1. Автоматическое включение резерва. Основные условия выполнения и расчёта местных и сетевых авр.

Автомати́ческий ввод резе́рва (Автомати́ческое включе́ние резе́рва, АВР) — способ обеспечения резервным электроснабжением нагрузок, подключенных к системе электроснабжения, имеющей не менее двух питающих вводов и направленный на повышение надежности системы электроснабжения. Заключается в автоматическом подключении к нагрузкам резервных источников питания в случае потери основного.

• АВР должен срабатывать за минимально возможное после отключения рабочего источника энергии время .

• АВР должен срабатывать всегда, в случае исчезновения напряжения на шинах потребителей, независимо от причины. В случае работы схемы дуговой защиты АВР может быть блокирован, чтобы уменьшить повреждения от короткого замыкания. В некоторых случаях требуется задержка переключения АВР. К примеру, при запуске мощных двигателей на стороне потребителя, схема АВР должна игнорировать просадку напряжения.

• АВР должен срабатывать однократно. Это требование обусловлено недопустимостью многократного включения резервных источников в систему с неустранённым коротким замыканием.

Согласно ПУЭ все потребители электрической энергии делятся на три категории: I категория — к потребителям этой группы относятся те, нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный материальный ущерб, угрозу для безопасности государства, нарушение сложных технологических процессов и пр. II категория — к этой группе относят электроприёмники, перерыв в питании которых может привести к массовому недоотпуску продукции, простою рабочих, механизмов, промышленного транспорта. III категория — все остальные потребители электроэнергии.

Таким образом, кроме неудобств в повседневной жизни человека, длительный перерыв в электропитании может привести к угрозе жизни и безопасности людей, материальному ущербу и другим, не менее серьёзным последствиям. Бесперебойное питание можно реализовать, осуществив электропитание каждого потребителя от двух источников одновременно (для потребителей I категории так и делают), однако подобная схема имеет ряд недостатков:

• Токи короткого замыкания при такой схеме гораздо выше, чем при раздельном питании потребителей.

• В питающих трансформаторах выше потери электроэнергии

• Релейная защита сложнее, чем при раздельном питании.

• Необходимость учета перетоков мощности вызывает трудности, связанные с выработкой определенного режима работы системы.

• В некоторых случаях не получается реализовать схему из-за того, что нет возможности осуществить параллельную работу источников питания из-за ранее установленной релейной защиты и оборудования.

В связи с этим возникает необходимость в раздельном электроснабжении и быстром восстановлении электропитания потребителей. Решение этой задачи и выполняет АВР. АВР может подключить отдельный источник электроэнергии (генератор, аккумуляторную батарею) или включить выключатель, разделяющий сеть, при этом перерыв питания может составлять всего 0.3 — 0.8 секунд.

При проектировании схемы АВР, допускающей включение секционного выключателя, важно учитывать пропускную способность питающего трансформатора и мощность источника энергии, питающих параллельную систему. В противном случае может получиться так, что переключение на питание от параллельной системы выведет из строя и её, так как источник питания не сможет справиться с суммарной нагрузкой обеих систем. В случае если невозможно подобрать такой источник питания, обычно предусматривают такую логику защиты, которая отключит наименее важных потребителей тока обеих систем.

АВР разделяют на:

• АВР одностороннего действия. В таких схемах присутствует одна рабочая секция питающей сети, и одна резервная. В случае потери питания рабочей секции АВР подключит резервную секцию.

• АВР двухстороннего действия. В этой схеме любая из двух линий может быть как рабочей, так и резервной.

• АВР с восстановлением. Если на отключенном вводе вновь появляется напряжение, то с выдержкой времени он включается, а секционный выключатель отключается. Если кратковременная параллельная работа двух источников не допустима, то сначала отключается секционный выключатель, а затем включается вводной. Схема вернулась в исходное состояние.

• АВР без восстановления.

В качестве измерительного органа для АВР в высоковольтных сетях служат реле минимального напряжения, подключённые к защищаемым участкам через трансформаторы напряжения. В случае снижения напряжения на защищаемом участке электрической сети реле даёт сигнал в схему АВР. Однако, условие отсутствия напряжения не является достаточным для того, чтобы устройство АВР начало свою работу. Как правило, должен быть удовлетворён еще ряд условий:

• На защищаемом участке нет неустранённого короткого замыкания. Так как понижение напряжения может быть связано с коротким замыканием, включение дополнительных источников питания в эту цепь нецелесообразно и недопустимо.

• Вводной выключатель включён. Это условие проверяется, чтобы АВР не сработало, когда напряжение исчезло из-за того, что вводной выключатель был отключён намеренно.

• На соседнем участке, от которого предполагается получать питание после действия АВР, напряжение присутствует. Если обе питающие линии находятся не под напряжением, то переключение не имеет смысла.

После проверки выполнения всех этих условий логическая часть АВР даёт сигнал на отключение вводного выключателя обесточенной части электрической сети и на включение межлинейного (или секционного) выключателя. Причём, межлинейный выключатель включается только после того, как вводной выключатель отключился.

В низковольтных сетях одновременно в качестве измерительного и пускового органа могут служить магнитные пускатели или модуль АВР-3/3. Либо предназначенный для управления схемами АВР микропроцессорный контроллер АВР.

Автоматическое повторное включение в распределительных сетях.

Опыт эксплуатации сетей высокого напряжения показал, что если поврежденную линию электропередачи быстро от­ключить, т. е. снять с нее напряжение, то в большинстве случаев повреждение ликвидируется. При этом электриче­ская дуга, возникавшая в месте короткого замыкания (КЗ), не успевает вызвать существенных разрушений оборудова­ния, препятствующих обратному включению линии под на­пряжение.

Самоустраняющиеся повреждения принято называть неустойчивыми. Такие повреждения возникают в ре­зультате грозовых перекрытий изоляции, схлестывания проводов при ветре и сбрасывании гололеда, падения де­ревьев, задевания проводов движущимися механизмами.

Данные о повреждаемости воздушных линий электро­передачи (ВЛ) за многолетний период эксплуатации пока­зывают, что доля неустойчивых повреждений весьма высо­ка и составляет 50—90 %.

При ликвидации аварии оперативный персонал произво­дит обычно опробование линии путем включения ее под на­пряжение, так как отыскание места повреждения на линии электропередачи путем ее обхода требует длительного вре­мени, а многие повреждения носят неустойчивый характер. Эту операцию называют повторным   включением.

Если КЗ самоустранилось, то линия, на которой про­изошло неустойчивое повреждение, при повторном включе­нии остается в работе. Поэтому повторные включения при неустойчивых повреждениях принято называть успешны­ми.

На ВЛ успешность повторного включения сильно зави­сит от номинального напряжения линий. На линиях 110 кВ и выше успешность повторного включения значительно вы­ше, чем на ВЛ 6—35 кВ. Высокий процент успешных по­вторных включений в сетях высокого и сверхвысокого на­пряжения объясняется быстродействием релейной защиты

(как правило, не более 0,1—0,15 с), большим сечением про­водов и расстояний между ними, высокой механической прочностью опор.

Реже на ВЛ возникают такие повреждения, как обрывы проводов, тросов или гирлянд изоляторов, падение или по­ломка опор и т. д. В кабельных сетях повреждения обус­ловливаются как особенностями конструкции кабелей, так и причинами их повреждений — механическим разрушени­ем кабелей при земляных и строительных работах. Такие повреждения не могут самоустраниться, поэтому их называ­ют у с T O Й Ч И В Ы M и.

При устойчивом повреждении повторно включенная ли­ния будет вновь отключена защитой. Поэтому повторные включения линий при устойчивых повреждениях называют неуспешными.

На подстанциях с постоянным оперативным персоналом или на телеуправляемых объектах повторное включение ли­ний занимает несколько минут, а на подстанциях нетеле­механизированных и без постоянного оперативного персо­нала 0,5—1 ч и более. Поэтому для ускорения повторного включения линий и уменьшения времени перерыва электро­снабжения потребителей широко используются специаль­ные устройства автоматического повторного включения (АПВ). Время действия АПВ обычно не превышает нескольких секунд, поэтому устройства АПВ при успешном включении быстро подают напряжение по­требителям. Экономическое значение внедрения АПВ весь­ма существенно, поскольку стоимость устройств АПВ несо­измеримо мала по сравнению с тем экономическим эффек­том, который они дают.

Эффективность действия АПВ определяется не только числом удачных повторных включений, но и количеством потребителей, у которых при этом не нарушается нормаль­ная работа. Экономическую эффективность применения АПВ можно оценить стоимостью продукции, вырабатывае­мой предприятиями за то время, в течение которого при от­сутствии АПВ линии, снабжающие эти предприятия элек­троэнергией, были бы отключены.

Наиболее эффективно применение АПВ на линиях с од­носторонним питанием, так как в этих случаях каждое ус­пешное действие АПВ восстанавливает питание потреби­телей и предотвращает аварию.

В кольцевых сетях отключение одной из линий не при­водит к перерыву питания потребителей. Однако и в  этом случае применение АПВ целесообразно, так как ускоряет ликвидацию ненормального режима и восстановление нор­мальной схемы сети, при которой обеспечивается наиболее надежная и экономичная работа.

Несмотря на большое разнообразие существующих в настоящее время схем АПВ, определяемое конкретными условиями их установки и эксплуатации, все они должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1. Устройства АПВ должны приводиться в действие во всех случаях автоматического, в том числе и самопроиз­вольного, отключения выключателя, за исключением слу­чаев, когда это отключение произошло сразу же после его оперативного включения от ключа управления или по теле­управлению. Для соблюдения этого условия схемы АПВ выполняются таким образом, что при отключенном положе­нии выключателя устройство АПВ не готово к действию и готовность наступает спустя несколько секунд после вклю­чения выключателя.

2. Схемы АПВ должны обеспечивать определенное ко­личество повторных включений, т. е. действовать с задан­ной кратностью. Однократные АПВ должны действовать 1 раз — после аварийного отключения выключателя (цикл О—В—О), двукратные АПВ—2 раза, после первого и по­вторного отключений (цикл О—В—О—В—О).

3. Автоматическое повторное включение должно проис­ходить со специально установленной выдержкой времени, выбранной из такого расчета, чтобы обеспечить макси­мально быстрое восстановление нормального режима рабо­ты линии или электроустановки. С другой стороны, для по­вышения успешности АПВ в таких, например, случаях, когда вероятны повреждения от набросов и касаний про­водов механизмами, выдержку времени специально увели­чивают до нескольких секунд.

4. Устройство АПВ должно иметь автоматический воз­врат, т. е. после успешного действия схема должна автома­тически (с некоторой выдержкой) возвратиться в состоя­ние готовности к новому действию.

5. Длительность включающего импульса от устройства АПВ должна быть достаточной для надежного включения выключателя.

6. Схемы АПВ должны предусматривать возможность запрета действия АПВ при срабатывании некоторых уст­ройств релейной защиты (например, газовой или диффе­ренциальной защит трансформаторов, действующих при внутренних повреждениях), а также при действии ряда устройств противоаварийной автоматики (частотная раз­грузка, автоматика отделения местных электростанций и пр.).

Кроме выполнения указанных выше основных требова­ний в устройствах АПВ должны быть предусмотрены цепи ускорения действия релейной защиты, а также переключа­ющие устройства, обеспечивающие ввод устройств в работу и вывод их из работы оперативным персоналом.

3. ВИДЫ УСТРОЙСТВ АПВ

Классификация видов АПВ может быть выполнена по следующим признакам:

1. По числу циклов (кратности действия) включения. В

эксплуатации получили применение АПВ однократно­го действия и АПВ двукратного действия. Последние применяются обычно на тупиковых линиях и обеспечивают успешность при втором повторном включении порядка 10— 15%. Трехкратные АПВ не получили применения в энерго­системах СССР, поскольку успешность третьего повторного включения составляет 1,5—3 %.

Однако в ряде случаев оперативному дежурному персо­налу разрешается производить третье повторное включе­ние одиночных тупиковых линий после неуспешного дейст­вия второго цикла АПВ (спустя 1—2 мин после возникно­вения КЗ).

2. По способу воздействия на привод выключателя. Раз­личают механические устройства АПВ, встроенные в пружинный или грузовой привод выключателя, и элек­трические устройства АПВ, осуществляющие воздейст­вие на электромагнит включения выключателя с выдерж­кой времени.

В конструкциях выпускавшихся ранее пружинных и грузовых приводов предусматривалось механическое уст­ройство АПВ без выдержки времени, не оправдавшее себя с точки зрения надежности действия. Поэтому в выпускае­мых в настоящее время пружинных приводах устройства механического АПВ не предусматриваются, что обеспе­чило упрощение конструкций и повышение надежности дей­ствия приводов. Таким образом на всех типах выключате­лей с любыми типами приводов вновь устанавливаются только электрические устройства АПВ.

3. По виду оборудования, на котором устанавливается АПВ. По виду оборудования различаются: АПВ линий, АПВ шин, АПВ трансформаторов, АПВ электродвигателей (в том числе, нескольких двигателей одновременно — так называемое групповое АПВ).

4. По числу фаз выключателей, на которые воздейству­ют защита и АПВ. По числу фаз различают: трехфаз­ные, включающие три фазы выключателя после их отклю­чения релейной защитой; однофазные, включающие одну фазу выключателя, отключенную релейной защитой при однофазном КЗ; комбинированные, осуществля­ющие при междуфазных повреждениях включение трех фаз или включение одной фазы при однофазных КЗ.

Аппараты, защищающие сеть от перегрева и токов короткого замыкания. Их конструктивные особенности.

Узо Основная задача УЗО — защита человека от поражения электрическим током и от возникновения пожара, вызванного утечкой тока через изношенную изоляцию проводов и некачественные соединения.

УЗО предназначены для

• Защиты человека от поражения электрическим током при косвенном прикосновении (прикосновение человека к открытым проводящим нетоковедущим частям электроустановки, оказавшимся под напряжением в случае повреждения изоляции), а также при непосредственном прикосновении (прикосновение человека к токоведущим частям электроустановки, находящимся под напряжением). Данную функцию обеспечивают УЗО соответствующей чувствительности (ток отсечки не более 30 мА).

• Предотвращения возгораний при возникновении токов утечки на корпус или на землю.

Принцип работы УЗО основан на измерении баланса токов между входящими в него токоведущими проводниками с помощью дифференциального трансформатора тока. Если баланс токов нарушен, то УЗО немедленно размыкает все входящие в него контактные группы, отключая таким образом неисправную нагрузку.

Рекомендуется ежемесячно проверять работоспособность УЗО. Наиболее простой способ проверки — нажатие кнопки «тест», которая обычно расположена на корпусе УЗО (как правило, на кнопке «тест» нанесено изображение большой буквы «Т»). Тест кнопкой может производиться пользователем, то есть квалифицированный персонал для этого не требуется. Если УЗО исправно и подключено к электрической сети, то оно при нажатии кнопки «тест» должно сразу же сработать (то есть отключить нагрузку). Если после нажатия кнопки нагрузка осталась под напряжением, то УЗО неисправно и должно быть заменено.

Тест нажатием кнопки не является полной проверкой УЗО. Оно может срабатывать от кнопки, но не пройти полный лабораторный тест, включающий измерение отключающего дифференциального тока и времени срабатывания.

Кроме того, нажатием кнопки проверяется само УЗО, но не правильность его подключения. Поэтому более надежной проверкой является имитация утечки непосредственно в цепи, которая является нагрузкой УЗО. Такой тест желательно проделать хотя бы один раз для каждого УЗО после его установки. В отличие от нажатия кнопки, пробная утечка должна проводиться только квалифицированным персоналом.

Автомат

Автоматические выключатели предназначены для многоразовой защиты электрических установок от перегрузок и коротких замыканий, то есть управляться токами короткого замыкания и перегрузки. Некоторые модели обеспечивают защиту от других аномальных состояний, например, от недопустимого снижения напряжения.

Тепловой расцепитель представляет собой биметаллическую пластину

Электромагнитный расцепитель (отсечка) - расцепитель мгновенного действия, представляет собой соленоид

Дифавтомат Дифференциальный автоматический выключатель или УЗО-Д

Отличие ДИФ от УЗО состоит в том, что УЗО срабатывает на утечку тока, но не рассчитано на постоянную защиту электропроводки от перегрузок и короткого замыкания. ДИФ же является комбинацией УЗО и АЗ, то есть защищает и от утечки, и от перегрузки электропроводки. Получается, один ДИФ заменяет УЗО плюс АЗ. Так как номинал ДИФ должен соответствовать номиналу нагрузки провода или электроустановочного изделия (выключателя, розетки,

осветительного прибора и т.д.), то должен устанавливаться на каждой линии. В отличие от использования УЗО, когда одно УЗО может защитить несколько линий разных номиналов и нагрузок, при помощи подключенных к нему АЗ.

Электрический предохранитель — электрический аппарат, выполняющий защитную функцию. Предохранитель защищает электрическую цепь и её элементы от перегрева и возгорания при протекании высокой силы тока

Виды, причины и последствия коротких замыканий. Методы расчёта.

В трёхфазных электрических сетях различают следующие виды коротких замыканий

однофазное (замыкание фазы на землю или нейтральный провод);

двухфазное (замыкание двух фаз между собой);

двухфазное на землю (две фазы между собой и одновременно на землю);

трёхфазное (три фазы между собой)

Ток короткого замыкания Сверхток, обусловленный замыканием с ничтожно малым полным сопротивлением между точками, которые в нормальных условиях эксплуатации должны иметь различный потенциал (ГОСТ Р 50345-99, п. 3.2.3).

Коротким замыканием (КЗ) называется не предусмотренное нормальной эксплуатацией соединение разноименных фаз между собой или соединение фаз с землей.

Причины КЗ механические повреждения изоляции (проколы и разрушение кабелей при земляных работах, поломка изоляторов и т.д.);

• старение, т.е. износ изоляции, приводящий постепенно к резкому ухудшению электрических свойств изоляции;

• увлажнение изоляции;

• различные набросы на провода воздушных линий;

• перекрытие фаз животными и птицами;

• перекрытие между фазами вследствие атмосферных перенапряжений;

• ошибочные действия персонала (например, при отключении нагруженной линии разъединителем, возникшая при этом дуга перекроет изоляцию между фазами).

Расчет 3-фазного тока КЗ:

Для расчета тока короткого замыкания можно пользоваться формулой:

• где: Rп — активное сопротивление одного провода цепи КЗ, равное произведению удельного сопротивления провода на его длину (удельное сопротивление проводов в Ом/км приводится в справочниках), Xп — то же индуктивное сопротивление, рассчитывается по удельному индуктивному сопротивлению, которое принимается равным 0,6 Ом/км;

• Zt — полное сопротивление фазной обмотки трансформатора на стороне низкого напряжения, которое можно определить по формуле:

• 

• где: Uk% — напряжение короткого замыкания трансформатора, приводится в справочниках,

• Iн, Uн — номинальные ток и напряжение трансформатора, даются в справочниках.

• Отсюда, полное сопротивление фазной обмотки трансформатора, Ом, -

• 

• Пояснение: для расчета 1-фазного ТКЗ в формуле Zт надо подставлять как Zт/3, т.е. поделить на 3.

При коротком замыкании резко и многократно возрастает сила тока, протекающего в цепи, что, согласно закону Джоуля — Ленца приводит к значительному тепловыделению, и, как следствие, расплавлению электрических проводов, с последующим возникновением возгорания и распространением пожара.

Короткое замыкание в одном из элементов энергетической системы способно нарушить её функционирование в целом — у других потребителей может снизиться питающее напряжение, что может привести к повреждению устройства; в трёхфазных сетях при коротких замыканиях возникает асимметрия напряжений, нарушающая нормальное электроснабжение. В больших энергосетях короткое замыкание может вызывать тяжёлые системные аварии.

В случае повреждения проводов воздушных линий электропередачи и замыкании их на землю в окружающем пространстве может возникнуть сильное электромагнитное поле, способное в близко расположенном оборудовании навести ЭДС, опасную для аппаратуры и работающих с ней людей.

Внутренние линии электрических сетей. Способы прокладки. Марки проводов и кабелей, обозначения.

 синий — нулевой рабочий проводник N (ноль)

 чёрный (коричневый, красный, белый) — фазный проводник L (фаза)

АРТ, АВТВ (АДПТ), АВТВУ — эти провода объединяет то, что их жилы изготовлены из алюминия и все они имеют несущий стальной трос 2,5-35мм2  2,3,4-х жильн.

Провода до 3000в

Cu 0.5 Al 2.5мм2

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ КАБЕЛЬ (Кабель) - кабельное изделие, содержащее одну или более изолированных жил (проводников), заключенных в металлическую или неметаллическую оболочку, поверх которой в зависимости от условий прокладки и эксплуатации может иметься соответствующий защитный покров, в который может входить броня, и пригодное, в частности, для прокладки в земле и под водой. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ ПРОВОД (Провод) - кабельное изделие, содержащее одну или несколько скрученных проволок или одну или более изолированных жил, поверх которых в зависимости от условий прокладки и эксплуатации может иметься легкая неметаллическая оболочка, обмотка и (или) оплетка из волокнистых материалов или проволоки, и не предназначенное, как правило, для прокладки в земле.

Голые провода

Голыми называют провода, токопроводящие жилы которых не имеют никаких защитных или изолирующих покрытий. Голые провода (ПСО, ПС, А, АС и т. д.) в основном применяют для воздушных линий электропередач. Изолированными являются провода, токопроводящие жилы которых покрыты изоляцией из резины или пластмассы. Эти провода имеют поверх изоляции оплетку из хлопчатобумажной пряжи или оболочку из резины, пластмассы или металлической ленты. Изолированные провода подразделяют на защищенные и незащищенные.

Защищенные провода

Защищенными называют изолированные провода, имеющие поверх электрической изоляции оболочку, предназначенную для герметизации и защиты от внешних воздействий. К ним относятся провода АПРН, ПРВД, АПРФ и др. Незащищенным изолированным проводом называется провод, не имеющий поверх электрической изоляции оболочки. Это провода АПРТО, ПРД, АППР, АППВ, ППВ и др.

Провода, применяемые в электропроводках

Марка	Сечение ЖИЛ, кв.мм	Число жил	Характеристика
АПВ	2,5–120	1	Провод с алюминиевой жилой и по-ливинилхлоридной изоляцией
АППВ	2,5–6	2;3	Провод с алюминиевыми жилами, поливинилхлоридной изоляцией, плоский, с разделительным основанием
АППР	2,5–102,5	2; 3;4	Провод с алюминиевой жилой, не распространяющей горения резиновой изоляцией и разделительным основанием
АПР	2,5–120	1	Провод с алюминиевой жилой, резиновой изоляцией, в оплетке из хлопчатобумажной пряжи, пропитанной противогнилостным составом
АПРН	2,5–120	1	Провод с алюминиевой жилой, резиновой изоляцией, в негорючей резиновой оболочке
АМПВ	1–10	1	Провод с алюминиевой жилой и поливинилхлоридной изоляцией
АМППВ	1,5–6	2;3	Тот же, но плоский, с разделительным основанием
ПВ-1	0,5–95	1	Провод с медной жилой и поливи-нилхлоридной изоляцией
ПВ-2	2,5–95	1	Тот же, но гибкий
ППВ	0,75–4	2;3	Провод с медными жилами, поливи-нилхлоридной изоляцией, плоский, с разделительным основанием
ПР	0,75; 120	1	Провод с медной жилой, резиновой изоляцией, в оплетке из хлопчатобумажной пряжи, пропитанной противогнилостным раствором
ПРВД	1–6	1	Провод с гибкими медными жилами, витой, резиновой изоляцией, в поли-винилхлоридной оплетке
ПРГ	0,75–120	1	Провод гибкий, с медной жилой, резиновой изоляцией, в оплетке из хлопчатобумажной пряжи, пропитанной противогнилостным раствором
ПРГИ	0,75–120	1	Провод гибкий, с медной жилой, резиновой изоляцией, обладающей защитными свойствами
ПРД	0,75–6	2	Провод с гибкими медными жилами, витой, с резиновой изоляцией, в оплетке из хлопчатобумажной пряжи
ПРИ	0,75–120	1	Провод гибкий, с медной жилой, резиновой изоляцией, обладающей защитными свойствами

Кабель представляет собой несколько изолированных проводов в герметичной металлической (неметаллической) защитной оболочке. В зависимости от условий проводки и эксплуатации поверх оболочки может иметься броня.

Кабели, применяемые в электропроводке

Марка	Сечение 2 жил, мм	Число жил	Характеристика
АВВГ	2,5–50	1;2; 3;4	Кабель силовой, с алюминиевыми жилами, поливинилхлоридной изоляцией, в поливинилхлоридной оболочке
АВРГ	4–300 2,5–300	1;2; 3;4	Кабель с алюминиевыми жилами, резиновой изоляцией, в поливинилхлоридной оболочке (без покровов)
АНРГ	4–300 2,5–300	1;2; 3;4	Кабель с алюминиевыми жилами, резиновой изоляцией, в резиновой маслостойкой и негорючей оболочке (без покровов)
АПВГ	2,5–50	1;2; 3;4	Кабель силовой, с алюминиевыми жилами, полиэтиленовой изоляцией, в поливинилхлоридной оболочке
ВВГ	1,5–59 2,5–50	1;2; 3;4	Кабель силовой, с медными жилами, хлоридной изоляцией, в поливинилхлоридной оболочке
ВРГ	1–240	1;2; 3;4	Кабель с медными жилами, резиновой изоляцией, в поливинилхлоридной оболочке
НРГ	1–240	1;2; 3;4	Кабель с медными жилами, резиновой изоляцией, в резиновой маслостойкой и негорючей оболочке
ПВГ	1,5–50	1;2; 3;4	Кабель силовой, с медными жилами, полиэтиленовой изоляцией, в поливинилхлоридной оболочке

Расшифровка маркировки кабеля.

В силу обширности кабельной номенклатуры давайте разберем маркировки кабелей, наиболее используемых в гражданском строительстве. Любая маркировка кабеля состоит из букв и цифр. Как расшифровать марку кабеля? Возьмем для примера очень распространенный кабель: АВВГ (ож)-0,66 кВ 4х35 и разберем его маркировку. 4х35 - данный кабель имеет 4 жилы, по 35 кв.мм. каждая. Количество жил у большинства групп кабелей от 1 до 5. Но у контрольных, к примеру, от 4 до 37. Каждая жила имеет сечение. У кабеля диапазон сечений от 1,5 до 800 кв. мм. для низковольтного кабеля. 0,66 кВ - напряжение. У данного кабеля оно составляет 660 В. Кабели бывают низковольтными (0,38 -1 кВ), на среднее (6-35кВ) и высокое (110-500кВ) напряжение. (ож) - исполнение – одножильное. Это значит, что жила монолитная, цельнотянутая. В случае, если в марке «ож» отсутствует, то это значит, по умолчанию, что исполнение многопроволочное (мп) или многожильное (мн). Г – гибкий или небронированный. В – винил. Оболочка из поливинилхлоридного (ПВХ) пластиката. В – винил. Изоляция из поливинилхлоридного (ПВХ) пластиката. А – алюминий. Алюминиевая токопроводящая жила. Все буквенные маркировки начинаются от жилы. Если стоит буква А, то токопроводящая жила – алюминиевая. Если буква А отсутствует, то токопроводящая жила изготовлена из меди. В зависимости от группы использования в маркировке кабелей могут встречаться следующие символы: - АВВГ- П. Плоский, изолированные жилы уложены параллельно в одной плоскости. - АВВГз. С заполнением, заполнение из резиновой смеси. - АВВГнг-LS. нг- негорючий, ПВХ пластикат пониженной горючести. LS - «лоу смокинг» (пониженное дымовыделение), ПВХ пониженной пожароопасности. - АВБбШв. Б – броня из стальных лент Ш- шланг защитный из ПВХ пластиката. в - винил. Изоляция из поливинилхлоридного (ПВХ) пластиката. - АСБ2лГ, АСКл, ЦСБ. С – свинцовая оболочка. 2л – две лавсановые ленты Г – голый. Защитный покров из двух стальных оцинкованных лент. К - защитный покров из круглых стальных оцинкованных проволок. Ц – изоляция бумажная, пропитанная нестекаемым составом. - АКВВГЭ. К – контрольный Э – экран общий из алюминиевой фольги поверх скрученных жил - АПвБбШп. П – изоляция из силанольносшитого полиэтилена. п – наружная оболочка из полиэтилена. - АПвПу2г. у – усиленная оболочка из полиэтилена 2г – «двойная герметизация», изоляция из сшитого полиэтилена с алюминиевой лентой поверх герметизированного экрана. КГ – кабель гибкий.

Расшифровка маркировки проводов.

Теперь рассмотрим вопрос, как расшифровать маркировку проводов. Провода также, как и кабели маркируют буквами, после которых цифрами записывают число и площадь сечения токопроводящих жил. При обозначении провода принята следующая структура. В центре ставится буква П, обозначающая провод. Перед буквами П может стоять буква А, обозначающая, что провод изготовлен из алюминиевых токопроводящих жил; если буквы А нет, то токопроводящие жилы изготовлены из меди. Вслед за буквой П стоит буква, характеризующая материал, из которого выполнена изоляция провода: Р — резиновая изоляция, В — ПВХ (поливинилхлоридная) изоляция П — изоляция из полиэтилена Если провод имеет оплетку из хлопчатобумажной пряжи, покрытой лаком, то это обозначается буквой Л, а если пряжа пропитана противогнилостным составом, то буква в марке провода опускается. Букву Л ставят на последнем месте в обозначении марки провода. Провода для электрических установок марки ПВ имеют цифровые индексы 1; 2; 3 и 4. Данные цифры обозначают степень гибкости проводов. Чем выше, тем провод более гибкий. Провода для воздушных ЛЭП расшифровываются следующим образом: СИП – самонесущий изолированный провод. Изоляция из светостабилизированного сшитого полиэтилена. СИП-1 - с неизолированной нейтралью СИП-2 - с изолированной нейтралью СИП-4 - с равными по сечению изолированными жилами. А – неизолированный провод, скрученный из алюминиевых проволок АС – неизолированный провод, состоящий из стального сердечника и алюминиевых проволок

Воздушные линии, основные элементы. Виды опор. Изоляторы и линейная арматура

Воздушные линии (ВЛ) служат для передачи электроэнергии по проводам, проложенным на открытом воздухе и закрепленным на специальных опорах или кронштейнах инженерных сооружений с помощью изоляторов и арматуры. Основными конструктивными элементами ВЛ являются провода, защитные тросы, опоры, изоляторы и линейная арматура. В городских условиях ВЛ получили наибольшее распространение на окраинах, а также в районах застройки до пяти этажей. Элементы ВЛ должны обладать достаточной механической прочностью, поэтому при их проектировании, кроме электрических, делают и механические расчеты для определения не только материала и сечения проводов, но и типа изоляторов и опор, расстояния между проводами и опорами и т. д.

В зависимости от назначения и места установки различают следующие виды опор:

промежуточные, предназначенные для поддержания проводов на прямых участках линий. Расстояние между опорами (пролеты) составляет 35-45 м для напряжения до 1000 В и около 60 м для напряжения 6-10 кВ. Крепление проводов здесь производится с помощью штыревых изоляторов (не наглухо);

Расстояние между опорами воздушных линий электропередачи (ЛЭП) называется пролетом, а расстояние менаду опорами анкерного типа — анкерованным участком (рис. 1).

В соответствии с требованиями ПУЭ пересечения некоторых инженерных сооружений, например железных дорог общего пользования, необходимо выполнять на опорах анкерного типа. На углах поворота линии устанавливаются угловые опоры, на которых провода могут быть подвешены в поддерживающих или натяжных зажимах. Таким образом, две основные группы опор - промежуточные и анкерные - разбиваются на типы, имеющие специальное назначение.

Железобетонные — выполняют из бетона, армированного металлом. до 500кВ

Металлические — выполняют из стали специальных марок. Отдельные элементы соединяют сваркой или болтами. Для предотвращения окисления и коррозии поверхность металлических опор оцинковывают или периодически окрашивают специальными красками. 35кВ и выше

Деревянные — выполняют из круглых брёвен. Наиболее распространены сосновые опоры и несколько меньше опоры из лиственницы. Пропитка. До 35кВ

Одноцепные линии треугольником или гор-но

Двухцепные обратной елкой или шестиугольником (бочка)

• Промежуточные опоры устанавливаются на прямых участках трассы ВЛ, предназначены только для поддержания проводов и тросов и не рассчитаны на нагрузки от тяжения проводов вдоль линии. Обычно составляют 80—90 % всех опор ВЛ.

• Угловые опоры устанавливаются на углах поворота трассы ВЛ, при нормальных условиях воспринимают равнодействующую сил натяжения проводов и тросов смежных пролётов, направленную по биссектрисе угла, дополняющего угол поворота линии на 180°. При небольших углах поворота (до 15—30°), где нагрузки невелики, используют угловые промежуточные опоры. Если углы поворота больше, то применяют угловые анкерные опоры, имеющие более жёсткую конструкцию и анкерное крепление проводов.

• Анкерные опоры устанавливаются на прямых участках трассы для перехода через инженерные сооружения или естественные преграды, воспринимают продольную нагрузку от тяжения проводов и тросов. Их конструкция отличается жесткостью и прочностью.

• Концевые опоры — разновидность анкерных и устанавливаются в конце или начале линии. При нормальных условиях работы ВЛ они воспринимают нагрузку от одностороннего натяжения проводов и тросов.

• Специальные опоры: транспозиционные — для изменения порядка расположения проводов на опорах; ответвлительные — для устройства ответвлений от магистральной линии; перекрёстные — при пересечении ВЛ двух направлений; противоветровые — для усиления механической прочности ВЛ; переходные — при переходах ВЛ через инженерные сооружения или естественные преграды.

Траверса - устройство, расположенное на опоре воздушной линии электропередач, к которой крепят изоляторы для проводов и др. арматуру. Предназначается для создания необходимого изолирующего воздушного промежутка и поддержки проводов.

Для воздушных линий напряжением 35 кВ с проводами средних и больших сечений, а также для линий более высокого напряжения применяют только подвесные изоляторы

Стеклянные изоляторы легче фарфоровых и лучше их противостоят ударным нагрузкам. Полимерные!!!

К достоинствам стеклянных изоляторов относится и то, что в случае электрического пробоя или разрушающего механического или термического воздействия закаленное стекло изолятора не растрескивается, а рассыпается. Это облегчает нахождение не только места повреждения на линии, но и самого поврежденного изолятора в гирлянде и тем самым позволяет отказаться от трудоемких профилактических замеров на линиях.

По назначению арматура делится на несколько групп:

• Сцепная арматура

• Поддерживающая арматура

• Натяжная арматура

• Соединительная арматура

• Защитная арматура

• Контактная арматура

• Арматура для крепления штыревых изоляторов

• Спиральная арматура

• Арматура для самонесущих изолированных проводов (арматура СИП)

Выбор измерительных трансформаторов

Трансформа́тор то́ка — трансформатор, первичная обмотка которого подключена к источнику тока.

Измерительный трансформа́тор то́ка — трансформатор, предназначенный для преобразования тока до значения, удобного для измерения. Первичная обмотка трансформатора тока включается последовательно в цепь с измеряемым переменным током, а во вторичную включаются измерительные приборы. Ток, протекающий по вторичной обмотке трансформатора тока, пропорционален току, протекающему в его первичной обмотке.

Трансформаторы тока широко используются для измерения электрического тока и в устройствах релейной защиты электроэнергетических систем, в связи с чем на них накладываются высокие требования по точности. Трансформаторы тока обеспечивают безопасность измерений, изолируя измерительные цепи от первичной цепи с высоким напряжением, часто составляющим сотни киловольт.

К трансформаторам тока предъявляются высокие требования по точности. Как правило, трансформатор тока выполняют с двумя и более группами вторичных обмоток: одна используется для подключения устройств защиты, другая, более точная — для подключения средств учёта и измерения (например, электрических счётчиков).

Трансформаторы тока выбираем по номинальному току и напряжению с последующей проверкой соответствия его нагрузки заданному классу точности.

Измерительный трансформатор — электрический трансформатор для контроля напряжения, тока или фазы сигнала первичной цепи. Измерительный трансформатор рассчитывается таким образом, чтобы оказывать минимальное влияние на измеряемую (первичную) цепь; минимизировать искажения пропорции и фазы измеряемого сигнала в измерительной (вторичной) цепи.

• По виду измеряемого значения:

  • трансформаторы напряжения;

  • трансформаторы тока (переменного);

  • трансформаторы постоянного тока.

• По количеству коэффициентов трансформации:

  • однодиапазонные;

  • многодиапазонные.

• По способу установки:

  • внутренней установки;

  • наружной установки;

  • встроенные;

  • накладные;

  • переносные.

• По материалу диэлектрика:

  • масляные;

  • газонаполненные;

  • сухие.

Трансформаторы напряжения бывают следующих видов:

• заземляемый трансформатор напряжения — однофазный трансформатор напряжения, один конец первичной обмотки которого должен быть заземлен, или трехфазный трансформатор напряжения, нейтраль первичной обмотки которого должна быть заземлена;

• незаземляемый трансформатор напряжения — трансформатор напряжения, у которого все части первичной обмотки, включая зажимы, изолированы от земли до уровня, соответствующего классу напряжения;

• каскадный трансформатор напряжения — трансформатор напряжения, первичная обмотка которого разделена на несколько последовательно соединенных секций, передача мощности от которых к вторичным обмоткам осуществляется при помощи связующих и выравнивающих обмоток;

• емкостный трансформатор напряжения — трансформатор напряжения, содержащий емкостный делитель;

• двухобмоточный трансформатор напряжения — трансформатор напряжения, имеющий одну вторичную обмотку;

• трехобмоточный трансформатор напряжения — трансформатор напряжения, имеющий две вторичные обмотки: основную и дополнительную.

По исполнению и применению трансформаторы тока бывают следующих видов:

• встроенный трансформатор тока — трансформатор тока, первичной обмоткой которого служит ввод электротехнического устройства;

• опорный трансформатор тока — трансформатор тока, предназначенный для установки на опорной плоскости;

• проходной трансформатор тока — трансформатор тока, предназначенный для использования его в качестве ввода;

• шинный трансформатор тока — трансформатор тока, первичной обмоткой которого служит одна или несколько параллельно включенных шин распределительного устройства (шинные трансформаторы тока имеют изоляцию, рассчитанную на наибольшее рабочее напряжение);

• втулочный трансформатор тока — проходной шинный трансформатор тока;

• разъемный трансформатор тока — трансформатор тока без первичной обмотки, магнитная цепь которого может размыкаться и затем замыкаться вокруг проводника с измеряемым током;

• электроизмерительные клещи — переносный разъемный трансформатор тока.

Рис. 8.31. Схема включения вольтметра с трансформатором напряжения

Типовое обозначение трансформаторов напряжения расшифровывается следующим образом: НКФ – трансформатор напряжения каскадный в фарфоровой покрышке; НОМ – трансформатор напряжения однофазный масляный; ЗНОМ – трансформатор напряжения однофазный масляный с заземленным выводом первичной обмотки; НТМИ – трансформатор напряжения трехфазный масляный с дополнительной вторичной обмоткой (для контроля изоляции сети); НАМИ – трансформатор напряжения антирезонансный масляный с обмоткой для контроля изоляции; НТМК – трансформатор напряжения трехфазный масляный с компенсирующей обмоткой для уменьшения угловой погрешности; Цифровая часть в обозначении трансформаторов напряжения обозначает – класс напряжения.

Условное обозначение трансформаторов напряжения

Выбор сечений проводов и жил кабелей. Особенности выбора сечений проводов воздушных линий с изолированными проводами.

На сегодняшний день проектируются и строятся линии электропередачи напряжением 0,38 - 35 кВ. Применение самонесущих изолированных и защищённых проводов является наиболее прогрессивным и перспективным путём развития электрических распределительных сетей.

Основными конструктивными особенностями воздушных линий c изолированными проводами ВЛИ по сравнению с традиционными ВЛ с применением неизолированных проводов являются:

- наличие изоляции на токоведущих жилах;

- отсутствие траверс и изоляторов;

- минимальное расстояние между токоведущими жилами, которое ограничивается только толщиной изоляции и обуславливает малое реактивное сопротивление ВЛИ.

Основными преимуществами воздушных линий c изолированными проводами ВЛИ являются значительное повышение надёжности распределительных электрических сетей и, как следствие этого, снижение эксплуатационных затрат. Все преимущества воздушных линий c изолированными проводами ВЛИ можно объединить в три группы.

Первая группа – преимущества, которые сказываются при проектировании и монтаже воздушных линий c изолированными проводами ВЛИ:

- простота конструктивного исполнения опор (отсутствие траверс и изоляторов);

- простота исполнения нескольких ответвлений от одной опоры;

- простота исполнения многоцепных линий электропередачи, возможность исполнения черырёх- и более цепных линий;

- возможность совместной подвески нескольких цепей ВЛИ с ВЛ 6-10 кВ и линиями связи;

- уменьшение безопасных расстояний от зданий и инженерных сооружений;

- возможность применения для опор ВЛИ стоек меньшей длины;

- увеличение длины пролётов (это преимущество не распространяется на систему СИП с изолированным нулевым несущим проводом);

- возможность прокладки СИП по стенам зданий и сооружений;

- эстетичность конструктивного исполнения воздушных линий c изолированными проводами ВЛИ в условиях жилой застройки при отказе от опор на тротуарах и монтаже линии по фасадам зданий;

- эстетичность исполнения воздушных линий уличного освещения;

- отсутствие необходимости в вырубке просеки перед монтажом;

- простота монтажных работ и, соответственно, уменьшение сроков строительства.

Вторая группа – преимущества эксплуатации и безопасность:

- высокая надёжность в обеспечении электрической энергией в связи с низкой удельной повреждаемостью;

- отсутствие многочисленных замен повреждённых изоляторов, дефектного провода, выправки или замены дефектных траверс;

- сокращение объёмов и времени аварийно-восстановительных работ;

- резкое снижение (более 80 %) эксплуатационных затрат по сравнению с традиционными воздушными линиями электропередачи. Это обуславливается высокой надёжностью и бесперебойностью электроснабжения потребителей, а также отсутствием необходимости в расчистке просек в процессе эксплуатации линии;

- практическое исключение коротких междуфазных замыканий и замыканий на землю;

- практическое отсутствие гололёда и налипание мокрого снега. Полиэтилен изоляционной оболочки проводников является неполярным диэлектриком и не образует ни электрических, ни химических связей с контактирующим с ним веществом;

- высокая механическая прочность проводов и, соответственно, меньшая вероятность их обрыва;

- пожаробезопасность, обусловленная исключением коротких замыканий при схлёстывании проводов или перекрытии их посторонними предметами;

- адаптация к изменению режима и развитию сети;

- уменьшение безопасных расстояний до зданий и инженерных сооружений;

- возможность выполнения работ на воздушных линиях c изолированными проводами ВЛИ под напряжением без отключения потребителей (подключение абонентов, присоединение новых ответвлений);

- значительное уменьшение случаев электротравматизма при эксплуатации линии;

- обеспечение безопасности работ вблизи воздушных линий c изолированными проводами ВЛИ.

Третья группа – преимущества, влияющие на качество электрической энергии, снижение технических и коммерческих потерь в воздушных распределительных сетях напряжением до 1 кВ:

- снижение потерь напряжения как основного показателя качества электрической энергии вследствие малого реактивного сопротивления СИП по сравнению с традиционными воздушными линиями;

- снижение технических потерь электрической энергии вследствие малого реактивного сопротивления СИП;

- снижение коммерческих потерь электрической энергии. Существенно ограничен несанкционированный отбор электроэнергии, так как изолированные, скрученные между собой жилы исключают самовольное подключение к воздушным линиям c изолированными проводами ВЛИ путём набросов на провода;

- значительное снижение случаев вандализма и воровства. Температура плавления изоляции жил близка к температуре плавления алюминия. СИП не пригодны для вторичной переработки с целью получения цветного металла.

За рубежом линии с применением СИП называют необслуживаемыми.

Рис. 1. Основные типы СИП до 1 кВ в соответствии с Европейским стандартом HD 626:

а) – самонесущая система проводов СИП; 4

б) – СИП с изолированной несущей нейтралью; 2

в) – СИП с голой несущей нейтралью 1

сечения проводов Сечение токопро водящей жилы, кв.мм Медные провода Напряжение, 220 В Напряжение, 380 В ток, А мощность, кВт ток, А мощность, кВт 1,5 19 4,1 16 10,5 2,5 27 5,9 25 16,5 4 38 8,3 30 19,8 6 46 10,1 40 26,4 10 70 15,4 50 33,0 16 85 18,7 75 49,5 25 115 25,3 90 59,4 35 135 29,7 115 75,9 50 175 38,5 145 95,7 70 215 47,3 180 118,8 95 260 57,2 220 145,2 120 300 66,0 260 171,6 Сечение токопро водящей жилы, кв.мм Алюминиевые провода Напряжение, 220 В Напряжение, 380 В ток, А мощность, кВт ток, А мощность, кВт 2,5 20 4,4 19 12,5 4 28 6,1 23 15,1 6 36 7,9 30 19,8 10 50 11,0 39 25,7 16 60 13,2 55 36,3 25 85 18,7 70 46,2 35 100 22,0 85 56,1 50 135 29,7 110 72,6 70 165 36,3 140 92,4 95 200 44,0 170 112,2 120 230 50,6 200 132,0

выбор числа и мощности трансформаторов для питания подстанций производится следующим образом:

1) определяется число трансформаторов на ТП, исходя из обеспечения надёжности электроснабжения с учётом категории приёмников;

2) выбираются наиболее близкие варианты мощности выбираемых трансформаторов (не более трёх) с учётом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузке перегрузки в аварийном режиме;

3) определяется экономически целесообразное решение из намеченных вариантов, приемлемое для конкретных условий;

4) учитывается возможность расширения или развития ТП и решается вопрос о возможной установке более мощных трансформаторов на тех же фундаментах, либо предусматривается возможность расширения подстанции за счёт увеличения числа трансформаторов.

Правильный выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий является одним из важных вопросов электроснабжения и построения рациональных сетей. В нормальных условиях трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей предприятия при их номинальной нагрузке.

Число трансформаторов на подстанции определяется требованием надёжности электроснабжения. С таким подходом наилучшим является вариант с установкой двух трансформаторов, обеспечивающий бесперебойное электроснабжение потребителей цеха любых категорий. Однако если в цехе установлены приёмники только II и III категории, то более экономичными, обычно, являются однотрансформаторные подстанции.

На сегодняшний день существует две шкалы мощностей: с шагом 1,35 и с шагом 1,6. То есть первая шкала включает мощности: 100, 135, 180, 240, 320, 420, 560 кВА и т. д, а вторая включает 100, 160, 250, 400, 630, 1000 кВА и т. д. Трансформаторы первой шкалы мощностей в настоящее время не производятся и используются на уже существующих ТП, а для проектирования новых ТП применяется вторая шкала мощностей.

Двухтрансформаторные подстанции применяются при значительном числе потребителей II категории, либо при наличии потребителей I категории. Кроме того, двухтрансформаторные подстанции целесообразны при неравномерном суточном и годовом графике нагрузки предприятия, при сезонном режиме работы при значительной разницей нагрузки в сменах. Тогда при снижении нагрузки один из трансформаторов отключается.

Выключатели высокого напряжения. Назначение, конструкции, номинальные параметры, условия выбора

Высоковольтный выключатель — коммутационный аппарат, предназначенный для оперативных переключений и аварийных коммутаций в энергосистемах, для выполнения операций включения и отключения отдельных цепей или электрооборудования при ручном или автоматическом управлении. Высоковольтный выключатель состоит из: контактной системы с дугогасительным устройством, токоведущих частей, корпуса, изоляционной конструкции и приводного механизма (например электромагнитный привод, ручной привод).

В эксплуатации используются различные типы выключателей. Наиболее распространены масляные выключатели, в которых дугогасительной средой является минеральное масло. Они изготавливаются для распределительных устройств (РУ) напряжением до 220 кВ включительно. Для РУ напряжением 110 кВ и выше (вплоть до 1150 кВ) наиболее широко используются воздушные выключатели, где гашение дуги осуществляется потоком сжатого воздуха. Однако в последнее время они вытесняются элегазовыми выключателями, в которых в качестве дугогасящей среды используется электроотрицательный газ — шестифтористая сера (элегаз). Такие выключатели создаются для герметичных распределительных устройств (ГРУ), а также для наружной установки. Использование элегаза в качестве дугогасящей среды обусловлено его высокими изоляционными и дугогасящими свойствами. Это позволяет создать более совершенные выключатели с меньшим числом дугогасительных разрывов, с меньшими габаритами и более надежные в эксплуатации. В последнее время интенсивно развиваются конструкции вакуумных выключателей, в которых контактная система помещена в вакуумную камеру. Такие выключатели изготавливаются на напряжение до 35 кВ включительно. Их отличительная особенность — погасание дуги при первом же переходе тока Через ноль (после расхождения контактов) и в связи с этим чрезвычайно большой ресурс — до тысяч операций и более. На напряжение 6 и 10 кВ наиболее распространены электромагнитные выключатели, в которых дуга горит в воздухе при атмосферном давлении и в результате воздействия сильного магнитного поля удлиняется настолько, что отдача тепла от ствола дуги (усиленная специальными мерами) превосходит его поступление и дуга распадается. Выключатели нагрузки применяются, как правило, в цепи генераторного напряжения на очень большие номинальные токи 20 — 30 кА, когда отключение токов КЗ осуществляется выключателями высокого напряжения за повышающими трансформаторами. В этом случае ток электродинамической стойкости достигает сотен тысяч ампер. Кроме того, выключатели нагрузки применяются на тупиковых подстанциях небольшой мощности, в кольцевых линиях, когда применение выключателей оказывается неэкономичным. Существенно меньшие токи, отключаемые выключателями нагрузки, определяют значительное упрощение их конструкции и снижение массогабаритных показателей по сравнению с выключателями.

Главными параметрами выключателей являются номинальное напряжение, номинальный (длительный) ток, номинальный ток термической стойкости, номинальный ток электродинамической стойкости, номинальный ток отключения, номинальная мощность отключения, номинальный ток включения, собственное время включения и отключения выключателя, полное время включения и отключения.

Источники реактивной мощности

Реактивная мощность не производит механической работы, хотя она и необходима для работы двигателя, поэтому ее необходимо получать на месте, чтобы не потреблять ее от энергоснабжающей организации. Тем самым мы снижаем нагрузку на провода и кабели, повышаем напряжение на клеммах двигателя, снижаем платежи за реактивную мощность, имеем возможность подключить дополнительные станки за счет снижения тока потребляемого с силового трансформатора.

   Понятие источники реактивной мощности (ИРМ) обычно относят к любым устройствам, способным целенаправленно воздействовать на баланс реактивной мощности в электроэнергетической системе. Это воздействие может быть достигнуто увеличением (уменьшением) как генерируемой, так и потребляемой реактивной мощности. 

   ИРМ – это обязательно регулируемое устройство, мощность которого изменяется вручную или автоматически, дискретно (ступенями), плавно или плавно-ступенчато. Основным параметром регулирования ИРМ является напряжение в точке его подключения или реактивная мощность нагрузки, для компенсации которой ИРМ предназначен, или и то, и другое одновременно. Для повышения чувствительности регулирования в регулятор ИРМ вводят каналы, реагирующие на скорость изменения напряжения или реактивной мощности.

   ИРМ является многофункциональным устройством именно благодаря возможности регулирования реактивной мощности – одного из основных режимных параметров электрической системы.

   В электрических системах ИРМ применяют в сетях напряжением 110 кВ и выше для решения следующих задач:

• снижения потерь активной мощности и электроэнергии;

• регулирования напряжения в узлах нагрузки;

• увеличения пропускной способности электропередач;

• увеличения запасов статической устойчивости электропередач и генераторов электростанций;

• улучшения динамической устойчивости электропередач;

• ограничения перенапряжений;

• симметрирования режима.

Классификация электрических сетей. Номинальные напряжения электрических сетей.

менее 1 кВ (40, 220, 380 и 660 В)

более 1 кВ (3, 6, 10, 20, 35, 110, 150, 220, 330, 500, 750, 1150 кВ)

н.

Виды схем: а - магистраль; б - линия с равномерно распределенной нагрузкой; в - радиальная схема; г - радиально-магистральная схема.

Магистралью называется линия с промежуточными отборами мощности вдоль линии. В предельном случае с увеличением числа нагрузок получается линия с равномерно распределенной нагрузкой, т.е. плотность нагрузки на единицу длины одинакова для любого участка. Радиальные линии исходят из одной точки сети.

Замкнутыми сетями называются сети, имеющие контуры (циклы), образованные ЛЭП и трансформаторами.

 

Примеры замкнутых электрических сетей: а- сеть одного напряжения; б- сеть двух напряжений.

По конструктивному выполнению различают сети:

1. Воздушные;

2. Кабельные;

3. Токопроводы промышленных предприятий;

4. Проводки внутри зданий и сооружений.