Заключение

Воздушные линии электропередачи (ВЛ) предназначены для передачи электроэнергии на расстояние по проводам. Основными конструктивными элементами ВЛ являются провода, тросы, опоры, изоляторы и линейная арматура. Провода служат для передачи электроэнергии. В верхней части опор над проводами для защиты ВЛ от грозовых перенапряжений монтируют грозозащитные тросы.

Опоры поддерживают провода и тросы на определенной высоте над уровнем земли или воды. Изоляторы изолируют провода от опоры. С помощью линейной арматуры провода закрепляются на изоляторах, а изоляторы на опорах.

Наибольшее распространение получили одно- и двухцепные ВЛ. Одна цепь трехфазной ВЛ состоит из проводов разных фаз. Две цепи могут располагаться на одних и тех же опорах.

• Конструкции кабельных ЛЭП 

Кабельная линия (КЛ) линия для передачи электроэнергии, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей, выполненная каким-либо способом прокладки (рис. 11). Кабельные линии прокладывают там, где строительство ВЛ невозможно из-за стесненной территории, неприемлемо по условиям техники безопасности, нецелесообразно по экономическим, архитектурно-планировочным показателям и другими требованиям. Наибольшее применение КЛ нашли при передаче и распределении ЭЭ на промышленных предприятиях и в городах (системы внутреннего электроснабжения) при передаче ЭЭ через большие водные пространства и т. п. Достоинства и преимущества кабельных линии по сравнению с воздушными: неподверженность атмосферным воздействиям, скрытность трассы и недоступность для посторонних лиц, меньшая повреждаемость, компактность линии и возможность широкого развития электроснабжения потребителей городских и промышленных районов. Однако КЛ значительно дороже воздушных того же напряжения (в среднем в 2-3 раза для линий 6-35 кВ и 5-6 раз для линий 110 кВ и выше), сложнее при сооружении и эксплуатации.

 

В состав КЛ входят: кабель, соединительные и концевые муфты, строительные конструкции, элементы крепления и др.

Кабель — готовое заводское изделие, состоящее из изолированных токопроводящих жил, заключенных в защитную герметичную оболочку и броню, предохраняющие их от влаги, кислот и механических повреждений. Силовые кабели имеют от одной до четырех алюминиевых или медных жил сечением 1,5—2000 мм². Жилы сечением до 16 мм² —однопроволочные, свыше — многопроволочные. По форме сечения жилы круглые, сегментные или секторные.

Кабели напряжением до 1 кВ выполняются, как правило, четырехжильными, напряжением 6—35 кВ — трехжильными, а напряжением 110—220 кВ — одножильными.

Защитные оболочки делаются из свинца, алюминия, резины и полихлорвинила. В кабелях напряжением 35 кВ каждая жила дополнительно заключается в свинцовую оболочку, что создаст более равномерное электрическое поле и улучшает отвод тепла. Выравнивание электрического ноля у кабелей с пластмассовой изоляцией и оболочкой достигается экранированием каждой жилы полупроводящей бумагой.

В кабелях на напряжение 1—35 кВ для повышения электрической прочности между изолированными жилами и оболочкой прокладывается слой поясной изоляции.

Броня кабеля, выполняется из стальных лент или стальных оцинкованных проволок, защищается от коррозии наружным покровом из кабельной протяжки, пропитанной битумом и покрытой меловым составом.

В кабелях напряжением 110 кВ и выше повышение электрической прочности бумажной изоляции их наполняют газом или маслом под избыточным давлением (газонаполненные и маслонаполненные кабели).

В марке обозначении кабеля указывается сведения о его конструкции, номинальное напряжение, количество и сечение жил. У четырехжильных кабелей напряжением до 1 кВ сечение четвертой (“нулевой”) жилы меньше, чем фазной. Например, кабель ВПГ-1—3Х35+1Х25 — кабель с тремя медными жилами сечением по 35 мм² и четвертой сечением 25 мм², полиэтиленовой (П) изоляцией на 1 кВ, оболочкой из полихлорвинила (В), небронированный, без наружною покрова (Г) — для прокладки внутри помещений, в каналах, туннелях, при отсутствии механических воздействий на кабель; кабель АОСБ-35—3Х70 — кабель с тремя алюминиевыми (А) жилами по 70 мм², с изоляцией на 35 кВ, с отдельно освинцованными (О) жилами, в свинцовой (С) оболочке, бронированный (Б) стальными лентами, с наружным защитным покровом —для прокладки в земляной траншее; ОСБ-35—3Х70 — такой же кабель, но с медными жилами.

Конструкции некоторых кабелей представлены на рисунке 13. На рисунке 13, а,б даны силовые кабели напряжением до 10 кВ.

Четырехжильный кабель напряжением 380 В (см. рис. 13, а) содержит элементы: 1 — токопроводящие фазные жилы; 2 — бумажная фазная и поясная изоляция; 3 - защитная оболочка; 4 - стальная броня; 5 - защитный покров; 6 — бумажный наполнитель; 7 — нулевая жила.

Трехжильный кабель с бумажной изоляцией напряжением 10 кВ (рис. 13, б) содержит элементы: 1 — токоведущие жилы; 2 — фазная изоляция; 3 — общая поясная изоляция; 4 - защитная оболочка; 5 — подушка под броней; 6 — стальная броня; 7 — защитный покров; 8 — заполнитель.

Трехжильный кабель напряжением 35 кВ изображен на рис. 1.3, в. В него входят- 1 — круглые токопроводящие жилы; 2 — пол у про водя тис экраны; 3 — фазная изоляция; 4 - свинцовая оболочка; 5 — подушка; 6 — заполнитель из кабельной пряжи; 7 — стальная броня; 8 — защитный покров.

На рис. 1.3, г представлен маслонаполненный кабель среднего и высокого давления напряжением 110—220 кВ. Давление масла предотвращает появление воздуха к его ионизацию, устраняя одну из основных причин пробоя изоляции. Три однофазных кабеля помещены в стальную трубу 4, заполненную маслом 2 под избыточным давлением. Токоведущая жила 6 состоит из медных круглых проволок и покрыта бумажной изоляцией 1 с вязкой пропиткой; поверх изоляции наложен экран 3 в виде медной перфорированной лепты и бронзовых проволок, предохраняющих изоляцию от механических повреждений при протягивании кабеля в трубе. Снаружи стальная труба защищена покровом 5.

Широко распространены кабели в полихлорвиниловой изоляции, производимые трех-, четырех- и пятижильными (1.3, е) или одножильными (рис. 1.3, д).

Кабели изготавливаются отрезками ограниченной длины в зависимости о. спряжения и сечения. При прокладке отрезки соединяют посредством соединительных муфт, герметизирующих места соединения. При этом концы жил кабелей освобождают от изоляции и заделывают в соединительные зажимы.

При прокладке в земле кабелей 0,38—10 кВ для зашиты от коррозии и механических повреждений место соединения заключается в защитный чугунный разъемный кожух. Для кабелей 35 кВ используются также стальные или стеклопластиковые кожухи. На рис. 14, а показано соединение трехжильного низковольтного кабеля 2 в Чугунной муфте 1. Концы кабеля фиксированы фарфоровой распоркой 3 и соединены займом 4. Муфты кабелей до 10 кВ с бумажной изоляцией заполняются битуминозными составами, кабели 20—35 кВ — маслонаполненными. Для кабелей с пластмассовой изоляцией применяют соединительные муфты из термоусаживаемых изоляционных трубок, число которых соответствует числу фаз, и одной термоусаживаемой трубки для нулевой жилы, усаживаемых в термоусаживаемую муфту (рис. 14, б). Применяют и другие конструкции соединительных муфт.

Для кабелей 10 кВ и ниже с пластмассовой изоляцией во внутренних помещениях применяют сухую разделку (рис. 15, в). Разделанные концы кабеля с изоляцией 3 обматывают липкой полихлорвиниловой лентой 5 и лакируют; концы кабеля герметизируют кабельной массой 7 и изоляционной перчаткой 1, перекрывающей оболочку кабеля 2, концы перчатки и жилы дополнительно уплотняют и обматывают полихлорвиниловой лентой 4, 5, последнюю для предотвращения отставания и разматывания фиксируют бандажами из шпагата 6.

Способ прокладки кабелей определяется условиями трассы линии. Кабели прокладываются в земляных траншеях, блоках, туннелях, кабельных туннелях, коллекторах, по кабельным эстакадам, а так же по перекрытиям зданий (рис. 12).

Наиболее часто на территории городов, промышленных предприятиях кабели прокладывают в земляных траншеях (рис. 12, а). Для предотвращения повреждении из-за прогибов на дне траншеи создают мягкую подушку из слоя просеянной земли или песка. При прокладке в одной траншее нескольких кабелей до 10 кВ расстояние по горизонтали между ними должно быть не менее 0,1 м, между кабелями 20—35 кВ — 0,25 м. Кабель засыпают небольшим слоем такого же грунта и закрывают кирпичом или бетонными плитами для защиты от механических повреждений. После этого кабельную траншею засыпают землей. В местах перехода через дороги и на вводах в здания кабель прокладывают в асбестоцементных или иных трубах. Это защищает кабель от вибраций и обеспечивает возможность ремонта без вскрытия полотна дороги. Прокладка в траншеях — наименее затратный способ кабельной канализации ЭЭ.

В местах прокладки большого количества кабелей агрессивный грунт и блуждающие тою” ограничивают возможность их прокладки в земле. Поэтому наряду с другими подземными коммуникациями используют специальные сооружения: коллекторы, туннели канаты, блоки и эстакады. Коллектор (рис. 12, б) служит для совместного размещения в нем разных подземных коммуникаций: кабельных силовых линий и связи, водопровода по городским магистралям и на территории крупных предприятий. При большом числе параллельно прокладываемых кабелей, например, от здания мощной электростанции, применяют прокладку в туннелях (рис. 12, в). При этом улучшаются условия эксплуатации, снижается площадь поверхности земли, необходимая для прокладки кабелей. Однако стоимость туннелей весьма велика. Туннель предназначен только для прокладки кабельных линий. Его сооружают под землей из сборного железобетона или канализационных труб большого диаметра, емкость туннеля — от 20 до 50 кабелей.

При меньшем числе кабелей применяют кабельные каналы (рис. 12, г), закрытые землей или выходящие на уровень поверхности земли. Кабельные эстакады и галереи (рис. 12, д) используют для надземной прокладки кабелей. Этот вид кабельных сооружений широко применяют там, где непосредственно прокладка силовых кабелей в земле является опасной из-за оползней, обвалов, вечной мерзлоты и т. п. В кабельных каналах, туннелях, коллекторах и по эстакадам кабели прокладываются по кабельным кронштейнам.

В крупных городах и на больших предприятиях кабели иногда прокладываются в блоках (рис. 12,е), представляющих асбестоцементные трубы, стыки, которые заделаны бетоном. Однако в них кабели плохо охлаждаются, что снижает их пропускную способность. Поэтому прокладывать кабели в блоках следует лишь при невозможности прокладки их в траншеях.

В зданиях, по стенам и перекрытиям большие потоки кабелей укладывают в металлические лотки и короба. Одиночные кабели могут прокладываться открыто по стенам и перекрытиям или скрыто: в трубах, в пустотелых плитах и других строительных частях зданий.

 

Токопроводы, шинопроводы и внутренние проводки

Токопроводом называют линию электропередачи, тоководущие части которой выполнены из одного или нескольких жестко закрепленных алюминиевых или медных проводов или шин и относящихся к ним поддерживающих и опорных конструкций и изоляторов, защитных оболочек (коробов). Шинопроводом называют защищенные и закрытые токопроводы, выполненные жесткими шинами. Шинопроводы до 1 кВ применяют в цеховых сетях промышленных предприятий, более 1 кВ — в цепях генераторного напряжения для передачи ЭЭ к повышающим трансформаторам электростанций. Токопроводы 6—35 кВ используются для магистрального питания энергоемких предприятий при токах 1,5—6,0 кА. Шинопроводы до 1 кВ промышленных предприятий (комплектные токопроводы) монтируют из стандартных секций заводского изготовления. Отдельные секции 1 такого токопровода (рис. 15, а) состоят из коробов с размещенными в них элементами токопроводов, ответвительной 3 и вводной 2 коробок, присоединенных через ответвительную секцию 4 к магистрали 5. Комплектный шинопровод, выпускаемый трех- и четырехпроходным (рис. 15, б) состоит из секций в виде отрезков шин 1, закрепленных на прокладках 3 в коробе 2 с зажимами 4 для присоединения электропотребителей. Длина таких секций по условиям транспортировки не превышает 6 м. Короба шинопроводов необходимы для защиты от внешних воздействий, иногда их используют в качестве нулевого проводника.

  Жесткий симметричный токопровод 6—10 кВ выполняется из шин коробчатого сечения, жестко закрепленных на опорных изоляторах, прикрепленных к обшей стальной конструкции по вершинам равностороннего треугольника. Токопровод может прокладываться открыто — на опорах или эстакадах, либо скрыто — в туннелях (рис. 17) и галереях.

Гибкий унифицированный симметричный токопровод 6—10 кВ наружного наполнения является по существу двухцепной ВЛ с расщепленными фазами (рис. 18, а). Каждая фаза состоит из 4, 6, 8 или 10 проводов марки А 600, располагаемых на поддерживающих зажимах по окружности диаметром 600 мм. С помощью специальной системы подвески на изоляторах все три фазы размещаются по вершинам треугольника и крепятся к опорам. Для предотвращения схлестывания фаз между собой в пролетах устанавливаются межфазовые изолирующие распорки.

У гибкого токопровода 35 кВ (рис. 18) фазы состоят из трех проводов, марки А 600, закреплены в кольца и посредствам несущего стального троса подвешены на изоляторах к опоре. Опоры гибких токопроводов, сооружаемые из железобетона или стали, устанавливаются через 50—100 м. Отпайки от токопроводов к электропотребителям выполняются шинами или голыми проводами.

• Потери мощности и эл. энергии в элементах системы электроснабжения.

Фактические (отчетные) потери электроэнергии ΔWОтч определяют как разность электроэнергии, поступившей в сеть, и электроэнергии, отпущенной из сети потребителям. Эти потери включают в себя составляющие различной природы: потери в элементах сети, имеющие чисто физический характер, расход электроэнергии на работу оборудования, установленного на подстанциях и обеспечивающего передачу электроэнергии, погрешности фиксации электроэнергии приборами ее учета и, наконец, хищения электроэнергии, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т.п.

Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь (постоянные, переменные), классам напряжения, группам элементов, производственным подразделениями и т.д. Учитывая физическую природу и специфику методов определения количественных значений фактических потерь, они могут быть разделены на четыре составляющие:

1) технические потери электроэнергии ΔWТ, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям.

2) расход электроэнергии на собственные нужды подстанций ΔWСН, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям счетчиков, установленных на трансформаторах собственных нужд подстанций;

3) потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями их измерения (инструментальные потери) ΔWИзм;

4) коммерческие потери ΔWК, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию бытовыми потребителями и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Их значение определяют как разницу между фактическими (отчетными) потерями и суммой первых трех составляющих:

ΔWК =ΔWОтч - ΔWТ - ΔWСН - ΔWИзм. (1.1)

Три первые составляющие структуры потерь обусловлены технологическими потребностями процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального учета ее поступления и отпуска. Сумма этих составляющих хорошо описывается термином технологические потери. Четвертая составляющая - коммерческие потери - представляет собой воздействие "человеческого фактора" и включает в себя все его проявления: сознательные хищения электроэнергии некоторыми абонентами с помощью изменения показаний счетчиков, неоплату или неполную оплату показаний счетчиков и т.п.

Снижение потерь.

Электроприемники промышленных предприятий требуют для своей работы как активную (Р), так и реактивную (Q) мощности. Реактивная мощность вырабатывается, как и активная, синхронными генераторами станций и передаётся по системе электроснабжения потребителям.

Следует помнить, что только активная мощность и энергия могут совершать работу и преобразовываться в механическую, тепловую и другие виды энергии. Активная мощность обусловлена преобразованием энергии первичного двигателя, полученной от природного источника, в электрическую энергию. Реактивная мощность не преобразуется в другие виды мощности, не совершает работу и поэтому называется мощностью условно. Реактивная мощность идет на создание магнитных и электрических полей. Для анализа режимов в цепях синусоидального тока реактивная мощность является очень удобной характеристикой, широко используемой на практике.

1. Способы снижения потерь активных нагрузок потребителей

Снижение потребления ЭЭ является одним из важнейших факторов производственной деятельности предприятия. Основной способ снижения потребления ЭЭ – её экономия за счет уменьшения потерь ЭЭ в СЭС предприятия (трансформаторах, линиях, реакторах).

Потери ЭЭ в трансформаторах составляют значительную величину. Эти потери снижают правильным выбором мощности и числа трансформаторов, рационального режима их работы, исключением режимов холостого хода при малых загрузках.

Потери в линиях зависят от сопротивления линии, величины тока линии. Для снижения сопротивления линии, при наличии парных линий, их включают параллельно. Значительно сокращаются потери ЭЭ при использовании повышенных напряжений 20 кВ и 0,66 кВ в питающих и распределительных сетях.

Регулирование графиков нагрузки, целью которого является получение равномерного графика, позволяет повысить использование оборудования и снизить потери ЭЭ. С целью максимальной экономии ЭЭ для энергоёмкого оборудования (электротермических установок, теплообменников, сушильных и холодильных камер и др.) целесообразно установить, какой режим является более экономным – полное отключение с дополнительными расходами для его пуска или их оставление в работе с дополнительными потерями на холостой ход оборудования.

Потери ЭЭ в общепромышленных установках (ОПУ). Расход ЭЭ в ОПУ составляет 50-60 % от общего расхода ЭЭ. Сокращение его может значительно снизить нагрузку потребителей, а соответственно и потерь ЭЭ. Для наглядности приведем данные о расходах ЭЭ некоторыми потребителями ОПУ в процентах к общезаводскому расходу ЭЭ:

- комперессорные установки – 20- 25 %;

- вентиляционные установки – 10- 20 %:

- водонасосные установки – 5- 6 %;

- транспортные устройства – 7- 8 %;

- электроосвещение – 8 -10 %.

Основные способы снижения нагрузок указанных потребителей:

а) Наиболее эффективными способами экономии ЭЭ в компрессорных установках являются:

- поддержание необходимого давления и допустимое снижение давления на компрессоре при прекращении работы потребителей воздуха;

- обеспечение требуемого режима охлаждения;

- понижение температуры всасываемого воздуха и применение промежуточных охладителей в многоступенчатых компрессорах;

- рациональное распределение нагрузки между компрессорами в соответствии с их параметрами и наиболее экономичными по расходу ЭЭ;

- введение системы контроля за утечками сжатого воздуха.

б) Снижение электрических нагрузок в вентиляционных установках в основном определяется автоматизацией их работы в зависимости от режима работы основного оборудования, участка, цеха.

в) снижение расхода ЭЭ в насосных установках достигается регулированием производительности и давления насосных агрегатов, а также сокращением расхода воды на производственные нужды.

Регулирование производительности и давления при одиночной работе насосов достигается установкой регулируемых электроприводов или установкой приемных и опорных задвижек. Этот способ является более экономичным. Сокращения расхода воды на производственные нужды обеспечивается устройствами для утилизации охлаждающей воды за счет применения циркуляционных систем охлаждения.

г) Транспортные устройства. Наибольшее потребление ЭЭ приходится на мостовые краны, у которых мощность двигателей часто может превышать мощность, необходимую для текущих перевозок грузов. Снижение расхода ЭЭ в этом случае можно получить за счет применения крана с двумя подъемами или установки второго крана с меньшей грузоподъемностью для постоянной работы. При монтаже (перемещении) многотонного оборудования использовать второй подъем (кран).

д) Электрическое освещение. Основными мерами для снижения расхода ЭЭ являются: содержание в чистоте световых проемов и полное использование естественного света; систематическая чистка осветительных ламп, правильное размещение светильников, применение наиболее экономичных светильников и источников света, схем автоматического включения и отключения внутреннего и наружного освещения.

 

2. Способы снижения реактивных нагрузок

Снижение реактивных нагрузок потребителей может осуществляться:

1) выполнением мероприятий, не требующих установки компенсирующих устройств для снижения реактивной мощности;

2) установкой компенсирующих устройств для частичной или полной компенсации реактивной мощности.

В первом случае, предметом анализа должны быть следующие вопросы:

а) замена мало загруженных асинхронных двигателей (АД) двигателями меньшей мощности. Для АД с номинальным коэффициентом мощности cosφ_ном = 0,91 – 0,93 реактивная мощность холостого хода составляет около 50% реактивной мощности при номинальной загрузке двигателя. Для двигателей с cosφ_ном = 0,77 – 0,79 она достигает 70%. Например, если для какого-то конкретного двигателя при 100% -й загрузке cosφ = 0,8, то при 50% -й загрузке он равен 0,65, а при 30% -й – 0,51%. Следовательно, замена систематически мало загруженных АД двигателями меньшей мощности способствует повышению мощности промышленных электроустановок.

б) ограничение холостого хода двигателей и сварочных трансформаторов;

в) применение синхронных двигателей вместо асинхронных двигателей в случае, когда это возможно по условиям технологического процесса;

г) применение наиболее целесообразной силовой схемы вентильного преобразователя (предпочтительнее использовать схемы с меньшим потреблением реактивной мощности).

Как правило, значительное снижение потребления реактивной мощности естественными методами невозможно, поэтому в дополнение к естественным мероприятиям применяют искусственные методы компенсации реактивной мощности, т.е. рассматривается второй случай.

Во втором случае, для компенсации реактивной мощности, потребляемой электроустановками, используются синхронные машины, конденсаторы и специальные статические источники реактивной мощности.

Наглядное представление о сущности компенсации реактивной мощности дает векторная диаграмма, представленная на рис. 3.4. Пусть до компенсации потребитель потребляет активную мощность Р₁ – вектор ОВ и реактивную мощность Q₁ (от индуктивной нагрузки) – вектор ВА. Вектор ОА представляет полную потребляемую мощность S₁.

 

Рис. 3.4. Векторная диаграмма компенсации реактивной мощности

 Если включить параллельно нагрузке компенсирующую установку (емкостную нагрузку) Q_ку – вектор АА′, то при той же потребляемой активной мощности Р₁ реактивная мощность потребителя уменьшается на величину Q₁- Q_ку, а полная мощность S₂ станет меньше S₁. При этом ток в сети также снизится, поскольку I₂ = S₂ / ( U) < I₁ = S₁ / ( U). В результате использования компенсирующей установки (КУ) при том же сечении проводов можно повысить пропускную способность сети по активной мощности.

Мощность компенсирующего устройства Q_ку определяется как разность между реактивной мощностью нагрузки предприятия Q и предельной реактивной мощностью Q_э, которую может предоставить предприятию энергосистема по условиям режима ее работыQ_ку = Q – Q_э = Р(tgφ_р – tgφ_э)

 где Q = Р tgφ_р – расчетная мощность реактивной нагрузки предприятия в точке присоединения к питающей энергосистеме;

Q_э – мощность, соответствующая установленным предприятию условиям получения электроэнергии от энергосистемы;

Р – расчетная мощность активной нагрузки предприятия;

tgφ_р = Q/Р – тангенс угла, соответствующий коэффициенту мощности нагрузки предприятия;

tgφ_э – тангенс угла, отвечающий установленным предприятию условиям получения мощности Q_э.

Для компенсации реактивной мощности в сетях общего назначения чаще используют конденсаторные батареи (БК) и синхронные двигатели (СД). К достоинствам конденсаторных батарей относятся простота, невысокая стоимость, малые удельные потери активной мощности. Размещение конденсаторных батарей в сетях напряжением до 1000 В и выше должно удовлетворять условию наибольшего снижения потерь активной мощности от реактивных нагрузок.

Основное назначение синхронных двигателей – выполнение механической работы, следовательно, он является потребителем активной мощности. При перевозбуждении СД его электродвижущая сила (ЭДС) больше напряжения сети, в результате вектор тока двигателя опережает вектор напряжения, т.е. имеет емкостный характер. В результате СД выдает реактивную мощность. При недовозбуждении СД является потребителем реактивной мощности. Изменение тока возбуждения позволяет регулировать генерируемую СД реактивную мощность. Затраты на генерацию реактивной мощности определяются в основном стоимостью связанных с этим потерь активной мощности в самом двигателе. Как правило, чем меньше номинальная мощность СД и его частота вращения, тем больше эти потери.

• Методика технико-экономического сравнения вариантов при выборе схем электроснабжения.

Целью технико-экономических расчётов является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и её элементов. При технико-экономических расчётах систем промышленного электроснабжения соблюдают следующие условия сопоставимости вариантов:

• технические, при которых сравнивают только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметров, характеризующих каждый рассматриваемый вариант;

• экономические, при которых расчёт сравниваемых вариантов ведут применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники с учётом одних и тех же экономических показателей, характеризующий каждый рассматриваемый вариант.

При выборе схемы внешнего электроснабжения промышленного предприятия на основе технико-экономических расчётов определяют сечения проводов и жил кабелей питающих линий и рациональное напряжение.

Экономически целесообразное сечение определяют в результате сопоставления приведённых затрат для линий, имеющих различное сечение. За основу принимают стандартное сечение, выбранное по техническим условиям. Дополнительно рассматривают стандартные ближайшее большее и ближайшее меньшее сечение. Определяют приведённые затраты, а затем строят зависимость З=f(s).

Технико-экономическое сравнение

Экономическая эффективность каждого из вариантов определяется по годовым расчетным затратам из выражения:

З=р_нК+С_э ,

где р_н=0,15 - нормативный коэффициент эффективности капитальных капитальных вложений, соответствующих сроку окупаемости, равному 6 лет, отн.ед/год;

Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения в общем случае определяются из выражения:

К=К_л+К_т+К_э.а,

где К_л – капитальные затраты на сооружение линий;

К_а – капитальные затраты на установку высоковольтной аппаратуры;

К_т – капитальные затраты на установку силовых трансформаторов.

Годовые эксплуатационные расходы на систему электроснабжения определяются из выражения:

С_э=С_п+С_а,

где С_п – стоимость годовых расходов на оплату потерь электроэнергии в элементах системы электроснабжения;

С_а – стоимость годовых расходов на амортизацию и отчисления.

С_а=φК,

где φ–для линий 0,05; для трансформаторов и электрических аппаратов 0,1

С_а=С_ал+С_ат+С_а.эа С_п= С_п.т +С_п.л,

где С_п.л=ΔЭ^.С_о ; С_о – стоимость эл. энергии; ΔЭ= ΔР_л^.Т_г;

ΔР_л- полные потери в линии; ΔР_л= ΔР_н^.L^.К²_з;

ΔР_н - потери в 1 км линии;

Приведенные потери в трансформаторах:

ΔР_т= ΔР^/_х+ ΔР^/_к^.К²_з , где потери х.х: ΔР^/_х= ΔР_х+К_ип ΔQ_х , (ΔQ_х=I_х/100^.S_н.тр )

потери к.з ΔР^/_к= ΔР_к+К_ип ΔQ_к, (ΔQ_к=U_х/100^.S_н.тр)

Определение эксплуатационных расходов на кабельные линии

ТЭР выключателей:

Исходные данные: Тип выключателя , ток номинальный (I), стоимость (k), количество выключателей (n).

Капитальные затраты на выключатели:

Амортизационные расходы на выключатели:

ТЭР трансформаторов:

Исходные данные: Количество трансформаторов, их мощность, тип ТП, стоимость каждой ПС.

Капитальные затраты:

Потери электроэнергии в трансформаторах:

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

Амортизационные расходы на трансформаторы:

• Причины и виды короткого замыкания. Периодическая и апериодическая составляющие тока КЗ. Ударный ток КЗ.

Короткие замыкания (к.з.) являются одной из основ­ных причин нарушения нормального режима работы электроустановок и даже энергосистем в целом. Короткие замыкания — это соединения между фазами (фаз­ными проводниками электроустановки), между фазами и землей (или нулевым проводом), а также между раз­личными витками одной фазы обмоток генератора, трансформатора или двигателя. На практике соединения могут быть через дугу или глухие, так называемые «металлические».

Токи к.з. обычно существуют незначительное время (0,05<t<5с), но их приходится тщательно рассчиты­вать и учитывать ввиду того, что из-за их термического и динамического воздействия возможны серьезные по­вреждения электрооборудования и проводников.

В электрических системах могут иметь место трехфазные, двухфазные, однофазные к.з. и двухфазные к.з. на землю. Иногда один вид к.з. переходит в другой (например, в кабельных линиях 6-10 кВ замыкания одной фазы на землю часто переходят в междуфазные к.з.). Условные обозначения и относительная частота возникновения различных к.з. даны на рис. 4.1.

Рис. 4.1. Условные обозначение и относительная частота возникновения различных к.з.

Основная часть повреж­дений возникает в электрических сетях. Их причиной в большинстве случаев являются различные виды корот­ких замыканий.

Причиной к.з. в свою очередь обычно являются на­рушения изоляции, вызванные:

а) перенапряжениями (особенно в сетях с незаземленными или с резонансно-заземленными нейтралями);

б) прямыми ударами молнии;

в) старением изоляции;

г) механическими повреждениями;

д) набросами посторонних тел, проездом под линия­ми негабаритных механизмов (краны с поднятой стре­лой и т. п.);

е) неудовлетворительным уходом за оборудованием.

Относительно часто причиной повреждений в элект­рической части электроустановок являются неправиль­ные действия обслуживающего персонала.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания в электроустановке: Свободная составляющая тока короткого замыкания в электроустановке, изменяющаяся во времени без перемены знака

Периодическая составляющая тока короткого замыкания рабочей частоты в электроустановке: Составляющая тока короткого замыкания в электроустановке, изменяющаяся по периодическому закону с рабочей частотой.

Для выбора и проверки электрооборудования по условию электродинамической стойкости необходимо знать наибольшее возможное мгновенное значение тока КЗ, которое называют ударным токами определяют по формуле

где Iп0 - значение периодической слагающей тока КЗ в начальный момент; Куд - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени Та апериодической составляющей тока КЗ

где Хк и Rк - соответственно индуктивное и активное сопротивления цепи КЗ.

Зависимость ударного коэффициента Куд от постоянной времени Та определяется выражением

Рассмотрим возникновение тока КЗ в цепи переменного тока с синусоидальной ЭДС, от источника неограниченной мощности. Значения токов КЗ зависят от момента времени. В первые моменты ток имеет переходные значения, а затем, после затухания в цепи свободных токов и прекращения изменения напряжения возбудителей синхронных машин под действием АРВ, получает установившуюся величину, равную по закону Ома:

 

Для принятых условий допускается, что R = 0, тогда действующее значение тока КЗ:

Угол сдвига тока по фазе φ_к = π/2.

Примем, что мгновенное значение ЭДС изменяется по закону   ; мгновенное значение тока КЗ:   .

Если предположить, что КЗ произошло в момент прохождения ЭДС через «0» (что является наиболее опасным случаем), то при t = 0

 .

На рисунке 8.6 приведены кривые изменения тока короткого замыкания в цепи, питающейся от системы неограниченной мощности.

Рисунок 8.6 – Кривые изменения тока при коротком замыкании в удаленных точках от системы неограниченной мощности

Итак, при возникновении КЗ, в цепи появляются токи, имеющие следующие названия: периодическая составляющая тока КЗ, определяется по закону Ома и изменяется по гармонической кривой в соответствии с синусоидальной ЭДС генератора с рабочей частотой; апериодическая составляющая – определяется характером затухания тока КЗ, зависящего от активного сопротивления цепи и обмоток статора генератора, изменяющаяся со временем без перемены знака. В цепи с напряжением выше 1000 В, где значение активного сопротивления мало, время затухания апериодической составляющей 0,15 – 0,2 с. Полный ударный ток КЗ получается от алгебраического сложения первых двух.

Пока амплитуда полного тока уменьшается из-за наличия апериодического тока, его называют переходным током КЗ. Когда изменение амплитуды прекратятся, ток называется установившимся.

• Расчет токов КЗ в сетях напряжением выше 1000В в именованных единицах. Расчетная и эквивалентная схема.

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) необходим для выбора аппаратуры и проверки элементов электроустановок (шин, изоляторов, кабелей и т. д.) на электродинамическую и термическую устойчивость, а также уставок срабатывания защит и проверки их на чувствительность срабатывания. Расчетным видом КЗ для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное КЗ. Однако для выбора и проверки установок релейной защиты и автоматики требуется определение и несимметричных токов КЗ.

Расчет токов КЗ с учетом действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому для решения большинства практических задач вводят допущения, которые не дают существенных погрешностей [5]:

1. трехфазная сеть принимается симметричной;

2. не учитываются токи нагрузки;

3. не учитываются емкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях;

4. не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;

5. не учитываются токи намагничивания трансформаторов.

В зависимости от назначения расчета токов КЗ выбирают расчетную схему сети, определяют вид КЗ, местоположение точек КЗ на схеме и сопротивления элементов схемы замещения. Расчет токов КЗ в сетях напряжением до 1000 В и выше имеет ряд особенностей, которые рассматриваются ниже.

При определении токов КЗ используют, как правило, один из двух методов:

• метод именованных единиц – в этом случае параметры схемы выражают в именованных единицах (омах, амперах, вольтах и т. д.);

• метод относительных единиц – в этом случае параметры схемы выражают в долях или процентах от величины, принятой в качестве основной (базисной).

Метод именованных единиц применяют при расчетах токов КЗ сравнительно простых электрических схем с небольшим числом ступеней трансформации.

Метод относительных единиц используют при расчете токов КЗ в сложных электрических сетях с несколькими ступенями трансформации, присоединенных к районным энергосистемам.

Если расчет выполняют в именованных единицах, то для определения токов КЗ необходимо привести все электрические величины к напряжению ступени, на которой имеет место КЗ.

При расчете в относительных единицах все величины сравнивают с базисными, в качестве которых принимают базисную мощность одного трансформатора ГПП или условную единицу мощности, например, 100 или 1000 МВА.

В качестве базисного напряжения принимают среднее напряжение той ступени, на которой произошло КЗ (U_ср = 6,3; 10,5; 21; 37; 115; 230 кВ). Сопротивления элементов системы электроснабжения приводят к базисным условиям в соответствии с табл. 3.1.

Таблица 3.1

Расчет токов КЗ начинают с составления расчетной схемы электроустановки. На расчетной схеме указываются все параметры, влияющие на величину тока КЗ (мощности источников питания, средне номинальные значения ступеней напряжения, паспортные данные электрооборудования), и расчетные точки, в которых необходимо определить токи КЗ. Как правило, это сборные шины ГПП, РУ, РП или начало питающих линий. Точки КЗ нумеруют в порядке их рассмотрения начиная с высших ступеней.

По расчетной схеме составляется электрическая схема замещения. Схемой замещения называется схема, соответствующая по своим параметрам расчетной схеме, в которой все электромагнитные (трансформаторные) связи заменены электрическими.

На рис. 3.1 приведен пример расчетной схемы, а на рис. 3.2 – соответствующая ему схема замещения.

П ри составлении схемы замещения для электроустановок выше 1000 В учитывают индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов и автотрансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных линий. Средние удельные значения индуктивных сопротивлений воздушных и кабельных линий электропередачи приведены в табл. 3.2. Активные сопротивления учитывают только для воздушных линий с проводами небольшого сечения и со стальными проводами, а также для протяженных кабельных линий с небольшим сечением.

Активное сопротивление трансформаторов учитывают в случае, когда среднее номинальное напряжение ступени, где находится точка короткого замыкания,   В и мощность трансформатора   кВА или питающая и отходящая линии выполнены из стальных проводов.

После составления схемы замещения необходимо определить ее параметры. Параметры схемы замещения определяются в зависимости от выбранного метода расчета токов КЗ в именованных или относительных единицах. Формулы для определения параметров схемы замещения приведены в табл. 3.2.

Далее схему замещения путем постепенного преобразования (последовательное и параллельное сложение, преобразование треугольника в звезду и др.) приводят к простейшему виду так, чтобы источник питания был связан с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением. Преобразования схемы замещения производятся для каждой точки КЗ отдельно.

• Расчет токов КЗ по расчетным кривым.

Если на предприятии имеется свой источник питания (обычно ТЭС) или питание осуществляется от источников, расположенных вблизи данного предприятия, то I_по ≠ I_пt ≠ I_∞ и значение периодической слагающей тока КЗ в момент времени t следует определять по расчетным кривым.

Указанные кривые (рис. 3.6) представляют собой зависимость кратности периодической слагающей тока КЗ k_t от расчетного сопротивления x_*расч(для времени, принимаемого от начала возникновения КЗ).

Таким образом, порядок расчета токов КЗ с помощью расчетных кривых сводится к следующему.

1. Составить расчетную схему и наметить точки короткого замыкания.

2. Задаться базисными мощностью и напряжением.

3. Составить схему замещения для каждой точки КЗ.

4. Произвести упрощение схем замещения, определить результирующее сопротивление до точек КЗ.

5. Определить расчетное сопротивление.

6. По расчетным кривым найти относительные токи КЗ для нужных моментов времени.

7. Определить токи и мощность КЗ

• Расчет токов КЗ с двигательной нагрузкой

При расчетах токов КЗ следует учитывать влияние каждой комплексной нагрузки, если ток в месте КЗ от той нагрузки составляет не менее 5 % тока в месте КЗ, определенного без учета нагрузки.

В общем случае ток КЗ от комплексной нагрузки следует определять, как геометрическую сумму токов от отдельных ее элементов.

В приближенных расчетах допускается эквивалентирование комплексной нагрузки с представлением ее в виде эквивалентной ЭДС и эквивалентного сопротивления.

Таблица 5.1

Параметры элементов комплексной нагрузки

Потребители комплексной	Значение		Сопротивление, отн.ед.
нагрузки	эквивалентной ЭДС	cos 	прямой последовательности	обратной последовательности
Синхронные двигатели напряжением свыше 1 кВ	1,074	0,9	0,04 + j0,15	0,04 + j0,15
Асинхронные двигатели напряжением свыше 1 кВ	0,93	0,87	0,01 + j0,17	0,01 + j0,17

• Методы преобразования схем замещения при определении токов КЗ.

Для определения результирующего сопротивления короткозамкнутой цепи схема замещения СЭС приводится к простейшему виду путем эквивалентных преобразований:

1) можно объединить точки равного потенциала;

2) можно разрезать узлы трехфазного КЗ;

3) эквивалентирование заменой последовательно и параллельно соединенных ветвей схемы замещения одной эквивалентной ветвью;

4) преобразование из Y в Δ и наоборот, ими пользуются после преобразований последовательно и параллельно соединенных ветвей;

5) преобразование из 4-х лучевой звезды в полносвязанный четырехугольник;

6) иногда используется метод наложения (решение получают как результат суммы ряда действительных режимов, каждый из которых определяется при условии, что в схеме приложена одна ЭДС, а остальные =0);

Рассмотрим наиболее часто встречающиеся преобразования:

1) последовательное соединение 2) параллельное соединение

3) замена группы параллельных генерирующих ветвей 4) замена Δ → Y

(т.е. ветвей с источником) одной ветвью

5) замена Y → Δ 6) Если трехфазное КЗ находится в узле с несколькими сходящимися в нем ветвями, то этот узел можно разрезать, сохранив на конце каждой образовавшейся ветви такое же КЗ. Далее полученную схему нетрудно преобразовать относительно любой из точек КЗ, учитывая другие ветви с КЗ как нагрузочные с ЭДС=0. Этот прием особенно эффективен, когда необходимо найти ток в одной из ветвей, присоединенных к узлу с КЗ.

7) При симметрии схемы замещения СЭС относительно точки КЗ или симметрии участка схемы относительно какой-либо промежуточной точки, в ходе преобразования можно соединить точки, имеющие одинаковые потенциалы, и исключить из схемы сопротивления, по которым I_кз не протекает.

8) Иногда преобразования схемы замещения упрощаются, если трехлучевую звезду с ЭДС в одном луче заменить треугольником, затем разрезать по вершине, где приложена ЭДС. Образовавшиеся параллельные ветви заменяют эквивалентными с такой же ЭДС.

• Преобразования схем замещения при определении токов КЗ методом коэфициентов токораспределения.

Ток КЗ будем рассчитывать, как сумму токов, посылаемых в место КЗ системой, генераторами ТЭЦ и генераторами ГЭС для любого момента времени.

Коэффициенты токораспределения Ci показывают долевое участие каждой группы источников в общем токе КЗ прямой последовательности. Сумма всех Ci в месте КЗ должна быть равна единице. Рассчитаем Ci для ветвей схемы нашего примера. Для этого определим результирующее сопротивление схемы замещения относительно точки КЗ.

Необходимо преобразовать треугольник сопротивлений в эквивалентную звезду. Сделать это можно по формуле:

где X_Л1, X_Л2, X_Л3 – реактивные сопротивления линий.

В итоге получим новую схему замещения прямой последовательности (рисунок 3).

Р исунок 3 – Преобразованная схема замещения прямой последовательности

Последовательные цели заменяем эквивалентами:

Рисунок 4 – Упрощённая схема замещения прямой последовательности

Для схемы на рисунке 4 найдем эквивалентное сопротивление, для левой части  :

*

Коэффициент токораспределения   найдем как:

Тогда:

Коэффициенты   можно рассчитать по выражениям:

• Способы ограничения токов КЗ. Выбор и проверка реакторов.

Максимальный уровень токов КЗ для сетей 35 кВ и выше ограничивается параметрами выключателей трансформаторов, проводников и других электрооборудований, условиями обеспечения устойчивости энергосистемы, а в сетях генераторного напряжения, в сетях собственных нужд и в распределительных сетях 3 – 20 кВ — параметрами электрических аппаратов и токопроводов, термической стойкостью кабелей, устойчивостью двигательной нагрузки.

Наиболее распространенными и действенными способами ограничения токов КЗ являются: секционирование электрических сетей; установка токоограничивающих реакторов; широкое использование трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения.

Первый способ является эффективным средством, которое позволяет уменьшить уровни токов КЗ в реальных электрических сетях в 1,5 – 2 раза. Пример секционирования электроустановки с целью ограничения токов КЗ показан на рис.1. Когда выключатель QB включен, ток КЗ от генераторов G1 и G2 проходит непосредственно к месту повреждения и ограничен лишь сопротивлением генераторов и трансформаторов соответствующих энергоблоков.

Если выключатель QB отключен, в цепь КЗ дополнительно включается сопротивление линий. Ток КЗ от генераторов G1 и G2 при этом резко снижается по сравнению с предыдущим случаем.

Рис. 1. Распределение токов КЗ: а—секционный выключатель включен; б—секционный выключатель отключен

Рис. 2. Совместная (а) и раздельная (б) работа трансформаторов на подстанции

В месте секционирования образуется так называемая точка деления сети. В мощной энергосистеме с большими токами КЗ таких точек может быть несколько.

Секционирование электрической сети обычно влечет за собой увеличение потерь электроэнергии в линиях электропередачи и трансформаторах в нормальном режиме работы, так как распределение потоков мощности при этом может быть неоптимальным. По этой причине решение о секционировании должно приниматься после специального технико-экономического обоснования.

В распределительных электрических сетях 10 кВ и ниже широко применяется раздельная работа секций шин, питающихся от различных трансформаторов подстанции (рис. 2). Основной причиной, определяющей такой режим работы, является требование снижения токов КЗ, хотя и в этом случае отказ от непосредственной параллельной работы трансформаторов имеет свои отрицательные последствия: разные уровни напряжения по секциям, неравномерная загрузка трансформаторов и т. п. При мощности понижающего трансформатора 25МВА и выше применяют расщепление обмотки низшего напряжения на две, что позволяет увеличить сопротивление такого трансформатора в режиме КЗ примерно в 2 раза по сравнению с трансформатором без расщепления обмотки.

К специальным техническим средствам ограничения токов КЗ в первую очередь относятся токоограничивающие реакторы.

Реакторы служат для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках, а также позволяют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при повреждениях за реакторами.

Основная область применения реакторов — электрические сети напряжением 6—10 кВ. Иногда токоограничивающие реакторы используются в установках 35 кВ и выше, а также при напряжении ниже 1000 В.

Реактор представляет собой индуктивную катушку, не имеющую сердечника из магнитного материала. Благодаря этому он обладает постоянным индуктивным сопротивлением, не зависящим от протекающего тока.

Схемы включения реакторов представлены на рис. 3

Для мощных и ответственных линий может применяться индивидуальное реактирование (рис. 1.3, а). Когда через реактор питается группа линий (например, в системе собственных нужд), его называют групповым (рис. 1.3, 6). Реактор, включаемый между секциями распределительных устройств, называют секционным реактором (рис. 1.3, в).

 

Рис. 13. Схемы включения реакторов:

а – индивидуальное реактирование;

б – групповой реактор;

в – секционный реактор

Основным параметром реактора является его индуктивное сопротивление x_р = ωL, Ом. В некоторых каталогах приводится

x_р% = (x_р√3I_ном ⁄ U_ном)×100

где I_ном — номинальный ток реактора, А; U_ном — номинальное напряжение реактора, В.

Поддержание более высокого уровня остаточного напряжения благоприятно сказывается на потребителях электроэнергии, питающихся от того же источника, что и поврежденная цепь. С учетом этого в режиме КЗ целесообразно иметь возможно большее значение индуктивного сопротивления х_р.

Однако по условиям работы электроустановки в нормальном режиме чрезмерно увеличивать сопротивление реактора нельзя из-за одновременного увеличения потери напряжения в реакторе при протекании рабочего пока. Особенно это заметно при использовании реакторов в качестве групповых и индивидуальных. Схемы реактированной линии и диаграммы, характеризующие распределения напряжений в нормальном режиме работы, приведены на рис. 4. На векторной диаграмме изображены:   ₁ – фазное напряжение перед реактором,   _р – фазноенапряжение после реактора и   – ток, проходящий по цепи.

 

 

Рис. 4. Ограничение тока КЗ и поддержание напряжения на шинах при помощи реакторов: напряжение на шинах при отсутствии (а) и наличии (б) реактора

Значительная потеря напряжения в нормальном режиме работы цепи не позволяет устанавливать индивидуальные и групповые реакторы большого сопротивления. Поэтому для случаев, когда требуются значительные ограничения тока КЗ, разрабатывают специальные более сложные устройства, так называемые БТУ – безынерционные токоограничивающие устройства.

На рис. 5 приведена схема простейшего БТУ, в состав которого входят: реактор с большим индуктивным сопротивлением, емкость, настроенная в резонанс с реактором так, чтобы результирующее сопротивление БТУ в нормальном режиме приближалось к минимально возможному. Параллельно емкости включена индуктивность в нормальном режиме с ненасыщенным ферромагнитным сердечником. Индуктивность в нормальном режиме имеет большое сопротивление, и ток через нее мал. При КЗ ток через емкость возрастает, увеличивается падение напряжения на ней, а следовательно, и напряжение на индуктивности. Последняя переходит в режим насыщения сердечника, резко уменьшает свое сопротивление и закорачивает емкость. Ток КЗ ограничивается нескомпенсированным в данном случае реактором.

Рис.5. Вариант схемы безынерционного токоограничивающего устройства

• Выбор высоковольтных выключателей и ячеек КРУ.

Все высоковольтные потребители подстанций, питающиеся от 5УР и 4УР (цеховые трансформаторы, высоковольтные двигатели, батареи конденсаторов), подсоединяют посредством высоковольтных ячеек. Рекомендуется использовать комплектные ячейки КРУ и КСО. Такое решение позволяет существенно повысить производительность монтажных работ, сократить стоимость подстанций, повысить надежность электроснабжения и безопасность обслуживания. Выбор конкретной ячейки Комплектного Распределительного Устройства зависит от токов рабочего режима и короткого замыкания в соответствующем присоединении, предопределяющих выбор выключателя или другого коммутационного аппарата. В распределительных устройствах 10(6) кВ применяют маломасляные подвесные выключатели со встроенными пружинными и электромагнитными приводами, а также элегазовые, вакуумные и другие выключатели. Маломасляные выключатели встраивают в стационарные камеры одностороннего обслуживания, применяющиеся преимущественно в электроустановках средней мощности. Распространены шкафы серий КРУ и КР, комплектуемые выключателями ВМПЭ на номинальные токи до 3200 А и токи КЗ до 31,5 кА. Большой диапазон исполнений дает возможность применять выключатели ВМПЭ как для присоединения электроустановок средней мощности, так и на стороне вторичного напряжения крупных трансформаторов. При больших мощностях короткого замыкания и больших рабочих токах рекомендуется использовать шестибаковые (по два на фазу) горшковые выключатели типа МГГ-10 с номинальным током 3200, 4000 и 5000 А и отключаемым током 30, 45 и 60 кА. Для присоединения потребителей с частыми коммутационными операциями рекомендуется использовать шкафы КЭ с электромагнитными выключателями типа ВЭМ-6, ВЭМ-10 на токи 1000—3200 А. Количество ячеек, присоединенных к секции шин, должно быть выбрано исходя из следующих потребностей: по одной на каждое проектируемое присоединение 10(6) кВ; по одной резервной на каждой секции шин; одна с межсекционным выключателем; одна с измерительным трансформатором напряжения на каждой секции шин; одна с вводным выключателем. Наиболее типична схема РУ 10 кВ промышленного предприятия с одиночными секционированными шинами. Выбор высоковольтных выключателей производят: - по напряжению электроустановки и длительному току - по электродинамической стойкости при токах короткого замыкания. Выключатель, выбранный по номинальному напряжению, номинальному продолжительному току и электродинамической стойкости, должен быть проверен по отключающей способности на возможность отключения симметричного тока.

При наличии синхронных двигателей на соседней секции шин максимальное результирующее значение тока внешнего короткого замыкания определяется с учетом суммарной подпитки от обеих секций, так как секционный выключатель может быть включен. При проектировании подстанции промышленного предприятия возникает необходимость повторения процедур выбора аппаратов и токоведущих устройств столько раз, сколько отходящих линий на предприятии.

• Выбор выключателей нагрузки и предохранителей.

В целях снижения стоимости распределительного устройства 6—10 кВ подстанции вместо силовых выключателей небольшой и средней мощности можно применять выключатели нагрузки, способные отключать рабочие токи линий, трансформаторов и других электроприемников. Для отключения токов короткого замыкания, превышающих допустимые значения для выключателей нагрузки, последние комплектуют кварцевыми предохранителями ПК. Такой комплект получил название ВКП. При проектировании необходимо учитывать, что при каждом отключении выключателя нагрузки происходит износ газогенерирующих дугогасящих вкладышей, ограничивающих число допускаемых отключений КЗ. Аппараты ВКП можно применять для присоединения трансформаторов мощностью до 1600 кВА, батареи конденсаторов до 400 квар, электродвигателей 3-6 кВ мощностью 600-1500 кВт. Рекомендуется установка выключателя нагрузки после предохранителя, считая по направлению тока от источника питания, что следует иметь в виду при составлении однолинейной схемы соединений подстанции. Такая схема имеет следующее преимущество — если при отключении выключателя нагрузки возникнут неполадки (например затяжка дуги вследствие износа вкладышей или случайное превышение тока над паспортными значениями), то предохранители практически мгновенно отключат данную линию и возникающая авария ограничится пределами только данной камеры и не распространится на все распредустройство. Такая установка предохранителей дает возможность безопасного осмотра и ревизии выключателя нагрузки при вынутых предохранителях. Выбор выключателей нагрузки производится по тем же условиям, что и разъединителей. При выборе аппаратов ВКП в РУ 6—10 кВ необходимо учитывать недостаточную чувствительность предохранителей к перегрузкам. Поэтому применение аппаратов ВКП должно сопровождаться установкой соответствующих релейных защит от перегрузок в схеме блока линия-трансформатор. В ОРУ 10—110 кВ рекомендуется применение стреляющих предохранителей. Мощность трансформаторов, защищаемых стреляющими предохранителями, ограничена значениями 4000-6300 кВА. В закрытых помещениях установка их не допускается. Наибольшая отключающая мощность предохранителей ПК, ПКН (для наружной установки), ПКЭ (для экскаваторов) составляет 200 МВА; ПКУ (усиленный) на 6-10 кВ — 350 МВА, на 35 кВ — 500 МВА. Номинальные токи плавких вставок предохранителей ПК следует выбирать так, чтобы не возникало ложное срабатывание предохранителя вследствие толчков тока при включении трансформатора на небольшую нагрузку, а также при включении электродвигателей или батарей конденсаторов. Для выполнения этого условия ток плавкой вставки выбирается в 1,4-2,5 раза больше номинального тока защищаемого электроприемника.  При выборе предохранителей следует обратить особое внимание на то, что их можно применять лишь в сетях и электроустановках с напряжением, соответствующим номинальному напряжению предохранителя. Применение предохранителей с номинальным напряжением, отличным (большим или меньшим) от номинального напряжения сети, не допускается.

• Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей.

Разъединители применяют для отключения и включения цепей без тока и для создания видимого разрыва цепи в воздухе. Между силовыми выключателем и разъединителем следует предусматривать механическую и электромагнитную блокировки, не допускающие отключения разъединителя при включенном выключателе, когда в цепи протекает ток нагрузки. Разъединители могут также применяться для следующих операций на подстанции: заземления и разземления нейтралей силовых трансформаторов, отключения и включения дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю; отключения и включения измерительных трансформаторов напряжения; отключения и включения обходных выключателей в схемах РУ с обходной секцией шин, если шунтируемый разъединителем выключатель включен. Разъединители выпускают также с одним и двумя заземляющими ножами (число ножей обозначается цифрой 1 или 2 после буквенного обозначения: РНДЗ-1-220У/2000 или РЛНД-2-220/1000). Короткозамыкатели и отделители — это специальные разъединители, имеющие автоматически действующие приводы. При выборе отделителей и разъединителей необходимо учитывать коммутационные возможности этих аппаратов, оговоренные каталогами (намагничивающий ток, зарядный ток, ток замыкания на землю). При проектировании необходимо учитывать возможность увеличения отключающей способности разъединителей с помощью дутьевых приставок, что позволяет повысить предельный ток отключения до 80, 60 и 100 А соответственно. При выборе короткозамыкателей необходимо учитывать режим нейтрали сети. В сетях 110 и 220 кВ с заземленной нейтралью достаточно установить однополюсный короткозамыкатель. В сетях 35 кВ с изолированной нейтралью необходимо установить два полюса короткозамыкателя или по одному короткозамыкателю в двух фазах.

Разъединители, отделители и выключатели нагрузки выбирают по напряжению, номинальному длительному току Iном, а в режиме короткого замыкания проверяют термическую и электродинамическую стойкость. Для короткозамыкателей выбор по номинальному току не требуется. Разъединители, отделители и короткозамыкатели следует выбирать также по роду установки и конструктивному исполнению.

• Выбор и проверка трансформаторов тока. Кривые 10%-ной погрешности.

Все трансформаторы тока выбираются, как и другие аппараты, по номинальному току и напряжению установки и проверяются на термическую и динамическую устойчивость при коротких замыканиях. Кроме того, трансформаторы тока, используемые для включения релейной защиты, проверяются на величину погрешности, которая, как указывалось выше, не должна превышать 10% по току и 7° по углу [Л. 41]. Для проверки по этому условию в информационных материалах заводов-поставщиков трансформаторов тока и в другой справочной литературе [Л. 46, 70, 94] даются следующие специальные характеристики и параметры трансформаторов тока.

1) Кривые зависимости 1 0 % -ной кратности m от сопротивления нагрузки z_H подключенной к вторичной обмотке трансформатора тока (для трансформаторов тока, выпущенных в соответствии с ГОСТ 7746-55). Согласно указанному ГОСТу 10%-ной кратностью m называется отношение, т. е. кратность, первичного тока, проходящего через трансформатор тока, к его номинальному току, при которой токовая погрешность трансформатора тока f [см. (6-10)] составляет 10% при заданной нагрузке z_H. Угловая погрешность при этом достигает 7° (рис. 6-16).

Таким образом, зная кратность первичного тока, проходящего через трансформатор тока m=I₁ / I_{1 HOM} , можно по кривым 10%-ной кратности для данного типа трансформатора тока определить допустимую нагрузку z_H.ДОП. при которой погрешность трансформатора тока не будет превышать 10%.

И, наоборот, зная действительную величину нагрузки, которая подключена (или должна быть подключена) к вторичной обмотке трансформатора тока z_H можно по кривым 10%-ной кратности определить допустимую кратность первичного тока m_ДОП., при которой токовая погрешность трансформатора тока также не будет превышать 10%. При этом допустимый первичный ток будет равен:

2) Кривые зависимости предельной кратности K₁₀ от сопротивления нагрузки z_H подключенной к вторичной обмотке (для трансформаторов тока, выпущенных в соответствии с ГОСТ 7746-68). Согласно указанному ГОСТу предельной кратностью K₁₀ называется наибольшее отношение, т. е. наибольшая кратность, первичного тока, проходящего через трансформатор тока, к его номинальному току I₁ / I_{1 HOM} , при которой полная погрешность трансформатора тока е по (6-12) при заданной вторичной нагрузке не превышает 10%. При этом гарантируемая предельная кратность при номинальной вторичной нагрузке z_H.HOM называется номинальной предельной кратностью К_{10 HOM} Аналогично рассмотренному выше, можно, пользуясь кривыми предельной кратности, определить либо допустимую нагрузку по известной кратности первичного тока, либо допустимую кратность первичного тока по известной нагрузке, при которых полная погрешность трансформатора тока не будет превышать 10%.

• Основные требования к релейной защите.

1. Быстродействие. Как уже указывалось, быстрое отключение поврежденного оборудования или участка электрической установки предотвращает или уменьшает размеры повреждений, сохраняет нормальную работу потребителей неповрежденной части установки, предотвращает нарушение параллельной работы генераторов. Поэтому для обеспечения надежной работы генераторы, трансформаторы и другие электрические машины и аппараты, линии электропередачи и все другие части электрической установки или электрической сети должны оснащаться быстродействующей релейной защитой.

Современные устройства быстродействующей релейной защиты имеют время действия 0,04—0,1 с. Указанное быстродействие требуется в тех случаях, когда короткие замыкания сопровождаются глубоким понижением напряжения. В тех случаях, когда напряжение в неповрежденной части составляет 60—70% нормального, допускается повышать время действия защиты до 0,2—2 с.

2. Селективность, или избирательность. Селективностью называется способность релейной защиты выявлять место повреждения и отключать его только ближайшими к нему выключателями. Так, при к. з. в точке К₁ (рис. В-1) для правильной ликвидации аварии должна подействовать защита только на выключателе В₁ и отключить этот выключатель. При этом остальная неповрежденная часть электрической установки останется в работе. Такое избирательное действие защиты называется селективным. Если же при к. з. в точке K₁ раньше защиты выключателя В₁ или одновременно с ней подействует защита выключателя В₄ и отключит этот выключатель, то ликвидация аварии будет неправильной, так как, кроме поврежденного электродвигателя Д₁ останется без напряжения неповрежденный электродвигатель Д₂. Такое действие защиты называется неселективным. Из рис. В-1 видно, что если при к. з. в точке К₁ подействует неправильно защита выключателя В₅ и отключит этот выключатель, то последствия такого неселективного действия будут еще более тяжелыми, так как без напряжения останутся оба неповрежденных электродвигателя Д₂ и Д₃. Рассмотренный пример показывает, какое важное значение имеет выполнение требования селективности для обеспечения правильной ликвидации аварий. В ряде случаев одновременное выполнение требований селективности и быстродействия вызывает серьезные трудности и требует существенного усложнения защиты. В таких случаях в первую очередь обеспечивается выполнение того из требований, которое в данных конкретных условиях является определяющим. 3. Чувствительность. Защита должна обладать такой чувствительностью к тем видам повреждений и нарушений нормального режима работы в данной электрической установке или электрической сети, на которые она рассчитана, чтобы было обеспечено ее действие в самом начале возникновения повреждения, чем сокращаются размеры повреждения оборудования в месте к. з. Чувствительность защиты должна также обеспечивать ее действие при повреждениях на смежных участках. Так, например, если при повреждении в точке К₁ (рис. В-1) по какой-либо причине не отключится выключатель В₁ то должна подействовать защита следующего к источнику питания выключателя В₄ и отключить этот выключатель. Такое действие защиты называется дальним резервированием смежного или следующего участка. Дальнее резервирование является обязательным условием хотя бы для наиболее вероятного вида повреждения. 4. Надежность. Требование надежности состоит в том, что защита должна правильно и безотказно действовать на отключение выключателей оборудования при всех его повреждениях и нарушениях нормального режима работы, на действие при которых она предназначена и не действовать в нормальных условиях, а также при таких повреждениях и нарушениях нормального режима работы, при которых действие данной защиты не предусмотрено и должна действовать другая защита. Требование надежности обеспечивается совершенством принципов защиты и конструкций аппаратуры, добротностью деталей, простотой выполнения, а также уровнем эксплуатации.

• Схемы соединения ТТ (трансформаторов тока)

Схема соединения трансформаторов тока в полную звезду

 В нормальном, симметричном режиме ТТ устанавливают во всех фазах. Вторичные обмотки трансформатора тока и обмотки реле соединяются в звезду и их нулевые точки связываются одним проводом, называемым нулевым. В нулевую точку объединяются одноименные зажимы обмоток ТТ.

Режим	Описание	Токи в фазах	Векторная диаграмма	Коэфициент схемы
Нормальный режим	в реле проходят токи фаз, а в нулевом проводе их геометрическая сумма (при симметричном режиме она равна нулю).			Iр=Iф Ксх=1
Трехфазное КЗ	аналогично нормальному режиму.
Двухфазное КЗ	ток проходит только в двух повреждённых фазах (соответственно и в реле), а ток в неповреждённой фазе отсутствует. Теоретически ток в нулевом проводе также практически отсутствует при 3-х и 2-х фазных КЗ, но при неидентичности характеристик и погрешностей ТТ в нулевом проводе в нормальном режиме протекает ток небаланса, который возрастает при К.З.
Однофазное КЗ	первичный ток к.з. проходит только по одной поврежденной фазе. Соответствующий ему вторичный ток проходит также только через одно реле и замыкается по нулевому проводу.

Особенности схемы: Защита реагирует на все виды к.з, и имеет одинаковую чувствительность (коэффициент чувствительности при разных повреждениях одинаковый). При всех замыканиях, кроме замыкания на землю, в нулевом проводе протекает геометрическая сумма токов в реле, в следствии чего, ток в нулевом проводе приблизително равен нулю (в нем протекают токи неаланса). Реле в нулевом проводе реагирует только на токи к.з. на землю.

Схема соединения трансформаторов тока и обмоток реле в неполную звезду

ТТ устанавливаются в две фазы и соединяются аналогично схеме звезды.

Режим	Описание	Токи в фазах	Векторная диаграмма	Коэфициент схемы
Нормальный режим	в реле проходят токи фаз, а в нулевом проводе их геометрическая сумма .			Iр=Iф Ксх=1
Трехфазное КЗ	токи проходят по обоим реле и в обратном проводе.
Двухфазное КЗ	в зависимости от того, какие фазы повреждены токи проходят в одном или двух реле. Ток в обратном проводе при 2-х к.з. между фазами А и С, в которых установлены ТТ, с учетом Ia=-Ic, равен нулю, а при замыканиях между фазами АВ и ВС он соответственно равен Iоб=Ia и Iоб=Ic
Однофазное КЗ	Схема реагирует на однофазные к.з. лиш в тех фазах в которых установлены ТТ. В следствии этого для защит от однофазных к.з. не применяяется