -М.
G£> L<i ~7~—1—Г*н—Г^Г5''
*:±:QHK	±0.нк(1)	— О.нк(2)
Рис. 9.1. Схема подключения НБК к магистральным шинопроводам:
а — одна НБК; б — две НБК
222
Компенсация реактивной мощности в системе
Гл. 9
При присоединении к шинопроводу двух НБК точки их
подключения находят из следующих условий:
точка подключения дальней НБК (рис. 9.1, б)
Qf ^нк.д > Qf+l
(9.3)
точка подключения ближней к трансформатору НБК
(рис. 9.1, б)
Q.—Q >Q K/2>Q, ,<~Q .	(9.4)
^нк,д ^нк.б -	^нк.д	'	'
Пример 9.1. Определить место присоединения конденсаторных ус-
тановок к магистральным шинопроводам ШМА-1, ШМА-2 и ШМА-3.
Реактивная нагрузка потребителей показана на рис. 9.2 и задана в ки-
ловольт-амперах реактивных. Расчетная суммарная реактивная нагруз-
ка трансформатора Qp=1550 квар. Суммарная мощность конденсаторэз
QK,, = 800 квар (300+300+200). На каждом шинопроводе предусмот-
рена одна ККУ.
Таблица 9.3. Результаты проверки шинопроводов ШМА-1, ШМА-2
и ШМА-3 на условие (9.2)
Узел	Выполнение условия				
	1	1	1	3			5
ШМА-1	520> 300/2 <395 не выполня- ется	395>1"0<195 не выполня- ется	195>150>100 выполняется	100<150>60 не выполня- ется	60<150>0 не выполня- ется
ШМА-2	500> 150000 не выполня- ется	300>150<200 не выполня- ется	200>150>0 выполняется	—•	—
ШМА-3	420> 220/2 <313 не выполня- ется	3!0>100<200 не выполня- ется	200>100<150 не выполня- ется	Г10>100>60 выполняется	60<100>0 не выполня- ется
		520	1	395	2	195	3	100	4	60	5
	К 1430	ШМА-1 | 1251 500	1	2001 300	2	5540 Чнк(1) 200 3	I	601
						
х			ШМА-2 ] 200 Т	яю!			
		410	1	310	2	200	3	150	4	50	5
		ШМА-3 Т 1001	но\	501	90	JS~ Онк(З)	501
Рис. 9.2. Расчетная схема к примеру 9.1.
§ 9.2. Компенсация реактивной мощности в сетях до 1 кВ
223
3 300	4
(55	100
Рис. 9.3. Расчетная схема к примеру 9.2
200 5
—К
\
\
„ \
200	)
_±_
0Нк(2)
Решение. 1. Определяем место присоединения ККУ к шинопро-
водам согласно (9.2), условия проверки заносим в табл. 9.3.
2. Анализ табл. 9.3 покалывает, что ККУ следует подключать для
ШМА-1 в узле 3, для ШМА-2 в узле 3, для ШМА-4 в узле 4.
Пример 9.2. Определить место присоединения двух НБК к маги-
стральному шинопроводу. Реактивные нагрузки пролетов шинопровода
ШМА-1600 заданы в килэвсльт-амперах реактивных и до установок
НБК распределялись в соответствии с рис. 9.3. Суммарная реактивная
нагрузка трансформатора <2Р=920 квар. Расчетная мощность ККУ
<2пк = 7ОО квар (300 и 400 квар).
Решение. 1. Определяем место присоединения дальней ККУ по
(9.3): узел 4, 300>200>200— условие выполняется;
узел 5, 200>200>0 — условие выполняется.
Следовательно, ККУ мощностью 400 квар можно присоединить
к узлу 4 или 5 (техническое решение принимается с учетом конструктив-
ных соображений).
2. Определяем место присоединения ближней к трансформатору
ККУ по (9.4):
узел 1, 520>150<220 — условие не выполняется;
узел 2, 220>150>55 — условие выполняется;
узел 3, 155>150>100—условие выполняется;
узел 4, 100<150<200 — условие не выполняется.
Следовательно, вторая ККУ может быть присоединена к узлу 2
нлп 3.
224
Компенсация реактивной мощности в системе
Гл. 9
9.3. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ
НАПРЯЖЕНИЕМ 6—10 кВ
Расчетная реактивная нагрузка в сетях 6—10 кВ про
мышленных предприятий QB состоит из расчетной нагрузки
приемников 6—10 кВ QP>B, нескомпенсированной нагрузки
Qmax.T сети напряжением ниже 1 кВ, питаемой через цехо-
вые ТП, потерь реактивной мощности AQ (состоят из по-
терь в сети 6—10 кВ, в трансформаторах и реакторах)
QB = QP,B + Qmav.T + AQ-	(9-5)
Расчет оптимальной мощности КУ производят для ре-
жима наибольших нагрузок.
При выборе КУ при допущении о незначительной длине
линий на предприятии можно представить все предприятие
как узел сети 6—10 кВ, к которому подключены реактив-
ная нагрузка и четыре типа источников реактивной мощ-
ности: СД 6—10 кВ (<2сд), синхронные компенсаторы
(Qck), синхронные генераторы ТЭЦ (<2тэц), энергосисте-
ма (Q3i) и конденсаторные батареи на высшее напряже-
ние (QBK).
Баланс реактивной мощности в узле 6—10 кВ пред-
приятия имеет вид
QB ^сд ^ск Фтэц QBk Q»i ~ 9-	(9.6)
Входная реактивная мощность Q3] задается энергоси-
стемой как экономически оптимальная реактивная мощ-
ность, которая может быть передана предприятию в пери-
од наибольшей нагрузки энергосистемы.
Синхронные компенсаторы (СК) на промышленных
предприятиях применяют очень редко. Они дороги, имеюг
значительные удельные потери активной мощности, слож-
ные условия пуска. СК иногда применяют на крупных элек-
тропечных установках (дуговых и руднотермических)
В отдельных случаях их применение может оказаться це-
лесообразным на крупных подстанциях районного значения
при больших мощностях КУ. Основное достоинство СК —
возможность быстродействующего автоматического плав-
ного с широкими пределами регулирования уровня напря
жения. Вариант компенсации с применением СК сопостав-
ляют с вариантом применения крупных автоматически
§ 9.3. Компенсация реактивной мощности в сетях 6—10 кВ 225
регулируемых батарей, так как при этом возможно умень-
шение регулировочного диапазона трансформаторов, а в
отдельных случаях и отказ от трансформаторов, регули-
руемых под нагрузкой.
В проектах реконструкции предприятий рассматривают
технико-экономическую целесообразность применения в ка-
честве СК имеющихся на предприятиях синхронных гене-
раторов и СД, не используемых по своему прямому назна-
чению. Такое вынужденное решение может иметь место при
невозможности получения в данное время других КУ-
Использование реактивной мощности генераторов за-
водских станций экономически целесообразно, если при
этом затраты на увеличение числа или сечения питающих
линий, числа устанавливаемых трансформаторов и другие
сетевые затраты, связанные с передачей реактивной мощ-
ности от генераторов, не превышают расходов на установку
КБ на местах потребления реактивной мощности. Решение
принимается по результатам сравнения приведенных затрат
по обоим вариантам.
На большинстве предприятий заводские ТЭЦ отсутст-
вуют, а на крупных предприятиях, где они существуют, их
основной задачей является выработка тепла, а не электро-
энергии. Поэтому для большинства предприятий Q-гэц =0
и задача КРМ сводится к определению оптимальных зна-
чений Qcn и QBK в сетях 6—10 кВ.
Определение реактивной мощности, генерируемой СД.
Каждый установленный СД является источником реактив
ной мощности, минимальную величину которой по условию
устойчивой работы СД определяют по формуле
@СД ~ ^ном.СД ^СД Фном’	(9.7)
где РНом,сд — номинальная активная мощность двигателя;
Кед — коэффициент его загрузки по активной мощности;
tg фном — номинальный коэффициент реактивной мощ-
ности.
Синхронные двигатели имеют значительно большие от-
носительные потери на 1 квар вырабатываемой реактивной
мощности по сравнению с конденсаторами. В то же время,
если СД уже установлены на промышленном предприятии
по условиям технологии, их следует в первую очередь
полностью использовать для КРМ. Поэтому при необходи-
мости выполнения КРМ на напряжение 6 или 10 кВ следует
15—847
226
Компенсация реактивной мощности в системе
Гл. 9
рассматривать возможность получения дополнительной ре-
активной мощности от СД, если их Лсд<1. Если номи-
нальная активная мощность СД равна или больше ука-
занной в табл. 9.4, экономически целесообразно использо-
вать полностью располагаемую реактивную мощность СД,
определяемую по формуле
^СД.э — “м И ^иом.СД + QL.СД'
(9.8)
где ам — коэффициент допустимой перегрузки СД, зави-
сящей от его загрузки по активной мощности (определя-
ется по номограмме рис. 9.4); QK0M,Сд— номинальная ре-
активная мощность СД.
Для СД с номинальной активной мощностью менее ука-
занной в табл. 9.4 экономически целесообразную загрузку
Таблица 9.4. Номинальные мощности СД, обеспечивающих полное
использование располагаемой реактивной мощности
Объединенная энергосистема	Число рабочих смен	Номинальная активная мощность СД, кВт, при частоте вращения, об/мин							
		3000	| 1000	| 750	I 600	I 500	I 375	I 300	250
Центра, Северо-	1	1000	1000	1600	1600	1600	2000	2000	2500
Запада, Юга	2	2500	5000	6300	5000	6300	—	—	—
	3	2500	5000	6300	5000	6300	—	—	——
Средней Волги	1	1250	1600	2000	2000	2000	2500	2500	3200
	2	2000	2500	3200	3200	4000	—	—	—
	3	2500	5000	6300	5000	6300	—	—	—
Уря пя	1	1000	1000	1600	1600	1600	2000	2000	2500
	2	2000	2500	3200	3200	4000	—	—	—.
	3	2500	5000	6300	6300	—	—	-—	—
Северного Кав-	1	2000	2500	3200	3200	4000	6300	6300	—
каза, Закав-	2	2000	3200	4000	4000	4000	6300	6300	—
казья	3	2500	5000	6300	5000	6300	—	—	—
Северного Ка-	1	1250	2000	2000	2500	2500	3200	3200	—
захстана	2	1600	2000	2500	2500	3200	3200	4000	•—
	3	2000	2500	3200	3200	4000	—	—	—
Сибири	1	2000	2500	3200	3200	4000	—	—	—
	2	2000	2500	3200	3200	4000	—	—	'—
	3	2000	2500	3200	3200	4000	—	—	—
Средней Азии	1	1250	1600	2000	2000	2000	2500	2500	3200
	2	1250	1600	2000	2000	2000	2500	2500	3200
	3	1600	2000	2500	2500	3200	3200	4000	—
Дальнего Во-	1	5000	6300	8000	10 000	10 000	—	—	—
стока	2	5000	6300	8000	10 000	10 000	—	—	—
	3	5000	6300	8000	10 000	10 000	—	—	—
§ 9.4.
Расчет мощности компенсирующих устройств
227
Рис. 9.4 Номограмма определения располагаемой реактивной мощности
синхронных двигателей при номинальном токе возбуждения в зависимо-
сти от коэффициента загрузки двигателя по активной мощности
по реактивной мощности определяют по формуле
«и,. = м Р„<г„.сл - а 1Ср.„)/(2Д2 .С„), (9.9)
где Д1 и Д2 — потери в СД при его номинальной реактив-
ной мощности (принимают по каталожным и справочным
данным); Ср,п — расчетная стоимость потерь, принимаемая
по табл. 4.6.
Если окажется, что Qcn.s<Qcn, принимают Qcn.:t=Qcp.
9.4. РАСЧЕТ МОЩНОСТИ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ
В СЕТЯХ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ В ЧАСЫ
МАКСИМУМА НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Мощность всех КУ, которую требуется ввести на пред-
приятии (Qkj), зависит от максимальной реактивной на-
грузки предприятия QP и от входной реактивной мощности
из энергосистемы (задается энергоснабжающей орга-
низацией). Поэтому реактивную мощность всех источников
предприятия (синхронных генераторов, компенсаторов,
15*
228
Компенсация реактивной мощности в системе
Гл. 9
двигателей, конденсаторных батарей) определяют из ба-
ланса
=	(910)
При наличии в системе электроснабжения предприятия
КУ мощностью Qks обеспечивается баланс реактивной
мощности предприятия в наиболее напряженный период—•
в часы максимума.
При проектировании системы электроснабжения в пер-
вую очередь рассматривают вопрос об использовании ре-
активной мощности СД. При этом должно быть предусмот-
рено автоматическое регулирование возбуждения двига-
теля в функции реактивной мощности. Если реактивная
мощность, вырабатываемая СД, оказывается недостаточ-
ной, дополнительно устанавливают конденсаторные бата-
реи на ВН.
Определение мощности В Б К. Для каждой цеховой ТП
определяют нескомпенсированную реактивную нагрузку
Qhc,t на стороне 6 или 10 кВ каждого трансформатора
<?Нс,т^р,т-<2Нк,ф + д<Эт.	(9-И)
где QP>T — наибольшая расчетная реактивная нагрузка
трансформатора; QHK,$ — фактически принятая мощность
НБК; AQt — суммарные реактивные потери в трансфор-
маторе при его коэффициенте загрузки с учетом компен-
сации (табл. 9.5).
Таблица 9.5. Суммарные потери реактивной мощности в силовых
трансформаторах в зависимости от мощности трансформатора и
коэффициента загрузки
Номинальная МОЩНОСТЬ трансформа- тора, кВ-А	Суммарные реактивные потерн в трансформаторе при К3» квар					
	0.5	0.6	0.7	0,8	0.9	1
400	13	15	18	20	23	26
630	20	23	28	33	39	45
1000	28	34	41	49	58	69
1600	41	51	62	75	90	107
2500	62	79	99	121	146	175
Для РП или ГПП нескомпенсированную реактивную
нагрузку Qhc.b определяют как сумму реактивных мощно-
стей цеховых ТП и других потребителей.
§ 9.4.
Расчет мощности компенсирующих устройств
229
Суммарную расчетную мощность ВБК для всего пред-
приятия определяют из условия баланса реактивной мощ-
ности
п
=	(9.12)
4=1
где Qp,b,/ — расчетная реактивная нагрузка на шинах 6
или 10 кВ i-ro РП; Qca.p— располагаемая мощность СД;
п — количество РП (или ТП) на предприятии; —
входная реактивная мощность, заданная энергосистемой
на шинах 6 или 10 кВ.
Если энергосистема задает входную реактивную мощ-
ность на стороне 35 кВ и выше ГПП предприятия, то дол-
жны быть учтены потери реактивной мощности в транс-
форматорах связи с энергосистемой.
Если окажется, что мощность QBK<0, ее принимают
равной нулю и по согласованию с энергосистемой, выдав-
шей технические условия на присоединение потребителей,
устанавливают значение входной мощности.
Установку отдельных ВБК рекомендуется предусмат-
ривать на тех РП, где реактивная нагрузка соответствует
мощности ВБК и имеется техническая возможность их при-
соединения.
Суммарная реактивная мощность ВБК распределяется
между отдельными РП или ТП пропорционально их не-
скомпенсированной реактивной нагрузке на шинах 6 или
10 кВ и округляется до ближайшей стандартной мощности
ККУ.
К каждой секции РП рекомендуется подключать ККУ
одинаковой мощности, но не менее 1000 квар. При мень-
шей мощности батареи ее целесообразно устанавливать на
питающей цеховой подстанции, если она принадлежит про-
мышленному предприятию.
Пример 9.3. Рассмотреть СД как источники реактивной мощнозта
на шинах 10 кВ РП компрессорной станции. Нагрузка станции на на-
пряжение 380 В составляет Р1)=РСр.м=3360 кВт, Qt, r—2480 квар. Пред-
полагается установка двух трансформаторов с К3=0,75. Станция ра-
ботает в две смены и расположена в центральной части СССР. В рза-
четах рассмотреть две группы СД разной мощности (рис. 9.5) со
следующими техническими данными:
230
Компенсация реактивной мощности в системе
Гл. 9
Рис. 9.5. Расчетная схема к примеру 9.3
I группа
Активная мощность Рном.од > кВт 3200
Реактивная мощность Qhom, сд • квар	1600
Частота вращения п, об/мин	.	.	.	3000
Коэффициент загрузки КСд	...	0,85
Коэффициент мощности tg <рпом
(COS (рном)............ 0,48(0,9)
Количество рабочих СД.5+1—резерв-
ный
П группа
1600
800
750
0,7
0,48 (0,9)
1+1—резерв-
ный
Решение. 1. Опредзляем суммарную реактивную мощность веет
СД
<?СД,Е = Иксд4сд,1 =5(08 1600)+ 1(0,7-800) =7360 квар.
<=1
2.	Целесообразно использовать полностью располагаемую реактив-
ную мощность СД, у которых КСд<\.
По табл. 9.4 определяем, что СД с активной мощностью 3200 кВт
экономически целесообразно использовать как источник реактивной мощ-
ности
<2сд.э = «м VР2КОЫ.СД + Оком сд = 0.491^3,22+1,6^ = 1,75 Мвар,
где ам=0,49 (по рис. 9.4).
3.	Экономически целесообразную реактивную мощность СД с ак-
тивной мощностью 1600 кВт принимаем равной
Оад,э= 0НОМ.сд = °,7-800 = 560 квар.
4.	Суммарная располагаемая мощность всех СД
Осд.р = Ссд,э ~ 'л^^СДа = 5* 175J + 560 = 8750 + 560 = 9310 квар.
i=i
5	Определяем мощность трансформаторов и источников реактивной
мощности
Shom т + ^сп, м/(Кз/V) = 3360/(0,75-2) = 2200 кВ-А;
§ 9.4. Расчет мощности компенсирующих устройств	231
Рис. 9.6. Схема электроснабжения машиностроительного предприятия
(к примеру 9.4)
принимаем 5ном.т=2500 кВ-Л,
QmaXT = V(0,75-2-2,б)2— 3,362 = 1670 квар;
= 2480 —1670 = 810 квар;
Qhk2 = 2480 — 810 — 0,48-2-2500 =— 730 квар
(при Кр1 = 12, Л'р2=б, у=0,48), т. е. Qhk2 = 0; Qhk=810+0=810 квар.
Принимаем две ККУ мощностью по 400 квар (<2пкф=800 квар).
6.	Суммарная реактивная нагрузка иа шинах 10 кВ равна
<2р.в = Qp.T - <2нк.Ф + ДСТ - <2Сд.э = 2480 - 800 + 220 -
— 9310 =—7410 квар,
где AQT принято из табл. 9.5 (AQT = 2AQT| = 2-110 = 220).
Пример 9.4. Выбрать мощность КУ для машиностроительного пред-
приятия, расположенного в центральной части СССР. Цехи предприя-
тия работают в две смены. Питание предприятия осуществляется о г
ГПП-100/10 кВ с двумя трансформаторами мощностью 63 000 кВ-А..
В схеме электроснабжения предусмотрены четыре промежуточных РП,
расположенных в центрах нагрузок (рис. 9.6). Наибольшие расчетные
активные и реактивные нагрузки объектов приведены в табл. 9.6. По
данным энергосистемы граница балансовой принадлежности установле
на иа стороне 110 кВ ГПП, экономическая входная реактивная мощ-
ность составляет QaI=16 300 квар (задается энергосистемой по наи-
большей реактивной мощности предприятия Qmi=Kbc,bQp=0,85-33 800 =
=28 730 квар, где значение Кнс.п принято из § 9.1).
Решение. 1. Определяем мощность НБК иа всех объектах, а так-
же нескомпенсированную реактивную нагрузку на шинах 10 кВ всех РП
и на ГПП-110/10 кВ.
232
Компенсация реактивной мощности в системе
Гл. 9
Таблица 9.6. Расчетные активные и реактивные нагрузки объектов
машиностроительного предприятия
Наименование объекта	Естественный cos ф	Расчетные нагрузки		
		Рр, кВт	Qр> «вар ^р,т^	Sp, кВ-А
1РП. Главный корпус Формовочный цех (без учета потерь в цеховых трансформаторах)	0,77	26 500	21 310	33400
2РП. Главный корпус Стержневой цех (без учета потерь в цеховых трансформаторах)	0,88	17 500	10 300	20 000
ЗРП. Компрессорная стан- ция, в том числе:	—0,92	16 960	—7410	18 500
синхронные электродви- гатели 10 кВ	—0,88	13 600	—9310	16 600
силовое электрооборудо- вание с учетом потерь в трансформаторах	(2Х Х2500 кВ-А)	0,79	3360	2700	4250
4РП. Насосная станция оборотного водоснабже- ния (с учетом потерь во всех группах трансфор- маторов)	0,77	9750	8050	12 700
ПС. Потребители, присоеди- ненные к шинам 10 кВ ПС—110/10 кВ, в том числе:	0,88	4600	2600	5240
25ТП. Административ- но-бытовой	корпус (2-1000 кВ-А)	0,94	1660	590	1760
26ТП. Насосная станция противопожарного во- доснабжения (2-1000 кВ-А)	0,8	1220	880	1530
27ТП. Котельная (2х Х1000 кВ-А)	0,76	920	760	1200
28ТП. Склад химика- тов, масел и красок (1-1000 кВ-А)	0,98	790	370	too
Всего на шинах 10 кВ ПС 110/10	—	75 300	37 600	—
Итого: с учетом коэффици- ента разновременности максимумов	нагпузок (Кр,м=0,9)	0,88	67 770	33 860	77 ОСО
§ 9.4.
Расчет мощности компенсирующих устройств
233
Формовочный цех. Мощность НБК принимаем по примеру 4.5 QHK =
= 11 000 квар.
Реактивная нагрузка на шинах 10 кВ 1РП с учетом потерь в транс-
форматорах при К3,т = 0,9 (см. табл. 9.5) Qp,b=Qpt—Снк.ф+ДСА^
=21 310—11 000+13-146=12 200 кВ-А.
Стержневой цех. Суммарная реактивная нагрузка на шинах 10 кВ
2РП определена аналогично реактивной нагрузке формовочного цеха и
равна: QP,B=10 300—3000 + 9-146=8600 квар
Компрессорная станция. Суммарная реактивная нагрузка на шинах
10 кВ ЗРП равна (пример 9.3) <2Р,С — —7410 квар.
Насосная станция (4РП) с внешними потребителями. Аналогичны-
ми расчетами определена суммарная мощность НБК для всех трупа
трансформаторов QHK$=4200 квар.
Реактивная нагрузка на шинах 10 кВ 4РП равна Qp,B=8050—4200=
=3850 квар.
Потребители, присоединенные к шинам 10 кВ ПС-110/10 кВ. Рас-
четы показали, что на подстанциях 25ТП—28ТП установка НБК не
потребуется. Суммарная реактивная нагрузка на шинах 10 кВ ГПП рав-
на QP,B=26OO квар (по табл. 9.6).
2.	Определяем потери мощности в трансформаторах мощностью
63 000 кВ-А, считая, что потери в каждом трансформаторе составили
3100 квар: AQt=AtAQt = 2-3100 = 6200 квар.
3.	Определяем суммарную реактивную нагрузку предприятия на
границе балансовой принадлежности (вводы НО кВ в ГПП): Ор,вх=
п
= £Qp,Bi+AQT=l22000+ 8600—7410 +3850 +2600 +6200=25 560; ок-
i=i
ругляем до 25 600 квар.
4.	Определяем суммарную мощность ВБК из условия балан-
са реактивной мощности QBK = Qp BS— Qai — 25 600 — 16 300 =
=9300 квар.
5.	Распределяем суммарную расчетную мощность QBK (9300 квар)
между РП и ГПП пропорционально их иескомпеисированиым реак-
тивным нагрузкам:
1РП (37,23 %)—3500 квар;
2РГ1 (26,27 %) — 2480 квар;
4РП (11,11 %) — 1040 квар;
ГПП (25,39 %) — 2280 квар.
Итого: 100 % 9300 квар
На ЗРП батареи ВБК не устанавливают, так как отсутствуют по-
требители реактивной мощности (Осл.э— выдается в сеть 10 кЬ, т. е,
имеет место опережающий costp).
На 4РП ВБК также не устанавливают, так как расчетная мощность
234
Компенсация реактивной мощности в системе
Гл. 9
батареи менее 1000 квар на секцию шин 10 кВ, и эта мощность сумми-
руется с мощностью ВБК на ГПП (2280+1040=3320 квар).
6.	Определяем необходимую фактическую мощность ВБК для каж-
дой секции шин 10 кВ РП и ГПП. Выбираем мощность ККУ, одина-
ковую для каждой секции шин:
1РП. 1-я секция— 1800 квар (900+900), то же для 2-й секции.
2РП. 1-я секция — 1125 квар, то же для 2-й секции.
ГПП. На всех четырех секциях принимаем по 900 квар.
Всего: QBK^aK) =3600 + 2250 + 3600=9450 квар.
9.5.	КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ СО СПЕЦИФИЧЕСКИМИ НАГРУЗКАМИ
К специфическим нагрузкам относят нелинейные, не-
симметричные и резкопеременные нагрузки (см. гл. 8), ре-
жимы работы которых обусловливают иные принципы
КРМ.
В сетях с резкопеременной несимметричной нагрузкой
особенности КРМ заключаются в следующем.
1.	Из-за низкого коэффициента мощности потребителей
и резкопеременного характера нагрузки необходимо осу-
ществлять компенсацию как постоянной, так и переменной
составляющей реактивной мощности. Компенсация посто-
янной составляющей реактивной мощности необходима для
улучшения cos <р и для уменьшения отклонений напряже-
ния в питающей сети. Компенсация переменной составля-
ющей реактивной мощности преследует цель уменьшения
колебаний напряжения в питающей сети.
2.	Из-за быстрых изменений потребляемой реактивной
мощности необходимо применение быстродействующих
КУ, способных изменять регулирующую реактивную мощ-
ность со скоростью, соответствующей скорости наброса и
сброса потребляемой реактивной мощности. Необходимое
быстродействие таких КУ можно ориентировочно опреде-
лить как dQ/dt= 100н-2000 Мвар/с.
3.	Из-за неравномерного потребления реактивной мощ-
ности по фазам необходимо и пофазное управление КУ.
4.	Ограничивается применение батарей конденсаторов
для компенсации постоянной составляющей реактивной
мощности в сети с резкопеременной вентильной нагруз-
кой. Это обусловлено наличием в сети высших гармоник
тока и напряжения при работе нелинейных нагрузок (см.
§ 9.5.
Компенсация реактивной мощности
235
гл. 8). Высшие гармоники приводят к значительным пере-
грузкам батарей конденсаторов по току.
На стадии проектирования электроснабжения резкопе-
ременных и вентильных нагрузок расчет средств КРМ
должен осуществляться на основании графиков потребля-
емых активной и реактивной мощностей, которые могут
быть построены расчетным путем на стадии проектирова-
ния или по результатам замеров непосредственно на дей-
ствующих объектах.
Компенсация реактивной мощности в сети с резкопере-
менными нагрузками. Для определения допустимых коле-
баний напряжения в расчетной точке сети исходны-
ми данными являются графики работы резкопеременной
нагрузки.
Размах эквивалентного колебания напряжения опреде-
ляют по формуле, %,
где 6Q, — значение i-ro размаха реактивной мощности, оп-
ределенное по графику; nv — суммарное число размахов
за время расчетного цикла.
При значениях суммарных активного г-% и реактивного
Xs сопротивлений сети в расчетной точке одного порядка
влияние колебаний напряжения определяют по формуле
= (6/ars+ Ч^ном; ™	+ fiQ)/SK. (9.14)
где 6/а, 6/р — раймахи соответственно активного и реактив-
ного тока; 6Р, 6Q —размахи колебаний активной и реак-
тивной мощностей.
Для проверки допустимости У«,Экв вычисляют среднюю
частоту колебания по формуле fcp=nv/T, где Т — время
цикла работы нагрузки по графику изменения потребляе-
мой реактивной мощности.
Для дуговых сталеплавильных печей (ДСП) при отсут-
ствии графиков реактивной мощности рекомендуется опре-
делять размах эквивалентного колебания напряжения по
следующим формулам, %:
для группы одинаковых ДСП
4 Г~~
= 100	(9.15)
236
Компенсация реактивной мощности в системе
Гл. 9
где N — количество ДСП; £п,т — мощность печного транс-
форматора;
для группы печей разной мощности
-	iwyg	(9-16)
где Sn,i,max — мощность наибольшего печного трансформа-
тора.
. Эквивалентные колебания напряжения для практичес-
ких расчетов считают допустимыми, если они не превыша-
ют 1 %.
Выбор типа и мощности компенсирующих устройств.
Для резкопеременных нагрузок, когда технико-экономиче-
ским анализом доказана нецелесообразность схемных ре-
шений, способных снизить до необходимого уровня влияние
толчковой нагрузки, рекомендуется предусматривать уст-
ройства динамической и статической КРМ.
В отдельных случаях, когда от источников реактивной
мощности не требуется большого быстродействия, можно
использовать специальные синхронные компенсаторы.
Для специального быстродействующего синхронного
компенсатора условие оптимального регулирования реак-
тивной мощности имеет вид:
QCCK=Q^ + QcP^ <9-17)
где Q~ — V <&-<& — переменная составляющая реактив-
ной мощности нагрузки; <2эф = 1/ l/T^Q2(t)dt— эффектив-
’ о
ное значение потребляемой реактивной мощности; QCp=
т
= \/Т J — среднее значение реактивной мощности
нагрузки за время цикла Т\
-	Чоп)/в<2 = 1 ~ ^.ДОП «к/
— доля компенсации переменной составляющей потребляе-
мой реактивной мощности; SQ — Qmax—Qmm — максималь-
ный размах колебаний; 16,доп — допустимое значение раз-
маха колебаний напряжения; 6Q3KB — |/ у, — зна-
§ 9.5.
Компенсация реактивной мощности
237
чение эквивалентного размаха колебаний потребляемой
реактивной мощности; Кср=1—tg фдоп/tg <рСр— доля ком-
пенсации постоянной составляющей (средней) реактивной
мощности; tg <рДоп, tg <рср=Qcp/Pcp — соответственно допус-
тимое и среднее значения коэффициента реактивной мощ-
ности резкопеременной нагрузки.
Для определения среднего и эффективного значений ре-
активной мощности рекомендуется исходный график на-
грузки ДСП представить в виде отрезков по методу трапе-
ций, где начальные и конечные координаты соответственно
обозначают Q}i и Q2i. При общем количестве отрезков п
формулы для вычисления имеют вид:
п
= (9Л8)
1=1
L №+...£?(±Яи+^)	(919)
ffii
где ti—длительность i-ro участка графика.
Искомая реактивная мощности ССК равна
+	(Л»)
При выборе средств КРМ в узле сети с резкоперемен-
ными нагрузками рекомендуется предусматривать быстро-
действующие источники реактивной мощности (статические
компенсаторы — СТК), основанные на принципе прямой
или косвенной компенсации.
При использовании принципа прямой компенсации сту-
пенчатым подключением к сети конденсаторов или фильтров
с тиристорными ключами мощность КУ для компенсации
переменной составляющей реактивной мощности нагрузки
определяют по формуле
<?к,у~>й<?экЛ~.	(9-21)
Значение реактивной мощности каждой ступени опре-
деляют из условия
<?сТ~<^.доП\/100-	(9.22)
При использовании принципа косвенной компенсации
по схеме с управляемыми тиристорами мощность группы
238
Компенсация реактивной мощности в системе
Гл. 9
равна:
<?ТИр>^кЛ~- (9-23)
Рнс. 9.7. Расчетная схема к приме-
ру 9.5
Мощность, генерируемая
нерегулируемой частью БК
(фильтра), равна:
Q6,k>(<?c,p + <?™p)Kcp- (9.24)
Параметры СТК косвен-
ной компенсации для ДСП
при отсутствии графиков по-
требляемой реактивной мощ-
ности рекомендуется опреде-
лять:
для группы одинаковых
ДСП
«и. > Й" -	SK/200) Kv-,
для группы печей разной мощности
Отир > sm,mar g SnT1. /snl mcx - / дап SK/100;
Q6.K>(snT.mox ]/2 5пт/\т.тах-К.доп\/20о)кср.
(9.25)
l
(9.26)
Пример 9.5, Выбрать КУ для схемы с двумя ДСП.
Исходные данные указаны на рис. 9.7. Шинами общего назначения
являются шины 220 кВ.
Решение. 1. Колебания напряжения на шипах 220 кВ равны
Vt,9KB = SnT//V/SK = 60 /2/4000-100 = 1,8%,
т. е. превышают Р|,доп= 1 %. На этом основании предполагается ус-
тановить на шинах 35 кВ СТК реактивной мощности с тиристорно ре-
акторной группой.
2. Параметры СТК определяем по формулам:
4 —	4 /—
Отир > 5ПТ V N - SK Vf ,Доп/100 = 60 / 2 — 4000-1/100 = 32 Мвар;
§ 9.5.
Компенсация реактивной мощности
239
<2б.к > ($пт - SK и<>Доп/200) Кер = (бО /2 - 4000-1 /200) X
X (1 — 0,2/1) = 41,6 Мвар,
где Кср= 1 tg флоп/tg фср.
Компенсация реактивной мощности в сетях с нелиней-
ными нагрузками. В узлах сети предприятия с нелинейны-
ми нагрузками допускается применение в качестве источ-
ника реактивной мощности конденсаторных батарей, если
выполняются следующие условия:
для вентильных преобразователей
5к/5нл>200;	(9.27)
для других нелинейных нагрузок
5к/5нл> 100,	(9.28)
где SI( — мощность КЗ; SIU1 — суммарная мощность нели-
нейной нагрузки.
При выполнении этих условий вопрос о КРМ в узле се-
ти с нелинейной нагрузкой должен решаться согласно по-
ложениям предыдущих параграфов.
Выбор мощности и типа компенсирующих устройств.
При коэффициенте нссинусоидалыюсти менее 5 % реко-
мендуется применять в качестве устройств КРМ батареи
конденсаторов в комплексе с защитным реактором или
фильтры. Мощность БК находится из условий баланса ре-
активной мощности.
Напряжение БК определяют по формуле
1)’ <9-29)
где vmin — наименьший порядковый номер гармоники;
£7В0М— номинальное напряжение сети, в которой устанав-
ливают конденсатор, защищенный реактором.
При применении БК с последовательно включенным за-
щитным реактором необходимо обеспечить индуктивный
характер цепи на частоте, наименьшей из генерируемых
суммарной нелинейной нагрузкой гармоник. Индуктивное
сопротивление защитного реактора на частоте 50 Гц опре-
деляют из условия, Ом,
*р>М^иб.к/(^НоМ.б.к),	(9.30)
где Опом,б,к — реактивная суммарная мощность БК по дан-
ным завода-изготовителя.
240
Компенсация реактивной мощности в системе
Гл. 9
При коэффициенте несинусоидальности 5 % и более ре-
комендуется применять силовые фильтры высших гармоник
(далее фильтры).
Фильтры рассчитывают по найденному значению Квс,
исходя из состава и уровня гармоник. Расчет фильтров на-
чинают с фильтра наименьшей гармоники. Фильтр проверя-
ют на загрузку током соответствующих гармоник.
Суммарную реактивную мощность, генерируемую филь-
трами, выбирают из условий баланса реактивной мощности
(см. § 9.2 и 9.3).
Пример 9.6. Определить мощность фильтрующего устройства в уз-
ле сети с вентильными преобразователями. Секция шин 10 кВ являет-
ся общей для преобразовательных агрегатов и общепромышленной на-
грузки 10 и 0,4 кВ. Допустимый коэффициент мощности иа шинах 10 кВ
tg<Paon = 0,2. Нагрузка вентильных преобразователей симметричная и
спокойная (рис. 9.8). Суммарная номинальная мощность группы одно-
типных вентильных преобразователей 5Пр,гр=7,5 МВ-А. Среднее зна-
чение напряжения КЗ трансформаторов группы преобразователей UK-
= 10%, среднее значение коэффициента реактивной мощности преоб-
разовательных агрегатов tg<pCp=l. Схема выпрямления шестифазная,
Кр—0. Нескомпенсированная реактивная мощность в сети 10 кВ состав-
ляет <2р,в=2200 квар.
Решение. 1. Определяем значение
7,5 1 f 0,955-0,7
=	(7,5/iTo + o:i)~°’91 = 9-5%-
2.	Реактивная нагрузка группы преобразователей равна
Фпр,гр = *^пр,гр cos <Рср 1gфор = 7,5-0,7-1 = 5,25 Мвар.
3.	Допустимое значение реактивной мощности преобразователей
Спр.доп = <§пр,гр cos фдОп tgфдоп = 7,5-0,7-0,2 = 1,05 Мвар.
Рис.. 9.8. Расчетная схема к примеру 9.6
§ 9.5.
Компенсация реактивной мощности
241
4.	Реактивная мощность преобразователей, подлежащая компенса-
ции, равна
Qk,y — Qnp,rp — Фпр,Доп = 5,25	1,05 = 4,2 Мвар.
5.	Генерируемая мощность фильтров, необходимая для КРМ всей
нагрузки иа шинах 10 кВ, равна
Qcp = Зк.у + <2р,в = 4.2 + 2,2 = 6,4 Мвар.
6.	Определяем значение тока гармоник, генерируемых вентильным 1
преобразователями:
/5 = 5пр.гр/( Из l/H0M v) = 7,5- 10в/С/з-10,5-5-10’) = 86,5 А;
/7 = 61,8 A; /tl = 39,3 А; /13 = 33,3 А.
7.	По суммарной генерируемой мощности фильтров (6,4 Мвар) и
расчетным значениям токов гармоник выбираем типы фильтров:
1 слсрт.'усгмл	-г	„	.
Тип фильтра	мощность,	квар Допустимый ток, А
Ф-5-4000/10............................. 4000	170
Ф-7-2400/10............................. 1930	70
Ф-11-800/10 ............................. 615	35
Суммарная реактивная мощность фильтров равна Qs^=4000-^
+ 1930+615=6545 квар.
Фильтр 13-й гармоники не устанавливаем, так как имеем переком-
пенсацию на 145 квар.
Компенсация реактивной мощности в электрической се-
ти с несимметричными нагрузками. Для КРМ при несиммет-
рии напряжений более 2 % рекомендуется применять сим-
метрирующие или фильтросимметрирующие устройства.
В узле сети при наличии несимметричной нагрузки значе-
ние реактивной мощности должно приниматься равным
значению реактивной мощности, генерируемой симметри-
рующим УСТРОЙСТВОМ СУ, Т. в. QK,y = Qc,y.
При подключении реактивных элементов СУ должно
обеспечиваться допустимое значение коэффициента несим-
метрии напряжений
е2доп = (1 + «/) ]/^+Ja/SK,	(9.31)
где параметры 6(7, а, р имеют те же значения, что
и в (8.10).
Входной коэффициент реактивной мощности узла СУ
несимметричной нагрузки составляет
tg<PBx=(<?c.y+Qx)/pz.	(9 32)
16—847
242	Компенсация реактивной мощности в системе Гл. 9
где Qs =Qzin+Qnc+Qcz, Q/IB, Qsc, <2ся — реактивные
мощности несимметричной нагрузки; Р^=Рдв-рРвс-]-РсА,
Рав, Рве, Рса — активные мощности несимметричной на-
грузки.
В зависимости от заданного значения реактивной мощ-
ности в узле сети Qc,y, допустимых отклонений напряже-
ния прямой последовательности и коэффициента несим-
метрии напряжений определяют реактивные мощности эле-
ментов СУ:
^=-y[/3C-D-Qc>y(l-/=/3B)];
СЙС=-у[2Я-<?с.у(1 + 2>4)];	(9.33)
Qca =-^[V^c + d + qc^i~a + V3b)], J
)
где Л = е2Доп cos фи/(1+5(7);	£ = е2доп sin фм/(1+6(7);
C=BSV + Sab cos (60е —фдв)—Рвс+^сд cos (60°+ф>сд);
D=—Л5к+5дв sin (60°—<jmb) + Qbc—£сд sin (60°+<рсл);
А, В, С, D—математические величины; Sab,Sca,Pbc,Qbc—
модули мощностей нагрузок.
Положительное значение Qc,y соответствует индуктив-
ной мощности элемента устройства, а отрицательное —
емкостной.
При наличии в узле сети генерирующих источников гар-
моник для полученной схемы СУ с помощью выражений,
приведенных в табл. 9.7, следует проверить, не возникают
ли при выбранных параметрах резонансы токов на каких-
либо частотах.
При возникновении резонанса следует проверить БК
на перегрузку их токами гармоник. При недопустимой пе-
регрузке БК следует использовать последовательное под-
ключение реактора или установить фильтросимметрирую-
щее устройство (ФСУ).
Определение параметров фильтросимметрирующего
устройства. При расчете реактивной мощности трехплече-
вого ФСУ следует использовать значения реактивных
мощностей, полученные при условии симметрирования,
с последующей проверкой БК фильтровых цепей на пере-
грузку токами гармоник
1.2(7^ 1^,	(9.34)
§ 9.5.
Компенсация реактивной мощности
243
где lv.i — действующее значение гармоник тока, проте-
кающего по i-му плечу ФСУ.
Если данное условие при выбранных значениях мощно-
стей БК не выполняется, то следует данное фильтровое
плечо (или все плечи) ФСУ настроить на частоту
v<Q .v . /О, ,	(9.35)
где Vmin — минимальный порядковый номер гармоники то-
ка; Qc,y,< — реактивная мощность элементов СУ.
Относительная мощность батареи в t-м плече ФСУ рав-
на:
Кб.к,1 ~ ^б.к.Г^к'
(9.36)
При Кб,к^1,5- 10-г отклонение частоты настройки от
резонансной допускается в пределах ±5 %.
В узле электрической сети с вентильными преобразова-
телями рекомендуется плечи ФСУ настраивать на частоту
в зависимости от схемы выпрямления преобразователя:
при 6-й фазной схеме — на частоту 250; 12-й фазной—550;
24-й фазной—1150 Гц.
При использовании двухплечевых ФСУ действующее
значение тока, протекающего по фильтровому звену, опре-
деляют из выражения

(9.37)
где Л.д—ток	гармоники; ov,n—доля тока, протекаю-
щего через плечи фильтра.
Гармоники напряжения в составе линейных напряже-
ний сети после установки ФСУ, настроенного на частоту
vP, отнесенные к соответствующим гармоникам напряже-
ний до установки ФСУ, определяют по формулам:
U ав ~ Рлв 1^3 (1 + Рве Рве)/(1 Рдв + Рве)’
U вс ~ Рве 1 Рас + Рас)/(’ + Рав + Рве)»
U’ca = К3 (Рдв + Рве + Рлв + Рве)/(1 + Рлв + Рве)»
(9.38)
где ру.д = 1 /[ 1 +ЗКб,к,1¥р/ (1	)]—математическая вели-
чина; Vp — номер гармоники, на частоту которой настроено
фильтровое плечо; v^=vP/vK — относительная частота то-
ка v-й гармоники, протекающей через устройство. При
16*
244
Компенсация реактивной мощности в системе
Гл. 9
Таблица 9.7. 'Формулы для определения резонансных гармоник
Схема снмметрпру-
ющего устройства
Порядковый номер резонансной гармоники
QaB + QbC + ОсА /~Q~AB Ь
3 ((2лв<2вс +
+ <3дс ~Ь Оса (О ав 0 вс + Овс Оса +
+ Овс Оса +
+ Оса Qab)|
+ Оса 0ав
Vl,2 =
.1 / (2\+3Q4B)(QBC+QM)± К(2$к+ЗОлв)2^
6QBC Qca
^X(QBC + Qca) — 12QBC Qca Sk (2Qab + SK)
6QBC Oca
Vi,2 =
Sn (Овс + Oca) Obc + Qca ~~
3Qab Oca
Obc Oca
^Qab Oca
§ 9.5.
Компенсация реактивной мощности
245
Продолжение табл. 9.7
Схема симметриру-
ющего устройства
Порядковый номер резонансной гармоники
^(5к + 2<Злд)
<2сл(25к + 3<2лв)
, f (SK + 2<3ЛВ) + QBC (2<?к + 3Qab)
У	Qca№k + 3(Qab+Qbc)1
Кб.кл^б- 10-2 МОЖНО принять U*ABv = l—Увх.п', U*bcv= 1 +
+aBCv,n> где aAB,vn~~доля T0Ka А>.д> протекающая через
плечо фильтра и равная:
^лйа.д ~	+ Рве	Рве/Р	Рас "Ь Рве)’
°bc,v,a = V 1 Рав + Р2ав/{ * + Рве "Ь Рдв)’
Пример 9.7. Определить коэффициент обратной последовательности
напряжения и при необходимости выбрать СУ. Однофазная установка
электрошлакового переплава мощностью Snp=5 МВ-А (cos <рпр=0,866)
подключена к сети 6 кВ электросталеплавильного цеха, питающегося от
районной подстанции энергосистемы. Мощность КЗ в узле подключения
SK=136 МВ-А. Мощность, необходимая по условию компенсации, QK,y=
= 5 Мвар. Однофазная нагрузка подключена к фазам В и С, Рвс =
=4,33 МВт, Qbc=2,5 Мвар, ср=30°.
Решение. 1. Определяем коэффициент несимметрии напряжения
]/з л 1
а~ 2 (Рав~рСа)~ 2 (^ДВ— Осд)+ ®вс =
V з 1
=	(0 — 0) — — (0 — 0)+ 2,5 = 2,5;
1	Уз
₽ — ав~ рса) ~	(^ав~~ Qca) + рвс — 4>33;
246
Компенсация реактивной мощности в системе
Гл. 9
6U = (<7Х — Пном)/1/Ном = 0 (принимаем иг = Спсм);
= arctg (р/а) = arctg (4,33/2,5) = 60°;
е2 = (I + 6(7) /а2 + р2 еЛ’и/5к = (1 — С) /2,52 + 4,332е'60°/136=
= О,О368е/6о°.
По полученным значениям видим, что е2 превышает допустимое по
ГОСТ в 1,84 раза, поэтому необходимо установить СУ.
2.	Определяем параметры СУ.
Принимаем 17=0, е2=е21ДОп=0,02 и находим следующие вспомог.:,
тельные математические величины:
А = е2допсоз ipu/(I + ЙПдоп) = 0,02-0,5/(1 + 0) = 0,01;
В = б2дОп sin ipu/(1 + fit/доп) — 0,01/3;
С = BSK + SAB cos(60°	?вс + $са “s (fi®° + Фея) =~ * ,9®:
f =— ASK + $ав s*n (fi® 471b) "b Qbc $ca s‘n + Фея) = 1 > 14.
Определяем реактивные мощности элементов СУ:
Сив = у [Из С - D - Qc y (1 - А - Кз в)] =
= -у t/s (— 1,98) _ ] ,14 — (— 5) (1 — 0,01 — Уз-0,0173)] =— 0,077;
Qbc =~ 4- [2D - <2с>у (1 + 2А)] =
[2-1,14 —(—5) (I +2-0,01) =—2,46;
и
ССЛ=Ц- [Кзс+ О+<?с.у(1 -А + Кзв)] =
О	J
= 4-[/з(-1,98) + 1,14+(-5)(1-0,01 +
и
+ 1 3-0,0173)] =—2,46;
(?с.у= <?яв+Свс+ ^са =— (0,077 + 2,46 + 2,46) «—5000 квар.
Отметим, что для полной компенсации несимметрии напряжения
требуется большая установленная мощность элементов, чем для частич-
ной. Так, используя данные примера, можно найти, что при одной и то.1
же генерируемой мощности Qc.y—5000 квар при е2=0 5Уст=83,3 кВ-А,
а при е2=0,02 SyCI=5000 кВ-A.
§ 10.1.
Основные понятия и термины
247
Глава десятая
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОСВЕЩЕНИЯ
ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПОМЕЩЕНИИ
10.1	. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ТЕРМИНЫ
На промышленных предприятиях около 10 % потребля-
емой электроэнергии затрачивается на электрическое осве-
щение. Правильное выполнение осветительных установок
способствует рациональному использованию электроэнер-
гии, улучшению качества выпускаемой продукции, повы-
шению производительности труда, уменьшению количества
аварий и случаев травматизма, снижению утомляемости
рабочих.
Проектирование осветительных установок заключается
в разработке светотехнического и электрического разде-
лов проекта.
В светотехническом разделе решаются следующие зада-
чи: выбирают типы источников света и светильников, наме-
чают наиболее целесообразные высоты установки светиль-
ников и их размещение, определяют качественные характе-
ристики осветительных установок.
Электрическая часть проекта включает в себя выбор
схемы питания осветительной установки, рационального на-
пряжения, сечения и марки проводов, способов прокладки
сети.
Приведем основные понятия и термины, знание которых
необходимо при проектировании электрического освеще-
ния.
1.	Освещенность объекта Е, лк, — это отношение свето-
вого потока Ф, падающего на поверхность объекта, к пло-
щади его поверхности F:
Е = Ф, F.
2.	Коэффициент отражения р — отношение отразившего-
ся от тела светового потока Фр к падающему световому по-
току Ф:
Р = Фр/Ф-
Рабочие поверхности, на которых зрительно обнаружи-
вается и опознается объект, классифицируют по коэффици
248
Освещение производственных помещений
Гл. 10
енту их отражения р на три группы: темные р<0,2, сред-
ние 0,2^р^0,4 и светлые р>0,4.
3	Яркостью Lc, кд/м2, светящейся поверхности F в оп-
ределенном направлении называется отношение силы света
поверхности / в данном направлении к проекции поверхно-
сти F на плоскость, перпендикулярную тому же направле-
нию:
•-'С —
г cos а
4.	Объект различения — рассматриваемый предмет, от-
дельная его часть или дефект, который требуется различать
в процессе работы.
5.	Фон — поверхность, прилегающая непосредственно
к объекту различения, на которой он рассматривается. Фон
считается светлым при коэффициенте отражения поверхно-
сти более 0,4, средним — при коэффициенте отражения по-
верхности 0,2—0,4, темным — при коэффициенте отраже-
ния поверхности менее 0,2.
6.	Контраст объекта различения с фоном (К) опреде-
ляется отношением абсолютной разности между яркостью
объекта и фона к яркости фона. Контраст объекта разли-
чения с фоном считается: большим при К>0,5 (объект
и фон резко отличаются по яркости); средним при К=
= 0,24-0,5 (объект и фон заметно различаются по яркости);
малым при К<0,2 (объект и фон мало различаются по яр-
кости) .
7.	Рабочая поверхность — это поверхность стола, вер-
стака, части оборудования или изделия, на которой произ-
водится работа и нормируется или измеряется освещен-
ность.
8.	Условная рабочая поверхность—условно принятая
горизонтальная поверхность, расположенная на высоте
0,8 м от пола.
9.	Отраженная блескость — характеристика отражения
светового потока от рабочей поверхности в направлении
глаза работающего, определяющая снижение видимости
вследствие чрезмерного увеличения яркости рабочей по-
верхности и вуалирующего действия, снижающего контраст
между объектом и фоном.
10.	Цилиндрическая освещенность Ец — характеристика
насыщенности помещения светом, определяется как средняя
§ 10.1.
Основные понятия и термины
249
плотность светового потока на поверхности вертикально
расположенного в помещении цилиндра, радиус и высота
которого стремятся к нулю.
11.	Показатель дискомфорта М — критерий оценки дис-
комфортной блескости, вызывающей неприятные ощущения
при неравномерном распределении яркостей в поле зрения,
выражающийся формулой
£с<в°.5
М — —£------,
СО /°'5
’(f)) *-ад
где Lc — яркость блеского источника, кд/м2; со — угловой
размер блеского источника, стер; <р(6) — индекс позиции
блеского источника относительно линии зрения; Аад—яр-
кость адаптации, кд/м2.
12.	Стробоскопический эффект — явление искажения
зрительного восприятия вращающихся, движущихся или
сменяющихся объектов в мелькающем свете. Эффект воз-
никает при совпадении кратности частотных характеристик
движения объектов и изменения светового потока во вре-
мени в осветительных установках, выполненных газораз-
рядными источниками света, питаемыми переменным то-
ком.
13.	Коэффициент пульсации освещенности Кп, %,—
критерий оценки относительной глубины колебаний осве-
щенности в результате изменения во время светового по-
тока газоразрядных ламп при питании их переменным то-
ком, выражающийся формулой
rs __ Етпах Emin ]Q()
“ ~ 2Еср
где Етах и Emin — максимальное и минимальное значения
освещенности за период ее колебания, лк; Еср — среднее
значение освещенности за этот же период, лк.
14.	Цветопередача — влияние спектрального состава из-
лучения искусственного источника света на воспринимае-
мый цвет освещаемых объектов при освещении их стандарт-
ным источником света.
15.	Показатель ослепленности Р — критерий оценки сле-
пящего действия осветительной установки, выражающийся
формулой
Р = (К00~ 1) 1000,
250
Освещение производственных помещений
Гл 10
где Лос—коэффициент ослепленности, равный ViM; vi—
видимость объекта наблюдения при наличии блеских источ-
ников света в поле зрения; v2— видимость объекта наблю-
дения при экранировании блеских источников света.
16.	Коэффициент запаса Кзап— расчетный коэффициент,
учитывающий снижение светового потока источника света
в процессе эксплуатации и снижение отражающих свойств
поверхностей помещения.
10.2	. НОРМИРОВАНИЕ И УСТРОЙСТВО ОСВЕЩЕНИЯ
Нормирование искусственного освещения. При проекти-
ровании осветительных установок важное значение имеет
правильное определение требуемой освещенности объекта.
Для этой цели разработаны нормы промышленного осве-
щения на основе классификации работ по определенным
количественным признакам и приведены в [26].
В зависимости от характера зрительной работы (наи-
высшая точность, очень высокая точность и т. д.) и наи-
меньшего размера объекта различения установлено восемь
разрядов зрительной работы.
Нормы СНиП являются основой для отраслевых или
ведомственных норм, в которых, кроме уровней освещенно-
сти, приводятся дополнительные сведения: в какой плоско-
сти нормируется освещенность, какая система освещения
целесообразна, какой коэффициент запаса требуется при-
нять и т. д. При проектировании установок электрического
освещения использование таких норм предпочтительно. Не-
которые нормы освещенности для помещений и производ-
ственных участков приведены в табл. 10.1.
Нормы освещенности для непроизводственных помеще-
ний приведены в [27].
Системы и виды освещения. По способам размещения
светильников в производственных помещениях различают
системы общего и комбинированного освещения (к общему
освещению добавляется местное).
Система общего освещения предназначена для освеще-
ния всего помещения и расположенных в помещении рабо-
чих мест и поверхностен.
При общем освещении светильники располагают толь-
ко в верхней зоне помещения Крепят их непосредственно
к потолку, на фермах, иногда на стенах, колоннах или на
§ 10.2.
Нормирование и устройство освещения
251
Таблица 10.1. Нормы освещенности некоторых помещений
и производственных участков
Помещения и производ- ственные участки	Плоскость Нор- мирования осве- щенности и ее высота от пола, м (Г—горизон- тальная, В—вер- тикальная)	Разряд зритель- ной ра- боты	Освещенность, лк	
			при ком- биниро- ванном освеще- нии	при общем освещении
Электропомещения Камеры трансформато-	В—1,5	VI	—	50
ров и реакторов Помещения распредели- тельных устройств: на фасаде щита при	В—1,5	IVr		150
постоянном обслу- живании то же при периоды-	(на панели) То же	IVr	—.	100
ческом обслужива- нии задняя сторона щита	В—1,5	VI	—	100
Помещения статических	В—на конден-	IVr	—	100
конденсаторов Помещения для аккуму-	саторах Г—0,5	VI	—	50
ляторов Ремонт аккумуляторов	Г—0,8	IV6	500	200
Электрощитовые в жи-	В—1,5	VI	—	50
лых и общественных зданиях Шкалы измерительных приборов: светлые шкалы боль-	В—на приборах	IVr	300	150
ших и малых разме- ров темные шкалы боль-	В—на приборах	IVb	400	200
ших и малых разме- ров Шкалы малых размеров	В—на приборах	IIIb	750	300
Галереи и туннели Шинопроводов	Пол	VIIIb	—	20
Кабельные	Пол	VHIb	—	10
252
Освещение производственных помещений
Гл. 10
производственном оборудовании. Общее освещение может
быть равномерным, когда по всему помещению или его ча-
сти должна создаваться одинаковая освещенность, или ло-
кализованным, когда в разных зонах помещения создают-
ся разные освещенности.
При равномерном освещении светильники располагают-
ся рядами с одинаковыми или не сильно отличающимися
расстояниями между ними. Расстояния между светильни-
ками принимаются одинаковыми.
Общее равномерное освещение имеет широкое распро-
странение и устраивается в цехах с равномерно распреде-
ленным по площади оборудованием — прокатных, сбороч-
ных цехах машиностроительных заводов, в цехах
текстильных и деревообрабатывающих предприятий, во
вспомогательных помещениях.
Общее локализованное освещение предусматривается
в помещениях, в которых на различных участках произво-
дятся работы, требующие различной освещенности, когда
рабочие места в помещении сосредоточены группами, а так-
же при необходимости создания определенного направле-
ния света для групп рабочих мест. Сюда относятся цеха
с выделенными складскими и сборочными участками, с от-
дельными группами станков, конвейеров.
Преимущества локализованного освещения перед об-
щим равномерным заключаются в сокращении мощности
осветительных установок, возможности создать требуемое
направление светового потока и избежать на рабочих мес-
тах теней от производственного оборудования и самих ра-
ботающих.
Наряду с указанными положительными свойствами ло-
кализованное освещение имеет некоторые недостатки. По
сравнению с общим равномерным освещением оно харак-
теризуется большей неравномерностью распределения яр-
кости поверхностей, попадающих в поле зрения работаю-
щих, может вызывать некоторое усложнение осветительных
сетей в помещениях.
Местное освещение предусматривается на отдельных
рабочих местах (станках, верстаках, различных плитах
и т. д.) и выполняется светильниками, установленными не-
посредственно у рабочих мест.
Системы местного и общего освещения, применяемые
совместно, образуют систему комбинированного освещения.
§ 10.2.	Нормирование и устройство освещения	253
Она применяется в помещениях, где выполняются точные
зрительные работы.
Искусственное освещение по своему функциональному
назначению подразделяется на четыре вида: рабочее, ава-
рийное, эвакуационное (аварийное освещение для эвакуа-
ции), охранное.
Рабочее освещение создает требуемую по нормам осве-
щенность, обеспечивая тем самым необходимые условия
работы при нормальном режиме эксплуатации здания. При
погасании по каким-либо причинам рабочего освещения
предусматривается аварийное освещение, которое может
быть двух родов: для продолжения работы и для эвакуации
людей из помещения.
Аварийное освещение для продолжения работы долж-
но устраиваться в помещениях, в которых внезапное от-
ключение рабочего освещения может привести к тяжелым
последствиям для людей и технологического оборудования.
При этом освещенность на рабочих поверхностях должна
составлять не менее 5 % освещенности, установленной для
рабочего освещения этих поверхностей при системе общего
освещения, но не менее 2 лк внутри зданий и не менее 1 лк
для территории предприятий. При этом создавать наимень-
шую освещенность внутри зданий более 30 лк при газораз-
рядных лампах и более 10 лк при лампах накаливания до-
пускается только при наличии соответствующих обоснова-
ний.
Эвакуационное (аварийное) освещение необходимо для
создания условий безопасного выхода людей при погаса-
нии рабочего освещения. Для этого в местах прохода людей
должна быть обеспечена освещенность не менее 0,5 лк в по-
мещениях и 0,2 лк на открытых территориях. Этот вид ос-
вещения устраивается в производственных помещениях
и зонах работ на открытом воздухе, где при погасании ра-
бочего освещения может возникнуть опасность травматиз-
ма, в производственных и общественных помещениях с ко-
личеством работающих более 50 чел., по проходам и лест-
ницам, служащим для эвакуации людей.
Большинство предприятий работает не круглосуточно
и не непрерывно, а в две или одну смену с выходными
и праздничными днями. В нерабочее время во многих по-
мещениях и вдоль границ территории предприятия необхо-
димо минимальное искусственное освещение для несения
254
Освещение производственных помещений
Гл. 10
дежурства пожарной и военизированной охраны. Для этих
целей предусматривается охранное освещение. Освещен-
ность, создаваемая охранным освещением, должна быть
0,5 лк на уровне земли в горизонтальной плоскости или на
уровне 0,5 м от земли на одной стороне вертикальной пло-
скости, перпендикулярной к линии границы.
10.3	. ВЫБОР ИСТОЧНИКОВ СВЕТА
Отечественная светотехническая промышленность вы-
пускает широкий ассортимент источников света, предназ-
наченных для использования в различных осветительных
установках.
Наряду с распространенными лампами накаливания
и люминесцентными лампами в настоящее время применя-
ют ртутно-кварцевые лампы с исправленной цветностью
типа ДРЛ, металлогалогенные типа ДРИ, ксеноновые и
натриевые лампы.
Лампы накаливания используются в основном в све-
тильниках местного освещения, в осветительных установ-
ках аварийного освещения и некоторых других случаях.
Люминесцентные лампы имеют более высокую световую
отдачу и срок службы по сравнению с лампами накалива-
ния. Это обстоятельство является одной из причин их пред-
почтительного использования для промышленного освеще-
ния. Однако все разновидности люминесцентных ламп имеют
в своем спектре преобладание излучений в сине-фиоле-
товой и желтой частях и недостаток излучений в красной
и сине-зеленой частях спектра, что заметно искажает цве-
топередачу. Если необходимо особо точное восприятие цве-
тов, то используют лампы с исправленной цветностью типа
ЛДЦ, которые обеспечивают удовлетворительную цве-
топередачу по всему спектру, за исключением оранжево-
красной части. Характеристики люминесцентных ламп
представлены в табл. 10.2.
Общим недостатком всех газоразрядных ламп является
наличие стробоскопического эффекта, обусловленного пуль-
сацией светового потока вследствие малой инерционности
ламп. Это приводит к искаженному восприятию движущих-
ся объектов и утомлению работающих. Мерами снижения
пульсации светового потока могут являться: включение
ламп на разные фазы трехфазной электрической сети или
§ 10.3.
Выбор источников света
255
Таблица 10.2. Характеристики люминесцентных ламп
Мощность, ВТ	Световой поток лам», лм, типов				
	ЛБ	ЛХБ	ЛТБ	лд	лдц
15	760	680	700	590	530
20	1180	950	975	920	820
30	2100	1800	1880	1640	1450
40	3000	2780	2780	2340	2100
65	4550	4100	4200	3570	3050
80	5220	4600	4720	4070	3560
применение для двухпроводных линий двухламповых схем
включения люминесцентных ламп, что позволяет снизить
пульсацию светового потока до 10 % и более.
Допустимый коэффициент пульсации освещенности для
производственных помещений приведен в табл. 10.3.
Таблица 10.3. Допустимый коэффициент пульсации освещенности
при освещении помещений газоразрядными лампами
Система освещения	Коэффициент пульсации освещенности, %, при разрядах зрительной работы		
	1. II	Н1	IV—Villa
Общее освещение	10	15	20
Комбинированное освещение: общее	20	20	20
местное	10	15	20
На основании характеристик люминесцентных ламп мо-
жно сделать вывод о том, что их целесообразно применять:
для общего освещения помещений, в которых произво-
дятся работы I—V и VII разрядов;
для общего освещения помещений, когда естественное
освещение недостаточно или вовсе отсутствует;
для освещения помещений, в которых выполняются ра-
боты, требующие правильной цветопередачи.
Желательно применять люминесцентные лампы и для
местного освещения.
При выборе люминесцентных ламп следует учитывать,
что наиболее экономичными являются лампы типа ЛБ, по-
этому их следует применять во всех помещениях, где нет
256
Освещение производственных помещений
Гл. 10
повышенных требований к правильной цветопередаче. Если
же такие требования есть, то рекомендуется применять
лампы ЛДЦ-4 или ЛХБЦ (ЛЕ). Порядок расположения
ламп в соответствии с изменением их цветовой передачи
от лучшей к худшей следующий: ЛХБЦ (ЛЕ), ЛДЦ-4,
ЛХБ, ЛБ, ЛД, ЛТБ.
Лампы типа ДР применяют в следующих случаях:
для общего освещения производственных помещений
высотой более 8 м, в которых не требуется правильной цве-
топередачи;
для освещения территорий промышленных предприятий
(исключая дежурное освещение).
Лампы ДРИ пока не имеют широкого применения. Од-
нако предполагается, что они будут целесообразны в тех
случаях, что и лампы ДРЛ.
Для аварийного и эвакуационного освещения следует
применять:
лампы накаливания, а также люминесцентные лампы,
если минимальная температура воздуха в помещении не
менее -J-10 °C, а напряжение на лампах во всех режимах
не менее 90 % номинального.
Ксеноновые лампы, лампы типов ДРЛ, ДРИ, натрие-
вые лампы высокого давления ДНаТ для аварийного и эва-
куационного освещения применять не допускается [6].
В соответствии с существующей шкалой напряжения
в электрических осветительных сетях источники света, пред-
назначенные для общего освещения, выпускаются на номи-
нальные напряжения 127, 220 и 380 В. Для местного осве-
щения с повышенной опасностью поражения электрическим
током применяются лампы на напряжение не выше 42 В,
а при наличии неблагоприятных условий (неудобное поло-
жение работающего или возможность соприкосновения с за-
земленными металлическими поверхностями)—не выше
12 В.
10.4	. ВЫ6ОР И РАСПОЛОЖЕНИЕ СВЕТИЛЬНИКОВ
Выбор светильников определяется характером окружа-
ющей среды, требованиями к светораспределению и огра-
ничению слепящего действия, а также соображениями эко-
номики.
Степень защиты светильников и рекомендации по их вы-
§ 10.4.
Выбор и расположение светильников
257
бору в зависимости от условий окружающей среды приве-
дены в [28].
Светораспределение светильника является его основной
характеристикой, определяющей светотехническую эффек-
тивность применения светильника в заданных условиях.
В основу действующей у нас в стране классификации
светораспределения симметричных светильников положе-
ны два признака: отношение потока, излучаемого светиль-
ником в нижнюю полусферу, к полному потоку светильни-
ка и коэффициент формы кривой силы света светильника
к условному среднеарифметическому значению силы света
для рассматриваемой меридиональной плоскости.
По первому признаку (отношение Кф светового потока,
излучаемого светильником в нижнюю полусферу Фс, к пол-
ному световому потоку светильника Фсв) все светильники
подразделяют на пять классов: прямого света (Кф>80%),
преимущественно прямого света (60 %<Лф^80 %), рас-
сеянного света (40 % <Кф«СбО %), преимущественно отра-
женного света (20 % <Лф^40 %), отраженного света
(Кф<20%).
Кривые силы света светильников каждого класса по
своей форме подразделяются, в свою очередь, на семь ти-
пов: концентрированная, глубокая, косинусная, полуширо-
кая, широкая, равномерная
и синусная. Типовые кривые
силы света приведены на
рис. 10.1.
Для освещения помеще-
ний, стены и потолок кото-
рых имеют невысокие отра-
жающие свойства (напри-
мер, производственные по-
мещения с большим процен-
том остекления стен и фер-
менными перекрытиями),
целесообразно применять
светильники прямого света
(«Универсаль», «Глубокоиз-
лучатель», ОД, СЗЛ).
В этих условиях светиль-
ники прямого света, направ-
ляя световой поток источни-
17—847
Рис. 10.1. Типовые кривые силы
света: концентрированная (К),
глубокая (Г), косинусная (Д),
равномерная (М), полуширокая
(Л), широкая (Ш), синусная (С)
258
Освещение производственных помещений
Гл. 10
ков света вниз на рабочие поверхности, гарантируют ми-
нимальные потери и наилучшее использование светового
потока. Одпако применение светильников прямого света,
особенно с концентрированной или глубокой кривой силы
света, вызывает заметную неравномерность распределения
яркости в поле зрения, так как при этом яркость потолка
и верхних участков стен становится малой по сравнению
с яркостью рабочих поверхностей. В помещениях с такими
светильниками возникают также резкие падающие тени от
посторонних предметов в связи с незначительной ролью от-
раженных от стен и потолка световых потоков, что следует
учитывать при размещении светильников.
При освещении производственных помещений, стены
и потолки которых обладают высокими отражающими свой-
ствами, целесообразно применение светильников преиму-
щественно прямого света, направляющих 20—40 % свето-
вого потока на потолок помещения («Люцетта», ОДО,
ОДОР).
В помещениях, где отношение высоты к площади вели-
ко, целесообразно применять светильники концентрирован-
ного или глубокого светораспределения, направляющие
основную часть светового потока непосредственно на рабо-
чие поверхности, что повышает эффективность их исполь-
зования. В помещениях с большой площадью и небольшой
высотой, наоборот, целесообразно применять светильники
более широкого светораспределения, что позволяет даже
при значительных расстояниях между светильниками обес-
печить равномерное распределение освещенности по рабо-
чей плоскости.
Блескость светильника, зависящая от силы света и яр-
кости в направлении к глазу наблюдателя, является харак-
теристикой, существенно влияющей на качество освещения.
Ограничение слепящего действия по коэффициенту ослеп-
ленности положено в основу правил искусственного освеще-
ния промышленных предприятий, а выбор светильника по
характеристикам блескости должен предусматривать пред-
варительный расчет показателя ослепленности. Для опреде-
ления суммарного показателя ослепленности можно пользо-
ваться характеристиками основных видов светильников,
применяемых для освещения промышленных предприятий,
представленными в [26].
Основным вопросом устройства осветительных устано-
§ Ю.4.
Выбор и расположение светильников
259
Рис. 10 2. Схема размещения светильников:
а — в разрезе; б — в плане
вок является правильное расположение выбранных све-
тильников. От его решения зависят экономичность, качест-
во освещения и удобство эксплуатации.
Размещение светильников в плане и в разрезе помеще-
ния (рис. 10.2) определяется следующими размерами: Н —
высотой помещения, /гс — расстоянием светильника от пе-
рекрытия, hn—H — hc — высотой светильника над полом,
йр — высотой расчетной поверхности над полом, h=hn —
hv— расчетной высотой, L — расстоянием между соседними
светильниками или рядами ламп (если по длине и ширине
расстояния различны, то они обозначаются соответственно
La и йв), I — расстоянием от крайних светильников или ря-
дов светильников до стены.
Основное требование при выборе расположения светиль-
ников заключается в доступности их при обслуживании.
Кроме того, размещение светильников определяется услови-
ем экономичности. Важное значение имеет отношение рас-
стояния между светильниками или рядами светильников
к расчетной высоте h-L/h, уменьшение его приводит к удо-
рожанию осветительной установки и усложнению ее обслу-
живания, а чрезмерное увеличение приводит к резкой не-
равномерности освещения и к возрастанию расходов энер-
гии.
Рекомендации по выбору отношения X приведены в табл.
10.4 [28]. Значение h принимается по указанной таблице
в зависимости от типа источника света и характера свето-
распределения светильника.
При расположении рабочих мест рядом со степами зда-
17»
260
Освещение производственных помещений
Гл. 10
Таблица 10.4. Рекомендуемые значения X для светильников
с типовыми кривыми
Типовая кривая		
Концентрированная	0,6	0,6
Глубокая	0,9	1
Косинусная	1.4	1,6
Равномерная	2	2,6
Полуширокая	1,6	1,8
Примечание. Значениями Л с следует пользоваться в случаях, когда
увеличение л не приводит к применению ламп с увеличенной световой отдачей (в
частности, при люминесцентных лампах), значениями Лэ — в остальных случаях,
ния светильники следует устанавливать на расстоянии / от
стены, которое принимается равным (0,3—0,5) L.
Светильники с люминесцентными лампами рекомендует-
ся устанавливать рядами, преимущественно параллельно
длинной стороне помещения или стене с окнами (в этом
случае L — расстояние между рядами).
Пример 10.1. Освещение инструментального цеха, размеры которо-
го £цХВцХ^д=60ХЗбХ10 м; /гр=0,8 м; Zic = 1,2 м, выполнено лампа-
ми типа ДРЛ в светильниках РСПО5/ГОЗ. Наметить размещение све-
тильников в пехе.
Решение.
1.	/г = Л/—/гр—/гс = 10—0,8—1,2=8 м.
2.	Для принятого светильника, имеющего глубокую кривую силы све-
та (буква Г в обозначении светильника), находим значение Хя=£а/Л=1
(значение принимается по табл. 10.4); £а = Хэ-й = 1-8=8 м.
Рис. 10.3. Размещение светильников в цехе, принятое по расчетам при-
мера 10.1
§ 10.5,
Расчет осветительной установки
261
3	При La=8 м в ряду можно разместить восемь светильников, тог-
да 21=60—8-7=4 м, 1=2 м.
4.	Принимаем число светильников равным пяти, тогда £в=6 м;
L,/Lb=8/6= 1,33 <1,5.
5.	Число светильников в цехе Л'=40. Размещение светильников пред-
ставлено на рис. 10.3.
10.5.	РАСЧЕТ ОСВЕТИТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ
Задачей расчета осветительной установки является
определение числа и мощности источника света или опреде-
ление фактической освещенности, создаваемой спроектиро-
ванной установкой.
Расчет освещения выполняется точечным методом или
методом коэффициента использования. Метод коэффициен-
та использования светового потока предназначен для рас-
чета равномерного освещения горизонтальных поверхно-
стей при отсутствии крупных затеняющих предметов. Для
этой цели используются также различные упрощенные фор-
мы этого метода. Точечный метод служит для расчета ос-
вещения как угодно расположенных поверхностей и при
любом распределении освещенности.
Метод коэффициента использования. При расчете по
этому методу световой поток ламп в каждом светильнике,
необходимый для создания заданной минимальной осве-
щенности (норма освещенности — Ен), определяется по
формуле
ф _ Ен /<зап Fz	/до J
Ni\ ’	7
где Кзап—коэффициент запаса; F—площадь освещаемой
поверхности, м2; z=Ec9/EK— коэффициент минимальной
освещенности (приближенно можно принимать z=l,l—
для люминесцентных ламп, г—1,15 — для ламп накалива-
ния и ДРЛ); Дер — средняя освещенность, лк; N — число
светильников (как правило, намечается до расчета); г] —
коэффициент использования светового потока источника
света, доли единиц.
По значению Ф выбирается стандартная лампа так, что-
бы ее поток отличался от расчетного значения ф на —104-
—)-20 %. При невозможности выбора источника света с та-
ким приближением корректируется число светильников.
262
Освещение производственных помещений
Гл. 10
При расчете освещения, выполненного люминесцентны-
ми лампами, чаще всего первоначально намечается число
рядов п, которое в (10.1) соответствует величине Л\ Тогда
под Ф следует понимать поток ламп одного ряда.
Если световой поток ламп в каждом светильнике состав-
ляет Фном, то число светильников в ряду определяется по
формуле
Л^=Ф/Фном.	(10.2)
Суммарная длина N светильников сопоставляется с дли-
ной помещения, при этом возможны следующие случаи:
1)	суммарная длина светильника превышает длину по-
мещения. В этом случае необходимо применить более мощ-
ные лампы (у которых поток на единицу длины больше)
или увеличить число рядов, можно компоновать ряды из
сдвоенных, строенных светильников и т. д.;
2)	суммарная длина светильников равна длине помеще-
ния: задача решается установкой непрерывного ряда све-
тильников;
3)	суммарная длина ряда меньше длины помещения:
принимается ряд с равномерно распределенными вдоль не-
го разрывами между светильниками. Рекомендуется, что-
бы расстояние между светильниками в ряду /т не превы-
шало 0,5Л.
Коэффициент использования светового потока является
функцией индекса помещения i, который определяется по
формуле
где Ец — длина помещения, м; Вц—ширина помещения, м.
Индекс помещения можно определить по табл. 5.2 [28],
составленной при условии £Ц/ВЦ^3,5.
Значения коэффициента использования для различных
типов светильников приведены в табл. 5.3—5.20 [28].
Пример 10.2. Рассчитать освещение инструментального цеха мето-
дом коэффициента использования. Данные для расчета принять из при-
мера 10.1.
Решение. 1. По табл. 5.1 [28] принимаем рп=0,7; рСт=0,5; рр=>
=0,1.
2,	Индекс помещения составит
i = _ЕцДц =	60-30	=
Мбц + Вц) 8(604-30)
§ Ю.5
Расчет осветительной установки
263
3.	Из табл. 5.10 [28] находим т]=0,73.
4.	По формуле (10.1) при £н-=300 лк и Кзап—(£н И /Сяап ПрИ*
няты из табл. 4.4 [28]) находим:
ф _ А К..,»  300-1 .S.60.3Q. 1,15 
Nc\	40-0,73
По ф в табл. 2.15 [28] подбираем лампу типа ДРЛ мощностью
700 Вт со световым потоком ФНОМ=35 000 лм (ФВом отличается от Ф на
12,45 %, что допустимо).
Точечный метод служит для расчета освещения как
угодно расположенных поверхностей и при любом распре-
делении источников света. Отраженная составляющая ос-
вещенности учитывается приближенно.
Рассмотрим точечный метод расчета на примере круг-
лосимметричных точечных излучателей (лампы типов ДРЛ,
ДРИ, накаливания — их геометрические размеры намного
меньше расстояния до освещаемой поверхности) и светя-
щих линий (длина излучателя превышает половину расчет-
ной высоты).
Для круглосимметричных точечных излучателей при-
нимается, что поток лампы (при многоламповых светильни-
ках— суммарный поток ламп) в каждом светильнике
равен 1000 лм. Создаваемая от каждого светильника осве-
щенность называется условной и обозначается е. Освещен-
ность е зависит от светораспределения светильников и гео-
метрических размеров duh (h — расчетная высота; d—
расстояние от проекции светильника на расчетную поверх-
ность до контрольной точки). Характерные контрольные
точки (точки, для которых ведется расчет или в которых
проверяется освещенность) для общего равномерного осве-
щения показаны на рис. 10.4 [28]. В качестве расчетных то-
чек следует принимать такие, где освещенность минималь-
ная, и в то же время в области расположения этих точек
выполняются зрительные работы согласно принятому клас-
су точности.
Для определения величины е служат пространственные
изолюксы условной горизонтальной освещенности (см. рис.
6.1—6.32 [28]), на которых находится точка с заданными
величинами d и h (d, как правило, определяется обмером
по масштабному плану), е определяется путем интерполя-
ции ближайших изолюкс.
Суммарное действие «ближайших» светильников созда-
264
Освещение производственных помещений
Гл. 10
Рис. 10.4. Выбор характерных контрольных точек при различных спосо-
бах размещения светильников
ет в контрольной точке условную освещенность Хе. Дей-
ствие более удаленных светильников и отраженная состав-
ляющая освещенности учитываются коэффициентом р. (р=
= 1,14-1,2 [28]). Тогда для получения в этой точке осве-
щенности Ев с учетом коэффициента запаса Лзап лампы
в каждом светильнике должны иметь световой поток, лм,
Ф _ 1000£н ^зап	(10 4)
рХе '	'	’ 7
По этому потоку подбирается лампа, поток которой
должен отличаться от расчетного на —104—J-20 %. При не-
возможности выбора лампы с таким допуском корректиру-
ется расположение светильников.
Формула (10.4) может использоваться также и для
определения Хе при известном Ф (если производится про-
верка решения задачи точечным методом).
В качестве контрольных выбираются те точки освещае-
мой плоскости, в которых Хе имеет наименьшее значение.
Пример 10.3. Проверить решение задачи примера 10.2 точечным
методом.
Решение. Расстояние между светильниками 8X6.
1.	Выбираем контрольные точки А и Б (рис. 10.5) в соответствия
с изложенными выше рекомендациями, аналогично рис. 10.4.
2.	Определяем расстояние d обмером по масштабному плану.
3.	При й=8 м по рис. 6.30 [28] находим значения е и заносим их
в табл. 10.5.
4.	Наименьшая освещенность наблюдается в точке Б. Для неа
и определяем фактическую освещенность по (10.4), принимая р = 1,1.
§ Ю.5.
Расчет осветительной установки
265
60
		
©*—*©	©	©	©	©L^J©<£-©f ©	©	©	©	©	©-''''CO^XW © ©	©	©	©	© ©° © ©©©©о©©© ©©©©©©©©	1	к
Рис. 10.5. Выбор контрольных точек для определения относительной ос-
вещенности
Таблица 10.5. Значения условной освещенности, определенной
в контрольных точках
Точка	Номера светильников по рис. 10.5	d, м	лк	net лк
А	1, 2, 4, 5 3, 6 7, 8	5 9,84 12,36	3,5 0,35 0,09	14 0,7 0,18
Б	1. 4 2, 5 3, 6 7	4 7,2 12,6 12	2е=14,88	
			5 1,4 0,08 0,11	10 2,8 0,16 0,11
			2е=13,07	
ФномкДв 3500-1,1-13,07
~ 1000Кзап ~	1000-1,5	=
335,46 лк.
5.	Фактическая освещенность отличается от Ев на 11,82%, что
вполне допустимо.
Рассмотрим точечный метод применительно к случаю
расположения светильников светящими линиями. Характе-
266
Освещение производственных помещений
Гл. 10
Рис. 10.6. Освещенность точек, не лежащих против кон-
ца линии
ристикой светящих линий является линейная плотность
светового потока ламп, лм/м, которая определяется деле-
нием суммарного потока ламп в линии Ф на ее длину /с,л,
причем линии с равномерно распределенными по их длине
разрывами /т рассматриваются в расчете как непрерывные,
если /т^0,5 h, а под £г>л понимается длина линии. Для
протяженных линий с такими же разрывами можно счи-
тать
1с,Л 4"
(Ю.5)
где Ф — поток ламп в сплошном элементе длиной /с,л-
При /т>0,5/г для каждого сплошного участка линии
отдельно определяется Ф' и создаваемая этим участком
освещенность.
Расчетные графики (рис. 6.37—6.56 [28]) позволяют оп-
ределить относительную освещенность е (т. е. освещенность
при Ф'=1000 лм/м и h—\ м), причем непосредственно
освещенность точек, лежащих против конца линий. Осве-
щенность других точек определяется путем разделения
линий на части и дополнением их воображаемыми отрез-
ками, освещенность от которых потом вычитается (рис.
10.6).
При общем равномерном освещении контрольные точ-
ки, как правило, выбираются посередине между рядами
светильников.
При расчете по графикам линейных изолюкс (рис.
6.37—6.56 [28]) по плану и разрезу обмеряются размеры
£г,л и р (рис. 10.7), находятся отношения p'-p/h и L'=
=LTtiilh и для точки на графике с координатами р' и £'
определяется е.
Линии, для которых выполняется условие £'>4, при
расчетах могут рассматриваться как неограниченно длин-
ные.
§ 10.6.
Электроснабжение осветительных установок
267
Рис. 10.7. Определение размеров
L, р по плану
Суммирование значений
е от ближайших рядов све-
тильников или частей рядов,
освещающих точки, дает Se,
коэффициент р. принимает-
ся по [28], а линейная плот-
ность потока, лм/м, опреде-
ляется по формуле
ф' = 1000£н Кзап	/ до 01
jiSe	'
Зная Ф', можно скомпоновать линии. При этом исполь-
зуют два приема:
1) находится общий поток ламп в линии, длина линии
Lr,n, после чего размещение светильников в линии произ-
водится так же, как рассмотрено выше;
2) если линия достаточно длинная и ее можно рассмат-
ривать как протяженную линию с разрывами, то, принимая
возможные значения потока ламп Ф, находим
/СВ + /Т = Ф/Ф',	(10.7)
где в данном случае под /Св понимается длина светильни-
ка.
На основании проведенных расчетов выбирается под-
ходящий вариант.
Формула (10.6) может быть использована также для
определения освещенности Е при заданном Ф'.
10.6. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Напряжение и источники питания. Выбор напряжения
для осветительной установки производится одновременно
с выбором напряжения для силовых потребителей, при
этом для отдельных частей этой установки учитываются
также требования техники безопасности.
Для светильников общего освещения рекомендуется
напряжение не выше 380/220 В переменного тока при за-
земленной нейтрали и не выше 220 В переменного тока
при изолированной нейтрали и постоянного тока [27].
Напряжение 220 В допускается применять для светиль-
ников общего освещения без ограничения их конструкции
и высоты установки в помещениях без повышенной опас-
ности, в электропомещениях, а также для светильников,
268
Освещение производственных помещений
Гл. 10
обслуживаемых с площадок только квалифицированным
персоналом. В помещениях с повышенной опасностью
и особо опасных указанное напряжение допускается для
ламп накаливания и ламп типов ДРЛ, ДРИ и ДНаТ при
высоте крепления светильников не менее 2,5 м над полом.
Напряжение 380 В допускается для светильников
с лампами, выпускаемыми на это напряжение (лампы ДРЛ
мощностью 2000 Вт), для светильников, электрические схе-
мы которых требуют применения этого напряжения, и в
ряде случаев для многоламповых светильников [27]. При
этом высота крепления также не должна быть менее
2,5 м.
В помещениях с повышенной опасностью и особо опас-
ных при установке светильников на высоте не менее 2,5 м
от пола, если доступ к лампе возможен без применения
инструмента, должно применяться напряжение не выше
42 В.
Для питания стационарных светильников местного ос-
вещения напряжение не выше 220 В применяется для ламп
накаливания, если помещение без повышенной опасности,
и для люминесцентных ламп во всех помещениях, исключая
сырые, особо сырые, жаркие и с химически активной сре-
дой. При несоблюдении указанных условий напряжение
не должно превышать 42 В.
Электроснабжение рабочего освещения, как правило,
выполняется самостоятельными линиями от щитов под-
станции. При этом электроэнергия от подстанции переда-
ется питающими линиями на осветительные магистраль-
ные пункты или щитки, а от них — групповым осветитель-
ным щиткам. Питание источников света осуществляется от
групповых щитков групповыми линиями. Допускается так-
же питание освещения от силовых магистралей при схемах
блок трансформатор—магистраль, если колебания и от-
клонения напряжения не превышают норм, установленных
ГОСТ 13109—67*. При этом целесообразно применять шин-
ную магистраль, которая прокладывается поперек проле-
тов здания, а к ней присоединяются ответвления к продоль-
ным рядам светильников.
Запрещается присоединение сетей освещения всех ви-
дов к распределительной силовой сети, а также примене-
ние силовых сетей и пунктов для питания освещения зда-
ний без естественного света.
§ 10.6.
Электроснабжение осветительных установок
269
Светильники аварийного освещения для продолжения
работы, а также светильники аварийного освещения для
эвакуации из производственных зданий без естественного
освещения должны быть присоединены к независимому
источнику питания (см. § 3.2). Светильники аварийного
освещения для эвакуации из зданий с естественным осве-
щением должны присоединяться к сети, независимой от
сети рабочего освещения, начиная от щита подстанции или
от ввода в здание (при наличии только одного ввода). До-
пускается питание светильников аварийного освещения от
сети рабочего освещения при наличии автоматического
переключения на источники питания аварийного освеще-
ния при внезапном отключении рабочего освещения (при
аварии).
Характерные схемы питания рабочего и аварийного ос-
вещения приведены в [28].
Выбор типа и расположения групповых щитков, компо-
новка сети и ее выполнение. Групповые щитки, расположен-
ные на стыке питающих и групповых линий, предназначе-
ны для установки аппаратов защиты и управления элект-
рическими осветительными сетями.
При выборе типов щитков учитывают условия среды
в помещениях, способ установки щитка, типы и количест-
во установленных в них аппаратов.
По роду защиты от внешних воздействий щитки имеют
следующие конструктивные исполнения: защищенное, за-
крытое, брызгонепроницаемое, пыленепроницаемое, взры-
возащитное и химически стойкое. Электрическая изоляция
щитка должна выдерживать без пробоя или перекрытия
приложенное в течение 1 мин испытательное напряжение
2000 В промышленной частоты.
Конструктивно щитки изготовляются для открытой ус-
тановки на стенах (колоннах, конструкциях) и для утоп-
ленной установки в нишах стен. При размещении их сле-
дует выбирать помещения с более благоприятными усло-
виями среды. Основные технические данные осветитель-
ных щитков представлены в табл. 10.6.
Электрические осветительные сети выполняют прово-
дами, кабелями и осветительными шинопроводами (ШОС),
как правило, с алюминиевыми жилами. Шинопроводы
с медными жилами применяют редко, например для взры-
воопасных помещений классов В-I, В-1а.
270
Освещение производственных помещений
Гл. 10
Таблица 106. Основные характеристики осветительных щитков
Тип щитка	Аппараты защиты и управления			Размеры, мм			Масса, кг, не более
	и а вводе	на отходящих линиях		высота	ширина	глубина	
		тип	коли- чество				
ЩО31-21	А3114	АЕ-1031-11	6	564	540	155	18,5
ЩО31-32			12	630	540	155	21
ЩО31-43			18	762	540	155	22,5
ЩО31-44			24	762	540	155	25
ЩО32-21	АЗ 114/7	АЕ-1031-11	6	564	540	155	18,5
ЩО32-32			12	630	540	155	21
ЩО32-43			18	762	540	155	22,5
ЩО32-44			24	762	540	155	25
ЩОЗЗ-15	—	АЕ-1031-11	6	396	540	155	12
ЩОЗЗ-26			12	564	540	155	17
ЩОЗЗ-27			18	630	540	155	13
ЩОЗЗ-38			24	630	540	155	20,5
Токопроводящие жилы проводов и кабелей выполняют
из меди или алюминия. В зависимости от назначения для
изоляции жил кабелей и проводов применяют различные
сорта кабельной бумаги, резины и пластмассы.
Для защиты изоляции от воздействия света, влаги, хи-
мических веществ, а также для предохранения от механи-
ческих повреждений большинство проводов и кабелей
снабжают оболочками, выполненными из металла, резины
и пластмассы.
В настоящее время для электрического освещения при-
меняют новые индустриальные виды электропроводок: че-
тырехполюсные силовые шинопроводы серии ШРА-64 и
специальные осветительные шинопроводы ШОС-67.
Из существующего сортамента шинопроводов чаще все-
го используются: шинопроводы ШРА-73 на токи 250, 400 и
630 А в питающих сетях; шинопроводы ШОС-67 на ток
25 А и шинопроводы ШОС-73 на ток 63 А (алюминиевые
шины) или 100 А (медные шины) в групповых сетях.
Выбор типа проводки (открытая, скрытая, сменяемая
и т. д.) производится на основании рекомендаций [28].
Расчет электрических нагрузок осветительной сети. Рас*
четная нагрузка Рр<о питающей осветительной сети опреде-
ляется умножением установленной мощности Руст ламп на
§ 10.6. Электроснабжение осветительных установок	271
коэффициент спроса Кс, а для газоразрядных ламп — еще
и умножением на коэффициент Кпра. учитывающий потери
мощности в пускорегулирующей аппаратуре (ПРА):
рг..=р,„кскпп.	(10.8)
где Кс— 1 — для групповой сети и всех звеньев сети ава-
рийного освещения, для мелких производственных зданий,
торговых помещений, наружного освещения; Кс=0,95 —
для производственных зданий, состоящих из отдельных
крупных пролетов; Кс=0,9 — для библиотек, администра-
тивных зданий и предприятий общественного питания;
Кс=0,8 — для производственных зданий, состоящих из
большого числа отдельных помещений; Кс=0,6 — для
складских зданий и электростанций, состоящих из боль-
шого числа отдельных помещений; Кпра=1,1 — Для ламп
типов ДРЛ и ДРИ; Кпра==1.2 — для люминесцентных
ламп со стартерными схемами включения; /Спра = 1>3-^-
4-1,35 — для люминесцентных ламп с бесстартерными
схемами включения.
Выбор сечения проводников осветительной сети. Сече-
ния проводников осветительной сети должны обеспечи-
вать: достаточную механическую прочность, прохождение
тока нагрузки без перегрева сверх допустимых темпера-
тур, необходимые уровни напряжений у источников света,
срабатывание защитных аппаратов при КЗ.
Достаточная механическая прочность проводников не-
обходима, чтобы во время эксплуатации и монтажа не
было чрезмерного провисания или обрывов проводов. На-
именьшие допустимые сечения проводников по механичес-
кой прочности составляют: для медных проводов 1 мм2,
алюминиевых 2,5 мм2. При тросовой прокладке проводни-
ков в зависимости от нагрузки стальные тросы следует
принимать диаметром 1,95—6,5 мм, катанку — диаметром
5,5—8 мм.
Нагрев проводников вызывается прохождением по ним
тока /р.о, значение которого при равномерной нагрузке
фаз определяется по формулам:
для трехфазной сети (с нулевым проводом и без него)
/Р.о =--;	(10.9)
VTl/jjCOsqi
272
Освещение производственных помещений
Гл. 10
для двухфазной сети с нулевым проводом
Г ____ ^Р.О
-*Р,0---------»
247фсоз <р
для однофазной сети
г ____ ^Р.о
Л р.о- -------’•
Оф cos <Р
(10.10)
(10.11)
Для каждой двух- или трехпроводной сети с нулевым
проводом при любой, в том числе и неравномерной, на-
грузке ток определяется по формуле
<10-12)
Оф cos <р
В приведенных формулах приняты следующие обозна-
чения: Рр,0 — активная расчетная мощность одной, двух
и трех фаз; coscp—коэффициент мощности нагрузки; С/ф,
СД — номинальные напряжения сети — фазное и линей-
ное.
Выбор сечения по нагреву приведен в § 3.4.
Важным условием при проектировании осветительных
сетей является обеспечение у ламп необходимого уровня
напряжения. Для этих целей выполняют расчет осветитель-
ной сети по потере напряжения.
Принимая за итщ минимально допустимое напряжение
у наиболее удаленных ламп, можно определить величину
располагаемых потерь Днр напряжения в сети по формуле
Днр =нх — umin-~\u^	(10.13)
где нх — номинальное напряжение при холостом ходе
трансформатора; Днт — потеря напряжения в трансфор-
маторе, приведенная ко вторичному напряжению. Все со-
ставляющие, приведенные в (10.13), указаны в процентах
Располагаемые потери напряжения осветительной сети
Днр в зависимости от мощности трансформатора SHOm.t> ко-
эффициента его загрузки и коэффициента мощности на-
грузки приведены в табл. 12.6 [28]. Причем они рассчитаны
для um,n=97,5 %; при других значениях должны быть вне-
сены изменения.
Потери напряжения на каждом участке осветительной
сети определяются по формуле
Ьи= — ,	(10.14)
sKc
§ 10.6
Электроснабжение осветительных установок
273
Таблица 10.7. Значения коэффициентов Кс, входящих в формулы
расчета сетей по потерям напряжения_________
Номинальное напряжение сети, В	Система сети и род тока	Значении коэффициента для проводников	
		меди six	алюмин не вых
380/220	Трехфазная с нулем	72	44
380	Трехфазная без нуля	72	44
220/127	Трехфазная с нулем	24	14,7
220	Трехфазная без нуля	24	14,7
36		0,648	0,396
24		0,288	0,176
12		0,072	0,044
380/220	Двухфазная с нулем	32	19,5
220/127		10,7	6,5
220	Однофазная переменного или	12	7,4
127	постоянного тока	4	2,46
36		0,324	0,198
24		0,144	0,088
12		0,036	0,022
где М — момент нагрузки; s — сечение данного участка
сети; Кс — коэффициент, зависящий от схемы питания
(трех-, двух- или однофазная) и материала проводника
(табл. 10.7).
Момент нагрузки представляет собой произведение
мощности Рр'О на длину линии 1„ в соответствии с рис. 10.8
= РМ
М Рр,о,\ ^л,1 "Ь ^Р.0,2 (^л,1 + (п,2 ) “Ь ^р.о.З (*л,1 "Ь ^л,2 +
+ ^л.З ) = Ci,t (^p.o.t + Рр,о,2 "Ь
+ ^р.о.з) + 1л,2 (Рр,о,2 +
+ Л>.о,з) + ^л.З^р.о.З’
^ = РР.о.х(и+/л.1/2)-
На практике удобнее поль-
зоваться формулой (10.14),
представленной в виде
s =	+	(10.15)
/Се Дир
где S/M— сумма моментов дан-
18—847
Рис. 10.8. Определение момен-
та нагрузки осветительной се-
ти
274
Освещение производственных помещений
Гл. 10
кого и всех последующих по направлению энергии участ-
ков с тем же числом проводов в линии, как и на данном
участке; Sam — сумма моментов всех ответвлений, питае-
мых данным участком и имеющих иное число проводов
в линии, чем на этом участке; a — коэффициент приведе-
ния моментов, зависящий от числа проводов на участке
и в ответвлении (табл. 10.8).
Таблица 10.8. Коэффициент приведения моментов а
Линия	Ответвление	Значения коэффициен- та a
Трехфазная с нулем	Однофазное	1,85
Трехфазная с нулем	Однофазное с нулем	1,39
Двухфазная с нулем	Однофазное	1,33
Трехфазная	Двухфазное	1 >15
Примечание. Если линия и ответвление имеют одинаковое исполнение,
то а=1.
Формула (10.15) соответствует методу расчета провод-
никового материала по наименьшему его расходу. Она
последовательно применяется ко всем участкам сети, начи-
ная с участка, ближайшего к источнику питания. При вы-
боре сечений проводников для первых участков сети сле-
дует принимать ближайшие большие стандартные сечения
по отношению к расчетным значениям, полученным в со-
ответствии с формулой (10.15). По выбранному сечению
данного участка и его фактическому моменту определяются
потери напряжения. Последующие участки рассчитываются
аналогично с учетом оставшихся допустимых потерь на-
пряжения (допустимые потери напряжения минус потери
напряжения на данном участке).
Рассмотрим примеры расчета сетей по минимуму про-
водникового материала.
Пример 10.4. Произвести расчет на минимум проводникового ма-
териала для однофазной сети, представленной на рис. 10.9. Напряже-
ние сети 127 В, допустимые потери напряжения Дцр=4,69 %, материал
проводника — медь. Длины участков указаны в метрах, нагрузки —
в киловаттах.
Решение. 1. Опредетпм моменты для всех участков сети МА_±—
=2,0-25=65 кВт м; «4^=0,8-20=16 кВт-м; «4.2=0,4-15=6 кВт-м,
«4.3=1,4-20=28 кВт-м.
§ 10.6
Электроснабжение осветительных установок
275
Рис. 10.9. Расчетная схема к пример}' 10.4
Поскольку все ответвления, как и основная магистраль, двухпро-
водные, значения коэффициентов а везде одинаковы и равны единице
(а=1).
2.	Определим сечение проводов головного участка сети (10.15)
S.W + Yam	65-Н1 • 16+1 -6 +1 -28) „
S.	, = --------- = ------------------- =6,1 ММ2.
Ai Кс &ид	44,69
3.	Выбираем ближайшее по стандарту сечение, равное 6 мм2.
4.	Действительные потерн напряжения на участке А-4 будут равны
маа	65
Д«Л-4 =	= 2-7%-
Кс SA-4	4-6
5.	Определим расчетные потери напряжения на каждом участке
Дн4.] = Д«4.2 = -Л«4-з = Л“р — А«д-4 = 4,69 — 2,7 = 1,99%.
6.	Сечения проводов этих участков определяются следующим обра-
зом:
16
S4-’=4T^==2’01 на-
принимаем 2,5 мм2;
6
S4-2==H^ = °’75 на-
принимаем 1 мм2;
28
S4-3 = n^ = 3-52 на-
принимаем 4 мм2.
Особенности расчета сетей с газоразрядными лампами.
Включение газоразрядных ламп в сеть через ПРА прпво-
18*
276
Защита и автоматика системы электроснабжения Гл. И
дит к снижению коэффициента мощности. Для повышения
cos q> до значений 0,9—0,95 используются статические кон-
денсаторы. Повышение cos q> осуществляется за счет ком-
пенсации реактивной мощности, потребляемой из сети.
При этом компенсация может быть индивидуальной или
групповой. При индивидуальной компенсации конденсато-
ры устанавливаются у каждого светильника, при группо-
вой — присоединяются к началу групповой линии или, ре-
же, к питающей линии или шинам подстанции.
Светильники с люминесцентными лампами обычно по-
ставляются совместно с конденсаторными батареями, пред-
назначенными для индивидуальной компенсации реактив-
ной мощности.
Светильники с другими газоразрядными лампами (ДРЛ,
ДРИ и др.) не имеют индивидуальной компенсации.
Глава одиннадцатая
ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА СИСТЕМЫ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
11.1. НАЗНАЧЕНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
В процессе эксплуатации системы электроснабжения
возникают повреждения отдельных ее элементов. Наибо-
лее опасными и частыми видами повреждений являются
КЗ между фазами электрооборудования и однофазные КЗ
на землю в сетях с большими токами замыкания на зем-
лю. В электрических машинах и трансформаторах наряду
с междуфазными КЗ и замыканиями на землю имеют ме-
сто витковые замыкания. Вследствие возникновения КЗ
нарушается нормальная работа системы электроснабже-
ния, что создает ущерб для промышленного предприятия.
При протекании тока КЗ элементы системы электро-
снабжения подвергаются термическому и динамическому
воздействию. Для уменьшения размеров повреждения
и предотвращения развития аварии устанавливают совокуп-
ность автоматических устройств, называемых релейной за-
щитой и обеспечивающих с заданной степенью быстродей-
ствия отключение поврежденного элемента или сети.
Основные требования, предъявляемые к релейной за-
§ 11.2 Защита элементов системы электроснабжения выше 1 кВ
277
щите, следующие: надежное отключение всех видов по-
вреждений, чувствительность защиты, избирательность
(селективность) действия—-отключение только повреж-
денных участков, простота схем, быстродействие, наличие
сигнализации о повреждениях.
Однако одной релейной защиты бывает недостаточно
для обеспечения надежного и бесперебойного электроснаб-
жения. Поэтому дополнительно предусматривают устрой-
ства автоматического включения резерва (УАВР) и уст-
ройства автоматического повторного включения (УАПВ).
Первое устройство позволяет подключать резервный ис-
точник питания при выходе из строя основного источника.
Второе устройство предназначено для повторного включе-
ния линий электропередачи, так как большинство повре-
ждений после быстрого отключения линий релейной
защитой самоустраняется.
11.2. ЗАЩИТА ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НА
НАПРЯЖЕНИЕ ВЫШЕ 1 кВ
На напряжение выше 1 кВ предусматривается релей-
ная защита элементов системы электроснабжения, если
в качестве коммутационного аппарата используется вы-
ключатель или комплект короткозамыкатель — отдели-
тель.
Защита воздушных и кабельных линий в распредели-
тельных сетях напряжением 6—35 кВ. Распределительные
сети промышленных предприятий на номинальное напря-
жение 6—35 кВ имеют одностороннее питание и выполня-
ются с изолированной нейтралью или нейтралью, зазем-
ленной через дугогасительный реактор. Для таких сетей
должны быть предусмотрены устройства релейной защиты
от междуфазных замыканий и от однофазных замыканий
на землю [7]. Наиболее распространенным видом защиты
является максимальная токовая защита (МТЗ). От меж-
дуфазных замыканий такую защиту рекомендуют [7] вы-
полнять в двухфазном исполнении и включать ее в одни
и те же фазы по всей сети данного напряжения с целью от-
ключения в большинстве случаев двойных замыканий на
землю только одного места повреждения. В зависимости
от требований чувствительности защита может быть вы-
полнена одно-, двух- или трехрелейной. Ток срабатывания
278
Защита и автоматика системы электроснабжения Гл. II
МТЗ определяют по формуле
г __ Кзап ^сз J	(111)
fc.3	‘p.max’	' ’ '
где Кзап — коэффициент запаса, учитывает погрешность
реле, неточности расчета и принимается равным 1,1—1,2;
Кв — коэффициент возврата токового реле, равный 0,8—
0,85; Кгя — коэффициент самозапуска (Ксз~2,5+3), учи-
тывает возможность увеличения тока в защищаемой ли-
нии вследствие самозапуска электродвигателей при вос-
становлении напряжения после отключения КЗ; Ipmax —
максимальный ток в линии в нормальном режиме.
Ток срабатывания реле определяется из выражения
I __ ^зап ^сз Кех г	z J 1
7с,р —	‘ртах*	U
где Ki—коэффициент трансформации трансформатора
тока; Ксх — коэффициент схемы, зависит от способа сое-
динения трансформаторов тока и имеет значения 1 — при
соединении в полную и неполную звезду и 3 — при вклю-
чении реле на разность токов двух фаз.
Выбранная защита должна быть проверена по чувст-
вительности, т. е.
VUA,a>	(И-3)
где IVmin — минимальный ток КЗ в конце защищаемого
или резервируемого участка.
Чувствительность защиты считается достаточной, если
при КЗ в конце защищаемого участка Кч^1,5, а при КЗ
в конце резервируемого участка Кч^1,2.
Избирательность защиты обеспечивается выбором вы-
держки времени по условию
/2 = /1 + Д/,	(11.4)
где (2 — выдержка времени защиты, расположенной ближе
к источнику питания по сравнению с защитой, имеющей
меньшую выдержку времени Л; Д/ — ступень избиратель-
ности, в расчетах принимается равной 0,6—1с для защит
с ограниченно зависимой от тока КЗ характеристикой вре-
мени срабатывания и 0,3—0,6 с для защит с независимой
характеристикой времени срабатывания.
Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолирован-
§ 11.2. Защита элементов системы электроснабжения выше 1 кВ
279
ной нейтралью или нейтралью, заземленной через дугога-
сительный реактор, не является КЗ. Поэтому защиту вы-
полняют действующей на сигнал и только когда это не-
обходимо по требованиям безопасности, действующей на
отключение. В сетях простой конфигурации допускается
применение только общего устройства неизбирательной
сигнализации, контролирующего состояние изоляции в си-
стеме данного напряжения [7]. В протяженных сетях слож-
ной конфигурации наряду с общим устройством контроля
изоляции необходимо предусматривать избирательную за-
щиту на каждом присоединении.
Обычно токовую защиту от замыкания на землю вы-
полняют с включением на фильтр токов нулевой последо-
вательности. Она приходит в действие в результате про-
хождения по поврежденному участку токов нулевой по-
следовательности, обусловленных емкостью всей электри-
чески связанной сети без учета емкости поврежденной ли-
нии. Ток срабатывания такой защиты выбирают по условию
/ =ЗК 1С и. wC.,	(11.5)
где Котс — коэффициент отстройки, принимают равным
1,1—1,2; К6р — коэффициент, учитывающий бросок емко-
стного тока (К6р=44-5 для защиты без выдержки време-
ни и 2—3 для защиты с выдержкой времени); U$ — номи-
нальное фазное напряжение сети, <л = 2п/'; f — частота се-
ти; С, — емкость неповрежденных линий.
Защита токопроводов. Релейная защита токопроводов
зависит от их протяженности и конструкции, величины
и характера нагрузки, способа подключения.
Присоединение токопроводов к шинам 6, 10 кВ РУ или
ГПП выполняют без реактирования, поэтому при повреж-
дении в начале токопровода в нем возникают большие токи
КЗ и глубокие понижения напряжения у потребителей.
Однако вследствие большой реактивности токопровода ток
при повреждении в конце его может оказаться соизмери-
мым с током нагрузки. Поэтому к защите токопровода
предъявляют повышенные требования в отношении чувст-
вительности и избирательности.
При небольшой протяженности токопроводов защиту
выполняют в виде избирательных токовых отсечек, отстро-
енных от токов КЗ за реакторами ответвлений токопрово-
да, и максимальных токовых защит без пуска или с пус-
280
Защита и автоматика системы электроснабжения Гл. II
ком по напряжению. Когда параметры токопровода не
позволяют выполнить достаточно чувствительную токовую
отсечку, применяют другие быстродействующие защиты
(например, продольную дифференциальную). При парал-
лельной работе токопроводов также применяют попереч-
ные дифференциальные или максимальные направленные
защиты.
Защита силовых трансформаторов. Устройства релей-
ной защиты для силовых трансформаторов предусматрива-
ют от следующих видов повреждений и ненормальных ре-
жимов работы [7]: многофазных замыканий в обмотках и
на выводах; однофазных замыканий на землю в обмотке
и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной
нейтралью; витковых замыканий в обмотках; токов в об-
мотках, обусловленных внешними КЗ; токов в обмотках,
обусловленных перегрузкой; понижения уровня масла; од-
нофазных замыканий на землю в сетях 10 кВ с изолирован-
ной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой
отключение однофазных замыканий на землю необходимо
по требованиям безопасности.
Виды защит трансформатора определяются его мощ-
ностью, назначением, режимом работы, местом установки,
схемой включения.
Защиту трансформаторов небольшой и средней мощ-
ности (не более 1000 кВ-А) от коротких замыканий в его
обмотках, на выводах и в соединениях до выключателей
выполняют в виде токовой отсечки без выдержки времени
или токовой защиты со ступенчатой характеристикой вы-
держки времени. Защиту устанавливают со стороны источ-
ника питания, непосредственно у выключателя. В зону дей-
ствия защиты при этом попадает как сам трансформатор,
так и его соединения с выключателями.
Для трансформаторов мощностью 1000 кВ-А и более
может быть предусмотрена продольная дифференциальная
защита.
Наряду с защитами, действующими при повреждениях
в самом трансформаторе и его соединениях, предусматри-
вают резервные защиты от внешних КЗ. Они являются
одновременно защитами шин, на которые работает транс-
форматор, если на этих шинах отсутствует собственная за-
щита.
В качестве защит от внешних КЗ применяют токовые
§ 11.2. Защита элементов системы электроснабжения выше 1 кВ
281
защиты с выдержкой времени с включением реле на пол-
ные токи фаз и на их симметричные составляющие. Эти
защиты реагируют также на внутренние КЗ и могут ис-
пользоваться даже как основные защиты трансформаторов.
Для понижающих трансформаторов мощностью
400 кВ-А и более с высшим напряжением до 35 кВ и сое-
динением обмоток звезда—звезда с заземленной нулевой
точкой на стороне низшего напряжения предусматривают
специальную защиту от однофазных КЗ на землю на сто-
роне низшего напряжения, если защита от внешних КЗ не
реагирует на эти повреждения. Такая защита обязательна
для блоков трансформатор — магистраль низшего напря-
жения, но может не применяться на подстанциях с рас-
пределительными щитами, если они находятся от транс-
форматора не далее 30 м и соединение между трансформа-
тором и щитом выполнено кабелем. В этом случае
однофазное КЗ обязательно переходит в междуфазное,
а отключение междуфазного КЗ осуществляется защитой
трансформатора.
Обязательным видом защиты всех масляных трансфор-
маторов мощностью 6300 кВ-А и более является газовая
защита. Она также предусматривается для масляных транс-
форматоров мощностью 630 кВ-А и более, установленных
на внутрицеховых подстанциях.
Наиболее подробно вопросы защиты силовых трансфор-
маторов и выбора параметров защиты изложены в [29].
Защита синхронных генераторов и синхронных компен-
саторов. Системы электроснабжения энергоемких пред-
приятий и предприятий высокой категории надежности
кроме внешних источников питания, как правило, содержат
собственные источники активной мощности в виде син-
хронных генераторов ТЭЦ. В качестве источников реактив-
ной мощности иногда применяют синхронные компенсаторы
(СК). Для защиты генераторов напряжением выше 1 кВ
и мощностью более 1 МВт, работающих непосредственно
на сборные шины генераторного напряжения, и синхрон-
ных компенсаторов должны быть предусмотрены устрой-
ства релейной защиты от следующих видов повреждений
и нарушений нормального режима работы [7]: многофаз-
ных замыканий в обмотке статора и на его выводах; одно-
фазных замыканий на землю в обмотке статора; двойных
замыканий на землю, одно из которых возникло в обмотке
282
Защита и автоматика системы электроснабжения Гл. 11
статора, а второе — во внешней сети; замыканий между
витками одной фазы в обмотке статора (при наличии вы-
веденных параллельных ветвей обмотки); внешних КЗ;
симметричной перегрузки обмотки статора; перегрузки то-
ками обратной последовательности (для генераторов мощ-
ностью более 30 МВт); перегрузки обмотки ротора токами
возбуждения; замыкания на землю во второй точке цепи
[29] возбуждения; асинхронного режима с потерей возбуж-
дения.
Подробные сведения о выполнении защит синхронных
генераторов и СК и их особенностях приведены в [7, 29].
11.3. ЗАЩИТА ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
НА НАПРЯЖЕНИЕ ДО 1 кВ
В сетях напряжением до 1 кВ защиту выполняют плав-
кими предохранителями и расцепителями автоматических
выключателей.
Плавкий предохранитель предназначен для защиты
электрических установок от токов КЗ и перегрузок. Основ-
ными его характеристиками являются номинальный ток
плавкой вставки /ном.вст, номинальный ток предохранителя
/ном,пр, номинальное напряжение предохранителя Ином,пр,
номинальный ток отключения предохранителя 7Ном,откл, за-
щитная (времятоковая) характеристика предохранителя.
Номинальным током плавкой вставки
называют ток, на который рассчитана плавкая вставка для
длительной работы в нормальном режиме. Номинальный
ток предохранителя — это ток, при длительном протекании
которого не наблюдается перегрева предохранителя в це-
лом. Необходимо иметь в виду, что в предохранителе
может использоваться плавкая вставка с номинальным то-
ком, меньшим номинального тока предохранителя. Номи-
нальное напряжение предохранителя определяет конструк-
цию предохранителя и длину плавкой вставки. Отключаю-
щая способность предохранителя характеризуется номи-
нальным током отключения, являющимся наибольшим
током КЗ, при котором предохранитель разрывает цепь
без каких-либо повреждений, препятствующих .его даль-
нейшей работе после смены плавкой вставки.
Наибольшее распространение в сетях напряжением до
1 кВ получили предохранители типа НПН (насыпной не-
§ 11.3. Защита элементов системы электроснабжения до 1 кВ
283
Таблица 11.1. Технические данные предохранителей типов НПН
и II Н2
Тип	Номинальное напряжение, В	Номинальный ток, А		Номинальный ток отключе- ния, кА (при напряжении 330 В)
		предохрани- теля	плавкой вставки	
НПН-60	500	60	6, 10, 15, 20, 25, 30, 40, 60	10
ПН2-100	380, 220	100	30, 40, 50, 60, 80, 100	50
ПН2-250	380, 220	250	80, 100, 120, 150, 200, 250	40
ПН2-400	380, 220	400	200, 250, 300, 400	25
ПН2-600	380, 220	600	300, 400, 500, 600	25
разборный) и типа ПН2 (насыпной разборный), техничес-
кие данные которых приведены в табл. 11.1.
Различают плавкие предохранители инерционные
(типа ИП), способные выдерживать значительные крат-
ковременные перегрузки, и безынерционные (типов
НПН, ПН2) с ограниченной способностью к перегрузкам.
Выбор предохранителей производят по условиям
U
НОм, пр
и •
с’
Алк л, ном
Ac, max’
(П.6)
ном,пр
р.тах
Плавкую вставку для инерционных предохранителей
выбирают по длительно допустимому току линии
(Н.7)
ном.вст ‘р.тах’
а для безынерционных предохранителей с учетом следую-
щих условий:
1 ном.вст	*р,тах’
Аюм.вст (*i/^nep,
(11.8)
В (11.6) — (11.8) приняты обозначения: Uc — номиналь-
ное напряжение сети; 1к,тах — максимальный ток КЗ сети;
If,max — максимальный рабочий ток сети; 1а — пусковой
284
Защита и автоматика системы электроснабжения Гл. 11
ток одного двигателя, равный 1п=/комКпусц [для группы
двигателей вместо пускового тока принимают пиковый ток,
определяемый по (2.21), (2.22)]; ZHOM — номинальный ток
двигателя; /Спуск — кратность пускового тока; для режима
пуска неотключаемых потребителей, если необходимо обе-
п
спечить их самозапуск, /Пш,= У in,/; in,/ — пусковой ток
i-ro самозапускающегося двигателя; Кпе₽ — коэффициент
перегрузки, учитывающий превышение тока двигателя
сверх номинального значения в режиме пуска и принима-
емый 1,6—2 для тяжелых и 2,5 для легких условий пуска.
Кроме указанных условий, токи плавких вставок дол-
жны соответствовать кратностям допустимых длительных
токов (7.6) и кратностям токов однофазных КЗ в сетях с
заземленной нейтралью (/.?’ ,о /ном.вст, где — ток
однофазного КЗ, К3,о — кратность тода замыкания,
/<3,0=3 — в помещениях с нормальной средой и Кз,о=4 —
в помещениях со взрывоопасной средой).
Ток плавкой вставки предохранителя, защищающего
конденсаторную батарею, выбирают с учетом отстройки от
токов включения и разряда конденсаторов
I 1 би ,	(Ц.9)
Г3(/л
где п — общее количество конденсаторов в батарее во всех
фазах, шт ; QHOm,k — номинальная мощность одного кон-
денсатора, квар; ил — линейное напряжение сети, кВ.
Для получения избирательного действия защиты, вы-
полненной последовательно включенными предохранителя-
ми, необходимо, чтобы при максимальном токе КЗ время
отключения, определяемое по защитной характеристике
предохранителя, более удаленного от места повреждения,
было не менее чем в 3 раза больше времени отключения
предохранителя, расположенного вблизи точки КЗ.
Наряду с плавкими предохранителями в установках на-
пряжением до 1 кВ широко применяют автоматиче-
ские воздушные выключатели, выпускаемые
в одно-, двух- и трехполюсном исполнении, постоянного и
переменного тока.
Автоматические выключатели снабжают специальным
устройством релейной защиты, которое в зависимости от
§ 11.3. Защита элементов системы электроснабжения до 1 кВ
285
типа выключателя выполняют в виде токовой отсечки, мак-
симальной токовой защиты или двухступенчатой токовой
защиты. Для этого используют электромагнитные и теп-
ловые реле. Эти реле называют расцепителями.
Конструктивно автоматические выключатели намного
сложнее предохранителей и представляют собой сочетание
выключателя и расцепителя.
Номинальным током автоматического выключа-
теля Дом,а называют наибольший ток, при протекании ко-
торого выключатель может длительно работать без пов-
реждений. Номинальным напряжением авто-
матического выключателя //НОм,а называют указанное в
паспорте напряжение, равное напряжению электрической
сети, для работы в которой этот выключатель предназна-
чен. Номинальным током расцепителя /ном,рас на-
зывают указанный в паспорте ток, длительное протекание
которого не вызывает срабатывание расцепителя. Током
уставки расцепителя называют наименьший ток, при
протекании которого расцепитель срабатывает.
На промышленных предприятиях применяют автома-
тические выключатели серий АВМ, «Электрон», А3700,
АЕ-200 и др.
Автоматические выключатели серии АВМ изготовляют
двух- и трехполюсными. По способу установки бывают не-
выдвижные с передним присоединением шин и выдвижные
с втычными контактами, расположенными с обратной сто-
роны панели. Максимальная отключающая способность
таких выключателей составляет /откл,а=20 кА для пере-
менного и /Откл,а=30 кА для постоянного тока. Автомати-
ческий выключатель содержит настраиваемый максималь-
ный электромагнитный расцепитель с часовым механизмом.
При перегрузках обратнозависимая от тока выдержка
времени, создаваемая часовым механизмом, регулируется
у избирательных выключателей серий АВМ-4С, АВМ-10С,
АВМ-15С в пределах от нуля до 2/НОм,а, а у выключателей
серии АВМ-20С—до 1 ,5 /ном,а« Уставка на ток срабатыва-
ния при КЗ (отсечка) регулируется у выключателей данной
серии в пределах, указанных в табл. 11.2 При токах, боль-
ших предельных уставок, неизбирательные выключатели
срабатывают мгновенно, а избирательные — с независимой
от тока выдержкой времени в пределах 0,25—0,4 или 0,4—
0,6 с, создаваемой анкерным механизмом.
286
Защита и автоматика системы электроснабжения Гл. 11
Таблица 11.2. Основные технические данные автоматических
выключателей серии АВМ
Данные автоматического выключателя		Уставки тока срабатывания максимальны* расцепителей, А	
Тип и номиналь- ный ток, А	Номинальный ток катушки макси- мального рас- цепителя, А	На шкале, обратнозавнсн- мой от тока характеристики	На шкал?, независимой от тока характеристики (отсечка)
АВМ-4Н, 400	120 150 250 400	—	100, 150, 200 150, 225, 300 250, 375, 500 400, 600, 800
АВМ-4С, 400	120 150 250 250 300 400	150, 250 190, 300 250, 400 310, 500 375, 600 500, 800	960, 1300 1200, 1650 1600, 2200 2000, 2750 2400, 3300 3200, 4400
ABM-ЮН, 1000	еоо 800 1000	—	600, 900, 1200 800, 1200, 1600 1000, 1500, 2000
АВМ-ЮС, 1000	500 Е00 800 1000	625, 1000 750, 1200 1000, 1600 1500, 2000	4000, 5500 4800, 6600 6000 , 8000 8000, 10 000
АВМ-15Н, 1500	1000, 1200 1500	—	1600, 1500, 2000 1500, 2200, 3000
АВМ-15С. 1500	1000 1200 1500	1250, 2000 1500, 2400 1800, 3000	8000, 10 000 8000, 10 000 8000, 10 000
АВМ-20Н, 2000	1000 1200 1500 2000	—	1500, 2000 1500, 2400 1800, 3000 2500, 4000
АВМ-20С, 2000	1000 1200	1250, 2000 1500, 2400 1800, 3000	8000, 10 000 8000, 10 000 8000, 10 000
Примечание. Цифрами в типе обозначены: 4 на номинальны!! ток до
400 А; 10 —до 1000; 15 —до 1500; 20 —до 2000 А; буквами: Н — неизбирательный,
С — селективный (избирательный).
§ 113. Защита элементов системы электроснабжения до 1 кВ
287
Таблица П.З. Технические данные автоматических выключателей
серии «Электрон»
Тип	Номинальный ток, А	Коммутационная способность, кА						Односекунд- ная терми- ческая стойкость, кд» - с
		Переменный ток				Постоянный ток		
		330 в		660 в				
		'уд	^откл.а	'уд	^откл.а	220 В	440 В	
Э06	600	50	25	35	15	35	25	437
ЭЮ	1000	84	40	70	30	50	40	1100
Э16	1600	84	40	70	30	55	45	1850
Э25	2500	100	45	70	35	55	45	4500
Э40	4000	160	65	104	50	65	55	11 500
Примечание, / д — электродинамическая стойкость автоматического
выключателя; _ — номинальный ток отключения автоматического выклю*
и ikji ,«
чателя.
Защитные характеристики автоматических выключате-
лей серии АВМ приведены в [29].
Автоматические выключатели серии АВМ имеют невы-
сокую коммутационную способность, ограниченную воз-
можность регулирования защитных характеристик и недо-
статочные токи и напряже-
ния. С целью устранения пе-
речисленных недостатков
разработаны двух- и трехпо-
люсные автоматические вы-
ключатели серии Э—«Элек-
трон», рассчитанные на но-
минальные напряжения: пе-
ременное 660 В и постоян-
ное 400 В и токи расцепите-
лей максимального тока
250—4000 А. Имеется ста-
ционарное и выдвижное ис-
полнение выключателей с
механической блокировкой,
фиксаторами в рабочем,
контрольном и ремонтном
положениях, с подвижными
и неподвижными штепсель-
ными контактами.
Рис. 11.1. Защитные характеристи-
ки автоматических выключателей
серии «Электрон», приведенные
для разных уставок тока сраба-
тывания при перегрузках и КЗ
288
Защита и автоматика системы электроснабжения Гл. II
Расцепители максимального тока имеют полупроводни-
ковый блок защиты. Они исполняются мгновенного и за-
медленного действия с регулировкой пяти следующих ус-
тавок: 1 — на ток срабатывания в пределах (0,8; 1; 1,2;
1,5) /ном,а при перегрузках; 2 — на ток срабатывания
4 /ном,а или 8 /ном,а при КЗ и 12 /ном,а для выключателей,
имеющих три первых меньших значения номинального тока
в табл. 11.3; 3 — на время срабатывания 100, 150, 200 с
при /ном,а; 4 — на время срабатывания 4, 10, 20 с при
6 /нома; 5 — на время срабатывания 0,25; 0,45; 0,7 с при
КЗ.
Технические данные автоматических выключателей при-
ведены в табл. 11.3, а семейство защитных характеристик—
на рис. 11.1.
Автоматические выключатели серии А3700, двух- и трех-
полюсные, рассчитаны на диапазон токов 160—630 А. Для
получения хороших защитных характеристик в конструк-
ции выключателя применен блок защиты на полупровод-
никовых приборах, получающий сигнал от измерительного
органа и передающий команду на отключение независимо-
му электромагнитному расцепителю. Выключатели выпус-
кают токоограничивающими и избирательными. Различа-
ют два вида токоограничивающих выключателей.
1.	С полупроводниковым и электромагнитным расцепи-
телями максимального тока (А3710Б — А3740Б). На по-
лупроводниковом расцепителе имеется зона регулирова-
ния при перегрузках и зона регулирования при КЗ. В пер-
вом случае время срабатывания может регулироваться
в пределах 4, 8, 16 с, во втором случае при токе срабатыва-
ния (3—10) /ном,а выключатель срабатывает без выдержки
времени.
2.	С электромагнитным расцепителем максимального
тока (А37115—А37425).
В обоих случаях на электромагнитном расцепителе ток
срабатывания уставки равен 10 /НОм,рас-
У избирательных автоматических выключателей на по-
лупроводниковом расцепителе имеется зона регулирования
тока срабатывания при перегрузке с временем срабаты-
вания 4, 8, 16 с и зона регулирования при КЗ с уставкой
тока срабатывания (3—10) /ном,рас и регулированием вре-
мени срабатывания 0,1; 0,25; 0,45 с, электромагнитный рас-
цепитель в этом случае отсутствует.
§ 11.3. Защита элементов системы электроснабжения до 1 кВ
289
Основные технические данные автоматических выклю-
чателей серии А3700 приведены в табл. 11.4.
Автоматические выключатели серии АЕ-1000 выпускают
однополюсными с тепловыми расцепителями на номиналь-
ные токи 6, 10, 16, 20, 25 А, с электромагнитными расцепи-
телями с отключением без выдержки времени при токах
более 18 /ном,рас и с комбинированными расцепителями. Ос-
новное назначение этих выключателей — защита освети-
тельных сетей.
Серия одно-, двух- и трехполюсных автоматических вы-
ключателей АЕ-2000 на токи 25, 63, 100 А с расцепителями
максимального тока 0,6 А, с добавочными расцепителями
и вспомогательными контактами в разных исполнениях
предназначена для применения в промышленности.
Выбор автоматических выключателей. При выборе ус-
тавок тока срабатывания автоматических выключателей
необходимо учитывать различия в характеристиках и по-
грешности в работе расцепителей выключателей. Существу-
ют следующие требования к выбору автоматических вы-
ключателей:
номинальное напряжение выключателя не должно быть
ниже напряжения сети;
отключающая способность должна быть рассчитана на
максимальные токи КЗ, проходящие по защищаемому эле-
менту;
номинальный ток расцепителя должен быть не меньше
наибольшего расчетного тока нагрузки, длительно проте-
кающего по защищаемому элементу:
Атом,рас А>.max’	(11.10)
автоматический выключатель не должен отключаться
в нормальном режиме работы защищаемого элемента, по-
этому ток уставки замедленного срабатывания регулиру-
емых расцепителей следует выбирать по условию
4оМ.Рас>(1>1 ^)Ipmax	(11.11)
[для автоматических выключателей с нерегулируемым теп-
ловым расцепителем достаточно выполнение условия
(П.Ю)];
при допустимых кратковременных перегрузках защи-
щаемого элемента автоматический выключатель не должен
срабатывать; это достигается выбором уставки мгновенно-
19—847
290
Защита и автоматика системы электроснабжения Гл. 11
Таблица 11.4. Технические данные автоматических выключателей
серии А3700
Вид защиты	Тип автома- тического выключателя	Номи- нальный ток, А	Регулируе- мый номи- нальный ток полупровод- никового устройства защиты, А	Не регулируй мая уставка	
				Перемен- ный ток, А	Постоян- ный ток, А
Токоограничи- вающая	А3710 Б	160	20—40 40—80 80—160	1600	960
			Нет	400 630 1000 1600	еосо 750 960
	А3720Б	250	160—250	2500	1500
			Нет	1600 2000 2500	960 1200 1500
	А3730Б	400	160—250 250—400	4000	2400
			Нет	2500 3200 4000	2400
	А3740Б	630	250—400 400—630	6300	3800
			Нет	4000 5000 6300	3800
Избирательная	А3730 С	400	160—250 250—400	Нет	Нет
	А3740С	630	250—400 400—630	Нет	Нет
§ 11.3. Защита элементов системы электроснабжения до I кВ
291
го срабатывания электромагнитного расцепителя по усло-
вию
(Н-12)
где 1П определяется так же, как и при выборе предохрани-
телей.
Для обеспечения избирательного действия последова-
тельно установленных автоматических выключателей их
защитные характеристики на карте селективности не дол-
жны пересекаться, причем уставки тока расцепителей за-
медленного и мгновенного действия у выключателя, распо-
ложенного ближе к источнику питания, должны быть боль-
ше в 1,5 раза, чем у более удаленного выключателя [29].
При совместной работе автоматических выключателей,
принадлежащих к одной серии, избирательность их дей-
ствия в результате погрешностей в работе и одинаковых
защитных характеристик не обеспечивается. В этом случае
применяют выключатели, принадлежащие к разным сери-
ям или выключатели с избирательными расцепителями
Расцепители выключателей с уставками, выбранными
по условию избирательности, должны удовлетворять тре-
бованиям чувствительности, которые сводятся к следую-
щему: минимальный ток КЗ (обычно рассматривают одно-
фазное КЗ) в самой удаленной точке защищаемой линии
должен быть больше номинального тока расцепителя за-
медленного срабатывания не менее чем в 3 раза, а для вы-
ключателей, имеющих только расцепители мгновенного
срабатывания, минимальный ток КЗ в самой удаленной
точке линии должен превышать ток уставки мгновенного
срабатывания не менее чем в 1,4 раза для выключателей
с номинальным током до 100 А и в 1,25 раза для всех дру-
гих выключателей.
Пример 11.1. Рассчитать и выбрать плавкие вставки для предохра-
нителей типа ПН2, защищающих линии, показанные на рис. 11.2, и ус-
тавку срабатывания автоматического выключателя типа А3730С, защи-
щающего распределительный шинопровод. Номинальные данные электро-
двигателей, подключенных к РП, следующие: Phom,i = Pbom.2=13 кВт;
Ч1 ~ Па=0,84; cos<pi = cos<p2=0,83; Рвом,з=Рвом,4==7,5 кВт; Чз~П*=0,83;
cos <p3=cos <p<=0,82 Номинальный ток шинопровода 250 А.
Ток трехфазиого КЗ в точке К1 равен 6,3 кА, в точке К2 —3,2 кА,
в точке КЗ — 3,18 кА. Ток однофазного КЗ в точках KI. К2, КЗ соот-
ветственно составляет 1^ =1,5 кА, 1$ =800 А, 1^ =750 А,
19*
292
Защита и автоматика системы электроснабжения Гл. 11
11 1
Решение. 1. Опреде-
ляем номинальные токи
двигателей:
/нОМД — /цОМ,2 —
_______Рнома' _________
V^3 /7НОМ cos Ф1 ’И
___________13-103________
~ 1,73-380-0,84-0,83 ~
=28,4 А; /цом,з==/ном,4=
= 16,8 А.
Расчетный ток в кабельной
линии, питающей РП, со-
ставляет /р=75,2 А.
2. По полученным токам выбираем сечения проводов типа АПВ, пи-
тающих двигатели: Si=s2=6 мм2, /дОП = 32 A; «з=в4=2,5 мм2, /воп =
= 19 А; и сечение жил кабеля типа АПВБГ, питающего РП, s5=16mm-',<
/доп—90 А.
3.	Пусковые токи двигателей при кратности пуска, равной пити,
равны: 4П,1 = 5-28,4= 142 A: /n,i = /u,2j /п,3=5-16,8=84 Aj /п,з=/п,<:
/пик — *пд + (/р а 'номд) — 142	(75,2	0,16-28,4) — 71 ,4 А,
где £„,3=0,16 — коэффициент использования первого двигателя, принят
по табл. 4-10 [2] равным 0,16 — для двигателей металлорежущих стан-
ков при крупносерийном производстве.
4.	На основании (11.6) принимаем предохранители типа ПН2-100
с номинальным током 100 А и /ОТкл,пом= 100 кА.
Выбираем плавкие встачки в соответствии с (11.8)
/ном.встд lj>,maxi	/ном.встд	32 А;
/ном.встд /пд//^пер>	/ном.встД	56,8 А,
где «П/Кпер = 142/2,5=56,8 А; Япер=2,5, так как условия пуска по тех-
нологии легкие.
В соответствии с расчетами и номинальными данными плавких вста-
вок, приведенными в табл. 11.1, принимаем следующие номинальные
токн плавких вставок: /Яом,встд = /вом,вст,2=60 А; /НОМ.ВСТ.З — /ном.вст,4 =
=40 А: /вом,вст.5= 80 А.
5.	По защитным характеристикам предохранителей (рис. 11.3) про-
веряем их избирательность. Время срабатывания плавкой вставки пре-
дохранителя F1 при /^ =3,18 кА /1—0,01 с, предохранителя F3 /з=0,<) 1 с
и предохранителя F5 при /^ =3,2 кА также 6>=»0,01 с. Для обеспече-
§ 11.3 Защита элементов системы электроснабжения до 1 кВ
293
Рис. 11.3. Защитные характеристики плавких вставок
предохранителей типа ПН-2
нпя избирательности должно быть не менее чем в 3 раза больше 6
и /3. Исходя из этого условия, принимаем ток плавкой вставки предо-
хранителя 5 равным 150 А.
6.	Проверяем выполнение условия (7.6). В соответствии с табл. 7.6
значение коэффициента Кзлщ Для сетей, где предусматривают защиту
от перегрузок, равно 1, значение коэффициента Л'с и при нормальных
условиях окружающей среды также равно 1. При данных коэффициен-
тах Кзащ и Кс.н условие (7.6) для проводов и кабеля не выполняется,
следовательно, необходимо принять большие сечения этих проводников,
т. е. Si==S2==16 мм2; /доп.1 _=7доп,2== 60 A; s3=з<=10 мм2; 7дОп,з==7доп,4~
= 47 A; ss=35 мм2; /доп.5=155 А.
7.	Проверяем соответствие токов плавких вставок кратности одно-
фазного тока КЗ /дз >37№Mbct i; 750 А>180 А >3/иом,вСт,5 800 А>
>450 А.
Условие для всех предохранителей с выбранными токами плавких вста-
вок выполняется.
8.	Выбираем уставки автоматического выключателя А3730 С. Этот
выключатель — избирательный и имеет только регулируемый полупро-
водниковый расцепитель. Усгавку срабатывания выбираем по (11 11)
400 А > 325 А.
294 Заземление, защита от молний и от перенапряжений Гл. 12
Проверяем соответствие тока уставки расцепителя кратности од-
нофазного тока КЗ
/(1) > Q/
'К1 ’-’/ном,рас’
1,5 кА > 1,2 кА.
Расчеты показывают, что выбранная уставка автоматического вы-
ключателя проходит по всем условиям.
Глава двенадцатая
ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА, МОЛНИЕЗАЩИТА,
ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
12.1.	РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Заземлением называют преднамеренное гальвани-
ческое соединение металлических частей электроустановки
с заземляющим устройством.
Различают следующие виды заземлений: защитное —
выполняют с целью обеспечения электробезопасности при
замыкании токоведущих частей на землю; рабочее — пред-
назначено для обеспечения нормальных режимов работы
установки; молниезащитное — для защиты электрообору-
дования от перенапряжений и молниезащиты зданий и со-
оружений. В большинстве случаев одно и то же заземле-
ние выполняет несколько функций, т. е. одновременно яв-
ляется защитным, рабочим и т.д.
Заземляющее устройство — это совокупность
заземлителя и заземляющих проводников.
Заземлителем называют металлический провод-
ник или группу проводников, находящихся в соприкосно-
вении с землей. Различают естественные и искусственные
заземлители.
Естественные заземлители — это различные конст-
рукции и устройства, которые по своим свойствам могут
одновременно выполнять функции заземлителей: водопро-
водные и другие металлические трубопроводы (кроме тру-
бопроводов горючих или взрывчатых жидкостей и газов,
а также трубопроводов, покрытых изоляцией от коррозии),
металлические и железобетонные конструкции зданий
и сооружений, имеющие надежное соединение с землей.
§ 12.1.
Расчет заземляющих устройств
295
Под искусственными заземлителями понимают
закладываемые в землю металлические электроды, специ-
ально предназначенные для устройства заземлений. В ка-
честве искусственных заземлителей применяют: для вер-
тикального погружения в землю — стальные стержни диа-
метром 12—16 мм, угловую сталь с толщиной стенки не
менее 4 мм или стальные трубы (некондиционные) с тол-
щиной стенки не менее 3,5 мм; для горизонтальной уклад-
ки — стальные полосы толщиной не менее 4 мм или круг-
лую сталь диаметром 6 мм.
Рекомендуется принимать длину вертикальных стержне-
вых электродов 2—5 м, а электродов из угловой стали
2,5—3 м. Верхний конец вертикального заземлителя целе-
сообразно заглублять на 0,5—0,7 м от поверхности земли.
Горизонтальные заземлители применяют для связи между
собой вертикальных заземлителей и как самостоятельные
заземлители.
Заземляющие проводники служат для присоединения
частей электроустановки с заземлителем. Помимо обычных
проводов соответствующего сечения, заземляющими про-
водниками могут служить металлические конструкции зда-
ний и сооружений: колонны, фермы, каркасы РУ.
Расчет заземляющих устройств сводится к расчету за-
землителя, так как заземляющие проводники в большинст-
ве случаев принимают по условиям механической прочно-
сти и стойкости к коррозии по ПУЭ.
Расчет сопротивления заземлителя проводится в сле-
дующем порядке.
1.	В соответствии с ПУЭ устанавливают допустимое со-
противление заземляющего устройства /?3- Если заземля-
ющее устройство является общим для установок на раз-
личное напряжение, то за расчетное сопротивление зазем-
ляющего устройства принимают наименьшее из
допустимых.
2.	Предварительно с учетом отведенной территории на-
мечают расположение заземлителей — в ряд, по контуру
и т. п.
3.	Определяют необходимое сопротивление искусствен-
ного заземлителя с учетом использования естественного
заземлителя, включенного параллельно, из выражения
(12|>
Таблица 121. Формулы для определения сопротивления растеканию
тока различных заземлителей
Тип заземлителя	Расположение заземлителя	Формула	Примечание
			
Вертикальный, из круг- лой стали; верхний ко- нец у поверхности зе- мли	7777/А '77/77, г~о	р	рР-в |п — *В’°	2л/ '° d	/></
Вертикальный, из круг- лой стали; верхний ко- нец ниже уровня зем- ли	77777/^7777777 d । с	Йв,о = -^2-(1п4 + 2л/ \ d i 4/ + / \ + 2 П4/—//	l>d
Горизонтальный, из по-
лосовой стали; протя-
женный, ниже уровня
земли
777777 7/////7Т
п = Рр.г ,ПА“
"^Г1п ы
— >2,5; b — ши-
2t
рииа полосы; ес-
ли заземлитель
круглый диамет-
ром d, то Ь — 2d
Пластинчатый, верти-
кальный, ниже уровня
земли
777777777777777777777
RB,o»0,25-^:
k ab
а и ft — размеры
стороны пластины
S
777777/77/7/777777
Кольцевой, из полосовой
стали, горизонтальный,
ниже уровня земли
Rr =
2л -D	Ы
Ь — ширина поло-
сы; t<D/2-, если
заземлитель круг-
лый диаметром d,
то b=2d
298
Заземление, защита от молний и от перенапряжений Гл. 12
где R3— допустимое сопротивление заземляющего устрой-
ства, принятое по п. 1; Ra — сопротивление искусственно-
го заземлителя; Re — сопротивление естественного зазем-
лителя.
4.	Определяют расчетное удельное сопротивление грун-
та рр для горизонтальных и вертикальных электродов
с учетом повышающего коэффициента учитывающего
высыхание грунта летом и промерзание его зимой.
При отсутствии точных данных о грунте можно вос-
пользоваться табл. 8-1 [2], а значения повышающих коэф-
фициентов принять по табл. 8-2 [2].
5.	Определяют сопротивление растеканию (сопротивле-
ние, которое оказывает току грунт) одного вертикального
электрода в соответствии с формулами, приведенными
в табл. 12.1. Эти формулы даны для стержневых электро-
дов из круглой стали или труб. Если в качестве вертикаль-
ных электродов используют уголок, то диаметр уголка оп-
ределяют по формуле
d = 0,95ft,	(12.2)
где ft — ширина сторон уголка.
6.	Определяют ориентировочное число вертикальных за-
землителей при предварительно принятом коэффициенте
использования Ки>в
N = Л,в.э.	(12.3)
Кив Ru
где Ro.b.z — сопротивление растеканию одного вертикально-
го электрода, определенное в п. 5; 7?н — сопротивление ис-
кусственного заземлителя, определенное в п. 3.
Коэффициент использования заземлителя учитывает
увеличение сопротивления заземлителя вследствие явления
экранирования соседних электродов. Значения коэффициен-
тов использования в зависимости от их расположения при-
ведены в табл. 8-4, 8-5 [2].
7.	Определяют расчетное сопротивление растеканию го-
ризонтальных электродов /?р,г,э по формуле
=	(12-4)
^И.Г.Э
где RT'3 — сопротивление растеканию горизонтальных элек-
тродов, определяемое в соответствии с табл. 12.1.
§ 12.1.
Расчет заземляющих устройств
299
Значения коэффициента использования горизонтальных
электродов Ки.т.э приведены в табл. 8-6, 8-7 [2] в зависимо-
сти от ориентировочного числа вертикальных заземлителей.
8.	Уточняют необходимое сопротивление вертикальных
электродов с учетом проводимости горизонтальных соеди-
нительных электродов
К	^Р-Г.^и	(12.6)
'в,э	Р Р	'	7
^г,э,р —
9.	Определяют число вертикальных электродов с учетом
уточненного коэффициента использования Хи,в,у по фор-
муле
N = —?°-ъ-в .	(12.6)
Ки,в,у ^в,з
10.	Принимают окончательное число вертикальных элек-
тродов из условия их размещения.
11.	Для установок напряжением выше 1 кВ в сетях с за-
земленной нейтралью заземляющие проводники проверяют
на термическую стойкость по формуле
sT = /p/7'B/KT,	(12.7)
где /р — расчетный ток через проводник, А; /п — приведен-
ное время прохождения тока КЗ на землю, с; Кт — темпе-
ратурный коэффициент, учитывающий ограничение допу-
стимой температуры нагрева проводника; для стали Кт =
= 74; для меди Кт= 195; для алюминия Кт=П2 (для про-
водников, выполненных кабелем, значения Кт приведены
в табл. 3.4).
Пример 12.1. Рассчитать заземление отдельно стоящего РУ 10 кВ,
совмещенного с двухтрансформаторной подстанцией КТП 2X630 (10/
/0,4 кВ). Наибольший ток через заземление при замыкании на землю
на стороне 10 кВ составляет 25 А, грунт в месте сооружения—сугли-
нок, климатическая зона 3, естественные заземлители не используют.
Решение. Предполагается сооружение заземлителя с внешней
стороны здания с расположением вертикальных электродов по пери-
метру.
В качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные стерж-
ни диаметром 15 мм и длиной 2 м, которые погружают в грунт мето-
дом ввертывания. Верхние концы электродов располагают на глубине
0,7 м от поверхности земли. К ним приваривают горизонтальные элек-
троды стержневого типа из той же стали, что и вертикальные электроды.
300
Заземление, защита от молний и от перенапряжений Гл. 12
1.	Для стороны 10 кВ в соответствии с ПУЭ сопротивление зазем-
ляющего устройства определяем по формуле
Я3<— ,	(12.8)
где Е7Р = 125 В, так как заземляющее устройство используется одновре-
менно для электроустановок до 1 кВ п выше. С учетом исходных дан-
ных Ra составляет 5 Ом.
Сопротивление заземляющего устройства для электроустановок на-
пряжением до 1 кВ не должно быть больше 4 Ом [7], поэтому за рас-
четное сопротивление принимаем /?3=-Г бм?
2.	Предварительно с учетом площади, занимаемой объектом, наме-
чаем расположение заземлителей — по периметру с расстоянием между
вертикальными электродами 4 м.
3.	Сопротивление искусственного заземлителя при отсутствии есте-
ствеиных заземлителей принимаем равным допустимому сопротивлению
заземляющего устройства /?н=7?3=4 Ом.
4.	Определяем расчетные удельные сопротивления грунта для гори-
зонтальных и вертикальных заземлителей
Рр,г = Руд Дп,г — 100-2 — 200 Ом- м;
Рр.в = Руд Дп.в = 100-1,4 = 140 Ом-м,
где руд — удельное сопротивление грунта (суглинок) 100 Ом-м; Кп.»
и Кп.г — повышающие коэффициенты для вертикальных и горизонталь-
ных электродов, принятые по табл. 8-2 [2] для климатической зоны 3,
5.	Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стерж-
невого типа определяем по формуле из табл. 12.1
^о.в.э
_ Рр,в
~ 2л/
1	4-1,7+ 2'
+ 2 1П4-1,7 —2,
140	/	2-2
---------11п------------Г
2-3,14-2 \	16-10—3
= 64,92 Ом.
6.	Определяем примерное число вертикальных заземлителей при
предварительно принятом по табл. 8-4 [2] коэффициенте использова-
ния Ки,в=0,64 (отношение расстояния между электродами к их длине
равно 2, ориентировочное число вертикальных электродов в соответст-
вии с планом объекта составляет 15)
/V =
1^0,в,э
^И.В
64,92
0,64-4
25,4 « 26.
7.	Определяем расчетное сопротивление растеканию горизонталь-
ных электродов по формуле из табл. 12.1
§ 12.2.
Молниезащита
301
Рис. 12.1. Схема выполнения заземляющего контура под-
станции, совмещенной с комплектным распределитель-
ным устройством и конденсаторной установкой ККУ:
1 — вертикальные электроды; 2 — горизонтальные стержни
Рог I2	200	60?
Rd г э = —— In — =----------------------In----------— = 21,66.
Ки,г-2л/ dt 0,31-2-3,14-60	0,016-0,708
8.	Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов
г> _ ^Р.г.эRn_______21,66-4 __
В'Э *р,г,э-	21,66-4	’ •
9.	Определяем число вертикальных электродов при коэффициенте
использования Ки.в,у=0,61, принятом из табл. 8-5 [2] при ^=20 и а//=
= (р/20)/2= 1,5, где р=60 м — периметр контура расположения элек-
тродов:
64,92
N =-------------=------’----_ 21 7.
КИ,в,уЯв,э 0,61-4,9
Окончательно принимаем к установке 22 вертикальных электрода,
расположенных по контуру РУ (рис. 12.1).
12.2.	МОЛНИЕЗАЩИТА
Наиболее опасным проявлением молнии с точки зрения
поражения зданий и сооружений является прямой удар.
Ожидаемое число поражений молнией в год зданий и со-
302
Заземление, защита от молний и от перенапряжений Гл. 12
оружений высотой не более 60 м, не оборудованных молние-
защитой и имеющих неизменную высоту, определяют по
формуле
N = (В + 6hJ (L + 6hx) п  IO-6,	(12.9)
где В — ширина защищаемого объекта, м; L — длина за-
щищаемого объекта, м; hx — высота объекта по его боко-
вым сторонам, м; п — среднее число поражений молнией
1 км2 земной поверхности в год, значения которого приве-
дены в табл. 12.2 в зависимости от интенсивности грозовой
деятельности.
Таблица 12.2. Поражение молнией земной поверхности
Интенсивность грозовой деятельности, 4/гоД	Среднегодовое число ударов молннн в 1 к№ земной поверхности
10—20	1
20—40	3
40—60	6
60—80	9
80 и более	12
Производственные, жилые и общественные здания и со-
оружения в зависимости от их назначения, а также интен-
сивности грозовой деятельности в районе их местонахож-
дения выделены в категории по степени устройства молние-
защиты.
Для промышленных предприятий и технологических
объектов категория устройства молниезащиты и тип зоны
защиты указаны в табл. 12.3.
Подзоной защиты м о л н и е о т в од а \ понимают
часть пространства, внутри которого здание или сооруже-
ние защищено от прямых ударов молнии с определенной
степенью надежности. Различают зоны защиты типа А, где
степень надежности составляет 99,5 % и выше, и зону за-
щиты типа Б со степенью надежности 95 % и выше.
В практике для защиты зданий и сооружений от прямых
ударов молнии наибольшее распространение получили
стержневые и тросовые молниеотводы (рис. 12.2). Каждый
молниеотвод состоит из следующих элементов: молниепри-
емника /, непосредственно воспринимающего прямой удар
молнии; несущей конструкции 2, предназначенной для уста-
§ 12.2.
Молниезащита
303
Таблица 12.3. Категория устройства молииезащиты и тип зоны
защиты промышленных предприятий и технологических объектов
шиУпвЕаингои BHdOJ0LB>I											5			
Тип зоны защиты	GJ Я о СП		При ожидаемом количестве по-	ражений молнией в год здания и сооружения V<1, зона Б, при N>\ зона А Зона Б			Для зданий и сооружений I и 11 степени огнестойкости прн 0,1 -«cV-<:2 и для III, IV, V сте- 		 		 л пл		пени огнестойкости при <V<2 зона Б Зона Б		При ожидаемом количестве по- ражений молнией в год: 0,1< <V<2 зона Б, при N>2 зона А			
Местоположение	По всей территории СССР		О) к 5 о те о О К S со	грозовой деятельностью 10 ч и более в год		На всей территории	СССР В местностях со сред-	ней грозовой деятельно- стью 20 ч и более в год	То же		В местностях со средней	грозовой деятельностью 20 ч и более в год		
Здания и сооружения	1Q Здания н сооружения или их части с	; производствами, помещения которых	по ПУЭ относятся к класам В-I и В-П Здания и сооружения или их части с	производствами, помещения которых по ПУЭ относятся к классам В-1а, В-16, В-Па Наружные технологические установки			и открытые склады, относимые по ПУЭ к классу В-1г Здания и сооружения с произведет-	вами, помещения которых по ПУЭ относятся к классам П I, П-П, П-Па	Наружные технологические установ-	ки и открытые склады, относимые по ПУЭ к классу П-Ш	Здания и сооружения III, IV и V	степенен огнестойкости, в которых от- сутствуют производства с помеще-	ниями, относимыми по ПУЭ к клас-	сам взрыво- и пожароопасным
u/u «х	—		сч			СО			LQ		CD			
304
Заземление, защита от молний и от перенапряжений Гл. 12
Рис. 12.2 Конструкция стержневого (а) н тросового (б) молниеотводов:
/ — молниеприемник; 2 — несущая конструкция; 3 — токоотвод; 4 — заземлители
новки молниеприемника; токоотвода 3, обеспечивающего
отвод тока молнии в землю, и заземлителя 4, отводящего
ток молнии в землю и обеспечивающего контакт с землей
молниеприемника и токоотвода.
Название молниеотвода определяется типом молниепри-
емника.
Стержневые молниеприемники изготовляют из прокат-
ной стали различного профиля. Наиболее распространен-
ным сортаментом стали являются прутки и водогазопровод-
ные трубы.
В качестве тросового молниеприемника часто использу-
ют стальной оцинкованный спиральный канат марки ТК се-
чением 48,26 мм2.
Для устройства токоотводов применяют круглую сталь
и стальной канат диаметром 5—6 мм или полосовую сталь
прямоугольную и угловую с площадью поперечного сечения
24 и 48 мм2. На металлических или железобетонных мол-
ниеотводах токоотводом может служить металлическая
ферма или стальная арматура конструкции.
Несущие конструкции молниеотводов изготовляют из
древесины, железобетона и металла. Деревянные конструк-
ции отдельно стоящих молниеотводов используют в основ-
ном для защиты сельскохозяйственных объектов. Высота
молниеотводов такого типа составляет 8—20 м.
§ 12.2.
Молниезащита
305
Несущие конструкции из
железобетона применяют
при тех же геометрических
размерах защищаемых объ-
ектов, что и деревянные.
Металлические молние-
отводы находят широкое
применение при защите вы-
соких, протяженных объек-
тов, где требуемая высота
молниеотвода составляет
20—30 м.
Наибольшая оптималь-
Граница
зоны
_ защиты
Хна уровне hx
Граница
ЗОНЫ
защиты
на уровне
земли
Рис. 12.3. Зона защиты одиночно-
го стержневого молниеотвода
ная высота несущих конст-
рукций отдельно стоящих
молниеотводов (тросовых и
стержневых) не превышает
45—50 м.
Заземляющее устройство молниезащиты выполняют ана-
логично заземляющим устройствам электроустановок. В ря-
де случаев эти устройства можно объединять.
Необходимо отличать заземлители, входящие в комп-
лекс защиты от прямого удара молнии и‘ заноса высоких
потенциалов, от заземлителей, входящих в комплекс защи-
ты от вторичных воздействий молнии.
В зависимости от особенностей конструкции защищае-
мого объекта и условий его размещения стержневые и тро-
совые молниеотводы разделяют на одиночные, двойные
и многократные. В последнем случае число электродов со-
ставляет не менее трех и располагаются они не на одной
прямой.
Тип, количество и взаимное расположение молниеотво-
дов определяют геометрическую форму зоны защиты.
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода вы-
сотой менее 150 м представляет собой конус (рис. 12.3), вер-
шина которого находится на высоте h0. Горизонтальные се-
чения зон защиты на высоте защищаемого объекта hx и на
уровне земли представляют собой окружности радиусами
Го и гх соответственно.
Радиус зон защиты одиночных стержневых молниеотво-
дов и высоту расположения ho минимальной зоны опреде-
ляют по следующим формулам:
20—847
306
Заземление, защита от молний и
от перенапряженийГл. 12
Рнс. 12.4. Зона защиты двойного стержневого молниеотвода
для зоны А
г0 = (1,1 — 0,002/0/г;
гх = (1,1 — 0,002/0 (7г-----
h0 = 0,85/г;
для зоны Б
г0 = 1,5/г;
гх = 1,5
(12.10)
(12.Н)
/г0 = 0,92/г.
Зона защиты двойного стержневого молниеотвода высо-
той менее 150 м приведена на рис. 12.4. Торцевые области
зон защиты определяют как зоны одиночных стержневых
молниеотводов. Параметры Ло, г0, гх1, гх2 определяют по
формулам (12.10) и (12.11).
Зоны защиты двойного молниеотвода имеют следующие
размеры: для зоны А, которая имеет место при L^3/i:
при L h
~ ^0,	=	~ Ой
(12.12)
при L>h
§ 12.2.
Молниезащита
307
Рис. 12.5. Зона защиты двухстержневых молниеотводов
разной высоты
hc = h0 - (0,17 + 3.10~4 h)(L - /г);
r ____r ha — hx . r — r .
rcx — Го	» ' c ' 0>
hc
для зоны Б, которая имеет место при £г=^5/г:
при L 1.5/i
ftc = /^0» Лзх	^*0»
при L > 1,5/г
Лс = йо —0,14 (L—1,5ft);
.  ,г hc — hx _
' сх Ч) ,	» ' с Л 0*
hc
(12.13)
(12.14)
(12.15)
Если применяют молниеотводы разной высоты fti и h2,
но менее 150 м, то зона защиты имеет вид, показанный на
рис. 12.5. Торцевые области зоны защиты определяют, как
и в предыдущем случае. Параметры ftci и hc2 определяют
по (12.13) и (12.15), а параметры rc, ftc и гсх из следующих
выражений:
_ т01-|- г02 ,	_ hci + het .	zj2 (б)
с 2	’ с	2	’	V • /
гс, = гс-^^.	(12.17)
20*
308
Заземление, защита от молний и от перенапряжений Гл. 12
Рнс. 12.6. Зона защиты (план)
многократного молниеотвода
В случае выполнения
молниезашиты многократ-
ным молниеотводом стерж-
невого типа зону защиты оп-
ределяют как зону защиты
попарно взятых соседних
молниеотводов (рис. 12.6).
Условием защищенности
объектов высотой hx с на-
дежностью, соответствую-
щей зонам защиты А и Б,
является выполнение нера-
венства гс.т>0 для всех по-
парно взятых молниеотво-
дов; гсх определяют по
(12.13) и (12.15).
Зона защиты одиночного
тросового молниеотвода высотой 150 м показана на
рис. 12.7, где h определяют в точке наибольшего провеса
троса. При известной высоте опор /гоп и длине пролета
«<120 м высоту стального троса сечением 35—50 мм2 оп-
ределяют как /t=/iOn—2 м, а при «=1204-150 м как h —
——3 м.
Параметры зоны защиты одиночных тросовых молние-
отводов определяют по формулам:
для зоны А
Е 12.2.
Молниезащита
309
h0 — 0,85ft;
г0 = ( 1,35 — 0,0025ft: ft;
rx = (1,35 — 0,0025) (ft —
для зоны Б
h(l = 0,92ft;
r0 = 1,7ft;
r = 1,7 (ft —
x \	0,92/
(12.18)
(12.19)
Пример 12.2. Построить защитную зону объекта, относящегося к
I категории по устройству молниезащиты. Основные геометрические раз-
меры объекта показаны на рис. 12.8.
Решение. Для объектов 1 категории по устройству молннеза-
щиты согласно табл. 12.3 защитная зона относится к типу А. Принима-
ем исполнение защиты двумя отдельно стоящими металлическими мол-
ниеотводами стержневого типа высотой 50 м. Определяем параметры
зоны защиты в соответствии с (12.10), учитывая, что в нашем случае
L>h:
П„ = 0,85/: = 0,85-50 = 42,5 м;
r0=(l,l — 0,002ft) h = (1,1 —0,002-50)50 = 50 м.
Зоны защиты построим для двух уровней ftxi=15 м и Лхг=25 м.
Радиусы зон защиты гх1 и гхг составят:
/ ftv, \	/	15 \
гХ1 = О , 1 - 0,002ft) (ft -	) = (1,1 - 0,002-50) (50 - — ) =
= 32,4 м;
/	25 \
тх2 = (1,1 —0,002-50) 150 —  0 85 1 = 20,6 м.
Определим параметры ft0, гох: и rcxj:
ftc = ft0 — (0,17 + 3>10—4 ft) (L —ft) = 42,5 — (0,17 +
+ 3-10-«.50) (100 —50) =33,25 m;
he — hxi _	33,25— 15
rc*i-'° ft(j -50	3325	~27.5m.
„ 33,25 — 25
= 50---« 12>5 M-
c2 33,25
Рис. 12.8. Зона защиты объема
Защита от перенапряжений
311
$ 12-3-
На основании полученных значений построим зоны защиты задан-
ного объекта на различных уровнях (на рис. 12.8 они показаны сплош-
ными линиями). Порядок построения зон защиты виден из рисунка.
Пунктирными линиями построены зоны защиты объекта при высоте мол-
ниеотвода 40 м. В этом случае объект не попадает полностью в зону
защиты, поэтому такое решение неприемлемо.
Помимо выбора и установки молниеотводов и определения защит-
ной зоны для заземления молниеотводов, предусматриваем по четыре
вертикальных электрода, соединенных между собой стальной полосой.
Для защиты объекта от вторичных проявлений молнии, электромагнит-
ной и электростатической индукции и запаса высоких потенциалов в
здание предусматриваем следующие мероприятия:
а)	для защиты от потенциалов, возникающих в результате электро-
статической индукции, надежно заземляем все проводящие элементы
объекта, а также оборудование и коммуникации внутри объекта;
б)	для защиты от искрения, вызываемого электромагнитной индук-
цией, все параллельно расположенные металлические коммуникации со-
единяем металлическими перемычками;
в)	для защиты объекта от заноса высоких потенциалов присоеди-
няем все металлические коммуникации и оболочки кабелей (в месте
ввода их в объект) к заземлителю защиты от вторичных воздействий
молнии. Заземляющие устройства молниеотводов должны быть удале-
ны на нормируемое расстояние от заземляющего контура, защиты от
вторичных воздействий и подземных коммуникаций объекта.
12.3.	ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
Перенапряжениями называют такие повыше-
ния напряжения, которые представляют собой опасность
для изоляции электрических установок.
Различают два вида перенапряжений в электрических
установках: внутренние и атмосферные. Внутренние
перенапряжения возникают в результате коммутаций, как
нормальных (включение и отключение ненагруженных ли-
ний, отключение ненагруженных трансформаторов и реак-
торов), так и послеаварийных (дуговые замыкания на зем-
лю в системах с изолированной нейтралью, отключения
КЗ, АПВ). Эти перенапряжения воздействуют на изоляцию
сравнительно кратковременно, но значение их может пре-
вышать в несколько раз номинальное напряжение.
Атмосферные перенапряжения возникают в ре-
зультате разрядов молнии в электроустановку или вблизи
312 Заземление, защита от молний и от перенапряжений Гл. 12
нее. Волны перенапряжения, возникающие в токоведущих
частях при ударах молнии, распространяются со скоростя-
ми, сравнимыми со скоростью света, проникая в обмотки
трансформаторов, машин, воздействуя на изоляцию линий
и аппаратов. Время воздействия атмосферных перенапря-
жений составляет от единиц до сотен миллионов долей се-
кунды. Значение этих перенапряжений при отсутствии спе-
циальных мер защиты может достигать миллионов вольт.
Для защиты электроустановок от внутренних перена-
пряжений можно использовать: 1 — схемные решения
и средства ограничения установившихся перенапряжений;
2 — средства и способы защиты от перенапряжений пере-
ходного режима.
В первом случае предусматривают понижение коэффи-
циентов трансформации, ограничение минимального коли-
чества работающих генераторов и их ЭДС, использование
шунтирующих реакторов, применение схем без выключате-
лей на стороне высшего напряжения.
К средствам и способам защиты от перенапряжений пе-
реходного режима относятся коммутационные (комбиниро-
ванные) вентильные разрядники типа РВМК, выключатели,
предотвращающие возникновение значительных перенапря-
жений, и устройства, управляющие моментом коммутации.
В установках с номинальным напряжением до 220 кВ
включительно должны быть ограничены перенапряжения
при отключении ненагруженных трансформаторов и линий
при АПВ, так как остальные виды перенапряжений не
представляют опасности для изоляции.
Перенапряжения при отключении ненагруженных транс-
форматоров имеют большую амплитуду, но небольшую дли-
тельность. Защиту от этих перенапряжений осуществляют
молниезащитными разрядниками, пропускная способность
которых достаточна для того, чтобы рассеять энергию, вы-
деляющуюся при перенапряжениях этого вида. Ограниче-
ние перенапряжений может быть достигнуто также путем
использования выключателей с шунтируемыми резисто-
рами.
Ограничение перенапряжений при отключении ненагру-
женных линий не может быть возложено на молниезащит-
ные разрядники, установленные на подстанции, по двум
причинам. Во-первых, разрядники должны находиться не-
посредственно на линии, во-вторых, они должны быть рас-
§ 12.3.
Защита от перенапряжений
313
считаны на отвод энергии, значительно большей, чем энер-
гия, обусловленная атмосферными перенапряжениями. За-
щиту от перенапряжений этого вида выполняют выносом
на линию электромагнитных измерительных трансформа-
торов напряжения или применением выключателей с шун-
тирующими резисторами.
Атмосферные перенапряжения в элементах системы
электроснабжения возникают как при прямом ударе молнии,
так и при разрядах молнии в окрестности проводников (ин-
дуктированные перенапряжения). Защита от прямых уда-
ров молнии рассмотрена в § 11.2 и осуществляется молние-
отводами. Однако применение молниеотводов полностью не
исключает поражения установок молнией. Волны перена-
пряжений, возникающие на линиях при ударах молнии,
доходят до подстанций (набегающие волны) и могут пред-
ставлять опасность для изоляции установленного там обо-
рудования. Перекрытие изоляции па подстанции в боль-
шинстве случаев означает дуговое КЗ вблизи сборных шин,
которое может привести к системным авариям.
Основным аппаратом защиты от набегающих волн яв-
ляется вентильный разрядник, у которого разрядное на-
пряжение искрового промежутка не менее чем на 10 % ни-
же гарантированной прочности защищаемой изоляции при
полном импульсе. Схемы защиты подстанций от набегаю-
щих волн приведены на рис. 12.9 и 12.10. Во всех случаях
на шины включают вентильные разрядники FV3 по комп-
лекту на каждую систему или секцию шин. Расстояние от
FV3 до выводов трансформаторов не должно превышать
Рис. 12.9. Схема защиты подстанции от набегающих воли
314
Заземление, защита от молний и от перенапряжений Гл. 12
Рис. 12.10. Схема защиты подстанции от набегающих волн в случае,
если линия не имеет молниезащитиого троса по всей длине
допустимого значения. Эти значения приведены в ПУЭ в за-
висимости от типа опор, длины подхода, группы разрядни-
ков и числа подключенных к подстанции линий. В частно-
сти, для подстанции напряжением до 35 кВ эти расстояния
находятся в пределах 25—30 м. Если расстояние от FV3 до
выводов трансформаторов превышает допустимое значение,
то у трансформатора устанавливают дополнительный комп-
лект разрядников. Вентильные разрядники подключают
к контуру заземления подстанции по кратчайшему пути.
Линии напряжением 35 кВ и выше, защищенные троса-
ми по всей длине (рис. 12.9), специальной защиты подхо-
да от перенапряжений не требуют, кроме мероприятий по
повышению уровня грозоупорности подхода (этого достига-
ют применением одноцепных опор вместо двухцепных).
Если линия не имеет молниезащитного троса по всей
длине (рис. 12.9), то ее защищают тросом на подходе к под-
станции. Длину подхода /под принимают равной 1—2 км при
напряжении 35 кВ и 1—Зкм при напряжениях НО—220 кВ.
Трос на каждой опоре заземляют; сопротивление зависит
от грунта, но не должно быть более 10—20 Ом. Для огра-
ничения амплитуды волны, движущейся к подстанции, до
безопасного для вентильного разрядника значения уста-
навливают трубчатый разрядник FV1. Разрядник FV2 яв-
ляется резервным. Он защищает изоляцию выключателя
Q2 в случае падения волны при его отключенном состоя-
нии, когда волна отражается с удвоенной амплитудой. Если
линию выполняют на металлических (железобетонных)
опорах, разрядники FV1 и FV2 не устанавливают, а огра-
§ 12.3.
Защита от перенапряжений
315
ничение перенапряжений осуществляют за счет низкой им-
пульсной прочности изоляции на таких опорах.
Распределительные устройства и подстанции напряже-
нием 3—20 кВ имеют различия в защите от атмосферных
перенапряжений по сравнению с подстанциями и РУ более
высокого напряжения (рис. 12.10). Для воздушных линий
на напряжение 3—20 кВ характерна низкая поражае-
мость ударами молнии, так как эти линии имеют неболь-
шую высоту и на подходе к подстанции обычно экраниру-
ются расположенными вблизи сооружениями. В связи
с этим не требуется защита подходов линий тросовыми
молниеотводами. На подходе к подстанции линий с дере-
вянными опорами трубчатый разрядник FV1 устанавлива-
ют на расстоянии 200—300 м от подстанции. Второй раз-
рядник FV2 ставят для защиты разомкнутого выключателя
Q2. На подходах линий с металлическими и железобе-
тонными опорами трубчатые разрядники не устанавлива-
ют. В этом случае заземляют опоры на участке подхода
в 200—300 м.
Применение автотрансформаторов в системах электро-
снабжения обусловливает установку разрядников на каж-
дую обмотку автотрансформатора, причем разрядник под-
ключают со стороны автотрансформатора (рис. 12.11) пе-
ред выключателем и разъединителем. Это вызвано тем, что
на отключенной выключателем стороне автотрансформато-
ра могут появиться опасные для его изоляции перена-
пряжения, связанные с переходом волн между обмот-
ками.
Рис. 12.11. Подключение разрядников к ав-
тотрансформатору
316 Заземление, защита от молний и от перенапряжений Гл. 12
Рис. 12.12. Включение разрядника в
нейтраль силового трансформатора
Для уменьшения токов однофазного КЗ нейтрали неко-
торых трансформаторов ПО кВ, реже 220 кВ могут быть
временно или постоянно разземлены. При воздействии волн
атмосферных перенапряжений на линейные вводы транс-
форматоров на нейтрали могут развиться колебания, при-
водящие к значительному повышению напряжений над
уровнем изоляции нейтрали. Для ограничения этих пере-
напряжений в нейтраль трансформатора включают вентиль-
ный разрядник с номинальным напряжением на класс ни-
же, чем класс изоляции трансформатора (рис, 12.12).
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение 1. Описание программы RES — расчет эко»
номически целесообразного сечения
Программа написана на алгоритмическом языке Фортран-4 и пред-
назначена для работы в ОС ЕС ЭВМ. В программе рассчитывают при-
веденные затраты для указанных стандартных сечений и определяют эко-
номически целесообразное сеченне по трем точкам (см. § 3.5).
Входная информация: фамилия, имя, отчество студента и шифр сту-
денческой группы; KS — количество рассчитываемых сечений; U —
напряжение сети, кВ; СО — стоимость 1 кВт-ч потерь электроэнергии,
руб.; ТР — время максимума потерь, ч/год; АО — коэффициент аморти-
зационных отчислений на линию; S—полная передаваемая мощность
по линии, кВ-A; ID — допустимый ток, I; КАР — капиталовложения на
1 км линии, тыс. руб.; RO — удельное сопротивление, Ом/км; SS —
стандартное сеченне линий, мм2 (в программе предусматривается ввод
не более десяти стандартных сечений и соответствующих им показа-
телей).
Параметры U, СО, ТР, АО задаются в формате 4F10.3; параметр
S—F10.3; параметры ID, КАР, RO, SS — в формате (3F10.3, 14).
Выходная информация: распечатываются исходные данные, эконо-
мически целесообразное сечение ISS, приведенные затраты иа каждое
сечение ZG(J).
Ниже приведена программа расчета экономически целесообразного
сечення,
С	РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКИ ЦЕЛЕСООБРАЗНОГО СЕ-
С	ЧЕНИЯ
DIMENSION ZG(10), ТЕХТ(20)
INTEGER SS(10), DS1, DS2
REAL ID, KZ, КАР, MIN
С	ВВОД ГРУППЫ И ФАМИЛИИ СТУДЕНТА
30 READ (5, 56, END=55) (TEXT(I), 1 = 1,20)
С	ПЕЧАТЬ ГРУППЫ И ФАМИЛИИ СТУДЕНТА
WRITE (6,56) (TEXT (I), I = 1,20)
56	FORMAT (20A4)
С	ВВОД КОЛИЧЕСТВА РАССМАТРИВАЕМЫХ	СЕЧЕНИИ
READ (5, 70) KS
318
Приложения
ООО
Продолжение
70 FORMAT (12)
63 FORMAT(5X, 'РАСЧЕТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ')
61	FORMAT (5Х,'КОЛИЧЕСТВО СЕЧЕНИИ, ПРИНЯТЫХ К
* РАССМОТРЕНИЮ', 12)
С	ВВОД ИСХОДНЫХ ДАННЫХ: НОМИНАЛЬНОГО НА-
ПРЯЖЕНИЯ,
С	СТОИМОСТИ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ,
С	ВРЕМЕНИ МАХ. ПОТЕРЬ,
С	АМОРТИЗАЦИОННЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ,
С	ПЕРЕДАВАЕМОЙ МОЩНОСТИ
READ(5, 4)U, СО, ТР, АО
READ (5,2) S
4	FORMAT (4F 10.3)
WRITE(6, 62)
62 FORMAT(5X, 'ИСХОДНЫЕ ДАШ 1ЫЕ')
WRITE (6,61) KS
2 FORMAT(F10.3)
С	ПЕЧАТЬ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
WRITE (6,21 )S, U, CO, TP, AO
21 FORMAT(5X, 'S=', F10.3, 'U=', F10.3,
*	'CO=', Fl0.3, 'TP=', Fl0.3,
*	'AO=', F10.3)
3 FORMAT(3F10.3, 14)
DO 25 J=l,10
25	ZG(J)=0
DO 10 J = 1,KS
ВВОД ДОПУСТИМОГО ТОКА, КАП. ЗАТРАТ,
УДЕЛЬНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ, СТАНДАРТНОГО
СЕЧЕНИЯ
READ (5, 3)ID, КАР, RO, SS (J)
WRITE (6,50) ID, КАР, RO, SS (J)
50 FORMAT(5X, 'ID=', F8.3, 5X, 'KAP=', F10.3,
* 5X, 'RO=', F8.3, 5X, 'SS(J)=', 14)
PM=1.73*ID*U
PMT=1.73*ID*ID*RO
KZ=S/(2*PM)
PMD= (PMT*KZ*KZ)/1000
RPT=PMD*TP
С	РАСЧЕТ ПРИВЕДЕННЫХ ЗАТРАТ
CP=RPT*CO
CA=KAP*AO
Приложения
319
С
С
о о
П родолжение
10	ZG(J)=0.125*KAP+CP + CA
11 WRITE (6,63)
ПЕЧАТЬ ПРИВЕДЕННЫХ ЗАТРАТ
WRITE(6,52) (ZG(J), J=l, KS)
52	FORMAT(5X, 'ZG (J) =', F8.3)
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНИМУМА ПРИВЕДЕННЫХ ЗАТРАТ
M1N=ZG(1)
DO 6 K=1,KS
IF(MIN.LT.ZG(K))GO TO 6
MIN=ZG(K)
L=K
6 CONTINUE
IF(L.EQ.1)GO TO 15
IF(L.EQ.KS)GO TO 15
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКИ ЦЕЛЕСООБРАЗНОГО
СЕЧЕНИЯ
M=L—1
N=L+1
Z1=ZG(L)—ZG(M)
Z2=ZG(N)-ZG(L)
DS1 =SS(L)—SS(M)
DS2=SS(N)—SS(L)
DEL= (Z2*DS1/(Z1*DS2))—1
WRITE(6, 889)Z1,Z2, DS1.DS2, DEL
889 FORMAT(5X, 'ZI	F8.2, 'Z2=', F8.2, 'DS1 = ', 18, 'DS2 = ,
* I8,/'DEL='.F8 2)
WRITE(6, 789)L
789 FORMAT(5X, 'L=', 18)
SR=(SS(M)+SS(L))/2-(SS(N)-SS(M))/(2*DEL)
ISS = SR
WRITE (6,20)ISS
20 FORMAT(5X, 'ЭКОНОМИЧЕСКИ ЦЕЛЕСООБРАЗНОЕ'/
° 5X,'СЕЧЕНИЕ'/ЗХ, 'ISS=', 18)
GO TO 51
15 WRITE (6,22)SS(L), L
22 FORMAT(5X, 'СТАНДАРТНОЕ ЭКОНОМИЧЕСКИ ЦЕ-'/
* 5X,'ЛЕСООБРАЗНОЕ'/5Х, 'СЕЧЕНИЕ', 5X, 'SS(L)=', И,
* 5X, 'L=', 14)
51 CONTINUE
GO TO 30
55 STOP
END
320
Приложения
Приложение 2. Описание программы CEN — определе-
ние условного центра электрических нагрузок и эллипса
рассеяния
Программа написана на алгоритмическом языке Фортран-4 н пред-
назначена для работы в ОС ЕС ЭВМ. В программе определяются ко-
ординаты условного центра электрических нагрузок (координаты цент-
ра эллипса) и радиусы эллипса рассеяния (см. § 3.6).
Входная информация: фамилия, имя, отчество студента и шифр сту-
денческой группы; N — количество узлов нагрузки; Х(1)—координата
i-ro узла нагрузки, м; Y(I)—координата i-ro узла нагрузки, м; Р(1),
(Q(D или S(I))—расчетная мощность i-ro узла нагрузки; КР — при-
знак мощности: 1—активная, 2 — реактивна, 3 — полная; PK(I, J) —
коэффициент, учитывающий форму графика нагрузки [отиошенне мощ-
ности на i-м участке графика нагрузки к максимальной мощности гра-
фика нагрузки (суточный график разбиваем на 24 интервала)].
Параметры X(I), Y(I) задаются в формате F6.2; параметры N—, КР
в формате I; параметр РК (I, J) — в формате 12F5.3 (готовятся две
перфокарты, каждая нз которых содержит 12 значений РК); параметр
P(I) (Q(I), S(I)) —в формате F8.2.
Выходная информация: распечатываются координаты эллипса рас-
сеяния X и Y; угол ориентации осей эллипса рассеяния А в координа-
тах ф и (в градусах); радиусы (полуоси) эллипса рассеяния RK и
RF.
Ниже приведена программа расчета определения условного центра
электрических нагрузок и эллипса рассеяния.
С	ЦЕНТР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
DIMENSION ТЕХТ(20)
DIMENSION Х(100), Y(100), Р(100),
*	РК(24, 100), ХО(24), YO(24),
*	XS(24), YS(24), РХ(24), PY(24)
400 CONTINUE
220 FORMAT (20A4)
READ(5, 220, END =120) (TEXT(I), 1= 1, 20)
WRITE (6, 220) (TEXT(I), 1=1,20)
READ (5,1)N
READ (5,1)KP
1 FORMAT(I3)
300 FORMAT(5X, 'ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ')
202 FORMAT(5X, 'X(I)=', F6.2. 5X, 'Y(I)=',
* F6.2, 5X, 'S(I)=', F8.2)
90 FORMAT(5X, 'XO(K)=', F6.2, 10X, 'YO(K)=', F6.2)
44 FORMAT(F6 2)
Приложения
321
Продолжение
80 FORMAT (F8.2)
10 FORMAT(12F5.3)
92 FORMAT (///5Х,'КООРДИНАТЫ УСЛОВНОГО ЦЕНТРА')
250 FORMAT(///5X,'КООРДИНАТЫ ЦЕНТРА ЭЛЛИПСА')
* 5Х, 'Х=', F6.2, 5Х, 'Y=', F6.2)
81 FORMAT(I3)
82 FORMAT(I3)
4 FORMAT(5X, 'X(I)=', F6.2. 5X, 'Y(I)=',
* F6.2, 5X, 'P(I)=', F8.2)
55 FORMAT(5X, 'X(I)=', F6.2, 5X, 'Y(I)=',
s F6.2, 5X, 'Q(l)=', F8.2)
110 FORMAT(///5X,'КОЭФФИЦИЕНТЫ ФОРМЫ ГРАФИКА?
* 12(5X, F5.3))
601 FORMAT(5X, 'КОЛИЧЕСТВО УЗЛОВ НАГРУЗОК N=', 13)
302 FORMAT(///5X, 'РАСЧЕТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ')
21 FORMAT (5Х,'РАДИУСЫ ЭЛЛИПСА РАССЕЯНИЯ',
* 5Х, 'RK=', F8.4, 5Х, 'RF=', F8.4, /////)
303 FORMAT (//5Х, 'УГОЛ НАКЛОНА ОСЕЙ ЭЛЛИПСА',
* 5Х, 'А=', F14.12)
IF(N.EQ.IOO) GO ТО 3
К=Ю1—N
DO 2 L=K, ЮО
2 X(L)=0
DO 5 L=K, 100
5	Y(L)=0
С	ВВОД КООРДИНАТ УЗЛОВ НАГРУЗОК
3	READ(5,44) (X(I), 1= 1, N)
50	READ(5,44) (Y(I), 1=1, N)
С	ПЕЧАТЬ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
WRITE (6,300)
WRITE (6, 601) N
С	ВВОД МОЩНОСТЕЙ УЗЛОВ НАГРУЗОК
60 READ(5,80)(P(I),I=l,N)
GO ТО(Ю0,101,150), КР
С	ПЕЧАТЬ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ
100 WRITE(6,4) (X(I), Y(I), P(I), 1= 1, N)
GO ТО 500
101 WRITE(6,55) (X(I), Y(I), Р(I), 1=1, N)
GO ТО 500
150 WRITE(6, 202) (X(I), Y(I), P(I), 1 = 1, N)
500 IF(N.EQ.IOO) GO TO 9
21—847
322
Приложения
и о о о о
Продолжение
DO 12 L=K, ЮО
DO 13 1=1, 12
13 PK(I, L)=0
12 CONTINUE
ND=2*N
ВВОД КОЭФФИЦИЕНТОВ ФОРМЫ ГРАФИКА
НАГРУЗОК
ПО ЗАДАННЫМ СТУПЕНЯМ ГРАФИКА
9 READ(5,10) ((PK(I, J), 1=1,12), T=l, ND)
ПЕЧАТЬ КОЭФФИЦИЕНТОВ ФОРМЫ ГРАФИКА
НАГРУЗОК
WRITE(6,110) ЦРК(1, J), I = 1, 12, J= 1, ND)
С	РАСЧЕТ КООРДИНАТ УСЛОВНОГО ЦЕНТРА ПО СТУ-
G	ПЕНЯМ ГРАФИКА НАГРУЗОК
DO 14 К=1,24
ХР=0
PS=0
DO 7 J=1,ND
PS=PS+P(J)*PK(K, J)
7 XP=X(J)*P(J)*PK(K, J)+XP
XO(K)=XP/PS
YP=0
DO 8 J=1,ND
8 YP=Y(J)*P(J)*PK(K, J)+YP
14 YO(K)=YP/PS
G	ПЕЧАТЬ РАСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ
WRITE (6,92)
WRITE(6, 90) (XO(K), YO(K), K= 1,24)
G	РАСЧЕТ КООРДИНАТ ЦЕНТРА ЭЛЛИПСА
SYO=0
DO 16 J= 1,24
16 SYO=SYO+YO(J)
YOG=SYO/24.
SXO=0
DO 15 J=l,24
15 SXO=SXO+XO(J)
XOG—SXO/24.
WRITE(6 802)
С	ПЕЧАТЬ КООРДИНАТ ЦЕНТРА ЭЛЛИПСА
WRITE(6,250)XOG, YOG
Приложения
823
Продолжение
С	РАСЧЕТ УГЛА ОРИЕНТАЦИИ ОСЕЙ ЭЛЛИПСА
DO 17 J=l,24
17	XS(J) = (XO(J)— XOG)**2
OXS=0
DO 160 J=l,24
160 OXS=XS(J)+OXS
DX=SQRT(OXS/24.)
DO 18 J=l,24
18	YS(J) = (YO(J) — YOG)**2
OYS=0
DO 161 J=l,24
161 OYS=YS(J)+OYS
DY=SQRT(OYS/24.)
DO 19 J=l,24
19	PX(J) = (XO(J)—XOG)
OXP=0
DO 162 J=l,24
162 OPX = PX(J)+OPX
DO 20 J=l,24
20	PY(J) = (YO(J)—YOG)
OPY=0
DO 163 J=l,24
163 OPY=PY(J)-|-OPY
PKK=OPX*OPY/
*	(SQRT(OXS*OYS))
A= (ATAN((2*PKK*DX*DY)/
•	(DX**2—DY**2)))/2
A= 180* A/3.1416
G	ПЕЧАТЬ УГЛА НАКЛОНА ОСЕЙ ЭЛЛИПСА
WRITE (6, 303) А
DXK=SQRT(DX**2*(COS(A)**2-HPKK*
*	DX*DY*SIN(2*А) +DY**2* (SIN(А)**2)))
DYK=SQRT(DX**2*(SIN(A)**2—
*	PKK*DX*DY*(SIN(2*A)) +
*	DY**2*(COS(A)**2)))
С	РАСЧЕТ РАДИУСОВ ЭЛЛИПСА РАССЕЯНИЯ
HK=1/(DXK*1.41)
HF=1/(DYK*1-41)
RK=1.73/HK
RF=1.73/HF
21*
824
П риложения
Продолжение
С	ПЕЧАТЬ РАДИУСОВ ЭЛЛИПСА РАССЕЯНИЯ
WRITE (6, 21) RK, RF
GO ТО 400
120 STOP
END
Приложение 3. Описание программы RZY — расчет
заземляющих устройств
Программа написана на алгоритмическом языке Фортран-4 и пред-
назначена для работы в ОС ЕС ЭВМ. В программе определяется коли-
чество заземлителей в зависимости от способа их расположения на ос-
новании методики, приведенной в § 12.1.
Входная информация: фамилия, имя, отчество студента и шифр
студенческой группы; PS — признак сети (см. текст программы). TZB —
тип расположения вертикального заземлителя: 1 — расположен у по-
верхности земли; 2 — ниже уровня земли; 3 — пластинчатый электрод
у поверхности земли; SRZ — способ расположения заземлителей; 1 —
в ряд; 2 — по контуру; RE — сопротивление естественного заземлите-
ля, Ом; RGB — расчетное сопротивление грунта для вертикальных элек-
тродов; RGG — расчетное сопротивление грунта для горизонтальных
электродов; РКВ—повышающий коэффициент заданной климатической
зоны для горизонтальных электродов; L — длина вертикального элек-
трода; D — диаметр вертикального электрода; Т — глубина заложения
вертикального электрода; PKIB — предварительно принятый коэффици-
ент использования вертикального электрода; LG — длина горизонтально-
го электрода; В — ширина полосы горизонтального электрода; IR — рас-
четный ток через заземляющее устройство, А.
Параметры PS, TZB, SRZ задаются в формате 312; параметр RE —
в формате F 5.2 (если естественный заземлитель отсутствует, то RE =
= 0); параметры RGB, RGG, РКВ, PKG — в формате 214, 2F3.1; пара-
метры L, D (если TZB=1 илн 3) —в формате 2F6.4; L, D, Т (если
TZB=2)—в формате 3F6.4; PKIB — F 5.2; LG, В (заполняется для
любого типа расположения вертикального электрода, так как в алгорит-
ме программы принято допущение, что горизонтальный заземлитель
применяется всегда при выполнении заземляющего контура) — F 6.2,
F 6 4; IR (заполняется, если PS=4,5 нли 6) — F 6.2.
Выходная информация: распечатывается количество вертикальных
электродов, способ их расположения и отношение длины вертикального
электрода к расстоянию между соседними электродами.
Ниже приведена программа расчета заземляющих устройств.
Приложения
325
РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ
DIMENSION ТЕХТ(20)
REAL L, LG
REAL KIB, IR, KIG
INTEGER PS, TZB, SRZ, YKBZ, RGB, RGG
1001 READ(5,777, END= 1000) (TEXT(I), 1 = 1,20)
777 FORMAT (20 A4)
WRITE(6,778) (TEXT(I), 1=1,20)
778 FORMAT (/////20A4)
READ(5,1)PS,TZB, SRZ
1 FORMAT(3I2)
48 FORMAT (2F6.2)
WRITE (6,300) PS,TZB, SRZ
300 FORMAT(5X,'ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ'/
*	5X, 'PS=', 12, 'TZB=', 12, 'SRZ=', 12)
READ (5, 15) RE
WRITE (6,240) RE
240 FORMAT(5X, 'RE = ', F5.2)
READ (5,20) RGB, RGG, PKB, PKG
WRITE(6,201)RGB, RGG, PKB, PKG
201 FORMAT(5X, 'RGB=', 14,
•	'RGG=', 14, 'PKB=',
*	F3.1, 'PKG=', F3.1)
15 FORMAT(F5.2)
20 FORMAT(2I4, 2F3.1)
503 FORMAT(5X, 'ROB = ', F8.3)
502 FORMAT(5X, 'PKIB=', F5.2)
501 FORMAT(5X, 'СОПРОТИВЛЕНИЕ ИСКУССТВЕННОГО'/
*	5X, 'ЗАЗЕМЛИТЕЛЯ75Х, 'RI=', F8.2)
GO TO(130,131, 130), TZB
130 READ (5,30) L, D
T=0.005
30 FORMAT (2F6.4)
IF(TZB.EQ.1)GO TO 132
WRITE (6, 133)L,D
GO TO 136
132 WRITE(6,134)L, D
GO TO 136
133 FORMAT(5X, 'ПЛАСТИНЧАТЫЙ ВЕРТИКАЛЬНЫЙ'/
*	5X, 'ЭЛЕКТРОД75Х, 'A=', F6.4, 'B=', F6.4)
134 FORMAT(5X, 'ВЕРТИКАЛЬНЫЙ ЭЛЕКТРОД У'/
*	5X,'ПОВЕРХНОСТИ ЗЕМЛИ'/5Х,'L=', F6.4, 'D=', F6.4)
326
Приложения
nnnncnnn nnonn
Продолжение
131 READ(5, 31)L, D, T
31 FORMAT (3F6.4)
WRITE (6, 135)L, D, T
GO TO 136
135 FORMAT(5X, 'ВЕРТИКАЛЬНЫЙ ЭЛЕКТРОД НИЖЕ'/
*	5X, 'УРОВНЯ ЗЕМЛИ'/5Х, 'L=', F6.4, 'D=', F6.4, 'Т=Л
*	F6.4)
136 READ (5, 17)PKIB
WRITE (6, 502)PKIB
17 FORMAT (F4.2)
READ (5, 18) LG, В
18 FORMAT (F6.2.F6.4)
WRITE(6, 137)LG, В
137 FORMAT/5X, 'ДЛИНА ГОРИЗОНТАЛЬНОГО'/
*	5X, 'ЗАЗЕМЛИТЕЛЯ',/5Х, 'LG — ', F6,2, 'ШИРИНА ITO-7
*	5Х/ЛОСЫ B=', F6.4)
GO TO(138, 138,138,139, 139, 138), PS
139 READ(5, 14)IR
14 FORMAT(F6.2)
WRITE (6, 140) IR
140 FORMAT (5X, 'ТОК ЧЕРЕЗ ЗАЗЕМЛЕНИЕ НА СТОРОНЕ'/
* 5Х, 'СЕТИ'/Х, 'С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ 1R=',
* F6.2)
ПАРАМЕТР PS ПРИНИМАЕТ ЗНАЧЕНИЯ:
PS=1 — ГЛУХОЗАЗЕМЛЕННАЯ НЕЙТРАЛЬ, U=380 В
PS=2 — ИЗОЛИРОВАННАЯ НЕЙТРАЛЬ, U=380 В
PS=3 — ЭФФЕКТИВНО ЗАЗЕМЛЕННАЯ НЕЙТРАЛЬ,
U ВЫШЕ 1 КВ
PS=4 —ИЗОЛИРОВАННАЯ НЕЙТРАЛЬ НА СТОРОНЕ
ВЫСШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ, ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЕ УСТРОЙ-
СТВО ИСПОЛЬЗУЕТСЯ ОДНОВРЕМЕННО ДЛЯ УСТА-
НОВОК НАПРЯЖЕНИЕМ ДО И ВЫШЕ 1 КВ
PS=5 —ИЗОЛИРОВАННАЯ НЕЙТРАЛЬ, ЗАЗЕМЛЯЮ-
ЩЕЕ УСТРОЙСТВО ИСПОЛЬЗУЕТСЯ только для
УСТАНОВОК НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 КВ
PS=6 —НАПРЯЖЕНИЕ ВЫШЕ 1 КВ, ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЕ
УСТРОЙСТВО ИСПОЛЬЗУЕТСЯ ДЛЯ СЕТЕЙ С ИЗО-
ЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ И ЭФФЕКТИВНО ЗА-
ЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ
PS=7 —ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО ДЛЯ СЕТЕЙ
НАПРЯЖЕНИЕМ ДО И ВЫШЕ 1 КВ С ЭФФЕКТИВНО
ЗАЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ
138 GO ТО (2,3, 4, 5, 6,4,4), PS
Приложения
327
о о
П родолжение
С	ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ НАПРЯЖЕНИЕМ 380 В
С	С ГЛУХОЗАЗЕМЛЕННОИ НЕЙТРАЛЬЮ
2	RZ=4
WRITE (6, 110)
ПО FORMAT/5X,'ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО'/
*	5Х, 'ДЛЯ УСТАНОВОК НАПРЯЖЕНИЕМ 380 В?
*	5Х, 'С ГЛУХОЗАЗЕМЛЕННОИ НЕЙТРАЛЬЮ')
GO ТО 11
С	ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ НАПРЯЖЕНИЕМ 380 В
С	С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ
3	RZ=4
WRITE(6,111)
111 FORMAT(5X, 'ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО'/
*	5Х, 'ДЛЯ УСТАНОВОК НАПРЯЖЕНИЕМ'/
*	5Х, 380 В С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ')
GO ТО И
ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 КВ
С ЭФФЕКТИВНО ЗАЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ
4	RZ=0.5
IF(PS.EQ.7)GO ТО 44
IF(PS.NE.6)GO ТО 41
RZ=250/IR
IF(RZ.L. Е.0.5) GO ТО 42
RZ=0.5
42 WRITE (6,43) RZ
43 FORMAT (5X, 'ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО ИС-'/
* 5X,'ПОЛЬЗУЕТСЯ ОДНОВРЕМЕННО ДЛЯ ЭЛЕКТРО-'/
* 5Х, 'УСТАНОВОК В СЕТЯХ С ЭФФЕКТИВНО ЗАЗЕМ '/
» 5Х, 'ЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ И ИЗОЛИРОВАННОЙ'/
» 5Х, 'НЕЙТРАЛЬЮ, U ВЫШЕ 1 КВ, RZ=', F4.2)
GO ТО 11
41 WRITE(6, 112)
112 FORMAT(5Х,'ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ НАПРЯЖЕНИЕМ'/
* 5Х, 'ВЫШЕ 1 КВ С ЭФФЕКТИВНО ЗАЗЕМЛЕННОЙ'/
* 5Х, 'НЕЙТРАЛЬЮ)
GO ТО И
328	Приложения
	Продолжение
С С с с с 5 804 * *	ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО ИСПОЛЬЗУЕТСЯ ОД- НОВРЕМЕННО ДЛЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК НАПРЯ- ЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 КВ В СЕТЯХ С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ И ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК НАПРЯЖЕНИ- ЕМ 380 В WRITE (6,304) FORMAT (5Х, 'ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО'/ 5Х, 'ИСПОЛЬЗУЕТСЯ ОДНОВРЕМЕННО ДЛЯ'/ 5Х, 'ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ'/
* * *	5Х, '1 КВ'/ 5Х, 'В СЕТЯХ С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕТРАЛЬЮ'/ 5Х, 'И ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК НАПРЯЖЕНИЕМ 380 В') RZ= 125/IR 1F(RZ.LE.4)GO ТО 11 RZ=4 GO ТО 11
с с с 6 701 * » * *	ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО ИСПОЛЬЗУЕТСЯ ТОЛЬКО ДЛЯ УСТАНОВОК НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 КВ В СЕТЯХ С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ WRITE (6, 701) FORMAT (5Х, 'ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО'/ 5Х, 'ИСПОЛЬЗУЕТСЯ ТОЛЬКО'/ 5Х/ДЛЯ УСТАНОВОК НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 КВ'/ 5Х, 'В СЕТЯХ'/ 5Х, 'С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ') RZ=250/IR 1F(RZLE.10)GO ТО 11 RZ=10 GO ТО II
44 45 * * ♦ * * * * 11	WRITE (6,45) FORMAT (5X, 'ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО'/ 5X, 'ИСПОЛЬЗУЕТСЯ'/ 5X, 'ОДНОВРЕМЕННО ДЛЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК'/ 5Х, 'В СЕТЯХ С ЭФФЕКТИВНО ЗАЗЕМЛЕННОЙ'/ 5Х,'НЕЙТРАЛЬЮ'/ 5Х,'НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 КВ И ЭЛЕКТРОУСТА-'/ 5Х, 'НОВОК7 5Х, 'НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 КВ') IF(RE.EQ.O)GO ТО 16 GO ТО (512, 512,513,512,514,513,513), PS GO ТО 514
Приложения
329
Продолжение
612 IF(RE.LE.4)G0 ТО 600
513 IF (RE LE.0.5)GO TO 600
514 RI=RE*RZ/(RE—RZ)
IF(RI.LT.O)GO TO 600
GO TO 114
600 WRITE (6,601)
601 FORMAT (5X, 'ИСКУССТВЕННОЕ'/
*	5X, 'ЗАЗЕМЛЕНИЕ HE ТРЕБУЕТСЯ')
GO TO 1002
114 WRITE (6,124) RE
124 FORMAT(5X, 'R ЕСТЕСТВЕННОГО ЗАЗЕМЛИТЕЛЯ'/
*	5X,'RE=', F5.2)
WRITE (6,501)RI
GO TO 12
16 RI=RZ
WRITE (6,501) RI
WRITE (6, 113)
113 FORMAT (5X, 'ЕСТЕСТВЕННЫЙ ЗАЗЕМЛИТЕЛЬ'/
* 5X, 'ОТСУТСТВУЕТ')
12 RRGB=RGB*PKB
RRGG=RGG*PKG
’ GO TO (22,23), TZB
ROB=0.25*RRGB/ (SQRT (L*B))
GO TO 40
22 ROB = (RRGB/6.25*L) * (ALOG (4*L/D))
GO TO 40
23 ROB= (RRGB/(6.28*L))*(ALOG(2*L/D) +
* 0.5*ALOG((4*T+L)/(4*T—L)))
WRITE (6,503) ROB
40 N=ROB/(PKIB*RI)
631 WRITE (6, 725)
725 FORMAT (5X, 'РАСЧЕТНЫЕ ПАРАМЕТРЫ')
WRITE (6,222) N
222 FORMAT(5X, 'ОРИЕНТИРОВОЧНОЕ КОЛИЧЕСТВО'/
*	5X, ВЕРТИКАЛЬНЫХ'/
*	5X, 'ЭЛЕКТРОДОВ N=', 15)
J=LG/(N*L)
1F(J.LE.3)GO TO 334
510 WRITE (6, 511)
511 FORMAT (5X, 'ОТНОШЕНИЕ РАССТОЯНИЯ'/
*	5X, 'МЕЖДУ ВЕРТИКАЛЬНЫМИ ЭЛЕКТРОДАМИ'/
930
П риложения
	Продолжение
*	5Х, 'К ИХ ДЛИНЕ ПРЕВЫШАЕТ ТАБЛИЧНОЕ ЗНА-7
*	5Х, ЧЕНИЕ.7 5Х, 'ПОЭТОМУ KIG ПРИНИМАЕМ РАВНЫМ 1') КЮ=1 WRITE (6, .333) J GO ТО 79
'333	FORMAT (5Х, 'J=', 15) GO TO 1002
834	IF(J.EQ.O) GO TO 900 GO TO 889
еоо 889 G <? С 90	J=1 GO TO(90, 91), SRZ ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИСПОЛЬЗОВА- НИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОДОВ ПРИ РАСПО- ЛОЖЕНИИ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОДОВ В РЯД GO (ТО 51, 52), J IF(N.LE.10)GO ТО 71 IF(N.LE.50)GO ТО 72 IF(N.LE.65)GO ТО 73
70 60 *	WRITE (6,60) FORMAT (5Х,'ЧИСЛО ЭЛЕКТРОДОВ БОЛЬШЕ'/ 5Х, 'ТАБЛИЧНОГО ЗНАЧЕНИЯ'/
«	5Х,'ПРИНИМАЕМ KIG=0.2') KIG=0.2 GO ТО 79
71	KIG=0,0006666*N*N—0.026*N+1.013 GO TO 79
72 *	KIG=—0 0000005*N**3+0.000232*N*N— 0 02063*N+1.0036 GO TO 79
73	KIG=—0.00133*N+0.5567 GO TO 79
62	IF(N.LE.10)GO TO 61 IF(N.LE.50)GO TO 62 IF(N.LE.63)GO TO 63 GO TO 70
61	KIG=0.0013*N*N—0.0415*N4-1035 GO TO 79
62 •	KIG =—0.000007*N**3+0.00087*N*N— 0.04*N+1.071 GO TO 79
Приложения	331
Продолжение
63 KIG=—0.00113*N+0.4265
GO TO 79
51 IF(N.LE.10)GO TO 53
IF(N.LE.50)GO TO 54
IF(N.LE.65)GO TO 55
GO TO 70
53 K1G=0.00097*N*N—0.0385*N+0.908
GO TO 79
54 KIG=-0.0000063*N**3+0.000798*N*N—
* 0.04018*N +0.9478
GO TO 79
55 KIG=—0.0007* N+0.243
GO TO 79
91 GO TO(161, 162), J
IF<N.LE.10)GO TO 163
IF(N.LE.50)GO TO 64
IF(N.LE.100)GO TO 65
GO TO 70
.	KIG =0.00163*N*N—0.04628*N+0.859
GO TO 79
64 KIG=—0.0000071 *N**3+0.000776*N*N—
* 0.0293'N+0.7826
GO TO 79
65 KIG=0.000007*N*N—0.00181 *N+0.4435
GO TO 79
162 IF(N.LE.10)GO TO 66
IF(N.LE.50)GO TO 67
IF(N.LE.100)GO TO 68
66 KIG=0.00001*N*N—0.0018*N+0.353
GO TO 79
67 KIG=—0.0000066*N**3 +0.000695*N*N—
* 0.02422*N+0.5793
GO TO 79
68	KIG=0.000007*N*N—0.00185*N+0.355
GO TO 79
161 IF(N.LE.10)GO TO 74
IF(N.LE.50)GO TO 75
1F(N.LE.100)GO TO 176
GO TO 70
74	KIG = 0.00167*N*N—0.0417*N + 0.59008
GO TO 79
632
Приложения
Продолжение
75 KIG=—0.0000038*N**3+0.000428*N*N—
* 0.0171*N+0.4728
GO TO 79
176 KIG=0.0000036*N‘N—0.000942*N+0.2481
79 GO TO(76, 77), SRZ
WRITE(6, 78) SRZ
78 FORMAT (5X,'НЕСУЩЕСТВУЮЩИЙ ТИП ГОРИ-'/
* 5X, 'ЗОНТАЛЬНОГО ЭЛЕКТРОДА RSZ=', 12)
GO TO 1002
76 RRG= (RRGG/(6.28*LG)) *ALOG (2*LG*LG/(D*T) )/KIG
GO TO 179
77 RRG=(RRGG/(20*LG))*ALOG(8*LG*LG/(B*T))/KIG
179 YRB=RRG*RI/(RRG—RI)
WRITE (6,444) YRB, RRG
444 FORMAT(5X,'YRB=»', F10.3, 'RRG=', F8.3)
GO TO(81,82), SRZ
81 GO TO(83, 84, 89), J
KIB=1
GO TO 106
83 IF(N.LE.5)GO TO 85
IF(N.LE.20)GO TO 86
GO TO 835
85	KIB=0.011*N*N—0.13*N+0.1071
GO TO 106
86 KIB=----0.00006*N**3+0.002799*N*N—
* 0.0524 75*N+0.89485
GO TO 106
84 IF(N.LE.5)GO TO 87
IF(N.LE.20)GO TO 88
GO TO 835
88	KIB=0.0002*N*N—0.013*N+0 88
GO TO 106
87	KIB=0.005*N*N—0.066*N+1.033
GO TO 106
Приложения
333
Продолжений
89 IF(N.LE.5)G0 ТО 191
IF(N.LE.20)GO ТО 92
WRITE (6,95)
KIB-0.2
GO TO 106
191 KIB=0.0024999*N* N—0.0425*N +1.015
GO TO 106
92 KIB=0.0004*N*N—0.016*N+0.95
GO TO 106
95 FORMAT(5X, 'ЧИСЛО ВЕРТИКАЛЬНЫХ'/
•	5X, 'ЭЛЕКТРОДОВ БОЛЬШЕ ТАБЛИЧНОГО'/
*	• 5Х, 'ЗНАЧЕНИЯ, ПРИНИМАЕМ К1В=0,2')
82 GO ТО(96,97,98), J
96 IF(N.LE.10)GO ТО 93
IF(N.LE.60)GO ТО 94
IF(N.LE.100)GO ТО 99
835 К1В=0.2
WRITE (6, 95)
GO ТО 106
93 KIB=0.003*N*N—0.066*N+0.936
GO ТО 106
94 KIB=—0.0000025*N**3 + 0.000345*N*N—
*	0.0162*N+0.68
GO TO 106
99 KIB=—0.00075*14+0.435
GO TO 106
97 IF(N LE.10)GO TO 100
IF(N LE.60)GO TO 101
IF(N.LE.100)GO TO 102
GO TO 835
100 KIB=0.0022*N*N—0.047*N+0.932
GO TO 106
101 KIB = —0.0000009*N**3+0.000141*N*N+0.757
GO TO 106
334
Приложения
Продолжение
102 KIB=—0.00075*N+0.595
GO ТО 106
98 IF(N.LE.10)GO ТО 103
IF(N.LE60)GO ТО 104
IF(N.LE.100)GO ТО 105
GO ТО 835
103 KIB=0.0025*N*N—0 05*N+l 0098
GO ТО 106
104 KIB=—0.0000019*N* *3+0.000252*N*N—
*	0.01186*N+0.856
GO TO 106
105 KIB=—0.00063*N+0.683
106 YKB=ROB/(KIB*YRB)
IF(YKB.GT.O.AND.YKB.LT.l) GO TO 907
YKBZ=YKB
GO TO 908
907 YKBZ=1
WRITE(6, 805)KIB, KIG
805 FORMAT (5X, 'KIB=', F10 3, 'KIG=', F10.3)
908 WRITE(6, 107)YKBZ
107 FORMAT (5X,'КОЛИЧЕСТВО ВЕРТИКАЛЬНЫХ'/
*	5X, 'ЭЛЕКТРОДОВ N=', 15)
GO TO(115, 116),SRZ
115 WRITE (6,117) J
117 FORMAT(5X, 'ЗАЗЕМЛИТЕЛИ РАСПОЛОЖЕНЫ'/
*	5X, 'В РЯД A/L=', 13)
GO TO 1002
116 WRITE(6, 118) J
118 FORMAT(5X,'ЗАЗЕМЛИТЕЛИ РАСПОЛОЖЕНЫ'/
*	5X, 'ПО КОНТУРУ A/B=', 13)
1002 GO TO 1001
1000 STOP
END
Приложения
335
Приложение 4. Укрупненные технико-экономические
показатели стоимости элементов систем электроснабжения
промышленных предприятий
Таблица П4.1. Технико-экономические характеристики проводов
	А		АС		АСО		АСУ	
S <У	кг/км	s в	кг/км	g = Е s'	, кг/км	В = Е s	, кг/км	а> а Ч X И -S £ S
К к	га	Sc	3	сО	га	оО	га	сО а. -
&* с о	Масс	tg U а	га S	С ф С аа U а	и га S	° я U я	о га S	С ф с s и х
10				36	3,12				.			—	—
16	44	1,98	62	2,06	—	——	—	—
25	68	1,28	92	1,38	—	—	—	
35	95	0,92	150	. 0,85	—	—-		—
50	136	0,64	196	0,65	—	-—.	•—-	
70	191	0,46	275	0,46	—	——	—	
95	257	0,34	386	0,33	—	.—	.—	—
120	322	0,27	492	0,27	—	—	530	0,28
150	407	0,21	617	0,21	559	0,21	673	0,21
185	503	0,17	771	0,17	687	0,17	850	0,17
240	656	0,132	997	0,137	935	0,13	НИ	0,131
300	817	0,106	1257	0,107	1098	0,108	1390	0,106
400	1087	О',08	1660	0,08	1501	0,08	1840	0,079
500	1376	0,063	—	—	1836	0,065		
Примечание. Электрическое сопротивление даио при температуре
+20 °C.
Таблица П4.2. Технико-экономические характеристики одиоцепных
воздушных линий
Провод		Потери мощности, кВт/км	Длительно допустимая токовая нагрузка, А	Длина линий на 1 % по- тери напряжения при полной нагрузке, м	Сбщая стоимость, тыс. руб/км		
Марка	Сечение, мм’				Деревянные опоры	Деревянные опо- ры с железобе- тонными пристав- ками	Железобетонные опоры
6—10 кВ
А	25	84	135	210/340	1,65	1,35	1
	35	96	170	230/380	1,75	1,45	1,12
	50	106	215	260/430	1.8	1.6	1,25
П риложения
336
*—
Продолжение табл. П4.2							
ПРовоД				О Е	Общая стоимость, тыс. руб/км		
				•ч©*			
	1 Ф К	й g &	о «Г Д О >.	_ к ф S ® , ф >, S S £		g V g ф m g	онные 
*1		ъ 3 Е8	О Л К ® t- К Sg	к к h Е? С га 2 « о	я к к и 3	а ч с к К я g ® . S	ф АО О ф 3
к &	Ф ЕГ ф и	Поте • кВт/i	S ° SS Чн	Длин тори Поли	Д-Е Ro	Rcxh ®	5о
А	70	116	265	290/490	2,15	1,83	1,45
	95	130	320	320/540	2,4	2,1	1,75
	120	136	375	360/590	2,65	2,35	2
АС	16	82	105	190/316	1,65	1,38	1,17
	25	85	130	210 348	1,75	1,5	1,25
	35	88	175	230 383	1,85	1,63	1,35
	50	113	210	253/422	1,97	1,75	1,5
	70	125	265	284/472	2,18	1,95	1,7
	95	134	320	315/520	2,45	2,2	1,95
	120	140	375	353/570	2,7	2,45	2,2
				20 кВ			
А	25	84	135	685	1,98	2,31	2,5
	35	96	170	775	2,09	2,43	2,6
	50	106	215	865	2,25	2,58	2,75
	70	116	265	980	2,45	2,8	2,95
	95	130	320	1080	2,72	3,08	3,25
	120	136	375	1190	3	3,35	3,55
	150	146	440	1270	3,31	3,66	3,85
АС	25	85	130	697	2,1	2,4	2,62
	35	88	175	767	2,23	2,5	2,72
	50	113	210	845	2,38	2,68	2,7
	70	125	265	945	2,6	2,9	3,1
	95	134	330	1050	2,87	3,18	3,38
	120	140	380	1170	3,15	3,45	3,67
	150	149	445	1250	3,5	3,8	4
				35 кВ			
А	50	106	215	1510	4,05	—	.—
	70	116	265	1720	4,3	5,9	8,22
	95	130	320	1900	4,65	6,22	8,45
Приложения
337
Продолжение табл. П1.2
Провод		Потерн мощности, кВт/км	Г	/j/iniwitinu динустимйм । токовая нагрузка, А	Длина линий на 1 % по- тери напряжения при Полной нагрузке, м	Общая стоимость, тыс. руб/км		
Марка	Сечение, мм8					Деревянные опоры	Деревянные опо- ры с железобе- тонными При- ст авками	Железобетонные опоры
А	120	136	375		2080	5	6,4	8,73
	150	146	440		2210	5,3	6,8	9,05
	185	152	500		2400	5,82	7,22	9,52
	240	163	590		2580	6,43	7,8	10,05
АС	50	ИЗ	210		1480	4,3			
	70	125	265		1650	4,85	6,1	8,4
	95	134	330		1840	4,85	6,4	8,65
	120	140	380		2050	5,2	6,7	8,9
	150	149	445		2190	5,55	7	9,2
	185	161	510		2340	6	7,4	9,7
	240	176	610		2560	6,65	8	10,25
Примечание.
В
числителе для линий 6
кВ; в знаменателе—10 кВ.
Таблица П4.3. Технико-экономические характеристики двухцепных
линий
Провод		Потери мощности иа од- ну цепь, кВт/км	Длительно допустимая нагрузка иа одну цепь, А	Длина линий иа 1 % по- тери напряжения при полной нагрузке, м		Общая стоимость,			тыс. руб/кы	
Марка	Сечение, мм’				Стальные двух- цепиые с одно-	временной под- веской двух це- пей	Стальные двух- цепные с подве- ской одной цепи	Железобетонные двухцепиые с од- новременной под- веской двух це- пей		Железобетонные двухцепные с подвеской одной цепи
35 кВ
	70	116	265	1720	12,2	10,25	10,5	8,6
А	95	123	320	1900	12,75	10,8	11,05	9,1
	120	130	375	2080	13,25	11,38	П,6	9,65
	150	146	440	2210	14,05	12,05	12,3	10,3
	185	152	500	2400	14,85	12,8	13	11,05
	240	163	590	2580	16,2	14	14,2	12,2
22—847
338
Приложения
Продолжение табл. П4.3								
Провод		О	5£	О Е	Общая стоимость, тыс. руб/км			
		га я		-с К Е S				
		а о<_ к Н	1 опуст одну	м «X Ф 2 а я х го		ьные двух- ые с пол- ой одной це-	о	। 3 о о 0)	2 ЙЗ з 2
Св	i си й X	о а s . •н Л О. qj	гельно } узка на	И к Я X Р-Е t С Голо	д и К Ф ХгД		ф “ К И С О Р Ф го ф	ф sS’S ю g о О к X ОТ Ф о ф а ф
р. со £	ф CJ	н о С и	Дли’ иагр А	Дли1 терн Поли	5 и й х <3 Е ф у «И иак ис	5 » х « Е Q баис	ч * ах ф >. и с *3 KZ К О Ф Ф Ft Ч Я И Е	ч X И X ф Mt X В С Ф Ft»4 С ЕГ
АС	70	125	265	1650	12,4	10,45	10,7	8,8
	95	134	330	1840	13	11	п,з	9,3
	120	140	380	2050	13,6	11,55	11,85	9,85
	150	149	445	2190	14,3	12,2	12,5	10,5
	185	161	510	2340	15,1	13	13,25	11,25
	240	176	610	2560	16,4	14,2	14,4	12,4
					ПО кВ			
А	70	116	265	5350	15,85	13,6	13,3	10,8
	95	130	320	5940	16,45	14,15	13,8	11,35
	120	136	375	6500	17	14,8	14,4	11,85
	150	146	440	6900	17,65	15,45	15	12,5
	185	152	500	7500	18,45	16,25	15,8	13,25
	240	163	590	8100	19,7	17,5	17	14,45
	300	184	690	8800	21,1	18,8	18,2	15,7
АС	70	125	265	5170	16,05	13,8	13,5	11
	95	134	330	5750	16,6	14,35	13,95	11,55
	120	140	380	6400	17,15	14,9	14,55	12,1
	150	149	445	6850	17,85	15,6	15,2	12,75
	185	161	510	7300	18,65	16,45	15,95	13,55
	240	176	610	7960	19,9	17,65	17,2	14,65
	300	184	690	8700	21,3	19	18,4	15,9
Таблица		П4.4.	Технико-экономические			характеристики одиоцепных		
				воздушных линий				
Провод		Потери мощности, кВт/км		длительно допусти- мая токовая нагруз- ка, А	Длина линий иа 1 % потери напряжения при полной нагрузке, м 		Общая стоимость, тыс. руб/км				
Марка	Сечение, мм3					Деревянные од-	иоцепиые двух- стоечные опоры	Железобетонные	одноцепные опо- ры	Стальные одно- цепные опоры
А	70 95	116 130	265 320		ПО кВ 5350 5940	6,28		7*3		10,4 10,65
П риложения
339
Продолжение табл. П4.4
Провод			потерн мощности, КВт/Км	Длительно допусти- мая токовая нагруз- ка, А	Длина линий на 1 % потери напряжения при полной нагруз- ке, м	Общая стоимость, тыс. руб/км		
Марка	Сечение, мм1					Деревянные од- ноцепные двух- ст оечиые опоры	Железобетонные одноцепные опо- ры	Стальные одно- цепные опоры
А	120	133		375	6500	6,5	8,1	11
	150	146		440	6900	6,9	8,4	11,3
	185	152		500	7500	7,28	8,8	11,7
	240		163	590	8100	7,9	9,93	12,4
АС	70		125	265	-.5170	6,2	7,7	10,6
	95	134		330	5750	6,5	8	10,9
	120	140		380	6400	6,75	8,35	Н,1
	150	149		445	6850	7,1	8,6	Н,5
	185	161		510	7300	7,5	9	Н.9
АСО	240		176	610	7960	8,1	9,6	12,6
	300		184	690	8700	—	10,3	13,25
					220 кВ			
АСО	240	200		605	16 700	10,7	12,4	16,4
	300		220	690	18 200	11,5	13,2	17,2
	400	250		825	20 600	12,8	14,5	18,6
	500	280		945	23 100	14,1	15,8	19,8
АС	240	210		610	17 500	10,9	12,6	13,6
	300	220		690	18 200	11,7	13,4	17,4
	400	250		835	20 600	13	14,7	18,8
	500		—	—	—	14,3	16	20
АСУ	240	210		610	17 500	11,12	12,9	16,9
	300	228		705	18 900	12	13,7	17,7
	400	297		850	24 500	13,3	15	19,1
	500		—	—	—	14,6	16,3	20,3
22*
340
Приложения
Таблица П4.5. Технико-экономические характеристики двухцепных
воздушных линий 220 кВ
Провод		Потери	Длитель- но допу-	Длина линий на 1 % лоте-	Общая стоимость, тыс. руб/км	
		мощности на одну	стимая то- ковая иа-	ри напряже- ния при пол-	Стальные	Стальные
м	S	цепь, кВт/км	грузка на	ной нагрузке.	двухцепвые с	Двухцепные с
	Й Ф а		одну цепь, А	м	одновремен- ной подвеской	подвеской одной цепи
£	о а				двух цепей	
АСО	240	200	605	16 700	27,15	22,25
	300	220	690	18 200	28,76	23,6
	400	250	825	20 600	31,55	26,3
	500	280	945	23100	34,15	28,8
АС	240	210	610	17 500	27,5	22,45
	300	220	690	18 200	29,1	24
	400	250	835	20 600	31,7	26,5
	500	—	—	—	34,35	29
АСУ	240	210	610	17 500	27,8	22,75
	300	228	705	18 900	29,9	24,35
	400	297	850	24 500	32	26,75
	500	—	—	—	34,65	29,3
Таблица П4.6. Технико-экономические характеристики воздушных
линий напряжением до 1 кВ
Марка прово- да и сечение, мм’	Количество провода иа опоре	Стоимость опоры, тыс. руб/км			
		железобетон- ной	деревянной с же л езобетониыми приставками	деревянной с де- ревянными приставками	деревянной с цельными стойками
А16	2	2,46	1,91	1,64	1,82
	3	2,55	2	1,73	1,93
	4	2,64	2,09	1,82	2
	5	2,73	2,18	1,91	2,09
А25	3	—	2,06	1,79	1,9
	4	2,73	2,18	1.91	2,04
	5	2,82	2,28	2	2,18
А35	4	2,91	2,39	2,09	2,22
	5	3	2,46	2,18	2,36
А50	4	3,1	2,55	2,28	2,41
	5	3,37	2,82	2,55	2,63
Приложения
341
Таблица П4.7. Технико-экономические характеристики кабелей
трехфазных с алюминиевыми жилами без стоимости траншей
н конструкций
Стоимость 1 км линии, тыо. руб.
Вид прокладки и марка кабеля
Трехжильные
До1	2.5 4	31 42	22 29	46 53	6 7	0,02 0,03	1,12 1.19	-	—	1,08 1.1	—	—	1,08 1.11
	6	55	35	60	8	0,05	1,22	0,98	—•	1,15	1,05			1.17
	10	75	46	67	9	0,08	1,32	1,02	—	1,24	1.11	—	1,25
	16	90	60	71	12	0,13	1.45	1,13		1,34	1,21	—	1.4
	25	125	80	75	14	0,2	1,65	1,27		1,53	1,34	—	1.6
	35	145	95	76	17	0,28	1,87	1,44		1,76	1,49	—.	1,85
	50	180	120	77	20	0,4	2,18	1.7	—	2,1	1.7	—	2,21
	70	220	155	83	22	0,56	2,63	2	——	2,52	2,01			2,67
	95	260	190	83	26	0 76	3,17	2,43	—	3,07	2,48	—-	3,29
	120	300	220	90	28	0,96	3,7	2,8	——	3,6	2,72	—	3.83
	150	335	255	90	31	1.2	4,37	3,3		4,25	3,17	—•	4,58
	185	380	290	91	34	1,48	5,15	3,77		4,99	3,69	—	5.49
	240	440	330	95	38	1,92	6,35	4,75	—	6,18	4£	—	6,75
						Четырехжнльные							
До1	4	38	27	53	7	0,01	1,19				1,26			1,36
	6	46	35	60	8	0,06	1.23	1,07		1,3	1,07		1,4
	10	65	45	67	9	0,09	1,35	1,15	——	1.41	1.13		1,5
	16	90	60	60	12	0,15	1.5	1,25		1,56	1,25	—	1,67
	25	115	75	75	14	0,24	1,75	1,43		1.77	1.42	——	1.9
	35	135	95	72	17	0,33	2	1.62	——	2,05	1,6	——	2.18
	50	165	ПО	77	20	0,47	2.41	1,9	—	2,42	1,86	—	.2.57
	70	200	140	83	22	0,65	2,95	2,28		2,93	2,22	—	3,11
	95	240	165	85	26	0,9	3,65	2,78		3,56	2,69	—	3,76
	120	270	200	90	28	1.1	4,33			4,21		—	4,41
	150	305	230	88	31	1,4	5,14		—	4,98	—	—	5,25
	185	345	260	91	34	1,67	6.1	—	—	5,92	—	—	6.2
						Трехжнльиые							
6	10	60	42	40	185	0,08	1,81	1,48	1,32	2,08	1,62	1,48	2.33
	16	80	50	45	220	0,13	1,93	1,55	1,4	2,19	1,7	1,54	2,46
	25	105	70	50	250	0,2	2,12	1,68	1.5	2,37	1,81	1,66	2,67
342
Приложения
Продолжение табл. П4.7
Рабочее напряжение, кВ	Сечение жилы, мм2	Длитель- но допу- стимая то- ковая на- грузка, А		Потерн мощности в одном кабе- ле при полной нагрузке, кВт/км	Длина кабеля на 1 % потерн напряжения, м	Масса алюминия, т/км	Стоимость 1 км ЛИНИИ, ГЫС. руб.							
							Вид прокладки и марка кабеля							
							в траншее			на конструкциях				в бло- kj
		прн прокладке в траншее	при прокладке в конструкциях											
							АСБ, АОСБ (20, 35 кВ)	ААБ. АОАБ ! (20. 35 кВ)	£ а < <	АСБГ, аосбг (20, 35 кВ)	ААБГ, АОАБ Г (20, 35 кВ)	£ S < <		АСГТ
6	35	125	85	51	310	0,28	2,35	1.8	1,64	2,56	1.96	1,77		2,88
	50	155	НО	54	360	0,4	2,65	2.06	1,83	2,83	2,18	1,98		3,17
	70	190	135	59	410	0,56	3,08	2.33	2,10	3.21	2,44	2,22		3,64
	95	225	165	61	470	0,76	3.6	2.69	2,4	3,7	2,79	2.55		4,21
	120 150	260 300	1У0 225	64 67	510 560	0,96 1,2	4,11 4,75	3.06 3.48	2,72 3.11	4,18 4,74	3,12 3.5	2,84 3,2		4,72 5,41
	185	340	250	69	600	1,48	5,48	4	3,56	5.6	4	3,68		6,17
	240	390	290	70	680	1,92	6.56	4.75	4,28	6,43	4,76	4.35		7,4
10	16	75	46	39	400	0,13	2,36	1.76	1.61	2.44	1,75	1.1	3	2,95
	25	90	65	40	510	0,2	2,54	1.91	1,76	2,62	1,89	1.1	»	3,16
	35	115	80	42	560	0,28	2,77	2.08	1,88	2,84	2.07	2,02		3,39
	50	140	105	44	660	0.4	3,07	2,29	2,11	3,17	2,3	2,21		3,77
	70	165	130	44	780	0,56	3,49	2,6	2,38	3,59	2,61	2,49		4,24
	95	205	155	50	860	0,76	4,01	2,99	2,76	4,01	З.СЗ	2,84		4,82
	120	240	185	54	930	0,96	4,56	3.37	3,08	4.65	3 41	3.2		5.39
	150	275	210	56	1010	1,2	5,21	3.83	3,5	5.28	3,89	3,62		6.08
	185	310	235	57	1100	1,48	5.9	4,37	4.01	6,03	4,45	4.		6,94
	240	355	270	58	1250	1,92	7,09	5.2	4.8	7.22	5,26	4,82		8.2
20	25	85	65	31	1080	0.2	7,06	5.33		6.54	5,21			
	35	105	75	34	1270	0.28	7.3	5.7	—	6.71	5,36			
	50	125	90	36	1420	0.4	7,65	6,25	——	7,17	5,6			
	70	155	115	37	1680	0.56	8J5	6.98		7.63	5,9			—
	95	185	140	39	1900	0,76	8,74	7,9		8,23	6,29			
	120	210	160	40	2120	0.96	9,33	8,8	—	8,79	6,65			
	150	240	175	41	2320	1,2	10,04	9,87	—	9,52	7,11	—.		
	185	275	205	42	2540	1.48	10,85	11,18	—	10.34	7,63	—		—
35	70	150	110	35	3020	0,56	14,7	13,5		14,35	11,6			
	95	180	140	37	3420	0,76	15,1	14,75	—~	14,7	12,45	—и		
	120	210	160	37	3900	0.96	15,5	16	—	15	13,3			
	150	240	175	37	4230	1.2	16	17.5		15,4	14,3			
Приложения
343
Таблица П4.8. Технико-экономические характеристики кабелей
трехфаэных с алюминиевыми жилами и пластмассовой изоляцией
без стоимости траншей и конструкций
Рабочее напряже- ние, кВ	Сечение жилы, мм2	Длительно Допустимая токовая на- грузка, А	Масса алю- миния, т/км	Стоимость 1 км ЛИНИН, тыс. руб.	
				Вид прокладки и марка кабелей	
				АП ВБ, АЛОВЕ (10, 20, 35 кВ)	АПВГ, АПОВБГ (10, 20, 35 кВ)
Трехжильные
До 1	2,5	29	19	0,02	0,99	0,75
	4	38	27	0,03	1,02	0,78
	6	46	32	0,05	1,06	0,8
	10	70	42	0,08	1,17	0,84
	16	90	60	0,13	1,27	0,91
	25	115	75	0,2	1,43	1,03
	35	140	90	0,28	1,65	1,14
	50	175	110	0,4	1,97	1,31
	70	210	140	0,56	2,34	1,59
	95	255	170	0,76	2,83	1,89
	120	295	200	0,96	3,38	2,18
	150	335	235	1,2	4	2,53
	185	385	270	1,48	4,71	2,97
			Четы,	)ехжильиые		
	2,5	29	19	0,04	1,18	0,79
	4	38	27	0,04	1,22	0,81
	6	46	32	0,06	1,26	0,84
	10	70	42	0,09	1,33	0,9
	16	90	60	0,15	1,46	1,01
	25	115	75	0,24	1,65	1,14
	35	140	90	0,33	1,86	1,29
	50	175	НО	0,47	2,14	1,5
	70	210	140	0,65	2,55	1,82
	95	255	170	0,9	3,04	2,2
	120	295	200	1,1	3,54	2,59
	150	335	235	1,4	4,14	3,05
			Трехжильиые			
6	10	60	42	0,08	1,94	1,5
	16	80	50	0,13	2,1	1,62
244
П риложения
Продолжение табл. П4.8
Стоимость 1 км ливни,
тыс. руб.
Рабочее
напряже-
ние, кВ
Сечение
жилы, мм2
Длительно
Допустимая
токовая на-
грузка. А
Масса алю-
миния, т/км
Вид прокладки н марка
кабелей
АПВБ,
АЛОВЕ
(10. 20. 35 кВ)
АПВГ,
АПОВБГ
(10, 20. 35 кВ)
6	25	105	70	0,2	2,28	1,75
	35	125	85	0,28	2,53	1,93
	50	155	ПО	0,4	2,87	2,17
	70	190	135	0,66	3,4	2,50
	95	225	165	0,76	3,97	2,93
	120	260	190	0,96	4,55	3,35
	150	300	225	1,2	5,3	3,88
10	16	75	46	0,13	4,16	3,7
	25	90	65	0,2	4,4	3,96
	35	115	80	0,28	4,73	4,23
	50	140	105	0,4	5,17	4,65
	70	165	130	0,56	5,7	5,21
	95	205	155	0,76	6,42	5,94
	120	240	185	0,96	7,28	6,61
	150	275	210	1,2	8,2	7,48
20	50	125	90	0,4	7,56	7,18
	70	155	115	0,56	8,08	7,69
	95	185	140	0,76	8,69	8,3
	120	210	160	0,96	9,3	8,91
	150	240	175	1,2	10,2	9,63
35	70	150	110	0,56	12,2	11,6
	95	180	140	0,76	12,92	12,27
	120	210	160	0,96	13,53	12,88
Таблица П4.9. Технико-экономические характеристики кабелей
трехфазных с медиыми жилами без стоимости траншей и конструкций
Рабочее напряжение, кВ	Сеченне жилы, мм2	Длительно допу- стимая токовая нагрузка. А. при прокладке		Потери в одном ка- беле при полной на- грузке, кВт/км	Длина кабеля на 1 % потери напряжения, м	Масса меди, т/км	СТрОИМоСТЬ 1 км ли- нии, тыс. руб., при прокладке кабелей		
		в траншее	на конст- рукциях				в траншее	на конст- рукциях	в блоках
Д01| I’5 |
40 I
55 I
28
37
Трехжильиые
I 44 I 8
I 52 I 9
I 0,07 I 1,02 I 1,03 I 0,94.
I 0,1 | 1,07 I 1,12 | 0,98
Приложения
345
Продолжение табл. П4.9
CJ S	«4	Длительно допу-		ГС «			Строимость 1		Км Ли-
X CJ	I	стимая токовая			S ГС «		НИН,	тыс. руб.. При	
		нагрузка, А. при		sis	я Ф		прокладке кабелей		
с	•С	прокладке		5 с а	К 5 й о,				
Рабочее на кВ	Сечение ж]	в траншее	на конст- рукциях	Потерн в с беле при п грузке, кВ’	Длина каб* потери нэп м	Масса мед.	в траншее	на конст- рукциях	в блоках
До 1	6	70	45	56	11	0,16	1,19	1,21	1,13
	10	95	60	62	13	0,26	1,38	1,39	1,3
	16	120	80	65	17	0,42	1,59	1,65	1,57
	25	160	105	71	19	0,66	1,96	2	1,95
	35	190	125	72	23	0,92	2,47	2,43	2,4
	50	235	155	80	26	1,38	3	3,04	3,08
6	10	80	55	41	310	0,26	2,31	2,26	2,85
	16	105	65	46	370	0,42	2,55	2,48	3,1
	25	135	90	47	445	0,66	2,93	2,8	3,47
	35	180	НО	49	524	0,92	3,36	3,16	3,76
	50	200	145	52	600	1,38	3,95	3,77	4,5
	70	245	175	59	690	1,65	4,76	4,46	5,42
	95	295	215	61	790	2,50	5,74	5,37	6,32
	120	340	250	64	865	3,16	6,7	6,42	7,4
	150	390	290	66	935	3,95	7,9	7,4	8,63
	185	440	325	70	1020	4,88	9,3	8,7	10,07
	240	510	375	72	1150	6,33	11,45	10,75	12,35
10	16	95	60	38	535	0,42	2,92	2,75	3,12
	25	120	85	39	650	0,66	3,39	3,1	3,5
	35	150	105	43	730	0,92	3,7	3,46	3,97
	50	180	135	44	860	1,38	4,35	4,05	4,62
	70	285	200	85	31	1,65	3,81	3,84	3,97
	95	340	245	86	35	2,5	4,87	4,88	5,1
	120	390	285	87	38	3,16	5,9	5,93	6,21
	150	435	330	90	43	3,96	7,16	7,18	7,53
	185	490	375	92	47	4,88	8,5	8,62	9,27
	240	570	430	94	53	6,33	10,86	10,9	11,75
Четырехжильные
До 1
50
60
35	52
45	56
9	0,13	1,21	1,14 1,19
11	0,19	1,32	1,23 1,29
4
6
346
П риложения
Продолжение табл. П4.9
Рабочее напряжение, кВ’	Сечение жилы, мм3	Длительно допу- стимая токовая нагрузка, А. при прокладке		Потерн в одном ка- беле при полной на- грузке, кВт/км	Длина кабеля на 1 % потери напряжения, м	Масса меди, т/км	Стоимость 1 КМ ли- нии, тыс. руб., при прокладке кабелей		
		в траншее ।		на конст- рукциях				в траншее	на конст- рукциях	в блоках
До 1	10	85	60	62	13	0,31	1,5	1,44	1,5
	16	115	80	65	17	0,5	I,8	1,75	1,79
	25	150	100	71	19	0,8	2,22	2,17	2,14
	35	175	120	72	23	1,06	2,71	2,63	2,73
	50	215	145	80	26	1,54	3,39	3,32	3,48
	70	265	185	85	31	2,15	4,33	4,27	4,49
	95	310	215	86	35	1,94	5,52	5,46	5,76
	120	350	260	90	38	3,60	6,71	6,65	7,02
	150	395	300	87	43	4,57	8,16	8,08	8,55
10	70	215	165	45	1010	1,65	5,2	4,84	5,50
	95	265	200	49	1120	2,5	6,27	5,7	6,63
	120	310	240	53	1210	3,16	7,31	6,75	7,75
	150	355	270	54	1320	3,96	8,6	7,9	9,1
	185	400	305	58	1440	4,88	10,08	9,26	10,56
	240	460	350	60	1570	6,33	12,38	11,35	13,1
20	25	НО	85	30	1420	0,66	7,42	6,75	
	35	135	100	33	1620	0,92	7,88	7,2		
	50	165	120	36	1890	1,38	8,53	7,8	—
	70	200	150	38	2180	1,65	9,4	8,14		
	95	240	180	39	2460	2,5	10,45	9,68	—
	120	275	205	40	2720	3,16	11,47	10,7	—
	150	315	230	41	2960	3,96	12,75	12,02	—.
	185	355	265	44	3250	4,88	14,23	13,45	—
35	70	195	145	36	3920	1,65	16,8	15,95	
	95	235	180	37	4400	2,5	'17,2	16,3		
	120	270	205	39	4840	3,16	17,7	16,6	—
	150	310	230	40	5270	3,96	18,2	17	—
П риложения
347
Таблица П4.10. Технико-экономические характеристики кабелей
трехфазных, маслонаполненных, среднего и высокого давления
Рабочее напряжение» кВ	Марка кабеля и способ прокладки	Сечение жилы, мм2	Длительно допустимая токовая нагрузка, А	Стоимость 1 км линии, тыс. руб.
по	МСС4	150	380	67,7
	в траншее	185	415	68,9
		240	475	73,1
		300	530	78,4
		400	605	84,8
	мсск	150	350	82,7
	в гран шее	185	390	84,8
		240	450	87
		300	500	95,4
		400	565	105
	МСАВ	150	415	75,3
	в траншее	185	455	77,4
		240	515	81,6
		300	650	82,7
220	мвдт	400	495	—
	в траншее	500	535	540 на две
				цепи
	мсск	400	495	350
	в траншее	500	555	590 на две
				цепи
Таблица П4.11. Строительные работы по прокладке кабелей в
траншеях на 1 км
Количество кабелей	Стоимость, тыс. руб., в грунте					
	с учетом переходов			без учета переходов		
	I кате- гории	II кате- гории	III кате- гории	I кате- гории	II кате- гории	III кате- гории
1	1,12	1,27	1,42	0,39	0,44	0,53
2	1,58	1,78	1,97	0,48	0,54	0,62
3	2,06	2,31	2,57	0,59	0,64	0,66
4	2,54	2,86	3,14	0,72	0,79	0,9
5	3,05	3,42	3,76	0,87	0,94	1,08
6	3,53	3,98	4,37	0,99	1,08	1,24
7	4,12	4,65	5,08	1,22	1,32	1,50
8	4,72	5,28	5,75	1,45	1,55	1,74
9	5,36	5,95	6,47	1,69	1,79	2
10	5,91	6,63	7,2	1,92	2,04	2,27
Примечание. В стоимость траншей включена стоимость рытья и засып,
кн траншей механизированным способом.
348
Приложения
Таблица П4.12. Строительные работы по прокладке кабелей на
конструкциях и в блоках на 1 км
Вид прокладки	Стоимость, тыс. руб.		
	Число отверстий или сечения, мм	Сухой грунт	Мокрый грунт
Блоки с учетом колодцев	2	17,5	—
	4	20,6	—
	6	23,5	—
	8	26,4	—
	10	29,3	—
Каналы по территории, вклю- чая переходы: заглубленные	900 X600	40,12	51,72
	600 X600	32,19	41,32
	600 x450	28,13	36,35
заглубленные усиленные	900 X600	47,8	59,4
	600X600	38,2	47,58
	600 X450	33,4	41,47
	900 X600	39	50,57
полузаглубленные	600 x600	31,32	40,57
	600 X 450	27,33	35,44
Туннели: проходные	2000 X 2200	74	87,5
полупроходные	1500 X600	120	144
Эстакады: одноцепная (силовых ка-		94,5	144
белей 18—42 шт.) галерейная (силовых ка-			142,5	225
' белей 54—126 шт.) Совмещенная прокладка кабе-	—	30	—
лей с технологическими тру- бопроводами			
П риложения
349
Таблица П4.13. Технико-экономические показатели комплектных
трансформаторных подстанций (КТП) 6—35/0,4 кВ
Напряже- ние, кВ	Количест- во и мощ- ность трансфор- маторов. кВ-А	Тип и tоличество шкафов	Площадь за-	стройки, м2	Объем под- станции, м3		Стоимость, тыс						руб.		
						оборудо- вания			я: р с с * 2 S		в том чис- ле зар- плата		строи- тельной части		
Армэлектрозавод имени В. И. Ленина
6—10/0,4	1X250	КНР-4	34	130	1,27	0,34	0,03	2,90	4,51
	1X400	КНР-3	34	130	1,61	0,36	0,03	2,90	4,87
	2X400	2КРН-3; КРН-5; КРН-6	52	210	4,31	0,6	0,04	4,35	9,26
	1X630	КРН-2; КРН-6	34	135	3,07	0,48	0,04	2,90	6,45
	2X630	2КРН-2; КРН-6; КРН-8	62	250	6,73	0,91	0,09	4,80	12,44
Чирчикскнй трансформаторный завод
10/0,4	1X630	ЩН-8; 2ШН-2	62	330	7,08	0,44	0,07	5,37	12,89
	2X630	4ШН-2; 2ШН-8; 2ШН-10	120	670	17,15	0,95	0,13	8,56	26,66
	1ХЮ00	ШН-8; 2ШН-2	62	330	8,4	0,52	0,07	5,51	14,43
	2X1000	4ШН-2; 2ШН-8; 2ШН-10	120	670	18,79	1.П	0,13	8,85	28,75
	1 X1600	ШНВ-12; 2ШНЛ-2	—-	—	25,04	0,52	—	5,51	31,07
	2X1600	2Ц1НВ-12; 2ШНЛ-10; ШНС-2	-—	—	55,64	1,П	”		8,85	65,6
Хмельницкий завод трансформаторных подстанций имени 50-летия СССР
6-10/0,4	1X400	КБ-1	35	150	1,82	0,46	0,03	2,76	5,04
	2x400	КБ-2; КБ-3; КБ-4	70	285	4,82	0,82	0,07	5,2	10,84
	1X630	КН-2; КН-4	52	280	7,63	0,73	0,07	4,78	13,14
350
Приложения
Продолжение табл. П4.13
Напряже- ние, кВ	Количест- во и МОЩ- НОСТЬ трансфор- маторов» кВ-А	Тип н количество шкафов	Площадь за- стройки, м2	Объем под- станции, м3	Стоимость» тыс. руб.				
					оборудо- вания	монтаж- ных ра- бот	в том чис- ле зар- плата	X д д О з н O-t; О Н ф « о Н ГГ	полная
6—10/0,4	2x630	2КН-2; КН-3; ЗКН-4	100	530	15,94	1,43	0,11	8,1	25,47
	1ХЮ00	2КН-4; КН-2	62	330	8,9	0,81	0,07	5,8	15,5
	2X1000	2КН-2; 2КН-3; 4КН-4	100	590	20,15	1,56	0,11	9	30,65
Отдельно стоящие ТП
10/0,4	1X100				60	1,16	0,43	0,12	2,1	3,72
	2X100			—	120	3,88	0,98	0,27	3,9	8,72
	1X160		—	60	1,58	0,47	0,13	2,13	4,18
	2X160	—	—	120	4.3	1,03	0,28	3,9	9,26
	1X250	—	—	60	1,61	0,47	0,13	2,13	4,21
	2X250	—	—	120	4,75	1,04	0,29	3,9	9,67
	1X400	—			60	1,86	0,48	0,13	2,13	4,47
	2x400	—			120	5,2	1,07	0,29	3,9	10,1
	1X630		—	90	2,6	0,62	0,18	2,87	6,1
	2X630	—	—	190	6,9	1,3	0,35	5,1	13,27
		Передвижные			ктп				
6—10/0,4	1ХЮ0					1,66	0,34	0,12		1,99
	1X160	—	—	—	1,84	0,34	0,12	—	2,18
	1X250	—	—	—	3,1	0,55	0,12	—	3,65
		Мачтовые		киоски					
6—10/0,4	1X100	—					0,64	0,49	0,15	0,39	1,52
	1X160	—	—			0,76	0,49	0,15	0,39	1,64
	1X250	—	—			0,94	0,6	0,15	0,46	2
	1X100	—	—	—	1,29	0,59			0,48	2,36
	1X160	—	—	—	1,42	0,63	—	0,48	2,53
	1X100	—	—	—	1,46	0,59	—	0,89	2,94
	1X160	—	—	—	1,63	0,63	—	0,89	3,16
Приложения
351
Таблица П4.14. Технико-экономические показатели комплектных
трансформаторных подстанций 35—110/6—20 кВ
Напряже-	Количество и мощность		D U д	1ДЬ За- H. м2	Стоимость» тыс. руб.				
					6	аж- работ			
ние, кВ	трансформа-		5 CJ Т Д % < К				Q.	строи- тельно! части	к ГС
	торон	1		ПЛО! С тро	обор вами	и X 2 s S д	§ я " н <и Е йЧЁ		д о с
Без РПН
35/6—10	1X1000	4	170	21,98	1,98	0,5	3,19	27,14
	1X1600	4	170	23	2,04	0,52	3,19	28,23
	1X2500	4	170	24,36	2,07	0,53	3,19	29,6
	1X4000	4	170	26,5	2,37	0,63	3,19	32,05
	1X6300	4	200	28,88	2,51	0,66	3,77	35,16
	1X10 000	4	200	36,26	2,89	0,73	3,77	42,92
	1X16 000	4	200	42,83	3	0,76	3,77	49,6
	2X1000	8	280	40,27	3,96	1	5,22	49,46
	2X1600	8	280	42,38	4,08	1,03	5,22	51,62
	2X2500	8	280	44,99	4,13	1,05	5,22	54,34
	2X4000	8	280	49,28	4,74	1,26	5,22	59,24
	2 X6300	8	400	59,08	5,03	1,33	7,54	71,65
	2X10 000	8	400	68,78	5,77	1,47	7,54	82,09
	2X16 000	8	400	81,91	6,02	1,48	7,54	95,47
			С	РПН				
35/6—10	1X10 000	4	200	43,23	3,12	0,75	3,77	50,12
	1 X16 000	4	200	45,22	3,38	0,8	3,77	52,37
	2X10 000	8	400	82,73	6,1	1,51	7,54	96,01
	2X16 000	8	400	86,7	6,62	1,64	7,54	100,86
110/6—10	1X10 000	4	550	52,3	4,4	1,06	10,29	67
	1X16 000	4	550	53,3	4,84	1,13	10,29	73,44
	2X10 000	8	1300	102,07	8,81	2,24	24,5	135,39
	2X16 000	8	1300	144,21	9,67	2,42	24,5	148,48
110/35 /6—	1X10 000	2; 4	1050	68,94	9,81	1,67	19,66	98,62
10	2X16 000	2; 4	1050	77,67	10,61	1,81	19,86	108,14
	2X10 000	4; 8	2600	138,07	19,63	3,4	49,3	207
	2X16 000	4; 8	2600	156,31	21,2	3,8	49,3	226,81
352
П риложения
Таблица П4.15. Технико-экономические показатели типовых
подстанций
Напряже- ние. кВ	Тип И МОЩНОСТЬ подстанции	Площадь за- стройки, м2	Стоимость, тыс. руб.				полная
			оборудо- вания	монтаж- ных работ	в том чис- ле зар- плата	строи- тельной части	
35/6—Ю	ГПП-35-IX 4000 А1	790	54,87	7,53	1,2	23,79	86,19
	ГПП-35-1-1Х Х6300 А1	790	54,14	7,75	1,23	23,79	88,69
	ГПП-35-1-1Х ХЮ000 А1	790	65,6	7,93	1,25	23,79	97,32
	ГПП-35-Ш-2Х Х4000 А2	1310	108,79	13,22	2,5	36,45	155,44
	ГПП-35-Ш-2Х Х6300 А2	1310	113,32	16,66	2,54	36,45	163,44
	ГПП-35-П1-2Х X10 000 А2	1310	130,23	14,01	2,6	36,45	180,69
	ГПП-35-1У-2Х Х4000 А2	1170	110,31	14,09	2,6	37,11	161,51
	ГПП-35-1У-2Х Х6300 А2	1170	114,86	14,53	2,65	37,11	166,5
	ГПП-35-1У-2Х X10 000 А2	1170	131,77	14,87	2,7	37,11	183,74
	ГПП-35-1У-2Х Х4000 А2	1470	110,66	14,7	2,63	52,84	178,21
	ГПП-35-1У-У-2Х Х6300 А2	1470	115,21	15,16	2,73	52,84	183,2
	ГПП-35-1У-У-2Х X10 000 А2	1470	132,12	15,5	2,77	52,84	200,46
110/6—10	ГПП-ИО-ЫХ Х6300 Al	900	62,51	8,81	1,26	25,04	96,37
	гпп-ио-ых ХЮ000 Al	900	75,08	9,66	1,43	25,04	109,79
	ГПП-110-I-lX X16 000 Al	900	81,07	10	1,61	25,04	116,11
	ГПП-1Ю-1-1Х ХЮ000 Б1	900	89,33	10,14	2,16	25,81	125,78
	ГПП-ПО-III 2Х Х6300 А2	1490	124,16	15,5	3	38,98	178,64
	ГПП-ПО-III-2Х X10 000 А2	1490	149,34	16,87	3,3	38,98	205,19
	ГПП-110-1II-2X X16 000 А2	1490	160,82	17,24	3,42	38,98	217,03
	ГПП-1Ю-П1-У-2Х Х6300 А2	1550	132,38	16,37	3,20	39,53	188,27
	ГПП-1Ю-Ш-У-2 X ХЮ000 А2	1550	157,56	17,74	3,5	39,53	214,83
Приложения
353
Продолжение табл. П4.15
Напряжен пне, кВ	Тип н мощность подстанции	Площадь за- стройки, м’	Стоимость, тыс. руб.				
			оборудо- вания	монтаж- ных работ	в том чис- ле зар- плата	S X X О Л н о н а> го О Ь S’	полная
	ГПП-ПО-Ш-У-2 X X16 000 А2	1550	169,03	18,11	3,6	39,53	226,66
	ГПП-110-IV-2X	1740	126,25	16,46	3,15	40,05	182,75
	Х6300 А2 ГПП-110-1У-2Х X10 000 А2	1740	151,42		3,46	40,05	209,31
				17,84			
	ГПП-110-1У-2Х	1740	162,9	18,19	3,58	40,05	221,13
	X16 000 А2 ГПП-П0-П1-2Х X16 000 Б2	1500	180,02	17,87	3,55	42,89	240,79
	ГПП-110-Ш-У-2Х	1600	188,23	18,75	3,8	43,51	250,49
	X16 000 Б2 ГПП-110-1У-2Х X16 000 Б2	1790	182,1		4	44,04	244,99
				18,85			
110/6—10	ГПП-110-Ш-2Х X 25 000 Б2Р	1630	232,9	22,52	4,55	47,01	302,42
	ГПП-110-I11-2X X 32 000 Б2Р	1630	250,12	23,37	4,75	47,01	320,51
	ГПП-П0-П1-2Х	1630	264,4	23,78	4,8	47,01	335,2
	Х40 000 Б2Р ГПП-П0-П1-У-2Х Х25 000 Б2Р	1660	241,12		4,72	47,56	312,16
				23,48			
	ГПП-П0-1П-У-2Х	1660	257,8	24,34	4,87	47,56	329,69
	X 32 000 Б2Р ГПП-110-Ш-У-2Х	1660	270,6	24,74	4,98	47,56	342,84
	X40000 Б2Р ГПП-ПО-Ш-У-2 X	1660	307,9	24,64	5,12	47,56	382,1
	X 63 000 Б2Р ГПП-110-1У-2Х	1850	234,98	23,57	4,7	47,98	306,53
	Х25 000 Б2Р ГПП-П0-1У-2Х X 32 000 Б2Р	1850	252,23	24,43	4,9	47,98	324,64
	ГПП-110-lV -2Х X40 000 Б2Р	1850	264,8	24,83	5	47,98	337,6
	ГПП-110-1У-2Х Х63 000 Б2Р	1850	302,3	27,7	5,1	47,98	337,93
Примечание. 35, ПО—высшее напряжение. кВ; I, III, IV —схема РУ
высшего напряжения; У —усиленная изоляция; 1X10000 — число н мощность транс-
форматоров, кВ-A; А1, А2, Б1, Б2, Б2Р — тип РУ низшего напряжения; А1 и А2—
для однотрансформаторных и двухтрансформаторных подстанций соответственно
с выключателем на вводе типа ВМП-10К на 1500 А; Б1 и Б2 — то же, но с выклю-
чателем на 3000 А; Б2Р — для двухтрансформаторных подстанций с трансформа-
торами с расщепленной обмоткой низшего напряжения
23—847
Таблица П4.16. Технико-экономические показатели двухобмоточных
трансформаторов наружной установки
Напряже- ние, кВ	Мощность трансфор- матора. кВ. Л	Потери, кВт		Ток XX. %	Напряже- ние КЗ, %	Масса оборудо- вания, т	Пло- щадь, м2	Стоимость, тыс. руб.			
		XX	КЗ					обору- дования	монтаж- ных работ	строи- тельной части	полная
				Без регулирования под нагрузкой							
10	100	0,49	1,97	2,6	4,5	1,1	17	0,52	0,49	0,14	1,15
	160	0,73	2,65	2,4	4,5	1,5	17	0,68	0,52	0,14	1,34
	250	1,05	3,7	2,3	4,5	1,9	17	0,91	0,52	0,14	1,57
	400	1,45	5,5	2,1	4,5	3,3	22	1,3	0,61	0,17	2,08
	630	2,27	7,6	2	5,5	4,5	25	1,97	0,71	0,2	2,88
	1000	з,з	11,6	3	5,5	5,2	25	2,95	0,71	0,2	3,86
	1600	4,5	16,5	1,3	5,5	9,2	40	4,16	1,05	0,31	5,12
	2500	6,2	23,5	3,5	5,5	13,40	50	5,42	1,05	0,39	6,86
	4000	8,6	33,5	3	6,5	19,4	65	7,06	1,27	0,5	8,83
	6300	12	46,5	3	6,5	25,2	80	8,33	1,38	0,62	10,33
35	100	0,46	1,97	4,16	6,5	1,7	100	0,84	0,65	1,86	3,35
	160	0,56	2,65	2,4	6,5	2,3	100	1,11	0,65	1,86	3,61
	250	0,96	3,7	2,3	6,5	2,9	100	1,47	0,66	1,86	3,99
	400	1,35	5,5	2,1	6,5	4,1	100	2,04	0,68	1,86	4,58
	630	2	7,6	2	6,5	6,6	150	2,54	0,82	2,15	5,51
	1000	2,75	11,6	1,5	6,5	9,2	150	3,38	0,84	2,5	6,72
	1600	3,65	16,5	1,4	6,5	14	150	4,67	0,88	2,79	8,34
	2500	5,1	23,5	1,1	6,5	18	150	6,47	1,23	2,79	10,49
	4000	6,7	33,5	1	7,5	20	200	8,16	1,52	3,72	13,4
	6300	9,4	46,5	0,9	7,5	23	200	11,17	1,71	3,72	16,6
	10 000	19,6	85	0,8	8	25	200	14,61	1,87	4,12	20,6
	16 000	28,4	105	0,75	10	32	200	21	1,88	4,12	27
м *	1 35	1 1000	2,75	1 11,6	1111 С регулированием под нагрузкой				5,73	0,97	2,8	9,5
					1,5	6,5	8,02	150				
		1600	3,65	16,5	1,4	6,5	9,6	150	6,34	1,46	2,8	10,6
		2500	5,1	23,5	1,1	6,5	12,27	150	8,34	1,57	2,8	12,8
		4000	6,7	33,5	1	7,5	16,28	200	10,77	1,71	3,72	16,2
		6300	9,4	46,5	0,9	7,5	19,6	200	15,51	1,77	3,72	21
		10 000	14,5	65	0,8	7,5	21	200	22,71	1,87	3,72	28,3
		16 000	21	90	0,75	8	31	200	31,18	2,1	3,72	37
Трансформаторы с расщепленной обмоткой и РПН
35	25 000 32 000 40 000 63 000	29 33 39 55	145 180 225 280	0,7 0,7 0,65 0,6 Тр	9,5 11,5 9,5 11,5 ансформа-	53,8 65,5 75,5 83,2 горы с РП	200 250 250 250 Н	35,7 44,1 52,9 74,2	4,7 5 5,2 5,6	7,7 7,7 8,2 8,2	48,1 56,8 66,3 88
НО	2500	6,5	22	1,5	10,5	24,5	400	19,56	2,5	7,44	29,5
	6300	13	50	1	37,3	37,3	400	26,4	2,96	7,44	36,8
	10 000	8	68	0,9	10,5	42	400	33,16	3	7,44	43,6
	16 000	26	85	0,85	10,5	54,5	400	42,34	3,22	7,44	53
Приложения	I	Приложения
Трансформаторы с расщепленной обмоткой и РПН
НО	25 000	36	120	0,8	10,5	67,2	400	49,7	6,4 6,6	7,9	64	
	32 000	44	145	0,75	10,5	88	400	57,4		9,4	73,4	
	40 000	52	175	0,7	10,5	91,2	400	65,9	6,9	9,4	82,2	
	63 000	73	260	0,65	10,5	107,2	400	88,5	7,1	9,4	105	
	80 000	89	315	0,6	10,5	—	400	101,2	7,4	9,6	118,2	
220	32 000	125	215	4,5	12	150	—	80,7	10,6	9,7	НО	
	63 000	137	345	4	12	145	—	130,4	12,9	9,7	153	СО сл U1
Таблица П4.17. Технико-экономические показатели трехфазных трехобмоточных трансформаторов
с РПН наружной установки
Напряже- ние, кВ	Мощность трансфор- матора, кВ-А	Потери, кВт		Ток XX, %	Напряжение КЗ, %			Масса оборудо- вания, т	Площадь, м8	Стоимость, тыс. руб.			
		XX	КЗ		ВН- СН	ВН- ИИ	СН- НН			оборудо- вания	монтаж- ных работ	строи- тельной части	полная
35	6300	13	55	2,3	7,5	7,5	16,5	23,7	200	23,37	3,9	3,72	31
	10 000	18	75	2,1	16,5	8	7,2	32,5	200	32,08	4,2	3,73	40
	16 000	24	144	1,6	17	8	7,5	42,9	200	43,98	5,3	3,72	53
	6300	17	60	1,2	10,5	17	6	39	500	32,8	4,9	9,8	47,5
	10000	23	80	5	10,5	17	6	52,3	500	41,2	5,3	9,8	56,3
	16 000	32	105	1,05	10,5	17	6	65,8	500	51,8	6,6	9,8	68,2
	20 000	45	127	2,5	10,5	17	6	68,1	500	59,1	6,5	9,8	75,4
	25 000	45	145	1	10,5	17	6	78,2	500	66,7	7,2	9,8	83,7
	40 000	63	230	0,9	10,5	17	6	104,3	500	85,5	8,1	13,6	107,2
	63 000	87	310	0,85	10,5	17	6	131,3	500	110,6	10,8	13,6	135
	80 000	73	380	0,6	10,5	17	6	146,3	500	125,9	12,5	13,6	152
220	25 000	50	135	1,2	12,5	20	6,5	136	—	92	11	14	117
	40 000	66	240	1,1	12,5	22	9,5	172	—	115	12,7	14	141,7
	63 000	91	320	I	12,5	24	10,5	180	—	146	13,5	14	173,5
Таблица П4.18. Ответвлеиня обмоток трехфазных двух- и трехобмоточных трансформаторов
Напряжение, кВ	Мощность трансформатора, кВ-А	Число ответвлений н пределы регулиро- вания	Обмотка с ответвле- ниями
6 н 10	1000—6300	±8X1,25 %	вн
25 и 35	1000—6300	±6X1,5 %	вн
35	10 000—63 000	±8X1,5 %	вн
110	2500	+10X1,5 % и—8X1,5 %	вн
110	6300 и более	16; ±9 ступеней по 1,78 %	вн
220	3200—250 000	12; ± 8 ступеней по 1,5%	вн
Таблица П4.19. Технико-экономические характеристики закрытых распределительных устройств (3РУ)
Оборудование	Тип привода или трансфор- матора напряжения	Номи- нальный ток, А	Масса оборудо- вания, т	Объем, мя	Стоимость, тыс. руб.			
					оборудо- вания	монтажа и мате- риалов	строи- тельной части	полная
п	Приложения
Ьйо	Приложения	—___________________________
ЗРУ напряжением до 10 кВ с одной системой шин (КСО-29М)
Ввод или отходящая линия с	ППМ (П)	10 000	0,89	25	1,75	0,058	0,378	2,18	
вмп	ПЭ (ПС)	10 000	0,85	25	1,54	0,058	0,378	1,97	
Ввод и трансформатор напря-	нтми	600	0,62	25	0,59	0,041	0,378	1	
жения •	(НТМК)								357
Продолжение табл. П4.19
Оборудование	Тип привода для трансфор- матора напряжения	Номи- нальный ток, А	Масса оборудо- вания. т	Объем, мя	Стоимость тыс. руб.			
					оборудо- вания	монтажа и мате- риалов	строи- тельной Части	полная
Ввод или отходящая линия с ВМП	ППМ (П)	1500	1,3	50	2,31	0,089	0,756	3,16
	ПЭ (ПС)	.1500	1,2	50	2,15	0,089	0,756	3
Ввод от силового трансформа-	ППМ (П)	1500	1,41	50	2,28	0,1	0,756	3,14
тора с ВМП	ППМ (П)	3000	1,52	50	2,69	0,1	0,756	3,54
	ПЭ (ПС)	1500	1,36	50	2,06	0,1	0,756	2,92
	ПЭ (ПС)	3000	1,39	50	2,36	0,1	0,756	3,12
Проходной ввод с ВМП	ППМ (П)	1500	1,26	50	2,28	0,1	0,756	3,14
	ПЭ (ПС)	1500	1,18	50	2,06	0,1	0,756	2,92
Ввод и трансформатор собст-	ППМ (П)	1500	1,4	50	2,68	0,1	0,756	3,53
венных нужд ТМ-35/10, 0М-4/Ю	ПЭ (ПС)	1500	1,37	50	2,58	0,1	0,756	3,44
Отходящая линия с ВМП	ППМ (П)	1500	0,83	25	1,71	0,058	0,378	2,14
	ПЭ (ПС)	1500	0,73	25	1,42	0,058	0,378	1,86
Отходящая линия или ввод	ПРА-17	400	0,36	25	0,45	0,058	0,378	0,89
Секционный разъединитель	ПР-2	600	0,07	25	0,144	0,041	0,378	0,56
Секционный выключатель ВМП	ППМ (П)	1500	1,2	50	2,13	0,1	0,756	2,99
	ППМ (П)	3000	1,3	50	2,4	0,1	0,756	3,26
	ПЭ (ПС)	1500	1,2	50	2,12	0,1	0,756	2,98
	ПЭ (ПС)	3000	1,3	50	2,29	0,1	0,756	3,14
Трансформатор напряжения НТМИ (НТМК), ном	НТМИ	400	0,6	25	0,557	0,041	0,378	0,79
Разрядники	РВМ (РВМ)	400	0,55	25	0,374	0,041	0,378	1,06
Резервная камера (ввод, зазем- ления сборных линий)	ПР-2	1500	0,34	25	0,278	0,03	0,378	0,686
Комплектные распределительные устройства К-ХП (до 1500 А) н				K-VX	до 3000 А) напряжением до			10 кВ
Ячейка с выключателем ВМП	ППМ-10	600; 1500	1,2	27	2,18	0,06	0,41	2,65
	ПЭ-11	600; 1500	1,1	27	2,28	0,06	0,41	2,75
	ПЭВ-12	600; 1500	1,3	27	3,85	0,06	0,61	4,52
Ячейка с трансформатором напряжения	НТМИ	—	1	27	1,1	0,04	0,41	1,55
Ячейка с трансформатором на- пряжения НТМИ и разряд- никами РВП	НТМИ		1,1	27	1,22	0,04	0,41	1,97
Ячейка с разрядниками РВП	—	—	0,9	27	1	0,04	0,41	1,97
Ячейка с трансформатором собственных нужд мощно- стью до 63 кВ-А	—	—	0,9	27	1,5	0,06	0,41	1,97
Ячейка со штепсельным разъе- динителем	—	600;1500	1	27	0,88	0,04	0,41	1,43
Ячейка с предохранителями	—	—	1	27	0,33	0,04	0,41	0,78
Приложения	j-) риложения	359
Продолжение табл. П4.19
Оборудование	Тип привода или транс- форматора напряжения	Номи- нальный ток, А	Масса оборудо- вания, т	Объем, м®	оборудо- вания	Стоимость, монтажа и матери- алов	тыс. руб. строи- тельной части	полная
Комплексные распределительные устройства КРУ 2—10 до 10 кВ
Ячейка с выключателем ВМП	ППМ-10 ПЭ-11 ПЭВ-12	600; 1500 600; 1500 3000	1,2 1,1 1,3	27 27 27	1,87 1,79 3,85	0,06 0,06 0,06	0,41 0,41 0,61	2,34 2,26 4,52
Ячейка с трансформатором на- пряжения	НТМИ	—	0,9	27	0,93	0,04	0,41	1,38
Ячейка с разрядниками РВП	—	—	0,8	27	0,58	0,04	0,41	1,03
Ячейка с трансформатором собственных нужд до 2 кВ-А	—	600	0,9	27	1	0,04	0,41	1,45
Ячейка с разъединителем нли кабельная сборка	—*	600	0,8	27	0,78	0,04	0,41	2,03
Ячейка со штепсельным разъ- единителем		3000	1	27	1,4	0,04	0,41	2,0а
Шинопроводы	—	—	0,2	—	0,557	0,04	—	0,6
Комплектные распределительные устройства 20 кВ
Ячейка с выключателем ВМП-20	ППМ-10 ПЭ-11	600 600; 1500			2,62 2,72	0,08 0,08	0,5 0,5	3,2 3,3
Ячейка с трансформатором на- пряжения	НТМИ					1,22	0,08	0,5	1,8
Ячейка с разрядниками РВП Ячейка с трансформатором		-					1,07	0,08	0,5	1,65
собственных нужд до 63 кВ-А		600	—	—	1,68	0,08	0,5	2,26
Масляные выключатели
Воздушный выключатель
Трансформатор напряжения
Разрядник РВС-35
Воздушный выключатель
Выключатель
Трансформатор напряжения н
разрядник РВС-110
Масляные выключатели
Воздушный выключатель
Трансформатор напряжения
Разрядник РВС-35
Воздушный выключатель
Воздушный выключатель ши-
носоединительный и секцион-
ный
Выключатель
ЗРУ 35 кВ с двумя системами шин							
ВМК-35	—	2,5	170	2,63	1,15	2,57	6,35
С-35	—	1,5	170	1,03	0,88	2,57	4,48
МГ-35	—	2,2	180	1,41	0,92	2,7	5,03
МКП-35	—	4,7	170	1,78	0,93	2,57	5,28
ВВН-35	—	3,5	180	4,98	1,1	2,7	8,14
НОМ-35	—	0,9	85	0,55	0,33	1,35	2,23
—	—	0,7	85	0,33	0,34	1,35	2,02
ЗРУ 11	0 кВ с одн	ой систем	ой шин				
ВВН-110		Н.4	1100	14,1	1,39	15,66	31,15
МГ-110	—	11	1100	6,28	1,08	15,66	23,02
НКФ-1Ю	—	7,4	1100	4,06	0,86	15,66	20,58
ЗРУ 35 кВ с одной системой шин							
ВМК-35	—.	2,3	100	2,48	1,05	1,49	5,02
МКП-35	—	4,9	100	1,68	0,83	1,19	4,8
МГ-35	—	1,8	160	1,3	0,87	2,43	4
ВВН-35	—	3,5	180	4,16	0,96	2,43	7,55
НОМ-35	—	1,5	85	0,55	0,83	1,35	2,23
—	—	0,7	85	0,33	0,34	1,35	2,02
ЗРУ 110 кВ с двумя системами шин							
ВВН-110			12,2	1100	14,66	1,57	15,66	31,9
ВВН-110	—	11,4	1100	14,23	1,45	15,66	31,34
МГ-110	—	11,9	ноо.	6,7	1,36	15,66	23,72
360	Приложения	Приложения	361
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Федоров А. А., Каменева В. В. Основы электроснабжения про-
мышленных предприятий. Мд Энергоатомиздат, 1984,
2.	Справочник по электроснабжению промышленных предприятий.
Промышленные электрические сети/Под ред. А. А. Федорова и Г. В. Сер-
биновского. Мд Энергия, 1980.
3.	Справочник по электроснабжению промышленных предприятий.
Электрооборудование и автоматизация/Под ред. А А. Федорова и
Г. В. Сербиновского Мд Энергия, 1981.
4.	Волобринский С. Д. Электрические нагрузки и балансы промыш-
ленных предприятиях. Л.: Энергия, 1976.
5.	Вагин Г. Я. Режимы электросварочных машин. Мд Энергоатом-.
иэдат, 1985.
6.	СН 357—77. Инструкция по проектированию силового и освети-
тельного электрооборудования промышленных предприятии, Мд Строй-
издат, 1977.
7.	Правила устройства электроустановок/Минэнерго СССР, Мд
Энергоатомиздат, 1985.
8.	Мельников Н. А. Электрические сети и системы. М.: Энергия,
9.	Методика технико-экономических расчетов в энергетике, разра-
ботанная ГКНТ СССР АН СССР и МЭиЭ СССР, утвержденная ГКНТ
СССР 12.10.1966.
10.	Жежеленко И. В., Рабинович М. Л., Божко В. М. Качество
электроэнергии на промышленных предприятиях. Киев: Техшка, 1981.
11.	Электрическая часть станций и подстанций/Под ред. А. А. Ва-
сильева. М.: Энергия, 1980.
12.	Электротехнический справочник. Общие вопросы. Электротехни-
ческие материалы. Т. I/Под обш. ред. профессоров МЭИ. Мд Энергия,
1980.
13.	Электротехнический справочник. Электротехнические устройст-
ва. Т. 2/Под общ. ред. профессоров МЭИ. Мд Энергоиздат, 1981.
14.	СТ СЭВ 3916—82. Трансформаторы силовые масляные общего
назначения. Мд Изд-во стандартов, 1983.
15.	Инструкция по эксплуатации трансформаторов/Сост. Н. П. Фу-
фурин. М.: Энергия, 1978.
16.	Указания по проектированию компенсации реактивной мощно-
сти в электрических сетях промышленных предприятий. М788—930, Мд
Тяжпромэлектропроект, 1984.
17.	Семчннов А. М. Токопроводы промышленных предприятий, Лд
Энергоиздат, 1982.
18.	Руководящие указания по расчету токов коротких замыканий,
выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого
вилыкания. Главтехуправлэние Минэнерго СССР — МЭИ, 1975.
Список литературы
363
19.	Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в элек-
трических системах. М.: Энергия, 1970.
20.	Трункбвский Л. Е. Устройство и монтаж промышленных элект-
рических сетей. М.: Энергия, 1978.
21.	ГОСТ 13109—67*. Нормы качества электрической энергии у -е
приемников, присоединенных к электрическим сетям общего назначения.
М.: Изд-во стандартов, 1967.
22.	ГОСТ 23875—79. Качество электрической энергии. Термины ч
определения. М.: Изд-во стандартов, 1979.
23.	Веников В. А., Идельчик В. И., Лисеев М. С. Регулирование на-
пряжения в электроэнергетических системах. М.: Энергоатомиздат,
1985.
24.	Милях А. Н., Шндловский А, К., Кузнецов В. Г. Схемы симмет-
рирования однофазных нагрузок в трехфазных цепях. Киев: Наумова
думка, 1973.
25.	Прейскурант 15—08. Оптовые цепы на конденсаторы силовые ч
установки конденсаторные. М.: Прейскураптиздат, 1982.
26.	СНиП П-4-79. Естественное и искусственное освещение. Нормы
проектирования. М.: Стройиздат, 1980.
27.	СН 543—82. Инструкция по проектированию электрооборудова-
ния общественных зданий массового строительства. М.: Стройиздат,
1982.
28.	Справочная книга для проектирования электрического освеше-
ння/Под ред. Г. М. Кнорринга. Л.: Энергия, 1976.
29.	Андреев В. А. Релейная защита, автоматика и телемеханика в
системах электроснабжения. М.: Высшая школа, 1985,
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
л
Автоматические воздушные выключа-
тели 284
Автоматическое включение резерва 70
Активное сопротивление кабельной ли-
нии 54
---шинопровода 177, 179, 184
Амортизационные отчисления 57
Б
Базисная мощность 138
Базисное напряжение 138
В
Вентильные преобразователи 208
Влияние искажений формы кривой на-
пряжения и тока иа работу электро-
оборудования 207, 209
— несимметрия токов и напряжений
на работу электрооборудования 202
— ударных нагрузок на качество элект-
рической энергии 200
Время наибольших потерь 87
Выбор автоматических выключателей
289
— комплектных шинопроводов 184
*	— мощности компенсирующих уст-
ройств 217, 218, 224. 228 236, 239, 241
—	напряжений 58, 59, 117, 267
—	предохранителей 283
*	— распределительных пунктов н шка-
фов 185
—	сечений проводов и жил кабелей
184. 271
—	силовых трансформаторов 84, 100,
104
•	— токопроводов 122
Г
Главная понизительная подстанция 10,
47 67
Годовые потери электроэнергии в
трансформаторах 87, 88
Д
Допустимые отклонения напряжения
197, 198
—	перегрузки кабельных линий 50
3
Заземление 294
Заземлители естественные 294
—	искусственные 295
Заземляющее устройство 294
Закрытое распределительное устройст-
во 71
Защита кабельных и воздушных ли-
ний 277
—	силовых трансформаторов 286
•	— синхронных генераторов 281
•	— — компенсаторов 281
—	токопроводов 279
Зона защиты молниеотвода 302
— рассеяния электрических нагрузок
68
И
Индуктивное сопротивление кабельной
линии 54
---шинопровода 177, 179, 184
Искажения формы кривой тока и на-
пряжения сети 206
Источник питания 45
— света 254
К
Кабельные линии 49, 181
Капитальные вложения 56
Картограмма электрических нагрузок
67
Качество электроэнергии 194
Колебания напряжения 199, 200
— частоты 196
Компенсация реактивной мощности 216
Компенсирующие устройства 218, 224,
236
Комплектные конденсаторные установ-
ки 220
—	распределительные устройства 71—77
—	трансформаторные подстанции 80
Конденсаторные батареи 219
Конструктивное исполнение цеховых
сетей 175
Коэффициент искажения формы кри-
вой напряжения 209
М
Максимальная токовая защита 277
Максимально загруженная смеиа 27
Молниеотводы стержневые 302, 304
— тросовые 320 304
Н
Нагрузки максимальные 27
—	пиковые 27
—	расчетные 27, 41, 43, 44, 45, 270
—	средние 27
Независимый источник питания 46
Несимметрия напряжения 202
Номинальная мощность 25
---силового трансформатора 84, 85,
102, 103
Нормативный коэффициент экономи-
ческой эффективности капитальных
вложений 57
О
Осветительные установки 247
Отклонения напряжения 197
—	частоты 195
Открытое распределительное устройств
во 7t
Предметный указатель
365
п
Перегрузка трансформатора аварий-
ная 80, 83
— — систематическая 80 82
Перенапряжения атмосферные 311
- внутренние 311
Пиковый ток 38, 39
Подстанции глубокого ввода 47
Показатели качества электроэнергии
194
Потери мощности в трансформаторе
86, 97
— напряжения 53, 54, 272
— электрической энергии 65, 88
Предохранитель 282
Прокладка кабелей 181
— проводов 182, 183
Пусковой ток 39, 40
Р
Разрядники вентильные 312
— трубчатые 314
Распределительное устройство 10, 71
Распределительные пункты 185
—	шкафы 185
Расчетная схема 137
Рациональное напряжение 58
Реактивная мощность 216
Регулирование напряжения 199
С
Светильники 256
Силовые резонансные фильтры 219, 240
Синхронные двигатели 219 225
—	компенсаторы 219
Схема глубокого ввода 47
— замещения электрической сети 137
— магистральная 112, 113—116, 172, 173
— радиальная 112, ИЗ, 172, 175
— смешанная 112
Сечение проводника минимальное 51
— термически стойкое 52
Т
Технико-экономические расчеты, основ-
ные понятия 54
Ток короткого замыкания, общие по-
ложения 135
Токопроводы 118—124
Трансформаторы силовые 79
— с расщепленной обмоткой 96
У
Ударный ток 142, 143
Удельная плотность нагрузки 102
Условный центр электрических иагпу-
зок 67	р
Ущерб от перерывов электроснабже-
ния о7
Ф
Фильтросимметрирующие устройства
Ц
Цеховые трансформаторные подстан-
ции 100
Цеховые сети промышленных предпри-
ятий 170, 172
Ш
Шинопроводы закрытые 175
— защищенные 175
— магистральные 175
— открытые 175
— распределительные 176
Щ
Щитки осветительные 268, 269
Э
Экономическая плотность тока 62, 123
Экономически целесообразное сечение
Электродинамическая стойкость 142
Эллипс рассеяния нагрузок 68
Эффективное число приемников 33
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие ................................................  3
Глава первая. Общие вопросы проектирования ...	5
1.1.	Содержание	и объем	проекта........................  5
1.2.	Исходные данные иа	проектирование...................13
1.3.	Оформление	проекта...................................15
1,4.	Требования к выполнению и защите проекта ...	23
Глава вторая. Определение электрических нагрузок про-
мышленных предприятий....................................  .	25
2.1.	Основные хаоактеристнки электрических нагрузок	.	.	25
2.2.	Классификация методов расчета электрических нагрузок 29
2.3.	Основные методы расчета электрических нагрузок .	.	30
2.4.	Вспомогательные методы расчета электрических нагру-
зок ......................................................33
2.5.	Определение расчетных нагрузок с учетом однофазных
приемников..............................................  35
2.6.	Определение	пиковых нагрузок .......	38
2.7.	Определение расчетных электрических нагрузок на раз-
личных ступенях системы электроснабжения ...	41
Глава третья. Проектирование системы внешнего электро-
снабжения ...............................................45
3.1.	Общие положения...................................  45
3.2.	Выбор источников питания........................45
3.3.	Выбор схемы электроснабжения предприятия	...	47
3.4.	Выбор сечений воздушных и кабельных линий	...	49
3.5.	Технико-экономические расчеты в электроснабжении .	54
3.6.	Выбор места расположения главной понизительной под-
станции ..................................................67
3.7.	Выбор конструктивного исполнения и схемы соединении
главной понизительной подстанции ........................ 68
Глава четвертая. Выбор силовых трансформаторов про-
мышленного предприятия...................................79
4.1.	Общие требования к силовым трансформаторным под-
станциям .................................................79
4.2.	Допустимые систематические и аварийные перегрузки
силовых трансформаторов ................................. 80
4.3.	Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
главной понизительной подстанции ........................ 84
4.4.	Применение трансформаторов с расщепленными обмот-
ками и трехобмоточных трансформаторов	....	9S
4.5.	Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов .	100
Содержание
367
4.6.	Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов
с учетом компенсации реактивной мощности .	. .	104
Глава пятая. Проектирование системы внутреннего элект-
роснабжения .............................................111
5.1.	Общие принципы построения схем внутризаводского рас-
пределения электроэнергии ............................. .	Ш
5.2.	Выбор схем распределительной сети предприятии .	.	Н2
5.3.	Выбор рационального напряжения распределительной
сети ..................................................117
5.4.	Применение токопроводов в распределительных сетях
промышленных предприятий.................................118
5.5.	Выбор рациональной системы электроснабжения про-
мышленного предприятия .	.	................126
Глава шестая. Расчет токов короткого замыкания ,	.	.	135
6.1.	Общие сведения о коротких замыканиях ....	135
6.2.	Расчет токов короткого замыкания в установках напря-
жением выше 1 кВ.........................................136
6.3.	Определение токов трехфазного короткого вамыкания в
заданный момент времени .	.	......	153
6.4.	Расчет несимметричных токов короткого вамыкания .	157
6.5.	Расчет токов короткого замыкания в установках напря-
жением до 1 кВ.........................................166
Глава седьмая. Проектирование	цехового электроснабжения 170
7.1.	Классификация производственных помещений по харак-
теру микроклимата ...................................... 170
7.2.	Выбор схемы цеховой электрической сети ....	172
7.3.	Конструктивное исполнение цеховых электрических сетей	175
7.4.	Выбор электрооборудования на напряжение до 1 кВ .	184
Глава	восьмая. Качество электрической энергии . . .	194
8.1.	Показатели качества электрической энергии , . ,	194
8.2.	Отклонения и колебания	частоты......................  195
8.3.	Отклонения и колебания напряжения .....	197
8.4.	Несимметрия напряжения	 ...........................202
8.5.	Искажения формы кривой тока и напряжения сети . .	206
Глава девятая. Компенсация реактивной мощности в си-
стеме электроснабжения промышленного предприятия .	216
9.1.	Постановка задачи компенсации реактивной мощности 216
9.2. Компенсация реактивной мощности в электрических се-
тях общего назначения напряжением до 1 кВ .	.	.	219
9 3. Компенсация реактивной мощности в электрических се-
тях общего назначения напряжением 6—10 кВ	224
9.4. Расчет мощности компенсирующих устройств в сетях
промышленного предприятия в часы максимума нагруз-
ки энергосистемы.....................................227
9.5. Компенсация реактивной мощности в электрических се-
тях со специфическими нагрузками ......	234
358
Содержание
Глава десятая. Проектирование освещения производствен-
ных помещений..........................................247
10.1,	Основные понятия и термины .......	247
10.2.	Нормирование и устройство освещения ....	250
10.3.	Выбор источников света............................254
10.4.	Выбор и расположение светильников.................256
10.5.	Расчет осветительной установки....................261
10.6.	Электроснабжение осветительных установок .	.	,	267
Глава одиннадцатая. Защита и автоматика системы
электроснабжения.........................................276
11.1.	Назначение релейной ващиты н автоматики .	. .	276
11.2.	Защита элементов системы электроснабжения на на-
пряжение выше 1 кВ.......................................277
11.3.	Защита элементов системы электроснабжения на на-
пряжение до 1 кВ.........................................282
Глава двенадцатая. Заземляющие устройства, молние-
защита, защита от перенапряжений .......	294
12.1.	Расчет заземляющих устройств .	.....	294
12.2.	Молниезащита .	,	.	,	.......	301
12.3.	Защита от перенапряжений.........................,311
Приложение 1. Описание программы RES — расчет эко-
номически целесообразного сечения ...................... 317
Приложение 2. Описание программы CEN — определение
условного центра электрических нагрузок и эллипса рассея-
Приложение 3. Описание программы RZY — расчет зазем-
ляющих устройств ......	............. 324
Приложение 4. Укрупненные технико-экономические пока-
затели стоимости элементов систем электроснабжения про-
мышленных предприятий................................335
Список литературы .....................................362
Предметный указатель . ..............................  364