Конюхова Е. А. Электроснабжение объектов

ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОБЪЕКТОВ

Скачать Конюхова Е. А. Электроснабжение объектов>>>

В настоящее время нельзя представить себе жизнь и деятельность современного человека без применения электричества. Электричество уже давно и прочно вошло во все отрасли народного хозяйства и в быт людей. Основное достоинство электрической энергии относительная простота производства, передачи, дробления и преобразования.

В системе электроснабжения объектов можно выделить три вида электроустановок: по производству электроэнергии электрические станции;

по передаче, преобразованию и распределению электроэнергии электрические сети и подстанции;

по потреблению электроэнергии в производственных и бытовых нуждах приемники электроэнергии.

Электрической станцией называется предприятие, на котором вырабатывается электрическая энергия. На этих станциях различные виды энергии (энергия топлива, падающей воды, ветра, атомная и др.) с помощью электрических машин, называемых генераторами, преобразуются в электрическую энергию.

В зависимости от используемого вида первичной энергии все существующие электрические станции разделяются на следующие основные группы: тепловые, гидравлические, атомные, ветряные и др.

Приемником электроэнергии (электроприемником, токоприемником) называется электрическая часть производственной установки, получающая электроэнергию от источника и преобразующая ее в механическую, тепловую, химическую, световую энергию, в энергию электростатического и электромагнитного поля.

По технологическому назначению приемники электроэнергии классифицируются в зависимости от вида энергии, в который данный приемник преобразует электрическую энергию: электродвигатели приводов машин и механизмов; электротермические установки; электрохимические установки; установки электроосвещения; установки электростатического и электромагнитного поля, электрофильтры; устройства искровой обработки, устройства контроля и испытания изделий (рентгеновские аппараты, установки ультразвука и т.д.). Электроприемники характеризуются номинальными параметрами: напряжением, током, мощностью и др.

Совокупность электроприемников производственных установок цеха, корпуса, предприятия, присоединенных с помощью электрических сетей к общему пункту электропитания, называется электропотребителем .

Совокупность электрических станций, линий электропередачи, подстанций, тепловых сетей и приемников, объединенных общим и непрерывным процессом выработки, преобразования, распределения тепловой и электрической энергии, называется энергетической системой.

Единая энергетическая система (ЕЭС) объединяет энергетические системы отдельных районов, соединяя их линиями электропередачи (ЛЭП).

Часть энергетической системы, состоящая из генераторов, распределительных устройств, повышающих и понижающих подстанций, линий электрической сети и приемников электроэнергии, называют электроэнергетической системой.

Электрической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и распределения электроэнергии, состоящая из подстанций и распределительных устройств, соединенных линиями электропередачи, и работающая на определенной территории.

Электрическая сеть объекта электроснабжения, называемая системой электроснабжения объекта, является продолжением электрической системы. Система электроснабжения объекта объединяет понижающие и преобразовательные подстанции, распределительные пункты, электроприемники и ЛЭП.

Прием, преобразование и распределение электроэнергии происходят на подстанции электроустановке, состоящей из трансформаторов или иных преобразователей электроэнергии, распределительных устройств, устройств управления, защиты, измерения и вспомогательных устройств.

Распределение поступающей электроэнергии без ее преобразования или трансформации выполняется на распределительных подстанциях (РП).

Электрические сети подразделяют по следующим признакам.

1. Напряжение сети. Сети могут быть напряжением до 1 кВ низковольтными, или низкого напряжения (НН), и выше 1 кВ высоковольтными, или высокого напряжения  (ВН).
2. Род тока. Сети могут быть постоянного и переменного тока. Электрические сети выполняются в основном по системе трехфазного переменного тока, что является наиболее целесообразным, поскольку при этом может производиться трансформация электроэнергии. При большом числе однофазных приемников от трехфазных сетей осуществляются однофазные ответвления. Принятая частота переменного тока в ЕЭС России равна 50 Гц.
3. Назначение. По характеру потребителей и от назначения территории, на которой они находятся, различают: сети в городах, сети промышленных предприятий, сети электрического транспорта, сети в сельской местности. Кроме того, имеются районные сети, предназначенные для соединения крупных электрических станций и подстанций на напряжении выше 35 кВ; сети межсистемных связей, предназначенные для соединения крупных электроэнергетических систем на напряжении 330,500 и 750 кВ. Кроме того, применяют понятия: питающие и распределительные сети.

 

 

Рис. 1.1. Условные обозначения элементов электрической  системы

 

 

Рис. 1.2. Схема электрической  системы

 

 

4. Конструктивное выполнение сетей. Линии могут быть воздушными, кабельными и токопроводами. Подстанции могут быть открытыми и закрытыми.

Для графического изображения электроэнергетических систем, а также отдельных элементов и связи между элементами используют общепринятые условные обозначения. На рис.

1.1 показаны условные обозначения основных элементов электроэнергетической системы.

Примерная схема относительно простой электроэнергетической системы приведена на рис. 1.2. Здесь электрическая энергия, вырабатываемая на двух электростанциях различных типов: тепловой электростанции (ТЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), подводится к потребителям, удаленным друг от друга. Для того чтобы передать электроэнергию на расстояние, ее предварительно преобразовывают, повышая напряжение трансформаторами. У мест потребления электроэнергии напряжение понижают до нужной величины. Из схемы можно понять, что электроэнергия передается по воздушным линиям. Схема, приведенная на рис. 1.2, представлена в однолинейном изображении. В действительности элементы системы, работающие на переменном токе, имеют трехфазное исполнение. Однако для выявления структуры системы и анализа ее работы нет необходимости в ее трехфазном изображении, вполне достаточно воспользоваться ее однолинейным изображением.

 

1.2.  Электрические параметры электроэнергетических систем

 

При анализе работы сети различают параметры элементов сети и параметры ее режимов. Параметрами элементов электрической сети являются сопротивления и проводимости, коэффициенты трансформации. К параметрам сети также относят электродвижущую силу (э.д.с.) источников и задающие токи (мощности) нагрузок. К параметрам режима относятся: значения частоты, токов в ветвях, напряжений в узлах, фазовых углов, полной, активной и реактивной мощностей электропередачи, а также значения, характеризующие несимметрию трехфазной системы напряжений или токов и несинусоидальность изменения напряжения и токов в течение периода основной частоты.

Под режимом сети понимается ее электрическое состояние.

 

Рассмотрим возможные режимы работы электрических систем.

При работе в нормальном установившемся режиме значения основных параметров (частоты и напряжения) равны номинальным или находятся в пределах допустимых отклонений от них, значения токов не превышают допустимых по условиям нагревания величин. Нагрузки изменяются медленно, что обеспечивает возможность плавного регулирования работы электростанций и сетей и удержание основных параметров в пределах допустимых норм. Отметим, что нормальным считается режим и при включении и отключении мощных линий или трансформаторов, а также для резкопеременных (ударных) нагрузок. В этих случаях после завершения переходного процесса, который продолжается доли секунды, вновь наступает установившийся нормальный режим, когда значения параметров в контрольных точках системы оказываются в допустимых пределах.

В переходном неустановившемся режиме система переходит из установившегося нормального состояния в другое установившееся с резко изменившимися параметрами. Этот режим считается аварийным и наступает при внезапных изменениях в схеме и резких изменениях генераторных и потребляемых мощностей. В частности, это имеет место при авариях на станциях или сетях, например при коротких замыканиях и последующем отключении поврежденных элементов сети, резком падении давления пара или напоров воды и т.д. Во время аварийного переходного режима параметры режима системы в некоторых ее контрольных точках могут резко отклоняться от нормированных значений.

Послеаварийный установившийся режим наступает после локализации аварии в системе. Этот режим чаще всего отличается от нормального, так как в результате аварии один или несколько элементов системы (генератор, трансформатор, линия) будут выведены из работы. При послеаварийных режимах может возникнуть так называемый дефицит мощности, когда мощность генераторов в оставшейся в работе части системы меньше мощности потребителей. Параметры послеаварийного (форсированного) режима могут в той или иной степени отличаться от допустимых значений. Если значения этих параметров во всех контрольных точках системы являются допустимыми, то исход аварии считается благополучным. В противном случае исход аварии неблагополучен и диспетчерская служба системы принимает немедленные меры к тому, чтобы привести параметры послеаварийного режима в соответствие с допустимыми.

 

1.3.  Напряжения электрических сетей

 

Электрическое оборудование, применяемое в электрических системах, характеризуется номинальным напряжением. При номинальном напряжении электроустановки работают в нормальном и экономичном режимах.

Номинальное напряжение сети совпадает с номинальным напряжением ее приемников. Первичные обмотки трансформаторов (независимо от того, повышающие они или  пони

жающие) играют роль потребителей электроэнергии, поэтому их номинальное напряжение принимают равным номинальному напряжению электроприемников.

Генераторы электрических станций и вторичные обмотки трансформаторов находятся в начале питаемой ими сети, поэтому их напряжения должны быть выше номинального напряжения приемников на величину потерь напряжения в сети. Обычно принимают номинальное напряжение вторичных обмоток трансформатора на 5 или 10% выше номинального для электроприемников и сети.

ЛЭП, предназначенные для распределения электроэнергии между отдельными потребителями в некотором районе и для связи энергосистем, могут выполняться как на большие, так и на малые расстояния и предназначаться для передачи мощностей различных величин. Для дальних передач большое значение имеет пропускная способность, т. е. та наибольшая мощность, которую можно передавать по ЛЭП с учетом всех ограничивающих факторов.

Для воздушных ЛЭП переменного тока можно приближенно считать, что та максимальная мощность, которую они могут передать, примерно пропорциональна квадрату

 

Таблица 1 . 1

 

Номинальные напряжения электрических систем

 

Номинальные напряжения приемников и сети, кВ	Номинальные междуфазные напряжения на зажимах, кВ
	генераторов	трансформаторов
		Первичные обмотки	Вторичные обмотки
0,22	0,23	0,22	0,23
0,38	0,4	0,38	0,4
0,66	0,69	0,66	0,69
(3)	(3,15)	(3)	(3,15)
6	6,3	6 и 6,3*	6,3 и 6,6
10	10,5	10 и 10,5*	10,5 и 11
20	21	20 и 21*	22
35	—	35	38,5
110	—	110	115 и 121
(150)	—	(150)	(158)
220	—	220	230 и 240
330	—	330	347
500	—	500	—
750	—	750	—
1150	—	1150	—

 

 

Примечания: 1. Напряжения, указанные в скобках, для вновь проектируемых сетей не  рекомендуются.

2. Знаком * отмечены напряжения трансформаторов, присоединяемых непосредственно к шинам генераторного напряжения электрических станций или к выводам генераторов.

 

напряжения и обратно пропорциональна длине передачи. Стоимость сооружения можно принять пропорциональной величине напряжения. Поэтому в развитии передач электроэнергии на расстояние наблюдается тенденция к увеличению напряжения как к главному средству увеличения пропускной способности. Со времени создания первых ЛЭП напряжение повышалось в 1,5 ... 2 раза примерно каждые 15 ... 20 лет. Рост напряжения давал возможность увеличивать протяженности ЛЭП и передаваемые мощности.

В табл. 1.1 приведены номинальные междуфазные (линейные) напряжения для трехфазных приемников электрической энергии, генераторов и трансформаторов.

 

1.4.  Управление электроэнергетическими системами

 

Особенностью работы электроэнергетических систем является то, что электростанции должны вырабатывать столько мощности, сколько ее требуется в данный момент для покрытия нагрузки потребителей, собственных нужд станций и потерь в сетях. Поэтому оборудование станций и сетей должно быть готово ко всякому периодическому изменению нагрузки потребителей в течение суток или года. Для того чтобы наиболее экономично эксплуатировать электрическую станцию, персоналу диспетчерских служб энергосистемы необходимо заранее знать, как изменяется спрос на электрическую энергию. Зная эти изменения, персонал может подгото

 

вить остановку необходимого числа генераторов при снижении нагрузки и, наоборот, подготовить к пуску резервные генераторы при увеличении потребления энергии.

Следует также учитывать, что от энергосистем питается ряд потребителей, нарушение электроснабжения которых недопустимо, так как это может привести к авариям и человеческим жертвам, вызвать простои и недовыпуск продукции предприятиями и т.д. Поэтому к работе энергосистем предъявляются следующие основные требования:

выполнение плана выработки и распределения электроэнергии с покрытием максимумов нагрузки;

бесперебойная работа электрооборудования и надежная работа систем электроснабже

ния;

обеспечение необходимого качества отпускаемой потребителям электроэнергии по на

пряжению и частоте.

Для обеспечения указанных требований энергосистемы оборудуются специальными диспетчерскими пунктами, которые оснащаются средствами контроля, управления, связью, четкой мнемонической схемой расположения электростанций, ЛЭП и понижающих подстанций.

 

Отличительной особенностью диспетчерской службы является полная ответственность диспетчера за работу электростанций, электросетей и электроснабжение потребителей. Распоряжение диспетчера является законом и должно безоговорочно выполняться всеми звеньями энергосистемы.

Основной целью управления энергосистемой является оптимизация ее построения, работы и эксплуатации. Для этого необходимо знать:

свойства и характеристики системы;

данные о состоянии технологического процесса на электростанциях (о расходе воды и топлива, параметрах пара, скорости вращения турбин и т.д.);

сведения об электрических параметрах режима (частоте, напряжениях, токах, активных и реактивных мощностях и т.д.);

положение схемы системы какие элементы в данный момент находятся в работе, а какие отключены.

Вся эта обширная информация о работе энергосистемы должна перерабатываться и использоваться для оптимизации режима работы.

В системе управления электроэнергетикой большое значение имеют электронные цифровые вычислительные машины.

При аварии дежурный инженер должен найти пути и средства восстановления нормального режима, произвести требуемые переключения в схеме электрических соединений. При аварийных режимах в энергосистеме часто требуется выдать управляющий сигнал не более чем через 0,05 с. Человека здесь выручают автоматические устройства, обладающие при переработке информации большим, чем он, быстродействием.

 

1.5.  Структура потребителей и понятие о графиках их электрических нагрузок

 

В зависимости от выполняемых функций, возможностей обеспечения схемы питания от энергосистемы, величины и режимов потребления электроэнергии и мощности, особенностей правил пользования электроэнергией потребителей электроэнергии принято делить на следующие основные группы:

промышленные и приравненные к ним; производственные сельскохозяйственные; бытовые;

общественнокоммунальные (учреждения, организации, предприятия торговли и общественного питания и др.).

 

К промышленным потребителям приравнены следующие предприятия: строительные, транспорта, шахты, рудники, карьеры, нефтяные, газовые и другие промыслы, связи, коммунального хозяйства и бытового обслуживания.

Промышленные потребители являются наиболее энергоемкой группой потребителей электрической энергии.

Каждая из групп потребителей имеет определенный режим работы. Так, например, электрическая нагрузка от коммунальнобытовых потребителей с преимущественно осветительной нагрузкой отличается большой неравномерностью в различное время суток. Днем нагрузка небольшая, к вечеру она возрастает до максимума, ночью она резко падает и к утру вновь возрастает. Электрическая нагрузка промышленных предприятий более равномерна в течение дня и зависит от вида производства, режима рабочего дня и числа смен.

 

Рис. 1.3. Суточные графики осветительной нагрузки города: а зимой; б –  летом

 

Наглядное представление о характере изменения электрических нагрузок во времени дают графики нагрузок. По продолжительности они могут быть суточными и годовыми. Если откладывать по оси абсцисс часы суток, а по оси ординат потребляемую в каждый момент времени мощность в процентах от максимальной мощности, то получим

 

Рис. 1.4. Суточные графики электрической нагрузки крупного города: а — зимой; б —  летом

 

суточный график нагрузки. На рис. 1.3 изображены суточные графики осветительной нагрузки города для зимнего (октябрь март) и летнего (апрель сентябрь) периодов. Максимальная нагрузка для зимних суток наступает между 17 и 20 ч (кривая а), а для летних суток между 22 и 23 ч (кривая б). Таким образом, летний максимум (мощность в часы пик) наступает позднее и значительно меньше по величине, чем зимой. Дневной минимум также уменьшается.

На рис. 1.4 изображены характерные суточные графики активной мощности (в процентах от максимальной мощности) крупного города с учетом нагрузок освещения, а также силового оборудования коммунальных предприятий, электрифицированного транспорта и др.

 

 

1.6.  Преимущества объединения электроэнергетических систем

 

На первой стадии развития электроэнергетика представляла собой совокупность отдельных электростанций, не связанных между собой. Каждая из электростанций через собственную сеть передавала электроэнергию потребителям. В дальнейшем стали создаваться электрические системы, в которых электрические станции соединялись электрическими сетями и включались на параллельную работу. Отдельные территориальные энергосистемы в свою очередь также объединялись, образуя более крупные энергосистемы. Тенденция к образованию по возможности более крупных энергетических объединений проявляется практически во всех странах.

Общее стремление к объединению энергетических систем вызвано огромными преимуществами по сравнению с отдельными станциями.

При создании объединенных энергетических систем можно уменьшить суммарную установленную мощность электростанций.

Большая совокупность потребителей электрической энергии характеризуется графиком нагрузки (см. рис. 1.4). Максимум суммарной нагрузки системы меньше, чем сумма максимумов нагрузок отдельных потребителей. Это объясняется несовпадением отдельных максимумов изза различных условий работы потребителей. В энергетических системах, охватывающих обширные географические районы, несовпадение максимумов вызвано расположением потребителей в разных часовых поясах. Например, объединение потребителей, размещенных в европейской и сибирской частях страны, позволит получить более равномерный суммарный график по сравнению с графиком нагрузки отдельных потребителей (рис. 1.5). Установленная мощность электростанций в системе должна быть достаточной для покрытия максимальных нагрузок потребителей. Кроме того, исходя из требований, предъявляемых к надежности работы систем, должна предусматриваться резервная мощность генераторов. При параллельной работе электрических станций резервная мощность может быть уменьшена. Покажем это на простом примере. Пусть две электростанции, каждая из которых имеет по четыре генератора, работают изолированно. Тогда одна станция может вырабатывать электрическую энергию, используя 75% установленной мощности, так как один генератор должен находиться в резерве. При соединении двух станций общей сетью в резерве находится один генератор из восьми, т.е. может быть использовано 7/8 (87,5%) установленной мощности.

При объединении разных типов электростанций можно более полно использовать гидроэнергетические ресурсы.

Расход воды в реке колеблется в больших пределах. Для надежного снабжения электроэнергией потребителей мощность гидроэлектростанции (ГЭС) при изолированной ее работе нужно выбирать исходя из обеспеченного расхода воды. В случае больших расходов часть воды пришлось бы сбрасывать мимо турбин.

 

 

Рис. 1.5. Эффект совмещения графиков нагрузок потребителей, расположенных в разных часовых  поясах:

1,2 графики нагрузок отдельных подсистем; 3 — график объединенной   системы

 

Рассмотрим преимущества объединения ТЭС и ГЭС на примере. Пусть мощности каждой станции равны 100 МВт. Каждая станция вырабатывает энергию для своего района, причем станции работают изолированно. Мощности нагрузок в каждом районе равны по 100 МВт. Потребности электроэнергии за сутки в каждом районе по 1600 МВт·ч. Далее предположим, что по расходу воды ГЭС за сутки может выработать только 1200 МВтч. Следовательно, дефицит электроэнергии в районе с ГЭС составит 400 МВт·ч. ТЭС за сутки может выработать 2400 МВт·ч, т.е. в районе с ТЭС могут быть дополнительно использованы 800 МВт·ч. При объединении на параллельную работу ТЭС и ГЭС можно, заставив ТЭС выработать 2400 МВт·ч электроэнергии, полностью удовлетворить спрос всех потребителей двух районов.

Объединение нескольких электростанций разных видов позволяет повысить экономичность выработки электроэнергии.

Энергетические системы дают возможность согласованно работать тепловым и гидроэлектростанциям. В самом деле, в период недостатка воды на ГЭС (зимой) выработка электроэнергии на них снижается, и потребители обеспечиваются электроэнергией в большей мере от ТЭС. Наоборот, летом при большом притоке воды ГЭС работают на полную мощность, а выработка электроэнергии ТЭС снижается. Это обеспечивает экономию топлива и, следовательно, уменьшает себестоимость электроэнергии. Примерное распределение электрических нагрузок между станциями различных видов показано на суточном графике нагрузок в целом энергосистемы и доли в его покрытии различных видов электрических станций (рис. 1.6).

Из суточного графика энергосистемы видно, что в основном нагрузки покрывают тепловые конденсационные электростанции государственные районные электростанции (ГРЭС).

Доля ТЭЦ в покрытии нагрузок энергосистемы определяется их тепловыми графиками. Нагрузка ГЭС определяется стоком реки. Электростанции, подключаемые к системе в часы наибольших (пиковых) нагрузок, называют пиковыми. В большинстве случаев пиковыми станциями являются гидростанции (ГЭС и ГАЭС гидроаккумулирующие электростанции), не обеспеченные водой для длительной работы не в полную мощность в некоторые периоды, и станции, оборудованные газовыми турбинами.

Объединение энергосистем позволяет увеличить единичные мощности агрегатов.

С возрастанием мощностей агрегатов улучшаются их технические характеристики, и снижается удельная стоимость выработки электроэнергии.

 

 

 

 

 

Рис. 1.6. Примерные суточные графики нагрузок энергосистемы и электрических  станций

 

Создание объединенных энергосистем позволяет повысить надежность электроснабжения потребителей.

Отдельные элементы системы (генераторы, трансформаторы, ЛЭП и др.) в результате аварий могут выходить из строя. В этих случаях часть потребителей может потерять питание. В схеме, показанной на рис. 1.7, при возникновении трехфазного короткого замыкания на  ЛЭП

 

полностью прекращается подача электроэнергии потребителям. Применение устройств релейной защиты и автоматики является эффективным средством повышения надежности. Релейной защитой называется система устройств, которые производят отключение поврежденных элементов или частей системы и локализуют аварию. К автоматическим устройствам относятся устройства автоматического повторного включения (АПВ) и автоматического ввода (включения) резерва (АВР). Устройства АПВ (рис. 1.8) предназначены для ликвидации «переходящих» повреждений, например коротких замыканий. При появлении дугового короткого замыкания на воздушной линии (например, при попадании молнии) она отключается под действием релейной защиты, дуга гаснет и восстанавливаются диэлектрические свойства воздушного промежутка.

Затем под действием АПВ автоматически включается напряжение на линии электропередачи, которая может продолжить успешную работу.

 

 

Рис. 1.7. Схема прекращения подачи электроэнергии потребителям при трехфазном коротком замыкании

 

 

Рис. 1.8. Схема повышения надежности электроснабжения с помощью  АПВ

 

 

Рис. 1.9. Схема повышения надежности электроснабжения с помощью  АВР

 

Принцип работы АВР поясняет рис. 1.9. При повреждении одного из трансформаторов автоматически под действием релейной защиты происходит его отключение, а оставшиеся без напряжения потребители после срабатывания АВР подключаются к исправному трансформатору.

 

1.7.  Организация взаимоотношений между энергосистемой и потребителями

 

Взаимоотношения между энергосистемой и потребителями регламентированы Правилами пользования электрической энергией. Их в определенной мере можно разделить на юридическиправовые, техникоэкономические и оперативнодиспетчерские.

К юридическиправовым вопросам относятся следующие:

регламентация порядка присоединения электроустановок потребителей к энергосистеме. Различные по составу и присоединяемой мощности потребители ставят перед энергосистемой задачи разной сложности присоединения;

разграничения балансовой принадлежности оборудования и сетей и эксплуатационной ответственности между потребителем и энергосистемой;

выбор соответствующих тарифов и системы расчета за электроэнергию;

 

определение условий электроснабжения потребителей в период возникновения в энергосистеме временных дефицитов мощности или энергии в целях сохранения устойчивости режима системы и ее разгрузки за счет отключения части потребителей;

определение порядка допуска персонала энергосистемы в электроустановки потребителей для оперативных переключений и для контроля над режимом электропотребления;

регламентация ответственности энергосистемы и потребителей за электроснабжение, качество электроэнергии и соблюдение правил пользования электроэнергией.

Техникоэкономические вопросы взаимоотношений между энергосистемой и потребителем связаны с разработкой и выполнением:

технических условий на присоединение электроустановок потребителей к энергосисте

 

ме;

 

схем размещения приборов контроля качества электроэнергии; схем размещения приборов учета;

нормативов по компенсации реактивной мощности и оптимальных режимов работы ком

 

пенсирующих устройств;

правил и норм по надежной и экономичной эксплуатации электроустановок потребите

 

лей. ния:

 

Оперативнодиспетчерские взаимоотношения определяются необходимостью обеспечеэлектроснабжения потребителей в соответствии с выбранным уровнем надежности схе

 

мы их внешнего электроснабжения;

нормальных условий эксплуатации и ремонта оборудования, сетей и приборов энергосистемы и потребителей;

установленных стандартом норм качества электроэнергии;

разгрузки энергосистемы для сохранения устойчивости ее режима при возникновении временных аварийных дефицитов мощности.

Единство электрической схемы энергосистемы и потребителей обуславливает необходимость строгой регламентации взаимоотношений между оперативнодиспетчерским персоналом.

Координация взаимоотношений между энергосистемой и потребителем возложена на Энергосбыт.

 

Глава 2

 

РЕЖИМЫ РАБОТЫ НЕЙТРАЛИ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

 

2.1.  Режим работы нейтрали в установках напряжением выше 1 кВ

 

Электротехнические установки напряжением выше 1 кВ согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) разделяются на установки с большими токами замыкания на землю (сила тока однофазного замыкания на землю превышает 500 А) и установки с малыми токами замыкания на землю (сила тока однофазного замыкания на землю меньше или равна 500 А).

В установках с большими токами замыкания на землю нейтрали присоединены к заземляющим устройствам непосредственно или через малые сопротивления. Такие установки называются установками с глухозаземленной нейтралью.

В установках, имеющих малые токи замыкания на землю, нейтрали присоединены к заземляющим устройствам через элементы с большими сопротивлениями. Такие установки называются установками с изолированной нейтралью.

В установках с глухозаземленной нейтралью всякое замыкание на землю является коротким замыканием и сопровождается большим током.

В установках с изолированной нейтралью замыкание одной из фаз на землю не является коротким замыканием (КЗ). Прохождение тока через место замыкания обусловлено проводимостями (в основном, емкостными) фаз относительно земли.

 

Выбор режима нейтрали в установках напряжением выше 1 кВ производится при учете следующих факторов: экономических, возможности перехода однофазного замыкания в междуфазное, влияние на отключающую способность выключателей, возможности повреждения оборудования током замыкания на землю, релейной защиты и др.

В электрических сетях РАО ЕЭС России приняты следующие режимы работы нейтрали: электрические сети с номинальными напряжениями 6...35 кВ работают с малыми токами

замыкания на землю;

при небольших емкостных токах замыкания на землю с изолированными нейтралями; при определенных превышениях значений емкостных токов с нейтралью, заземленной

через дугогасящий реактор.

Если в одной из фаз трехфазной системы, работающей с изолированной нейтралью, произошло замыкание на землю, то напряжение ее по отношению к земле станет равным нулю, а напряжение остальных фаз по отношению к земле станет равным линейному, т. е. увеличится в

3

раз. Ток замыкания на землю будет небольшим, поскольку вследствие изоляции нейтрали отсутствует замкнутый контур для его прохождения. Ток замыкания на землю в системе с изолированной нейтралью будет небольшим и не вызовет аварийного отключения линии. Таким образом, изоляция нейтрали источника питания обеспечивает надежность электроснабжения, так как не отражается на работе потребителей.

Однако в сетях с большими емкостными токами на землю (особенно в кабельных сетях) в месте замыкания возникает перемежающаяся дуга, которая периодически гаснет и вновь зажигается, что наводит в контуре с активными, индуктивными и емкостными элементами э.д.с, превышающие номинальные напряжения в 2,5...3 раза. Такие напряжения в системе при однофазном замыкании на землю недопустимы. Чтобы предотвратить возникновение перемежающихся дуг между нейтралью и землей включают индуктивную катушку с регулируемым сопротивлением.

Повышение напряжения по отношению к земле в неповрежденных фазах при наличии слабых мест в изоляции этих фаз может вызвать междуфазное короткое замыкание,. Кроме то

3

го, напряжение в неповрежденных фазах повышается в          раз, следовательно, требуется вы

полнять изоляцию всех фаз на линейное напряжение, что приводит к удорожанию машин и аппаратов. Поэтому, хотя и разрешается работа сети с изолированной нейтралью при замыкании фазы на землю, его требуется немедленно обнаружить и устранить.

Электрические сети с номинальным напряжением 110 кВ и выше работают с большими токами замыкания на землю (с эффективно заземленными нейтралями).

 

2.2.  Режим работы нейтрали в установках напряжением до 1 кВ

 

Электроустановки напряжением до 1 кВ работают как с глухозаземленной (четырехпро

водные сети), так и с изолированной (трехпроводные сети) нейтралью.

В наиболее распространенных четырехпроводных сетях напряжением до 380 В, общих для силовых и осветительных электроприемников, нейтраль и нейтральный провод обязательно заземляются. Это вызвано тем, что контроль изоляции нейтрального провода относительно земли практически неосуществим. Нейтральный провод, не имеющий заземления, с неустраненными скрытыми дефектами изоляции представляет собой пожарную опасность, так как при однофазном замыкании на землю образуется петля для протекания тока КЗ через нейтральный провод (рис. 2.1). При относительно малом сечении нейтрального провода этот ток может вызвать значительный его перегрев и возгорание.

 

 

Рис. 2.1. Схема четырехпроводной сети напряжением до 1 кВ с заземленной нейтралью трансформатора и занулением оборудования

 

Рис. 2.2. Принципиальная схема трехпроводной сети напряжением до 1 кВ с изолированной нейтралью трансформатора:

1 вторичная обмотка трансформатора; 2 схема контроля изоляции; 3 – заземление

В четырехпроводных сетях необходимо также осуществить заземление всего оборудования на заземленную нейтраль. Безопасность при этом обеспечивается немедленным автоматическим отключением аварийного участка при протекании большого тока металлического  КЗ.

В трехпроводных сетях (рис. 2.2) трехфазные двигатели, печи, сварочные аппараты и другие трехфазные электроприемники включаются только на линейное напряжение. Однофазные электроприемники соединяют по схеме треугольника, распределяя их равномерно по сторонам треугольника напряжений. Рассмотренные выше преимущества и недостатки трехпроводных сетей напряжением 6...35 кВ с изолированной нейтралью распространяются и при напряжении до 1 кВ. Однако в сетях напряжением до 1 кВ перемежающиеся дуги при однофазном замыкании на землю не возникают и поэтому не требуется установка дугогасящих катушек. Однако емкостные токи при замыканиях на землю представляют опасность для персонала при соприкосновении с фазой. Безопасные значения токов могут быть только в малоразветвленных сетях с хорошим состоянием изоляции.

Таким образом, в установках напряжением до 1 кВ допустимы обе системы: при малоразветвленных сетях имеет преимущества система с изолированной нейтралью, при сильно разветвленных сетях целесообразно работать с заземленной нейтралью.

В электроустановках напряжением 500 и 660 В нейтраль, как правило, изолирована.

 

Глава 3.

 

КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ.

 

3.1.   Общие сведения.

Для выполнения электрических сетей применяются неизолированные (голые) и изолированные провода, кабели и токопроводы.

 

Голые провода не имеют изолирующих покровов. Их можно прокладывать только в условиях, исключающих случайные прикосновения к ним людей. Прикосновение проводящим предметом к одному или нескольким проводам приведет к замыканию. Наибольшее распространение голые провода получили на воздушных линиях, расположенных на открытом воздухе. Провода подвешиваются к опорам при помощи изоляторов и арматуры.

Большинство сетей напряжением до 1 кВ внутри помещений выполняются изолированными проводами, т. е. проводами, имеющими изолирующие, а иногда защитные  покровы.

Кабелем называют многопроволочный провод или несколько скрученных вместе изолированных проводов при помещении в общую герметическую оболочку. Силовые кабели предназначены для прокладки в земле, под водой, на открытом воздухе и внутри помещений.

Токопроводом называют устройство, предназначенное для канализации электроэнергии при открытой прокладке в производственных и электротехнических помещениях, по опорным конструкциям, колоннам и фермам зданий. К токопроводам относятся шинные магистрали различного исполнения, которые называются шинопроводами.

Материалами для токоведущих частей проводов и кабелей являются медь, алюминий, их сплавы и сталь.

Медь один из лучших проводников электрического тока, и поэтому необходимые техникоэкономические показатели (потери электроэнергии) можно получить при меньших сечениях медных проводов, чем при проводах из других материалов. Твердотянутая медь при температуре +20°С имеет удельное сопротивление/ 18 Ом·мм2 в расчете на 1 км. Медные провода хорошо противостоят влиянию атмосферных условий и большинству химических реагентов, находящихся в воздухе.

Алюминий худший проводник, чем медь. Его проводимость примерно в 1,6 раза меньше проводимости меди, однако проводимость алюминия все же достаточно высока, чтобы его можно было использовать в качестве токопроводящего материала для проводов и кабелей. Действию атмосферных явлений алюминий противостоит так же хорошо, как и медь.

Стальные провода используются в тех случаях, когда требуется передать небольшую мощность и, следовательно, небольшое сечение, например, в сельских сетях. Стальные провода с большим сопротивлением на разрыв используются для устройства переходов воздушных линий через широкие реки, ущелья и т. п. при длине пролета более 1 км.

Активное и реактивное сопротивление стальных проводов значительно выше, чем проводов из цветного металла, и поэтому область применения этих проводов ограничена. Существенный недостаток стальных проводов их высокая коррозия. Для повышения коррозионной стойкости стальные провода изготовляют из оцинкованной  проволоки.

 

3.2.  Воздушные линии

 

3.2.1.  Общие сведения

 

Воздушной линией электропередачи (ВЛ или ВЛЭП) называют устройство для передачи электроэнергии по проводам.

Воздушные линии состоят из трех элементов: проводов, изоляторов и  опор.

Расстояние между двумя соседними опорами называют длиной пролета, или пролетом линии I (рис. 3.1).

Провода к опорам подвешиваются свободно, и под влиянием собственной массы провод в пролете провисает по цепной линии. Расстояние от точки подвеса до низшей точки провода называют стрелой провеса. Наименьшее расстояние от низшей точки провода до земли называется габаритом приближения провода к земле h. Габарит должен обеспечивать безопасность движения людей и транспорта, он зависит от условий местности, напряжения линии и т.п. Для ненаселенной местности габарит h = 5... 7 м, для населенной h = 6... 8 м.

 

Высота опоры при горизонтальном расположении проводов определяется габаритом h и максимальной стрелой провеса f . При креплении проводов на гирляндах изоляторов высота опоры увеличивается еще на длину гирлянды X.

Расстояние D между соседними проводами фаз ВЛ обеспечивает требуемый изоляционный промежуток и зависит в основном от ее номинального напряжения. Для линий напряжением 6... 10 кВ это расстояние в среднем составляет 1 м, ПО кВ 4 м, 220 кВ 7 м, 500 кВ 12 м, 750 кВ 15 м. На двухцепных опорах расстояния между проводами разных цепей берутся такими, при которых возможны ремонтные работы на одной из цепей без отключения  второй.

Длину пролета линии l обычно определяют из экономических соображений. С увеличением длины пролета возрастает стрела провеса, а следовательно, и высота опор, что увеличивает их стоимость.

Вместе с тем с увеличением длины пролета уменьшается число опор и снижается стоимость изоляции линии. Для линий напряжением до 1 кВ длина пролета обычно составляет 30... 75 м, для линий напряжением ПО кВ 150...200 м при высоте опор с горизонтальным расположением проводов 13... 14 м, для линий напряжением 220...500 кВ длина пролета составляет 400...450 м при высоте опор 25...30 м.

Над проводами воздушных линий для защиты их от атмосферных перенапряжений подвешиваются грозозащитные тросы. Обычно используют тросы из сталеалюминевых проводов. При подвеске на изоляторах тросы могут быть использованы в качестве проводов связи.

 

Рис. 3.1. Пролет линии на опорах с подвесными изоляторами

 

 

3.2.2.   Провода воздушных линий

 

Провода воздушных линий чаще всего неизолированные (голые).

Разнообразные условия работы ВЛЭП определяют необходимость иметь разные конструкции проводов.

Основными конструкциями являются: однопроволочные провода из одного металла; многопроволочные провода из одного металла; многопроволочные провода из двух металлов; пустотелые провода;

биметаллические провода.

Однопроволочные провода, как показывает само название, выполняют из одной  прово

локи.

Многопроволочные провода из одного металла состоят из нескольких свитых между со

бой проволок. Провода имеют одну центральную проволоку, вокруг которой делаются следующие повивы (ряды) проволок. При одном повиве провод свит из 7 проволок, при двух повивах из 19, при трех повивах из 37 проволок. Скрутка смежных повивов производится в разных направлениях, что обеспечивает более круглую форму и позволяет получить более устойчивый против раскручивания провод.

Многопроволочные провода имеют по сравнению с однопроволочными ряд существенных преимуществ:

большую гибкость, что обеспечивает большую сохранность и удобство монтажа;

 

высокие сопротивления на разрыв могут быть получены только для проволок относительно небольшого диаметра. Однопроволочные провода с сечениями 25 мм2 и более имели бы пониженное сопротивления на разрыв.

Однопроволочные провода изготавливаются для сечений 4, 6, 10 мм2, многопроволочные

от 10 мм2.

Проволоки из цветного металла под действием химических реагентов воздуха быстро покрываются тонким слоем окиси металла проводника и дальнейшему разрушению не поддаются. Электрический ток изза плохой проводимости оксидной пленки «разбивается» на ряд параллельных токов, идущих по проволокам провода. Результатом этого явления и скрутки провода (длина проволок на 2...3% больше длины провода, измеренной по оси) является повышение активного сопротивления многопроволочного провода  на2...3%.

Желание повысить механическую прочность привело к изготовлению алюминиевых проводов со стальным сердечником, называемых сталеалюминевыми. Сердечник провода выполняется из одной или нескольких свитых стальных оцинкованных проволок.

Алюминиевые проволоки, покрывающие стальной сердечник одним, двумя или тремя повивами, являются токоведущей частью провода. Электропроводность стального сердечника мала и потому не учитывается.

Механическую нагрузку (тяжение по проводу) воспринимают сталь и алюминий. В сталеалюминевых проводах с отношением сечения алюминия к сечению стали около 5...6 алюминиевые проволоки принимают 50...60 % полного тяжения по проводу, а остальное стальной сердечник.

При необходимости сочетать малое активное сопротивление провода с очень большой механической прочностью применяют сталебронзовые и сталеалдреевые провода. Алдрей представляет собой сплав алюминия с незначительной долей (около 1,2%) магния и кремния.

Пустотелые медные и биметаллические (стальная проволока покрыта приваренным слоем меди) применяются редко.

Для удобства записей провода обозначаются марками: М медь, А алюминий, Ал алдрей, С сталь, Б бронза.

Сталеалюминевые провода изготавливаются следующих марок: АС, имеющие отношение сечений алюминия и стали 5,5...6;

АСО (облегченной конструкции), имеющие отношение сечений алюминия и стали

 

7,5...8;

 

4,5.

 

АСУ (усиленной конструкции), имеющие отношение сечений алюминия и стали около Наиболее целесообразно применение проводов АСО.

Для обозначения провода рядом с маркой дается номинальное сечение провода, напри

 

мер, А50 обозначает алюминиевый провод с сечением 50 мм2. Номинальным сечением называ

ется округленная величина фактического сечения провода. Цифра при марке сталеалюминевого провода, например АС150, дает только номинальное сечение алюминиевой части провода.

Принята следующая шкала номинальных сечений неизолированных проводов: 4, 6, 10, 16, 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150, 185, 240, 300, 400, 500, 600, 700  мм2.

 

3.2.3.  Изоляторы воздушных линий

 

Применяются следующие типы изоляторов:

фарфоровые штыревые типа ШС6, ШС10 для линий напряжением 6... 10 кВ; фарфоровые штыревые типа Ш20, ШД35 для линий напряжением 20...35 кВ; подвесные фарфоровые или стеклянные изоляторы ПФ и ПС для линий напряжением

35 кВ и выше.

Изоляторы типа ШД и ШС крепятся к опорам на крюках и штырях. При напряжении ПО кВ и выше применяются только подвесные изоляторы, которые собираются в гирлянды (рис.

3.2).

 

Рис. 3.2. Гирлянда подвесных изоляторов:

1 изолятор; 2 зажим для крепления провода; S провод

 

Гирлянды подвесных изоляторов бывают поддерживающие и натяжные. Поддерживающие изоляторы располагаются вертикально на промежуточных опорах, натяжные гирлянды используются на анкерных опорах и находятся почти в горизонтальном положении. На ответственных участках ЛЭП применяют сдвоенные гирлянды.

Число изоляторов в гирлянде зависит от напряжения ЛЭП, эффективной и нормированной длины пути утечки и материала опоры (требуемого уровня изоляции). На деревянных и железобетонных опорах при напряжении 35 кВ берется два подвесных изолятора в гирлянде, при напряжении 110 кВ шесть изоляторов, при напряжении 220 кВ двенадцать изоляторов. На металлических опорах берется на одиндва изолятора больше.

На воздушных линиях напряжением выше

220 кВ для защиты гирлянд от повреждений при возникновении дуги короткого замыкания применяются защитные рога и кольца.

 

3.2.4.  Опоры воздушных линий

 

Воздушные ЛЭП прокладываются на деревянных, металлических и железобетонных опорах.

По назначению опоры бывают промежуточными, анкерными, угловыми и концевыми. Опоры могут быть одноцепными и двухцепными, с тросом и без троса.

 

Рис. 3.3. Схема воздушной  линии

 

Рис. 3.4. Промежуточная металлическая опора для двухцепной линии напряжением 110  кВ

 

Наиболее распространенными на линиях являются промежуточные опоры. В равнинных местностях число этих опор составляет 80...90% от общего числа опор (рис. 3.3) при нормальных режимах работы, когда все провода целы, на промежуточные опоры усилий, действующих вдоль линии, нет. Опора (рис. 3.4) воспринимает вертикальные силы массу проводов, изоляторов, льда и самой опоры, и горизонтальные силы давление ветра на провода и  опору.

При обрыве провода промежуточная опора должна принять продольную силу неуравновешенного тяжения по проводу, оборвавшемуся по одному из пролетов.

Анкерные опоры устанавливаются через определенное число пролетов (через каждые 3... 5 км линии), имеют жесткое закрепление проводов и рассчитываются на обрыв всех проводов. Провода линий с подвесными изоляторами крепятся на анкерных опорах натяжными гирляндами, провода одной и той же фазы смежных с опорой пролетов соединены петлями  проводов.

При подходах к подстанциям устанавливаются концевые опоры, назначение которых принять тяжения, действующие по проводам линии. Концевые опоры являются ближайшими к подстанциям. Концевые опоры выполняются жесткими, провода на них крепятся, как и на анкерных опорах, натяжными гирляндами изоляторов. В точках поворота линии устанавливаются угловые опоры.

 

Рис. 3.5. Расположения проводов и тросов на  опорах:

а по вершинам треугольника; 6 горизонтальные; в обратной елкой; / — тросы; 2 —  провода

 

Рис. 3.6. Схема транспозиции проводов: а,Ь,сфазы трехфазной сети

 

На линиях напряжением 220 кВ и выше применяют расщепление проводов подвешивают несколько проводов в фазе. Этим достигается уменьшение напряженности электрического поля около проводов и ослабление ионизации воздуха (короны). Расстояние между проводами расщепленной фазы составляет около 40 см. Для фиксирования вдоль линии устанавливают специальные распорки между проводами расщепленной фазы.

На рис. 3.5 схематически изображены наиболее часто встречающиеся расположения проводов и тросов на опорах. Расположение проводов по вершинам треугольника широко распространено на линиях напряжением до 35 кВ и на одноцепных линиях напряжением 110 кВ на металлических и железобетонных опорах. Горизонтальное расположение проводов применяют на линиях напряжением ПО кВ и выше с металлическими и железобетонными опорами. Для двухцепных опор более удобно с точки зрения эксплуатации расположение проводов по типу

«обратная елка».

Различие во взаимном расположении проводов приводит к различию параметров (индуктивных сопротивлений) фаз. Для уравнивания этих параметров на линиях длиной более 100 км применяют транспозицию проводов: линия делится на три участка, на которых каждый из трех проводов занимает все три возможных положения (рис. 3.6). В точках линии, где провода линии меняются местами, устанавливаются транспозиционные опоры.

При пересечениях больших рек, ущелий и т. п. при больших пролетах устанавливаются переходные опоры высотой 50... 100 м и более.

 

3.3.   Кабельные линии

 

3.3.1.  Конструкции кабелей

 

Кабель готовое заводское изделие, состоящее из изолированных токоведущих жил, заключенных в защитную герметичную оболочку, которая может быть защищена от механических повреждений броней.

Силовые кабели выпускаются на напряжение до 110 кВ включительно.

Силовые кабели на напряжение до 35 кВ имеют от одной до четырех медных или алюминиевых жил сечениями 1... 2000 мм2. Жилы сечением до 16 мм2однопроволочные, свыше многопроволочные. По форме сечения жилы одножильных кабелей круглые, а многожильных сегментные или секторные (рис. 3.7). Преимущественно применяются кабели с алюминиевыми

жилами. Кабели с медными жилами применяются редко: для перемещающихся механизмов, во взрывоопасных помещениях.

Изоляция жил выполняется из кабельной бумаги, пропитанной маслоканифольным составом, резины, поливинилхлорида и полиэтилена. Кабели с бумажной изоляцией,

 

 

Рис. 3.7. Кабель с вязкой пропиткой на напряжение 10 кВ типа СБ или АСБ: / медные или алюминиевые жилы; 2 фазная изоляция из пропитанной бумаги; 3 заполнитель из джута; 4 поясная изоляция из пропитанной маслом бумаги; 5 свинцовая оболочка; 6 джутовая прослойка; 7 броня из стальной ленты; 8 – джутовый покров.

 

предназначенные для прокладки на вертикальных и крутонаклонных трассах, имеют обедненную пропитку.

Защитная герметичная оболочка кабеля предохраняет изоляцию от вредного действия влаги, газов, кислот и механических повреждений. Оболочки делаются из свинца, алюминия, резины и поливинилхлорида.

В кабелях напряжением выше 1 кВ для повышения электрической прочности между изолированными жилами и оболочкой прокладывается слой поясной  изоляции.

Броня кабеля выполняется из стальных лент или стальных оцинкованных проволок. Поверх брони накладывают покровы из кабельной пряжи (джута), пропитанной битумом и покрытой меловым составом. При прокладке кабеля в помещениях, каналах и тоннелях джутовый покров во избежание возможного пожара снимают.

Кабели на напряжение ПО кВ и выше обычно выполняют газойли маслонаполненными, одножильными с покрытием стальной броней или асфальтированными, для прокладки в земле или на воздухе. Масло в кабелях находится под давлением.

Обозначения марок кабелей соответствует их конструкции.

Кабели с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами имеют марки: ААБ, ААГ, ААП, ААШв, АСБ, АСБГ, АСПГ, АСШв. Первая буква обозначает материал жил (А алюминий, отсутствие впереди буквы А в маркировке означает наличие медной жилы), вторая материал оболочки (А алюминий, С свинец). Буква Б означает, что кабель бронирован стальными лентами; буква Г отсутствие наружного покрова; Шв наружный покров выполнен в виде шланга из поливинилхлорида.

Изоляция обозначается: Р резиновая, П полиэтиленовая, В поливинилхлоридная, отсутствие обозначения бумажная с нормальной пропиткой.

Броня обозначается при выполнении: стальными лентами Б, плоской оцинкованной стальной проволокой П, круглой оцинкованной стальной проволокой  К.

 

Рис. 3.8. Концевая эпоксидная заделка кабеля:

/ бандаж из шпагата, покрытого эпоксидным компаундом; 2 дополнительная подмотка из киперной ленты с покрытием каждого слоя эпоксидным компаундом; 3 трехслойная дополнительная подмотка из киперной ленты с покрытием каждого слоя эпоксидным компаундом; 4 эпоксидный компаунд; 5 конец подмотки корешка заделки; 6 бандаж из хлопчатобумажной пряжи; 7 поясная изоляция; 8 насечка ножом на оболочке кабеля; 9 проволочный бандаж; 10 заземляющий трос.

 

Например, марка кабеля СБШв обозначает кабель с медными жилами в свинцовой оболочке с наружным покровом в виде шланга из поливинилхлорида.

Маркировка маслонаполненных кабелей начинается с буквы М, вторая буква обозначает тип давления масла: Н низкое, В высокое.

Маркировка контрольных кабелей начинается с буквы К.

В маркировке кабеля после буквенных обозначений указывается его номинальное напряжение, кВ; число жил и сечение одной жилы. Например, кабель АВПБГ 13x50+1x25ка

 

бель с тремя алюминиевыми жилами по 50 мм2 и четвертой сечением 25 мм2, полиэтиленовой изоляцией на напряжение 1 кВ, оболочкой из полихлорвинила, бронированный стальными лентами без наружного противокоррозионного покрытия.

Отдельные отрезки кабелей напряжением до 1 кВ соединяются чугунными муфтами, напряжением выше 1 кВ свинцовыми муфтами, залитыми специальным составом.

Концы кабелей разделываются, а для лучшего контакта с шинами распределительного устройства на концы жил напаиваются или привариваются наконечники. Для предотвращения попадания в кабель влаги, кислот и других реагентов, ухудшающих изоляцию, концы кабеля герметически заделывают. Часто применяются концевые заделки кабелей из эпоксидного компаунда (рис. 3.8). Также применяют сухие концевые заделки из поливинилхлоридных липких лент и лаков.

 

3.3.2.  Способы прокладки кабелей напряжением 6... 10 кВ

 

Кабельные прокладки требуют меньших площадей по сравнению с воздушными и могут применяться при любых природных и атмосферных условиях.

Кабельные прокладки напряжением 6... 10 кВ применяются на предприятиях небольшой и средней мощности и в городских сетях.

Трасса кабельных линий выбирается кратчайшая с учетом наиболее дешевого обеспечения их защиты от механических повреждений, коррозии, вибрации, перегрева и от повреждений при возникновении электрической дуги в соседнем кабеле.

 

 

Рис. 3.9. Конструктивное выполнение кабельных прокладок:

а на настенных конструкциях; 6 на перфорированных лотках; в в коробах

 

Прокладка кабелем может осуществляться несколькими способами: в траншеях, каналах, туннелях, блоках, эстакадах. Внутри кабельных сооружений и производственных помещений предусматривают прокладку кабелей на стальных конструкциях различного исполнения (рис.

3.9): на настенных конструкциях, лотках, в коробах, укрепленных на стенах. Способ и конструктивное выполнение прокладки выбираются в зависимости от числа кабелей, условий трассы, наличия или отсутствия взрывоопасных газов тяжелее воздуха, степени загрязненности почвы, требований эксплуатации, экономических факторов и т.п. (табл. 3.1).

Прокладка кабелей в траншеях. Наиболее простой является прокладка кабелей в траншеях (рис. 3.10). Она экономична и по расходу цветного металла, так как допустимые токи на кабели больше (примерно в 1,3 раза) при прокладке в земле, чем в воздухе. Однако по ряду причин этот способ не получил широкого применения на промышленных предприятиях. Прокладка в траншеях не применяется:

на участках с большим числом кабелей;

при большой насыщенности территории подземными и наземными технологическими и транспортными коммуникациями и другими сооружениями;

 

на участках, где возможно разлитие горячего металла или жидкостей, разрушающе действующих на оболочку кабелей;

в местах, где возможны блуждающие токи опасных значений, большие механические нагрузки, размытие почвы и т. п.

 

 

Рис. 3.10. Прокладка кабелей в траншее

 

Таблица 3. 1

Области применения силовых кабелей с бумажной, пластмассовой и резиновой изоляцией при отсутствии механических воздействий и растягивающих усилий при эксплуатации

 

Место прокладки	Условия среды		Кабели с бумажной изоляцией	Кабели с пластмассовой и резиновой изоляцией
	Коррозийная активность	Блуждающие токи
В земле (траншеях):	Низкая	Нет	ААШв, ААШп, ААБл, АСБ	АВВГ, АПсВГ, АПвВГ, АПВГ, АВВБ, АПВБ, АПсВБ, АППБ, АПвПБ,АПсПБ, АПБбШв, АПвБбШв, АВБбШв, АВБбШп, АПсБбШв, АПАШв, АПАШп, АВАШв, АПсАШв, АВРБ, АНРБ, АВАБл, АПАБл
		Есть	ААШв, ААШп, ААБ2л, АСБ
	Средняя	Нет	ААШв, ААБл, ААШп, ААБ2л, АСБ, АСБл
		Есть	ААШв, ААБв, ААШп, ААБ2л, АСБ2л, АСБл

 

	Высокая	Нет	ААБ2лШв, АСБл, ААБ2лШп, ААБв, АСБ2л
		Есть	ААШп, ААБв, АСБ2л, АСБ2лШв
В помеще	Нет	Нет	ААГ, ААШв	АВВГ,
ниях (туннелях,				АВРГ, АНРГ,
каналах и др.):				АПвВГ, АПВГ,
	Слабая	»	ААШв
сухих				АПвсВГ, АПсВГ
сырых	Средняя и высокая	»	ААШв, АСШв
пожароопасных	Нет	»	ААГ, ААШв	АВВГ, АВРГ, АПсВГ, АПвсВГ, АНРГ, АСРГ
Во взрывоопасных зонах	»	»	СБГ, СБШв	ВВГ, ВРГ, НРГ, СРГ

 

Примечание. П полиэтиленовая; Пс из самозатухающего полиэтилена; Пв из вулканизуемого полиэтилена; Пвс из вулканизуемого самозатухающего полиэтилена; Н из найритовой (негорючей) резины; Ш шланг; л, 2л усиленная и особо усиленная подушка под  оболочкой.

 

Рис. 3.11. Прокладка кабелей в канале

 

Опыт эксплуатации кабелей, проложенных в земляных траншеях, показал, что при всяких разрытиях кабели часто повреждаются. При прокладке в одной траншее шести кабелей и более вводится очень большой снижающий коэффициент на допустимую токовую нагрузку.

Поэтому не следует прокладывать в одной траншее более шести кабелей. При большом числе кабелей предусматриваются две рядом расположенные траншеи с расстоянием между ними 1,2 м.

Земляная траншея для укладки кабелей должна иметь глубину не менее 800 мм. На дне траншеи создают мягкую подушку толщиной100 мм из просеянной земли. Глубина заложения кабеля должна быть не менее 700 мм. Ширина траншеи зависит от числа кабелей, прокладываемых в ней. Расстояние между несколькими кабелями напряжением до 10 кВ должно быть не

 

менее 100 мм. Кабели укладывают на дне траншеи в один ряд. Сверху кабели засыпают слоем мягкого грунта. Для защиты кабельной линии напряжением выше 1 кВ от механических повреждений ее по всей длине поверх верхней подсыпки покрывают бетонными плитами или кирпичом, а линии напряжением до 1 кВ только в местах вероятных разрытии.

Трассы кабельных линий прокладываются по непроезжей части на расстоянии не менее: 600 мм от фундаментов зданий, 500 мм до трубопроводов, 2000 мм до теплопроводов.

Прокладка кабелей в каналах. Прокладка кабелей в железобетонных каналах может быть наружной и внутренней (рис. 3.11). Этот способ прокладки более дорогостоящий, чем в траншеях. При внецеховой канализации на неохраняемой территории каналы прокладываются под землей на глубине 300 мм и более. Глубина канала не более 900 мм. На участках, где возможно разлитие расплавленного металла, жидкостей или других веществ, разрушительно действующих на оболочки кабелей, кабельные каналы применять нельзя.

Прокладка кабелей в туннелях. Прокладка в туннелях удобна и надежна в эксплуатации, но она оправдана лишь при большом числе (белее 30...40) кабелей, идущих в одном направлении, например, на главных магистралях, для связей между главной подстанцией и распределительной и других аналогичных случаях.

Туннели (рис. 3.12) бывают проходные высотой 2100 мм и полупроходные высотой 1500 мм. Полупроходные туннели допускаются на коротких участках (до 10 м) в местах, затрудняющих прохождение туннелей нормальной высоты. Глубина заложения туннеля от верха покрытия принимается не менее 0,7 м.

 

 

Рис. 3.12. Прокладка кабелей в туннеле.

 

Прокладка кабелей в блоках. Прокладка кабелей в блоках (рис. 3.13) надежна, но наименее экономична как по стоимости, так и по пропускной способности кабелей. Она применяется только тогда, когда по местным условиям прокладки недопустимы более простые способы прокладки, а именно: при наличии блуждающих токов, при агрессивных грунтах, вероятности разлива по трассе металла или агрессивных жидкостей и др.

Блочную канализацию кабелей следует переводить в траншею или канал во всех случаях, когда это возможно по условиям трассы. Тип кабельных блоков выбирается в зависимости от уровня грунтовых вод, их агрессивности и наличия блуждающих токов.

Прокладка кабелей на галереях и эстакадах. При больших потоках кабелей целесообразно вместо туннелей применять для прокладки кабелей открытые эстакады (рис. 3.14) и закрытые галереи (рис. 3.15), а также использовать стены зданий, в которых нет взрывов и пожароопасных производств.

 

Рис. 3.13. Блоки из железобетонных панелей:

а для прокладки в сухих грунтах; б для прокладки во влажных и насыщенных водой грунтах; 1 кирпич; 2 железобетонная панель; 3 окрасочная гидроизоляция; 4 бетон; 5 оклеенная   гидроизоляция

 

 

Рис. 3.14. Кабельные эстакады:

а проходная односторонняя на отдельной опоре; б двусторонняя; / стационарные солнцезащитные панели; 2 съемная солнцезащитная панель; 3 кабельная полка

 

Рис. 3.15. Кабельные галереи: а односторонняя; б двусторонняя; 1 кабельная полка; 2 солнцезащитные панели

 

Прокладка кабелей на эстакадах и в галереях целесообразна:

на химических, нефтехимических, металлургических и других заводах, территории которых насыщены различными подземными коммуникациями;

на предприятиях с большой агрессивностью почвы;

в местах, где возможно значительное скопление при подземных способах прокладки (ка

налы и туннели) взрывоопасных газов тяжелее воздуха.

 

3.4.  Токопроводы напряжением 6... 35 кВ

 

Токопроводы напряжением 6...35 кВ применяются на промышленных предприятиях при больших удельных плотностях нагрузки, концентрированном расположении крупных мощностей и при размещении потребителей, благоприятном для осуществления магистрального питания. Основными отраслями промышленности, в которых широкое применение находят токопроводы, являются черная и цветная металлургия и химия. Токопроводы имеют ряд преимуществ по сравнению с кабельными прокладками. Они позволяют заменять кабели высокого напряжения неизолированными алюминиевыми шинами или проводами, экономить свинец и алюминий, идущий на оболочки кабеля, а также изоляционные материалы. Индустриализуются монтажные работы по сетям, так как на монтаж поступают готовые секции  токопроводов.

Токопроводы имеют значительно большую способность к перегрузке, чем кабельные линии, изза отсутствия горючей изоляции. Обследования работающих токопроводов различных типов показали, что токопроводы значительно надежнее кабельных прокладок.

Сведения о применении токопроводов, выгодном в диапазоне мощностей и длин, приведены в табл. 3.2.

При меньших мощностях токопроводы не имеют преимуществ перед кабельной канализацией.

Помимо электрических параметров (напряжение, ток, сопротивление), токопроводы различаются по исполнению в отношении

 

Таблица 3.2

 

Диапазон мощностей и длин, при которых выгодно применение  токопроводов

 

Номинальное напряжение, кВ	Мощность, MB·А	Предельная длина, км
6	15...20	5
10	25... 35	5
35	Более 35	10

 

 

 

Рис. 3.16. Жесткий несимметричный шинопровод напряжением 6... 10 кВ

 

условий прикосновения к токоведущим частям, а также рядом конструктивных характеристик (тип, расположение фаз, изоляция и т.д.).

По условиям прикосновения к токоведущим частям различают токопроводы открытые, защищенные и закрытые. Защищенные и закрытые токопроводы обычно находят применение в сетях напряжением до 1 кВ, монтируемых внутри промышленных объектов. Они рассмотрены в подразд. 3.5.3. В сетях напряжением 6...35 кВ применяются открытые токопроводы.

Открытые токопроводы с жесткой несимметричной ошиновкой. Шины токопроводов изготовляют из алюминия или из его сплавов. При силе тока до 2000 А пакет шин состоит из плоских шин, а при силе тока больше 2000 А из шин швеллерного профиля. Конструкция открытого токопровода с вертикально расположенными опорными изоляторами для наружной установки приведена на рис. 3.16. Этот токопровод имеет высокую стоимость строительной части, а также создает значительную несимметрию напряжения вследствие разной индуктивности фаз.

Открытые токопроводы с жесткой симметричной ошиновкой. Жесткие шины токопровода закреплены на опорных изоляторах по вершинам равностороннего треугольника (рис.

3.17). Это исполнение токопровода выгодно отличается от исполнений рассмотренных выше токопроводов пониженной величиной дополнительных потерь мощности, симметрией напряжений и меньшей стоимостью.

Гибкие токопроводы. Жесткие токопроводы имеют небольшие пролеты между точками крепления шин, а, следовательно, большее число пунктов изоляции и контактных соединений.

 

Гибкий токопровод (рис. 3.18) практически представляет собой воздушную линию с большими сечениями проводов, величина пролета в нем резко увеличена по сравнению с жестким токопроводом. Однако гибкие токопроводы требуют больше места для прохождения на промышленной площадке, чем жесткие. Ширина полосы территории, занимаемой двухцепным гибким токопроводом вместе с его молниезащитными устройствами, составляет 24 м. Поддерживающие гирлянды крепятся на высоте 15 м от уровня земли.

Унифицированные гибкие шинопроводы имеют следующее число алюминиевых проводов А600 на фазу: 4, 6, 8, 10. Их пропускная способность по силе тока составляет соответственно 4080,6120 8160 10200 А.

Гибкий токопровод с междуфазными и фазными распорками может быть применен при ударном токе КЗ до 400 кА.

 

 

Рис. 3.17. Жесткий симметрии                                                        Рис. 3.18. Гибкий симметрич

ный шинопровод напряжением                                                    ный шинопровод напряжением

6...10 кВ                                                                                                10 кВ

 

 

3.5.  Конструктивное выполнение цеховых сетей напряжением до 1 кВ

 

3.5.1.  Общие сведения

 

Цеховые электрические сети напряжением до 1 кВ выполняют: кабелями и изолированными проводами, прокладываемыми непосредственно на строительных элементах и элементах технологического оборудования, в коробах, на лотках и в трубах, а также тросовыми проводами;

комплектными шинопроводами магистральными, распределительными и осветительными, устанавливаемыми на опорных конструкциях на полу, стенах, колоннах, фермах и т. п.;

комплектными троллеями, укрепляемыми на троллейных кронштейнах, и комплектными троллейными шинопроводами, укрепляемыми на специальных конструкциях.

Электропроводка должна соответствовать условиям окружающей среды, назначению и ценности сооружений, их конструкции и архитектурным особенностям. При выборе вида электропроводки и способа прокладки должны учитываться требования электробезопасности и по

 

жарной безопасности. Оболочки и изоляция проводов должны соответствовать способу прокладки и условиям окружающей среды.

Воздушные линии напряжением до 1 кВ на промышленных предприятиях используются главным образом в качестве сетей наружного освещения и для питания отдельных маломощных потребителей.

 

3.5.2.   Электропроводки

 

Электропроводки являются распространенным видом сетей внутри зданий и сооружений. Этот вид сетей широко применяется для питания осветительных устройств, для цепей вторичной коммутации, защиты и управления, для питания установок небольшой мощности.

Электропроводками принято называть сети постоянного и переменного тока напряжением до 1 кВ, выполняемые изолированными проводами, а также небронированными кабелями мелких (до 16 мм2) сечений с резиновой и пластмассовой изоляцией. Они могут прокладываться внутри зданий и сооружений, а также по наружным их стенам, по территории возле зданий.

Установочные провода напряжением до 1 кВ имеют в своей маркировке (табл. 3.3) букву П, стоящую на первом месте для проводов с медными жилами и на втором для проводов с алюминиевыми жилами (А). Например, марка ПР означает: провод с медными жилами в оплетке из хлопчатобумажной ткани; АПР то же, но с алюминиевыми жилами. АПВ провод с алюминиевыми жилами с поливинилхлоридной изоляцией; ПРГН провод с медными жилами с резиновой изоляцией, гибкий, в негорючей оболочке.

В соответствии с рекомендациями по экономии меди следует применять провода и кабели с алюминиевыми жилами. Провода с медными жилами разрешается применять для вторичных цепей, для силовых и осветительных установок во взрывоопасных помещениях, а также для силовых цепей всех кранов при сечении жилы до 6 мм2.

Все электропроводки внутри зданий разделяются на открытые и скрытые. Таблица 3. 3 Буквенные обозначения в маркировке проводов

Назначение в конструкции	Вид материала	Буква
Изоляция	Резина Пластмасса (поливинилхлорид) Пластмасса (самозатухающий полиэтилен) Найрит (негорючая резина)	Р В П Н
Оболочка	Резина Пластмасса (поливинилхлорид) Пластмасса (самозатухающий полиэтилен) Найрит (негорючая резина) Хлопчатобумажная пряжа Стальные оцинкованные проволоки Лавсановый шелк	Р В П Н Т П Л
Гибкие Плоские		Г П

Открытая электропроводка, т.е. проложенная по поверхностям стен и потолков, по конструкциям сооружений и т.п., имеет много конструктивных исполнений. В зависимости от условий окружающей среды, требований технической эстетики, марки и сечений применяемых проводников и т.п. способы выполнения электропроводки могут в значительной мере отличаться друг от друга. Из большого числа различных способов открытой электропроводки для промышленных предприятий основными являются прокладка в специальных лотках, коробах и

 

различных трубах, а также на тросах. Значительно реже применяется открытая электропроводка внутри помещений на роликах и изоляторах.

Скрытая электропроводка, т.е. проложенная в конструктивных элементах зданий, стенах и потолках, полах и перекрытиях, фундаментах оборудования и т.п., выполняется в различных трубах, специальных каналах, образованных в толще бетона.

Ко всем видам исполнения электропроводок предъявляются определенные требования, обеспечивающие надежную эксплуатацию и безопасность.

Для обеспечения надежной работы электроустановок необходимо выполнять прокладку проводников таким образом, чтобы повреждение в цепях одного агрегата не вызвало остановки других, работающих независимо. Поэтому в одной трубе или коробе, одном замкнутом канале строительной конструкции или одном лотке запрещается прокладывать цепи разных технологических агрегатов, не связанных единым технологическим процессом. Из этих же соображений запрещается совместная прокладка взаиморезервирующих цепей, цепей аварийного и рабочего освещения.

Большое значение для обеспечения надежной работы электроустановок имеет устойчивость работы электропроводок в отношении нераспространения огня при повреждениях. Для открытых электропроводок без стальных труб желательно применять провода и кабели только с такими внешними оболочками, которые не поддерживают горение после удаления источника воспламенения. В этом случае, если в электропроводке возникло повреждение, и она загорелась, после действия защиты и отключения поврежденного участка пожар проводки не будет распространяться, и размеры аварии будут ограничены. К числу не распространяющих горение относятся оболочки и изоляция из полихлорвинила и найрита.

Важным общим требованием к конструкции электропроводок является обеспечение возможности смены проводов в условиях эксплуатации. Срок службы изоляции проводов и кабелей ограничен. Под воздействием тепла и света, кислорода воздуха и влаги, а также различных газов, попадающих в атмосферу, изоляция и оболочки проводов и кабелей теряют со временем свои механические и электрические свойства. Замена проводов и кабелей в сети не должна быть связана с необходимостью разрушения строительных элементов зданий и сооружений.

В зависимости от условий окружающей среды и качества изоляционных материалов провода приходится менять приблизительно каждые 10... 15 лет эксплуатации. В отдельных неблагоприятных условиях такие замены приходится производить значительно чаще.

Наружная электропроводка прокладывается по наружным стенам зданий и сооружений, под навесами, а также между зданиями. К наружной электропроводке относится также прокладка изолированных проводов и кабелей мелких сечений на опорах, между отдельными зданиями. Она выполняется обычно одножильными изолированными проводами на изоляторах и в трубах.

В цеховых электрических сетях применяют для прокладки провода марок: АПВ, АПРВ, АТПРВ непосредственно по несгораемым поверхностям; АПР на роликах и изоляторах; АПВ, АПРТО, АПРВ, АПР в пластмассовых и стальных трубах и металлорукавах; АПВ, АПР, АПРВ в коробах и на лотках. Тросовые прокладки выполняют проводами APT.

Кабели в неметаллической и металлической оболочках применяются в наружных установках и помещениях всех видов и прокладываются по поверхности стен, потолков, на лотках и в коробах, на тросах.

Кабели в неметаллической оболочке применяются в помещениях всех видов и наружных установках в металлических гибких рукавах, стальных трубах (за исключением сырых и особо сырых помещений и наружных установок) и неметаллических трубах и коробах, в замкнутых каналах строительных конструкций.

Для стационарных электропроводок должны применяться преимущественно провода и кабели с алюминиевыми жилами.

В помещениях и наружных установках с химически активной средой все элементы электропроводок должны быть стойкими по отношению к среде либо должны быть защищены от ее воздействия.

 

В производственных помещениях спуски незащищенных проводов к выключателям, аппаратам, щиткам и т. п. должны быть защищены от механических воздействий до высоты не менее 1,5 м от уровня пола.

 

3.5.3.   Шинопроводы

 

Жесткий токопровод напряжением до 1 кВ заводского изготовления, поставляемый комплектными секциями, называется шинопроводом. Шинопроводы различных серий и типов комплектуются из отдельных секций различной конфигурации и назначения. Секции могут быть прямые, угловые, гибкие, вводные, ответвительные, компенсационные, переходные, подгоночные. Длины секций унифицированы и кратны 770 мм.

Крановые троллеи, троллейные шинопроводы, кабели в лотках и на конструкциях, блоки труб прокладывают на высоте 7... 15 м вдоль стены или подкрановой балки. Технические данные на шинопроводы приведены в табл. 3.4, 3.5, 3.6, 3.7.

Магистральные шинопроводы предназначены для питания распределительных шинопроводов и пунктов, отдельных крупных электроприемников

Магистральный шинопровод ШМА предназначен для магистральных четырехпроводных электрических сетей в системе с глухозаземленной нейтралью напряжением до 1000 В. Номинальный ток 1600, 2500, 4000 А.

 

Таблица 3. 4 Технические данные магистральных шинопроводов переменного тока.

 

Показатель	ШЗ М16	Ш МА73	ШМА68Н
Номинальный ток, А	1600	1600	2500	4000
Номинальное напря	380/220	660	660	660
жение, В
Электродинамическая	70	70	70	100
стой кость ударному
току КЗ, кА
Активное сопротивле	0,018	0,031	0,027	0,013
ние на фазу, Ом/км
Реактивное сопротив	0,012	0,017	0,023	0,020
ление на фазу, Ом/км
Число и размеры шин	2(100x10)	2(90 х 8)	2(120x10)	2(160x10)
на фазу, мм
Число и сечение нулевых проводников, мм2	—	2x710	2x640	2x640
Максимальное рас	6000	6000	3000	3000
стояние между точка
ми крепления, мм

 

Таблица 3.5

 

Технические данные распределительных шинопроводов переменного тока

 

Показа тель	ШРА73			ШРМ75			ШРА74
Номи	250	400	630	100	250	400	630
нальный ток, А
Номи	380/220	380/220	380/220	380/220	380/220	380/220	380/220
нальное напря
жение, В
Активное	0,20	0,13	0,085		0,15	0,15	0,14
сопротивление
на фазу, Ом/км
Реактив	0,10	0,10	0,075	—	0,20	0,20	0,10
ное сопротивле
ние на фазу,
Ом/км
Размеры	35x5	50x5	80x5		35x5	50x5	80x5
шин на фазу, мм
Максимальное расстояние между точками крепления, мм	3000			2000			3000

 

Таблица 3. 6

 

Технические данные троллейных шинопроводов переменного тока

 

Показатель	ШТМ73, ШТА75	ШТМ75, ШТА75	ШТА76
Номинальный ток, А	250	400	100
Номинальное напряжение, В	660	660	36...380
Частота, Гц	50...60	50...60	17...60
Номинальный ток токосъем	—	—	17,25
ной каретки, А
Номинальный ток токосъем	25	100
ной каретки со сборкой зажимов, А
Номинальный ток спаренной	—	—	15,4
токосъемной каретки, А
Номинальный ток спаренной	50	20	—
токосъемной каретки со сборкой за
жимов, А
Электродинамическая стой	10	15	5
кость ударному току КЗ, кА
Число шин, шт.	3	3	4

 

 

Таблица 3. 7 Технические данные осветительных шинопроводов переменного тока.

 

Показатель	ШОС22544	ШОС42544	ШОС8043
Номинальный ток, А Номинальное напряжение, В Электродинамическая стойкость ударному току КЗ, кА	25	25	16
	220	380/220	220
	3	3	3

 

Магистральные шинопроводы собраны из алюминиевых прямоугольных изолированных шин, расположенных вертикально и зажатых внутри перфорированного кожуха со специальными изоляторами (рис. 3.19).

Число шин в магистральных шинопроводах: 3, 4, 6 (три спаренных). Магистральный шинопровод состоит из прямых и угловых секций с поворотом шин на ребро и плоскость, ответвительных вертикальных и горизонтальных (в том числе с автоматами и рубильниками) секций и др. Шины соединяют в основном сваркой при сборке блоков.

В шинопроводе ШМА73 кожух состоит из двух боковин двутаврового сечения и нижней перфорированных стальных крышек. Боковины (из алюминиевого сплава) используются в качестве нулевого провода.

Шинопровод ШМА68Н пригоден для использования в четырех проводных сетях при напряжении до 1000 В. Нулевым проводом в этом шинопроводе является четвертая шина, сечение которой составляет 50 или 100% сечения фазной шины.

Магистральные шинопроводы прокладываются на вертикальных стойках высотой 3 м. В качестве опорных конструкций применяют также кронштейны и тросовые подвески. В шинопроводе ШЗМ16шины фаз имеют сплошную изоляцию и плотно сжаты

 

 

Рис. 3.19. Магистральный шинопровод ШМА73:

а прямая секция; б поперечный разрез; 1 фазные шины; 2 изолятор: 3 эластичная прокладка; 4 верхняя крышка; 5 обойма; 6 болт; 7 боковая крышка; 8 изоляционная перегородка между шинами; 9 угольник крепления шинопровода к опорной  конструкции.

 

Рис. 3.20. Распределительные шинопроводы ШРА:

а общий вид прямой секции ШРА73; б шинопровод ШРА73В для вертикальной прокладки; 1 шина; 2

• короб; 3 изолятор; 4 универсальная секция; 5 прямая секция; б кронштейн; 7 ответвительная коробка; 8 –

крышка.

 

профилированной оболочкой из алюминиевого сплава так, что обеспечивается непрерывное крепление шин по всей длине секции. Оболочка шинопровода сплошная, без отверстий, что делает эту конструкцию закрытой. В качестве нулевого проводника в шинопроводе ШЗМ16 используется его сплошная алюминиевая оболочка.

Кроме того, выпускают магистральные шинопроводы для агрессивных сред гальванических цехов ШМАХ на силу тока 2500 и 4000 А и шинопроводы постоянного тока ШМАД и ШМАДК на напряжение 1200 В и силу тока 1600...6300 А.

Распределительные шинопроводы (рис. 3.20) ШРА (с алюминиевыми шинами) и ШРМ (с медными шинами) предназначены для передачи и распределения электроэнергии напряжением 380/220 В при возможности непосредственного присоединения к ним электроприемников в системах с глухозаземленной нейтралью. Номинальный ток ШРА 250,400 и 630 А; ШРМ 100 и 250 А. Распределительные шинопроводы крепят так же, как и магистральные: на стойках, кронштейнах, подвесах (рис. 3.21).

 

Троллейные шинопроводы (рис. 3.22) ШТМ (с медными шинами) предназначены для питания подъемнотранспортных механизмов и переносных электрифицированных инструментов в сетях напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью. Номинальный ток шинопроводов 100, 200 и 400 А.

Комплектные троллейные шинопроводы ШТА выполняются с троллеями из алюминиевого сплава, номинальный ток шинопроводов 100, 250 и 400 А. Осветительные шинопроводы ШОС предназначены для групповых четырехпроводных линий в сетях напря

 

 

Рис. 3.21. Элементы шинопровода ШРА73: 1 — прямая секция; 2 секция с изгибом шин на ребро; 3 то же на плоскость; 4 вводная коробка; 5 ответвительная коробка с автоматом; 6 то же с предохранителем; 7то же с пусковым аппаратом; 8 заглушка торцевая; 9 коротка с указателем наличия напряжения; 10 12 конструкции для установки и крепления токопровода

 

жением до 1000 В с нулевым проводом для питания светильников и электроприемников небольшой мощности. Номинальный ток 25, 63, 100 А.

В качестве проводников используют медные изолированные провода (ШОС67), алюминиевые шины, плакированные медью (ШОС73А), и медные шины (ШОС73). Прямые и фигурные секции соединяют между собой четырехполюсным штепсельным разъемом. Каждая секция имеет с одной стороны гнезда, а с другой штыри разъема. На прямых секциях снизу через каждые 500 мм смонтированы соединительные розетки, которые закрыты                                                                      откидными крышками и служат для подключения светильников втычным контактом. Номинальный ток штепселя 10 А. Короб каждой секции заземлен с помощью нулевого провода. Короба на стыке секций крепятся с помощью муфты винтами.

 

Рис. 3.22. Троллейный шинопровод  ШТМ72:

а общий вид; б поперечный разрез; / троллей; 2 — крепление изолятора; 3 серьга подвески; 4  

изолятор; 5 короб; б корпус соединительной муфты; 7 уступ  короба.

 

Рис. 3.23. Осветительный шинопроводШОС73:

а общий вид; б штепсельное соединение секций; I прямая секция; 2 осветительный штепсель; 3 провод к светильнику; 4 соединительная муфта; 5 гнездо розетки; 6 –  изолятор

 

Светильники подвешивают к несущим конструкциям или непосредственно к осветительным шинопроводам. При этом общая нагрузка на 1 м шинопровода ШОС73 при максимальном пролете 3 м не должна составлять более 20 кг, а шинопровода ШОС76 при максимальном пролете 2 м 12 кг. На рис. 3.23 показана конструкция шинопровода ШОС.

 

Глава 4

 

ОСНОВНОЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОДСТАНЦИЙ

 

• Силовые трансформаторы, автотрансформаторы и преобразовательные агре

гаты

 

4.1.1.   Общие сведения о силовых трансформаторах

 

Силовые трансформаторы являются основным электрическим оборудованием электроэнергетических систем, обеспечивающим передачу и распределение электроэнергии на переменном трехфазном токе от электрических станций к потребителям. С помощью трансформаторов напряжение повышается от генераторного до значений, необходимых для электропередач системы (35... 750 кВ), а также многократное ступенчатое понижение напряжения до значений, применяемых непосредственно в приемниках электроэнергии (0,22...0,66 кВ).

В справочных данных на трансформаторы приводятся: тип, номинальная мощность, номинальные напряжения обмоток, потери мощности холостого хода и короткого замыкания, напряжение короткого замыкания, ток холостого хода.

На повышающих и понизительных подстанциях применяют трехфазные или группы однофазных трансформаторов с двумя или тремя раздельными обмотками. В зависимости от числа обмоток трансформаторы разделяются на двухобмоточные и трехобмоточные. Двухобмоточные трансформаторы номинальной мощностью больше 25 MB·А выполняются с расщепленной обмоткой вторичного напряжения 6... 10 кВ. Обмотки высшего, среднего и низшего напряжений принято сокращенно обозначать соответственно ВН, СН, НН.

В настоящее время применяются трансформаторы следующих стандартных номинальных мощностей: 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500, 4000, 6300,  10000,

16000, 25 000, 32000, 40 000, 63 000, 80 000, 160 000 кВ·А.

Условные обозначения типов трансформаторов состоят из букв, которые обозначают: первые буквы: О однофазный, Т трехфазный;

последняя буква: Н выполнение одной обмотки с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН);

Р трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения; Т трехобмоточный трансформатор;

М, Д, ДЦ, С, 3 система охлаждения трансформаторов.

В настоящее время трансформаторы выполняются с переключением ответвлений обмотки без возбуждения (ПБВ) и с переключением ответвлений обмотки под нагрузкой РПН (табл. 4.1).

Переключение без возбуждения осуществляется после отключения всех обмоток от сети при помощи ответвлений обмотки ВН или СН. Трехфазные понижающие трансформаторы

 

Таблица 4. 1 Ответвления обмоток трансформаторов с РПН на обмотке  ВН

 

Вид трансформатора	Напряжение, кВ	Мощность, МВА	Число ответвлений
Двухобмоточный	35	1—6,3	±6 x 1,5%
	110	6,3 и более	±9 x 1,78%
	220	32... 160	±8 x 1,5%
Трехобмоточный	35	6,3	±6 х 1,5 %
	110	6,3...80	±9 х 1,78 %
	220	25 ...63	±8x1,5%

 

мощностью 25... 80 000 кВ·А напряжением до 35 кВ включительно имеют четыре ответвления (± 2 х 2,5 %) номинального напряжения. Понижающие трансформаторы напряжением ПО и 220 кВ имеют ответвления для ПБВ только в трехобмоточном исполнении на обмотках СН при напряжении 38,5 кВ.

Трансформаторы с воздушным охлаждением называются сухими (С). Изготовляются мощностью до 1600 кВ·А включительно для установки в закрытых помещениях. Преимущество сухих трансформаторов заключается в их пожаробезопасности и сравнительной простоте конструкции.

Естественное масляное охлаждение (М) применяется для трансформаторов мощностью до 6300 кВ·А.

При мощности трансформаторов 10 000 кВ·А и более применяется масляное охлаждение с воздушным дутьем (Д). Обдувание поверхности радиаторов позволяет увеличить теплоотдачу на 50% и более. В настоящее время трансформаторы снабжаются системой дутьевого охлаждения при помощи вентиляторов.

Масляное охлаждение с принудительной циркуляцией (Ц) позволяет значительно увеличить отвод тепла. К баку масляного трансформатора подключают центробежный насос, который прогоняет горячее масло через воздушный или водяной охладитель.

На трансформаторах мощностью 63 MB·А и более используют две системы охлаждения

ДЦ.

Трансформаторы с охлаждением негорючим жидким диэлектриком совтолом (Н) изго

товляются мощностью до 2500 кВ·А включительно.

Буква 3 обозначает, что трансформатор без расширителя и защита осуществляется с помощью азотной подушки.

Пример условного обозначения трансформатора ТРДН 40 000/110: трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой НН, масляным охлаждением, дутьем и естественной циркуляцией масла, РПН, номинальной мощностью 40 000 кВ·А, напряжением ПО кВ.

Важным параметром подключения трансформатора к сети является группа и схема соединений его обмоток. Группой соединений называют угловое (кратное 30°) смещение векторов между одноименными вторичными и первичными линейными напряжениями холостого хода трансформатора. Возможны четыре схемы соединения силовых трансформаторов: звезда Y, звезда с выведенной нейтралью YH, треугольник А, зигзаг Z. Группа соединений указывается числами от 0 до 12. Например, 11 соответствует углу 330°.

На электрических станциях и подстанциях наибольшее распространение получили следующие схемы и группы соединений двухобмоточных трансформаторов:

звезда звезда с выведенной нейтралью Y/YH  12;

звезда треугольник Y/Δ 11;

звезда с выведенной нейтралью треугольник YH/Δ 11.

В трехобмоточных трансформаторах наиболее часто применяются соединения: звезда звезда с выведенными нейтралями треугольник Y/YH/Δ 11, 12.

 

4.1.2.   Общие сведения об автотрансформаторах.

 

Автотрансформаторы применяются при небольших коэффициентах трансформации (менее 2), при которых они более экономичны, чем трансформаторы. Кроме того, автотрансформаторы применяются в сетях напряжением 220 кВ и выше для регулирования напряжения (линейные регуляторы).

Автотрансформаторы с первичным напряжением ВН 220 кВ имеют номинальные мощности 32, 63, 125 и 200 MB·А.

Маркировка автотрансформаторов начинается с буквы А, например, АТДЦТН 2000000/220 обозначает автотрансформатор трехфазный с масляным охлаждением с принудительной циркуляцией и дутьем, трехобмоточный, с РПН, номинальной мощностью 200 000 кВ·А, напряжением 220 кВ.

 

Трехфазные трехобмоточные автотрансформаторы изготовляются с соединением обмоток ВН (220 кВ) и СН (110 кВ) в звезду и добавочной обмотки НН (6,3 ...38,5 кВ) в треугольник.

 

4.1.3.   Преобразовательные агрегаты.

 

Преобразовательные агрегаты предназначены для питания:

электролизных установок цветной металлургии и химической промышленности; дуговых вакуумных и графитировочных электропечей;

установок для электрохимической обработки металлов и гальваностегии;

цеховых сетей постоянного тока, от которых питаются электроприводы, не требующие регулирования подводимого к ним напряжения.

В качестве преобразователей переменного тока в постоянный используются кремниевые выпрямительные агрегаты. Характеристики преобразовательных установок, для которых предназначены эти агрегаты, приведены в табл. 4.2.

Для электролизных установок цветной металлургии и химической промышленности применяются кремниевые выпрямительные агрегаты. Каждый агрегат состоит из трансформатора, одного или двух, или четырех выпрямительных блоков, и другого комплектующего оборудования. Трансформаторы для полупроводниковых агрегатов электролизных установок применяются типа ТДНП 10 000... 40 000/10...35 трехфазные с РПН.

Кремниевые выпрямительные агрегаты для дуговых вакуумных электропечей и графитировочных печей аналогичны выпрямительным блокам агрегатов для электролизных установок. Трансформаторы для выпрямительных агрегатов дуговых вакуумных электропечей применяются типа ТМНПВ 4000... 12 500/6... 10.

 

 

Таблица 4 . 2

 

Характеристики преобразовательных установок

 

Назначение	Параметры		Характеристика режима работы
	Сила тока, кА	Напряжение, В	Регулирование выпрямленного напряжения	График нагрузки
Электролизное произ водство Дуговые вакуумные печи Графитированные печи Электрохимическая обработка метал лов Электрифицированный транспорт Цеховые сети постоянно го тока	12,5... 175	75, 150, 300,450,	Требуется	Равномерный
		600, 850		непрерывный
	12,5 ...37,5	75	»	Равномерный
	25...200	150, 300	»	Неравномерный
	0,1...25	6, 12, 24,	»	Преимущественно
		48		равномерный
	0,5... 3,2	275,600,825,1650,	Не требуется	Преимущественно
		3300		неравномерный
	14	230	»	Преимущественно
				равномерный

 

Для питания вакуумных электропечей применяются также параметрические источники тока (ПИТ), главной особенностью которых является высокая точность стабилизации тока нагрузки при емкостном характере коэффициента мощности и при его значении, равном единице. ПИТ состоит из трансформатора, трехфазного резонансного реактора, конденсаторной установки, выпрямителя и вспомогательных устройств. Разработаны ПИТ на номинальные токи 12,5; 25; 37,5; 50 кА и номинальное напряжение 75 В.

В установках для электрохимической обработки металлов и нанесения различных гальванических покрытий применяют кремниевые преобразовательные агрегаты. Для таких установок требуется регулирование выпрямленного тока в широких пределах, что обеспечивается соответствующим регулированием напряжения. Агрегаты ВАКР и ВАК выполнены на тиристорах и могут работать в режиме автоматического и ручного регулирования выпрямленного напряжения и тока.

 

4.2.   Коммутационная аппаратура напряжением выше 1 кВ.

 

4.2.1.   Выключатели напряжением выше 1 кВ.

 

Выключатель предназначен для коммутации рабочих и аварийных токов. При разрыве цепи разомкнувшимися контактами выключателя возникает электрическая дуга, которая должна гаситься в специальных устройствах. Контакты выключателя находятся внутри камеры в разомкнутом состоянии. Дугогасительные устройства выключателей используют следующие принципы быстрого гашения дуги: охлаждение дуги посредством перемещения ее в окружающей среде; обдувание дуги воздухом или холодными неионизированными газами; расщепление дуги на несколько параллельных дуг малого сечения; удлинение, дробление и соприкосновение дуги с твердым диэлектриком; размещение контактов в интенсивно деионизирующей среде; создание высокого давления в дуговом промежутке и т. п.

В зависимости от применяемой дугогасительной среды выключатели бывают жидкостные и газовые, из них наиболее распространены масляные и воздушные. В масляных выключателях дугогасительной средой является трансформаторное масло, в воздушных сжатый воздух. Кроме воздушных и масляных имеется много других видов выключателей. Так, в автогазовых выключателях используется дутье газов, образующихся под действием высокой температуры дуги. В элегазовых выключателях гашение дуги осуществляется в среде элегаза.

Выпускаемые отечественной промышленностью масляные выключатели имеют две конструктивные разновидности: многои малообъемные. В выключателях с большим объемом масла трансформаторное масло используется для гашения дуги и изоляции токоведущих частей друг от друга и от земли. Эти выключатели применяются на напряжении 35 кВ и выше с номинальными токами 630... 2000 А. Многообъемные масляные выключатели предназначены для наружной установки.

В малообъемных масляных выключателях трансформаторное масло используется только как средство гашения дуги; бачки (или горшки, или колонки) этих выключателей во время работы находятся под напряжением, поэтому они изолируются от заземленных частей посредством наружных изоляторов. Маломасляные выключатели применяются на напряжении 10 (6)...35 кВ.

В воздушных выключателях гашение дуги производится сжатым воздухом. В большинстве конструкций воздушных выключателей гасительные камеры размещаются в фарфоровых изоляторах. Эти выключатели применяются на напряжении 35 кВ и выше, в основном для наружной установки.

Для сетей напряжением 6 и 10 кВ выпускаются выключатели с электромагнитным дутьем, а также вакуумные выключатели.

 

Управление выключателем, т.е. его включение и отключение, может производиться вручную, дистанционно или автоматически. Механизм для включения и отключения выключателя называется приводом. У большинства выключателей он представляет собой отдельный аппарат электромагнитный, пружинный, грузовой или пневматический, соединяемый с приводным валом выключателя.

 

4.2.2.  Выключатели нагрузки напряжением выше 1 кВ

 

В установках напряжением 6... 10 кВ, особенно в распределительных пунктах, на цеховых подстанциях предприятий, в городских сетях, широко используются выключатели нагрузки с небольшой дугогасительной камерой, в которой может быть отключен ток только рабочего режима, но они не рассчитаны на отключение тока короткого замыкания. При размыкании контактов выключателя нагрузки создается видимый разрыв цепи.

Выключатели нагрузки в сочетании с высоковольтными предохранителями (ВНП) в известной мере заменяют силовой выключатель. Выключатели нагрузки выполняются на номинальные токи 200 и 400 А, наибольший рабочий ток отключения 400 и 800 А.

 

4.2.3.   Плавкие предохранители напряжением выше 1 кВ

 

Плавкие предохранители выполняют операцию автоматического отключения цепи при превышении определенного значения тока. После срабатывания предохранителя необходимо сменить плавкую вставку или патрон, чтобы подготовить аппарат для дальнейшей работы.

Ценными свойствами плавких предохранителей являются простота устройства, относительно малая стоимость, быстрое отключение цепи при коротком замыкании (меньше одного периода), способность предохранителей типа ПК ограничивать ток в цепи при КЗ.

К недостаткам плавких предохранителей относятся следующие: предохранители срабатывают при токе, значительно превышающем номинальный ток плавкой вставки, и поэтому избирательность (селективность) отключения не обеспечивает безопасность отдельных участков сети; отключение цепи плавкими предохранителями связано обычно с перенапряжением; возможно однофазное отключение и последующая ненормальная работа установок.

Несмотря на указанные недостатки, плавкие предохранители широко применяются для защиты силовых трансформаторов мощностью до 2500 кВА на напряжении 10 кВ, электродвигателей, распределительных сетей и измерительных трансформаторов напряжения.

Наибольшее распространение получили кварцевые и газогенерирующие предохраните

ли.

В кварцевых предохранителях (ПК) патрон заполнен кварцевым песком, и дуга гасится

путем удлинения, дробления и соприкосновения с твердым диэлектриком.

В газогенерирующих предохранителях для гашения дуги используются твердые газогенерирующие материалы (фибра, винипласт и др.). Газогенерирующие предохранители выполняются с выхлопом и без выхлопа газа из патрона при срабатывании. Предохранители с выхлопом газа из патрона называют также стреляющими (ПСН 10 и ПС 35), поскольку срабатывание их сопровождается звуком, похожим на ружейный выстрел. Предохранители напряжением выше 1 кВ выполняются как для внутренней, так и для наружной установки.

 

4.3.  Разъединители, отделители и короткозамыкатели напряжением выше 1 кВ

 

Разъединителем называется электрический аппарат для оперативного переключения под напряжением участков сети с малыми токами замыкания на землю и создания видимого разрыва. По условиям техники безопасности при производстве работ в установках необходимо иметь видимые разрывы цепи, откуда может быть подано напряжение. Указанное требование обеспечивается разъединителями, которые не имеют устройств для гашения дуги и не допускают переключений под нагрузкой. Поэтому их оснащают блокировкой, предотвращающей отключе

 

ние нагрузочного тока. Правилами устройства электроустановок допускается отключать разъединителями холостой ток открыто установленных трансформаторов: напряжением 10 кВ мощностью до 630 кВ·А; напряжением 20 кВ мощностью до 6300 кВ·А; напряжением 35 кВ мощностью до 20 000 кВ·А; напряжением 110 кВ мощностью до 40 500 кВ·А; уравнительный ток линий при разности напряжений не более 2 %, заземление нейтралей трансформаторов и дугогасящих катушек, токи замыкания на землю (не превышающие 5 А при напряжении 35 кВ и 10 А при напряжении 10 кВ), а также небольшие зарядные токи линий.

Конструктивно разъединители могут быть внутренней и наружной установок. Разъединители управляются приводами вручную или дистанционно (но не автоматиче

ски).

Отделителями называются аппараты напряжением от 35 кВ и выше, имеющие надеж

ную конструкцию контактов и снабженные специальным приводом, позволяющим осуществлять автоматическое отключение подвижной части отделителя. Отделители напряжением 35

...220 кВ допускают отключение тока холостого хода трансформаторов и зарядного тока воздушных линий электропередач любой протяженности при бестоковой паузе, обусловленной действием защиты и автоматического повторного включения. Включение отделителей производится вручную.

Короткозамыкателями называются аппараты напряжением от 35 кВ и выше, имеющие надежную конструкцию контактов и снабженные специальным приводом, позволяющим осуществлять автоматическое включение ножа короткозамыкателя. При включении ножа короткозамыкателя создается металлическое короткое замыкание на подстанциях без выключателей. В сетях с заземленной нейтралью короткозамыкатели однополюсные и создают однофазное КЗ на землю. В сетях с изолированной нейтралью короткозамыкатели имеют два полюса и создают двухфазное КЗ.

 

4.4.  Изоляторы и шины распределительных устройств напряжением выше 1 кВ

 

Токоведущие части электроустановок крепятся и изолируются друг от друга и по отношению к земле при помощи изоляторов. Изоляторы для электроустановок напряжением выше 1 кВ изготовляются из фарфора.

Изоляторы делятся на линейные, станционные и аппаратные.

Линейные изоляторы предназначаются для крепления проводов воздушных линий; аппаратные для крепления токоведущей части аппаратов; станционные для крепления шин в распределительных устройствах.

Станционные изоляторы в свою очередь подразделяются на опорные и проходные. Опорные изоляторы ОА, ОБ, ОВ, ОГ, ОД, ОЕ (с механической прочностью А, Б, В, Г,  Д,

Е) для внутренних установок на напряжение 6...35 кВ служат для крепления шин и аппаратуры распределительных устройств. Изготовляются они с овальным, круглым или квадратным основанием; металлические части (арматура) для крепления изоляторов заделываются снаружи фарфорового корпуса.

Опорные изоляторы для наружных установок изготовляются штыревыми (ШТ35) и стержневыми (СО35, СТ110). Для повышения электрической прочности эти изоляторы выполняются с более развитой, чем внутренней установки, поверхностью (ребристые).

Проходные изоляторы (для внутренних и наружных установок) предназначены для вывода токоведущих частей из зданий и прокладки шин через стены и перекрытия.

Наибольшее применение находят проходные изоляторы ПА и ПБ с токоведущими стержнями прямоугольного сечения на напряжение 6... 10 кВ и силу тока 600... 1500 А.

Для установок напряжением 35 кВ и выше проходные изоляторы выполняются обычно с круглыми токоведущими стержнями.

Шины в распределительных устройствах напряжением выше 1 кВ изготовляются из меди и алюминия и имеют круглое, прямоугольное и коробчатое сечение.

 

В закрытых установках медные шины применяются только в особых случаях, в открытых установках в агрессивной среде (морское побережье, территория химических заводов).

Как правило, в распределительных устройствах применяются алюминиевые шины. В закрытых установках напряжением до 35 кВ устанавливаются шины прямоугольного (плоского) сечения. В открытых установках шины выполняются круглыми многопроволочными сталеалюминевыми проводами.

В зависимости от значения тока шины собирают по одной, две, три и больше полосы в одном пакете на фазу.

Для силы тока больше 3000 А применяют шины коробчатого сечения. Шина фазы А окрашивается в желтый цвет, В в зеленый, С в красный.

При монтаже жестких плоских и коробчатых шин (если длина ошиновки для алюминия больше 15 м) шины каждой фазы делятся на отдельные участки, соединяемые гибкими перемычкамикомпенсаторами. Среднюю точку каждого пролета шин глухо закрепляют на соответствующем изоляторе. На других изоляторах ставят приспособления для продольного перемещения шин, вызываемого изменением их температуры. Для предохранения контактных соединений от окисления шины не должны работать при температуре выше 70 °С.

 

4.5.  Коммутационные аппараты напряжением до 1 кВ

 

4.5.1.   Предохранители напряжением до 1 кВ

 

Предохранители применяются для защиты электроустановок от токов КЗ. Защита от перегрузок с помощью предохранителей возможна только при условии, что защищаемые элементы установки будут выбраны с запасом по пропускной способности, превышающим примерно на 25% номинальный ток плавкой вставки.

Плавкие вставки предохранителей выдерживают токи, превышающие на 30...50% их номинальные токи в течение одного часа и более. При токах, превышающих номинальный ток плавких вставок на 60... 100%, они плавятся за время менее одного часа.

Наиболее распространенными предохранителями, применяемыми для защиты электроустановок напряжением до 1 кВ, являются:

ПР предохранитель разборный;

НПН насыпной предохранитель, неразборный; ПНР2 предохранитель насыпной, разборный.

Шкала номинальных токов предохранителей 15... 1000 А. Наполнителем является кварцевый мелкозернистый песок.

Плавкие предохранители делят на инерционные с большой тепловой инерцией, т. е. способностью выдерживать значительные кратковременные перегрузки током; безынерционные с малой тепловой инерцией, т.е. с ограниченной способностью к перегрузкам. К первым относятся предохранители с винтовой резьбой и свинцовым токопроводящим мостиком, ко вторым трубчатые предохранители с медным токопроводящим мостиком.

 

4.5.2.   Автоматические выключатели

 

Автоматические выключатели (автоматы), не обладая недостатками предохранителей, обеспечивают быструю и надежную защиту проводов и кабелей сетей как от токов перегрузки, так и от токов короткого замыкания. Кроме того, они используются и для управления при нечастых включениях и отключениях. Таким образом, автоматические выключатели совмещают в себе одновременно функции защиты и управления.

Для выполнения защитных функций автоматы снабжаются либо только тепловыми, либо только электромагнитными расцепителями, либо комбинированными расцепителями (тепловыми и электромагнитными). Тепловые расцепители осуществляют защиту от токов перегрузки, а электромагнитные от токов короткого замыкания.

 

Действие тепловых расцепителей автоматов основано на использовании нагрева биметаллической пластинки, изготовленной из спая двух металлов с различными коэффициентами теплового расширения. В расцепителе при токе, превышающем тот, на который они выбраны, одна из пластин при нагреве удлиняется больше и вследствие большего ее удлинения воздействует на отключающий пружинный механизм. В результате чего коммутирующее устройство автомата размыкается.

Тепловой расцепитель автомата не защищает питающую линию или асинхронный двигатель от токов короткого замыкания. Это объясняется тем, что тепловой расцепитель, обладая большой тепловой инерцией, не успевает нагреться за малое время существования тока КЗ.

Электромагнитный расцепитель представляет собой электромагнит, который воздействует на отключающий пружинный механизм. Если ток в катушке превышает определенное, заранее установленное значение (ток трогания или ток срабатывания), то электромагнитный расцепитель отключает линию мгновенно. Настройку расцепителя на заданный ток срабатывания называют уставкой тока. Уставку тока электромагнитного расцепителя на мгновенное срабатывание называют отсечкой. Электромагнитные расцепители не реагируют на токи перегрузки, если они меньше уставки срабатывания.

В зависимости от наличия механизмов, регулирующих время срабатывания расцепителей, автоматы разделяются на неселективные с временем срабатывания 0,02...0,1 с, селективные с регулируемой выдержкой времени и токоограничивающие с временем срабатывания не более 0,005 с.

В табл. 4.3 приведены некоторые характеристики автоматических выключателей. Таблица 4 . 3

Характеристики автоматических выключателей напряжением до 1 кВ

 

Тип	Номинальный ток, А	Исполнение	Вид расцепителя	Селективность
Э   ВА62 А3710Б... А3740Б А3730С, А3740С А3710Ф.. . А3730Ф АЕ20 АП50Б	1000...6300   1600 160...630   400, 630   160...630   10... 100 1,6...63	Стационарное, выдвижное » Токоограничивающее »   Нетокоограничивающее » »	Полупроводниковый   » Полупроводниковый, электромагнитный Полупроводниковый   Электромагнитный, термобиметаллический Комбинированный »	+   + —   +   —   — —

 

 

4.5.3.   Контакторы и магнитные пускатели

 

Контактор это аппарат дистанционного действия, предназначенный для частых включений и отключений под нагрузкой силовых электрических цепей. Контакторы не защищают электрические цепи от ненормальных режимов, поскольку у них отсутствуют защитные элементы. Контактор состоит из электромагнитной системы, обеспечивающей дистанционное управление; главных контактов силовой цепи; дугогасительного устройства; блокконтактов, включаемых в цепь автоматики и сигнализации. Контакторы нашли широкое применение в силовых цепях переменного и постоянного тока.

 

В цепях переменного тока применяют преимущественно трехполюсные контакторы серии КТ с номинальными токами 63... 1000 А. Контакторы при числе полюсов два или три допускают 600... 1200 включений в час.

В сетях постоянного тока применяют контакторы серии КТП с номинальными токами

80...630 А.

Магнитный пускатель это трехполюсный контактор переменного тока, в котором дополнительно встроены два тепловых реле защиты, включенных последовательно в две фазы главной цепи двигателя. Магнитные пускатели предназначены для управления (пуска, останова, реверса) трехфазных асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором мощностью до 75 кВт, а также для защиты их от перегрузки. В отдельных случаях магнитные пускатели используют для включения и отключения некоторых электроустановок, требующих дистанционного управления (наружное и внутреннее освещение, автоматизированные электроприводы и т. п.). Защита электродвигателя от перегрузок осуществляется тепловым реле РТ. Тепловое реле надежно защищает электродвигатель от перегрузки, но не обеспечивает защиты от коротких замыканий.

Объясняется это тем, что тепловое реле имеет большую тепловую инерцию. При коротком замыкании ток может повредить цепи раньше, чем сработает тепловое реле. Кроме того, контакты магнитных пускателей не рассчитаны на отключение токов короткого замыкания. Поэтому в случае применения магнитных пускателей (с тепловыми реле для защиты от перегрузок) для защиты от токов коротких замыканий необходимо устанавливать последовательно с тепловыми реле плавкие предохранители или автоматы с электромагнитными расцепителями.

Магнитный пускатель отключает двигатель от сети при исчезновении напряжения или его понижении до 50... 70% от номинального  значения.

До последнего времени наибольшее применение в электрических сетях имели магнитные пускатели серий ПМЕ, ПАЕ, ПМА, однако в настоящее время они заменяются пускателями серий ПМЛ и ПКЛ на номинальные рабочие токи от 4 до 200 А.

Кроме указанных аппаратов в сетях напряжением до 1 кВ используются для коммутации кнопки управления, командоаппараты, переключатели и кнопочные посты управления.

 

Глава 5

 

СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ В СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

 

5.1.  Общие сведения

 

Система электроснабжения объекта состоит из питающих, распределительных, трансформаторных и преобразовательных подстанций и связывающих их кабельных и воздушных сетей, а также токопроводов.

Схемы электрических соединений электроустановок выполняются для первичных и вторичных цепей.

К первичным цепям относятся главные цепи электроустановок, по которым электрическая энергия подается к потребителям; их схемы выполняются однолинейными и трехлинейными.

В однолинейных схемах три фазы установки и ее оборудование условно изображаются для одной фазы. На трехлинейных схемах указываются соединения для всех трех фаз, а также вторичные цепи. Полная схема получается громоздкой, поэтому она выполняется только для отдельных элементов установки.

К вторичным цепям относятся цепи, служащие для соединения вторичного электрооборудования измерительных приборов, приборов и аппаратов управления и сигнализации, устройств релейной защиты и автоматики.

В данном разделе рассматриваются первичные цепи в однолинейном изображении.

 

5.2.   Выбор номинальных напряжений

 

Выбор напряжений участков электрической сети объекта определяется путем техникоэкономического сравнения вариантов. При выборе окончательного проектного решения, принимаемого на основе сравнения вариантов, необходимо отдавать предпочтение варианту с более высоким напряжением. В большинстве случаев проектировщик определяет напряжения в пределах двух ближайших по шкале номинальных значений напряжения, для которых и проводится сравнение вариантов. В ряде случаев исходные данные для проектирования приводят к однозначному определению номинального напряжения без детальных техникоэкономических расчетов.

При выборе номинального напряжения внешнего участка сети принимаются во внимание существующие напряжения возможных источников питания энергосистемы, расстояние от этих источников до предприятия и нагрузка предприятия в целом.

В питающих и распределительных сетях небольших и средних предприятий и городов применяются номинальные напряжения 6 и 10 кВ. Как правило, следует применять напряжение 10 кВ как более экономичное, чем напряжение 6 кВ. Напряжение 6 кВ применяется при преобладании на объекте электроприемников с напряжением 6 кВ. В ряде случаев электроснабжение электроприемников с напряжением 6 кВ осуществляется по питающим линиям напряжением 10 кВ с последующей трансформацией на напряжение 6 кВ непосредственно для данных электроприемников.

Напряжение 660 В как внутрицеховое целесообразно на тех предприятиях, на которых по условиям расположения цехового технологического оборудования или окружающей среды нельзя или затруднительно приблизить цеховые трансформаторные подстанции к питаемым ими электроприемникам. Напряжение 660 В целесообразно также на предприятиях с большой удельной плотностью электрических нагрузок, концентрацией мощностей и большим числом двигателей мощностью 200... 600 кВт. Наиболее целесообразно сочетание напряжения 660 В с первичным напряжением 10 кВ. Необходимо учитывать, что при применении напряжения 660 В возникает необходимость и в сетях напряжением 380 В для питания небольших электродвигателей и светотехнических установок. Наиболее широко применяется и является основным напряжение 380/220 В.

 

5.3.   Источники питания и пункты приема электроэнергии объектов на напряжении

выше 1 кВ

 

• Источники питания и требования к надежности электроснабжения

 

Электроснабжение объекта может осуществляться от собственной электростанции (ТЭЦ), энергетической системы, а также от энергетической системы при наличии собственной электростанции.

Требования, предъявляемые к надежности электроснабжения от источников питания, определяются потребляемой мощностью объекта и его видом.

Приемники электрической энергии в отношении обеспечения надежности электроснабжения разделяются на несколько категорий.

Первая категория – электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный экономический ущерб, повреждение дорогостоящего оборудования, расстройство сложного технологического процесса, массовый брак продукции. Примером электроприемников первой категории в промышленных установках могут быть электроприемники насосных станций противопожарных установок, системы вентиляции в химически опасных цехах, водоотливных и подъемных установок в шахтах и т. п. В городских сетях к первой категории относят центральные канализационные и водопроводные станции, АТС, радио и телевидение, а также лифтовые установки высотных зданий. Допусти

 

мый интервал продолжительности нарушения электроснабжения для электроприемников первой категории не более 1 мин.

Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа (нулевая категория) электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы для жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего оборудования. Например, к электроприемникам нулевой категории относятся операционные помещения больниц, аварийное освещение.

Вторая категория – электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовым недоотпускам продукции, массовым простоям рабочих, механизмов. Допустимый интервал продолжительности нарушения электроснабжения для электроприемников второй категории не более 30 мин.

Примером электроприемников второй категории в промышленных установках являются приемники прокатных цехов, основных цехов машиностроения, текстильной и целлюлознобумажной промышленности. Школы, детские учреждения и жилые дома до пяти этажей и т.п. обычно относят к приемникам второй категории.

Третья категория – все остальные электроприемники, не подходящие под определение первой и второй категорий. К этой категории относятся установки вспомогательного производства, склады неответственного назначения.

Электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, при отключении одного из них переключение на резервный должно осуществляться автоматически. Согласно определению ПУЭ независимыми источниками питания являются такие, на которых сохраняется напряжение при исчезновении его на других источниках, питающих эти электроприемники. Согласно ПУЭ к независимым источникам могут быть отнесены две секции или системы шин одной или двух электростанций или подстанций при соблюдении следующих условий:

каждая их этих секций или систем шин питается от независимых источников;

секции шин не связаны между собой или же имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной из секций шин.

Для электроснабжения электроприемников особой группы должен предусматриваться дополнительный третий источник питания, мощность которого должна обеспечивать безаварийную остановку процесса.

Электроприемники второй категории рекомендуется обеспечивать от двух независимых источников питания, переключения можно осуществлять не автоматически.

Электроснабжение электроприемников третьей категории может выполняться от одного источника при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены поврежденного оборудования, не превышают одних суток.

• Схемы подключения источников питания Электроснабжение от собственной электростанции (рис. 5.1). При расположении соб

ственной электростанции вблизи от объектов и при совпадении напряжений распределительной сети и генераторов электростанции трансформаторы присоединяются к шинам распределительных устройств (РУ) электростанции или непосредственно, или с помощью линий электропередач.

Электроснабжение от энергетической системы при отсутствии собственной электростанции(рис. 5.2 и 5.3).

 

Рис. 5.1. Схема электроснабжения от собственной  электростанции

 

Рис. 5.2. Схема электроснабжения от электрической системы при напряжении 6...20  кВ

 

 

 

 

Рис. 5.3. Схема электроснабжения от электрической системы при напряжении 35...220кВ

 

В зависимости от напряжения источника питания электроснабжение осуществляется двумя способами: по схеме, представленной на рис. 5.2, при напряжении 6... 20 кВ; по схеме, представленной на рис. 5.3, при напряжении 35 ... 330 кВ. В указанных и приводимых далее схемах разъединители и реакторы не показаны. Схемы, представленные на рис. 5.2 и 5.3, применимы, если предприятие находится на расстоянии не более 5...10 км от подстанции системы.

 

5.3.3.   Типы электроподстанций

 

Число и тип приемных пунктов электроэнергии (подстанций) зависят от мощности, потребляемой объектом электроснабжения, и характера размещения электропотребителей на территории объекта. При сравнительно компактном расположении потребителей и отсутствии осо

 

бых требований к надежности электроснабжения вся электроэнергия от источника питания может быть подведена к одной трансформаторной (ТП) или распределительной подстанции (РП). При разбросанности потребителей и повышенных требованиях к бесперебойности электроснабжения питание следует подводить к двум и более подстанциям.

При близости источника питания к объекту и потребляемой им мощности в пределах пропускной способности линий напряжением 6 и 10 кВ электроэнергия подводится к распределительной подстанции РП или к главной распределительной подстанции (ГРП). РП служат для приема и распределения электроэнергии без ее преобразования или трансформации.

От РП электроэнергия подводится к ТП и к электроприемникам напряжением выше 1 кВ, т.е. в этом случае напряжения питающей и распределительной сети совпадают.

Если же объект потребляет значительную (более 40 MB·А) мощность, а источник питания удален, то прием электроэнергии производится на узловых распределительных подстанциях или на главных понижающих подстанциях.

Узловой распределительной подстанцией (УРП) называется центральная подстанция объекта напряжением 35 ... 220 кВ, получающая питание от энергосистемы и распределяющая ее по подстанциям глубоких вводов на территории объекта. Главной понижающей подстанцией (ГПП) называется подстанция, получающая питание непосредственно от районной энергосистемы и распределяющая энергию на более низком напряжении (6 или 10 кВ) по объекту.

Подстанцией глубокого ввода (ПГВ) называется подстанция на напряжение 35...220 кВ, выполненная по упрощенным схемам коммутации на первичном напряжении, получающая питание непосредственно от энергосистемы или от УРП. ПГВ обычно предназначается для питания отдельного объекта (крупного цеха) или района предприятия.

 

5.4.   Принципы выбора схемы распределения электроэнергии

 

Система электроснабжения может быть выполнена в нескольких вариантах, из которых выбирается оптимальный. При его выборе учитываются степень надежности, обеспечение качества электроэнергии, удобство и безопасность эксплуатации, возможность применения прогрессивных методов электромонтажных работ.

Основные принципы построения схем объектов:

максимальное приближение источников высокого напряжения 35 ...220 кВ к электроустановкам потребителей с подстанциями глубокого ввода, размещаемыми рядом с энергоемкими производственными корпусами;

резервирование питания для отдельных категорий потребителей должно быть заложено в схеме и элементах системы электроснабжения. Для этого линии, трансформаторы и коммутационные устройства должны нести в нормальном режиме постоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме после отключения поврежденных участков принимать на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом допустимых для этих элементов перегрузок;

секционирование шин всех звеньев системы распределения энергии, а при преобладании потребителей первой и второй категории установка на них устройств АВР.

Схемы строятся по уровневому принципу. Обычно применяются дватри уровня. Первым уровнем распределения электроэнергии является сеть между источником питания объекта и ПГВ, если распределение производится при напряжении 110...220 кВ, или между ГПП и РП напряжением 6... 10 кВ, если распределение происходит на напряжении 6... 10 кВ.

Вторым уровнем распределения электроэнергии является сеть между РП (или РУ вторичного напряжения ПГВ) и ТП (или отдельными электроприемниками высокого напряжения).

На небольших и некоторых средних объектах чаще применяется только один уровень распределения энергии между центром питания от системы и пунктами приема энергии (ТП или высоковольтными электроприемниками).

 

5.5.  Схемы электрических сетей внутри объекта на напряжении 6... 10 кВ

 

Электрические сети внутри объекта выполняются по магистральным, радиальным или смешанным схемам.

Радиальные схемы распределения электроэнергии применяются в тех случаях, когда пункты приема расположены в различных направлениях от центра питания. Они могут быть двухили одноступенчатыми. На небольших объектах и для питания крупных сосредоточенных потребителей используются одноступенчатые схемы. Двухступенчатые радиальные схемы с промежуточными РП выполняются для крупных и средних объектов с подразделениями, расположенными на большой территории. При наличии потребителей первой и второй категории РП и ТП питаются не менее чем по двум раздельно работающим линиям. Допускается питание электроприемников второй категории по одной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей.

При двухтрансформаторных подстанциях каждый трансформатор питается отдельной линией по блочной схеме линия трансформатор. Пропускная способность блока в послеаварийном режиме рассчитывается исходя из категорийности питаемых потребителей.

При однотрансформаторных подстанциях взаимное резервирование питания небольших групп приемников первой категории осуществляется при помощи кабельных или шинных перемычек на вторичном напряжении между соседними подстанциями.

Вся коммутационная аппаратура устанавливается на РП или ГПП, а на питаемых от них ТП предусматривается преимущественно глухое присоединение трансформаторов. Иногда трансформаторы ТП присоединяются через выключатель нагрузки и разъединитель.

Радиальная схема с промежуточным РП, в которой выполнены указанные выше условия, приведена на рис. 5.4.

Радиальная схема питания обладает большой гибкостью и удобствами в эксплуатации, так как повреждение или ремонт одной линии отражается на работе только одного потребителя.

Магистральные схемы напряжением 6... 10 кВ применяются при линейном («упорядоченном») размещении подстанций на территории объекта, когда линии от центра питания до пунктов приема могут быть проложены без значительных обратных направлений. Магистральные схемы имеют следующие преимущества: лучшую загрузку кабелей при нормальном режиме, меньшее число камер на РП. К недостаткам магистральных схем следует отнести усложнение схем коммутации при присоединении ТП и одновременное отключение нескольких потребителей, питающихся от магистрали, при ее повреждении.

Число трансформаторов, присоединяемых к одной магистрали, обычно не превышает двухтрех при мощности трансформаторов 1000...2500 кВА и четырехпяти при мощности 250...630 кВА.

Магистральные схемы выполняются одиночными и двойными, с односторонним и двухсторонним питанием.

 

Рис. 5.4. Радиальная схема  электроснабжения

 

Одиночные магистрали без резервирования (рис. 5.5, а) применяются в тех случаях, когда отключение одного потребителя вызывает необходимость по условиям технологии производства отключения всех остальных потребителей (например, непрерывные технологические линии). При кабельных магистралях их трасса должна быть доступна для ремонта в любое время года, что возможно при прокладке в каналах, туннелях и т. п. Надежность схемы с одиночными магистралями можно повысить, если питаемые ими однотрансформаторные подстанции расположить таким образом, чтобы была возможность осуществить частичное резервирование по связям низкого напряжения между ближайшими подстанциями. На рис. 5.6 показана схема, на которой близко расположенные трансформаторные подстанции питаются от разных одиночных магистралей с резервированием по связям на низком напряжении. Такие магистральные схемы можно применять и для потребителей первой категории, если их мощность не превышает 15...20% от общей нагрузки трансформаторов. Трансформаторы подключаются к разным магистралям, присоединенным к разным секциям РП или РУ.

 

 

Рис. 5.5. Магистральные схемы с односторонним питанием: а одиночные; 6 двойные с  резервированием

на НН

 

Одиночные магистрали с глухими отпайками, т.е. без разъединителей на входе и выходе магистрали применяются главным образом на воздушных линиях. На кабельных линиях глухое присоединение может быть применено лишь для питания неответственных подстанций мощностью не выше 400 кВ·А.

Схемы с двойными («сквозными») магистралями (см. рис. 5.5, б) применяются для питания ответственных и технологически слабо связанных между собой потребителей одного объекта. Установка разъединителей на входе и выходе линии магистрали не требуется.

На крупных предприятиях применяются два или три магистральных токопровода(рис. 5.7), прокладываемые по разным трассам через зоны размещения основных электрических нагрузок. На менее крупных предприятиях применяются схемы с одиночными двухцепными токопроводами. На ответвлениях от токопроводов к распределительным подстанциям устанавливаются реакторы для ограничения мощности короткого замыкания до величины отключаемой мощности выключателей типа ВМП. От каждого трансформатора питаются два токопровода перекрестно, т.е. разные цепи каждого токопровода питаются от разных трансформаторов.

Одиночные и двойные магистрали (рис. 5.8) с двусторонним питанием («встречные» магистрали) применяются при питании от двух независимых источников, требуемых по условиям обеспечения надежности электроснабжения для потребителей первой и второй категории. При использовании в нормальном режиме обоих источников производится деление магистрали примерно посередине на одной из промежуточных подстанций. Секционные выключатели нормально разомкнуты и снабжены устройством АВР.

 

Рис. 5.6. Схема одиночных магистралей с частичным резервированием по связям вторичного напряжения

 

 

Рис. 5.7. Магистральная схема распределения электроэнергии с применением мощных токопроводов.

 

Смешанные схемы питания, сочетающие принципы радиальных и магистральных систем распределения электроэнергии, имеют наибольшее распространение на крупных объектах. Так, например, на первом уровне обычно применяются радиальные схемы. Дальнейшее распределение энергии от РП к цеховым ТП и двигателям высокого напряжения на таких объектах производится как по радиальным, так и по магистральным схемам.

Степень резервирования определяется категорийностью потребителей. Так, потребители первой категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников. В качестве второго источника питания могут быть использованы не только секционированные сборные шины электростанций или подстанций, но также и перемычки в сетях на низшем напряжении, если они подают питание от ближайшего распределительного пункта, имеющего независимое питание с АВР.

Для особо ответственных потребителей, отнесенных к особой группе первой категории, должно предусматриваться электроснабжение от трех независимых источников. Каждый из двух основных источников должен полностью обеспечивать питание потребителя, а третий независимый источник иметь минимальную мощность для безаварийного останова производства. Третьим независимым источником может быть, например, дизельная станция, которая при отключении одного из двух независимых источников включается на холостой ход и находится в режиме «горячего» резерва.

 

Рис. 5.8. Магистральная схема встречная с двусторонним  питанием

 

Во избежание перегрузки третьего источника предусматривается отключение остальных потребителей перед вводом третьего источника.

В крупных городах большое распространение получила распределительная сеть напряжением 6... 10 кВ, выполненная по петлевой схеме.

На рис. 5.9 изображена петлевая линия, питающаяся от одного РП. В нормальном режиме петлевая линия разомкнута разъединителем Р1 и каждая магистральная линия питается от РП независимо. При повреждении какоголибо участка на одной из линий автоматически отключается выключатель на головном участке В1 или В2 и прекращается питание всех потребителей, присоединенных к поврежденной линии. Найдя место повреждения, этот участок вручную отключают разъединителями, замкнув перемычку А Б разъединителем Р1, восстанавливают питание потребителей. Самым тяжелым случаем для такой линии будет повреждение в точке К, так как питание всей нагрузки в послеаварийном режиме будет осуществляться по одной линии. Электрооборудование должно проверяться на нагрев в послеаварийном режиме. Кроме того, при этих условиях необходимо проверить линию по потерям напряжения. Число трансформаторов, присоединяемых к одной линии, не должно быть более пятишести. Резервная перемычка должна находиться под напряжением и при разомкнутой схеме.

Принципиальная схема присоединения петлевой линии к двум РП изображена на рис.

5.10. Место размыкания линии может быть выбрано произвольно, но для получения минимальных потерь мощности желательно, чтобы оно было в точке токораздела. Каждая линия своими головными участками подключена к двум РП. Каждая часть линии от РП до токораздела питает определенное число

ТП. На схеме видно, что к части линии Л2 от РП1 до токораздела Р4 подключены ТП1 и ТП2, а к части линии Л2 от РП2 до токораздела Р4 подключена ТП3. Таким образом, обе части линии Л2 находятся постоянно под напряжением. При аварии на любом участке линии Л2, например в точке К, релейная защита, установленная на РП1, отключит выключатель

 

Рис. 5.10. Схема петлевой распределительной сети с резервированием на стороне НН

 

В2 и подстанции, присоединенные к линии от РП1 до токораздела Р4, т.е. ТП1 и ТП2 прекратят подачу электроэнергии потребителям. Для восстановления питания ТП1 и ТП2 дежурный персонал городской электрической сети отключает аварийный участок линии разъединителями Р2 и Р3  и затем включает разъединитель Р4, тем самым ТП2 переводится на питание от РП2. После ликвидации аварии на линии ТП2 вновь будет получать питание от РП1. Как видно из схемы, линии Л1 и Л2 резервируют трансформаторные подстанции со стороны линий напряжением 6... 10 кВ. Однако при повреждении трансформатора в какойлибо ТП (в этом случае независимо от резервирования ТП по линиям напряжением 6... 10 кВ) электроснабжение потребителей, подключенных к этой подстанции, прекратится. Учитывая это обстоятельство, в схеме предусматривается резервирование распределительных устройств низкого напряжения через электрическую сеть напряжением 0,4 кВ с помощью соединительных пунктов (СП) С1, С2, С3 и С4. В нормальном режиме все приходящие линии напряжением 0,4 кВ в СП рассоединены, и каждая подстанция изолированно друг от друга питает определенный район  потребителей.

В случае выхода из строя, например, трансформатора в ТП2 достаточно в С1и С2 замкнуть соединительные линии, и потребители, подключенные к ТП2, получат питание от ТП1 и ТП5. Такое резервирование возможно при условии, что мощность трансформаторов выбрана с учетом их перегрузочной способности в послеаварийных режимах.

Следует помнить, что петлевая сеть не обеспечивает бесперебойное питание потребителей: при повреждении любого участка петлевой сети часть потребителей отключается на время, необходимое для отключения поврежденного участка и перевода на питание от неповрежденных участков сети.

Для повышения надежности электроснабжения большое распространение получили сети с устройством АВР на секционном выключателе распределительного устройства.

 

5.6.  Схемы городских распределительных сетей напряжением до 1 кВ

 

Для питания потребителей третьей категории применяют радиальные не резервируемые или магистральные схемы с односторонним питанием. Магистральную схему можно применять для питания жилых домов и других потребителей при их относительно небольшой мощности.

На рис. 5.11 даны наиболее распространенные схемы распределительных сетей напряжением до 1 кВ. Из схем 5.11, а и 5.11, 5 видно, что распределительные сети, построенные по радиальной и магистральной схемам, обеспечивают питание потребителей только в нормальном режиме. При повреждении сети на любом участке или при коротком  замыкании

 

Рис. 5.11. Схемы распределительной сети жилых домов напряжением до 1 кВ

 

Рис. 5.12. Схема питания напряжением до 1 кВ жилого дома выше 16 этажей

 

электроснабжение всех потребителей, подключенных к сети, прекращается. Питание может быть восстановлено только после ремонта поврежденного элемента сети.

Наибольшее распространение в городских сетях получила петлевая схема, которую широко используют для электроснабжения потребителей второй категории. На рис. 5.11, в приведена петлевая схема с резервной перемычкой, включаемая в случае повреждения на одном из участков сети.

Питание электроприемников зданий высотой 9... 14 этажей осуществляется по радиальной петлевой схеме (рис. 5.11, г).

Петлевая магистральная схема с двумя взаимно резервируемыми кабельными линиями с переключателями на вводах потребителей показана на рис. 5.11, д.

При электроснабжении зданий высотой выше 16 этажей с электроприемниками первой категории, такими как лифты, пожарные насосы, дежурное освещение и т. п., применяют схему с автоматическим их резервированием (рис. 5.12). В нормальных условиях электроприемники первой категории питаются, например, по линии Л2 от трансформатора Т2. При выходе из строя линии Л2 или трансформатора Т2 электроприемники автоматически переключаются на питание от линии Л1 и трансформатора Т2, чем обеспечивается бесперебойное их питание.

Для электроснабжения многоэтажных и многосекционных жилых домов, а также для пи

 

 

Рис. 5.13. Схема питания напряжением до 1 кВ крупных магазинов, столовых, ресторанов

 

тания крупных отдельно стоящих ресторанов и магазинов применяют схему с тремя резервируемыми кабелями (рис. 5.13). Как видно из схемы, каждый кабель резервирует только одну из питающих линий.

 

5.7.  Схемы цеховых электрических сетей напряжением до 1 кВ

 

Основным условием рационального проектирования сети электроснабжения промышленного объекта является принцип одинаковой надежности питающей линии (со всеми аппаратами) и одного электроприемника технологического агрегата, получающего питание от этой линии. Поэтому нет смысла, например, питать один электродвигатель технологического агрегата по двум взаиморезервируемым линиям. Если технологический агрегат имеет несколько электроприемников, осуществляющих единый, связанный группой машин технологический процесс, и прекращение питания любого из этих электроприемников вызывает необходимость прекращения работы всего агрегата, то в таких случаях надежность электроснабжения вполне обеспечивается при магистральном питании (рис. 5.14). В отдельных случаях, когда требуется высокая степень надежности питания электроприемников в непрерывном технологическом процессе, применяется двустороннее питание магистральной линии (рис. 5.15).

Магистральные схемы питания находят широкое применение не только для питания многих электроприемников одного технологического агрегата, но также большого числа сравнительно мелких приемников, не связанных единым технологическим процессом. К таким потребителям относятся металлорежущие станки в цехах механической обработки металлов и другие потребители, распределенные относительно равномерно по площади цеха.

 

Рис. 5.14, Магистральная схема питания электроприемников  цеха

 

Рис. 5.15. Магистральная схема цеховой сети с двусторонним  питанием

 

Магистральные схемы позволяют отказаться от применения громоздкого и дорогого распределительного устройства или щита. В этом случае возможно применение схемы блока трансформатормагистраль, где в качестве питающей линии применяются токопроводы (шинопроводы), изготовляемые промышленностью. Магистральные схемы, выполненные шинопроводами, обеспечивают высокую надежность, гибкость и универсальность цеховых сетей, что позволяет технологам перемещать оборудование внутри цеха без существенных переделок электрических сетей.

 

Для питания большого числа электроприемников сравнительно небольшой мощности, относительно равномерно распределенных по площади цеха, применяются схемы с двумя видами магистральных линий: питающими и распределительными (рис. 5.16). Питающие, или главные, магистрали подключаются к шинам шкафов трансформаторной подстанции, специально сконструированным для магистральных схем. Распределительные магистрали, к которым непосредственно подключаются электроприемники, получают питание от главных питающих магистралей или непосредственно от шин комплектной трансформаторной подстанции (КТП), если главные магистрали не применяются (рис. 5.17).

К главным питающим магистралям подсоединяется возможно меньшее число индивидуальных электроприемников. Это повышает надежность всей системы питания.

Следует учитывать недостаток магистральных схем, заключающийся в том, что при повреждении магистрали одновременно отключаются все питающиеся от нее электроприемники. Этот недостаток ощутим при наличии в цехе отдельных крупных потребителей, не связанных единым непрерывным технологическим процессом.

 

Рис. 5.16. Схема питающих и распределительных линий в цехе

 

 

Рис. 5.17. Схема распределительных магистралей, подключенных непосредственно к шинам  комплектной

трансформаторной подстанции

 

Радиальные схемы питания характеризуются тем, что от источника питания, например  от КТП, отходят линии, питающие непосредственно мощные электроприемники или отдельные распределительные пункты, от которых самостоятельными линиями питаются более мелкие электроприемники (рис. 5.18).

 

Радиальные схемы обеспечивают высокую надежность питания отдельных потребителей, так как аварии локализуются отключением автоматического выключателя поврежденной линии и не затрагивают другие линии.

Все потребители могут потерять питание только при повреждении на сборных шинах КТП, что мало вероятно вследствие достаточно надежной конструкции шкафов этих КТП.

Сосредоточение на КТП аппаратов управления и защиты отдельных присоединений позволяет легче решать задачи автоматизации в системе распределения электроэнергии на напряжении до 1 кВ, чем при рассредоточенном расположении аппаратов, что имеет место при магистральной системе.

 

 

 

Рис. 5.18. Схема радиального питания электроприемников  цеха

 

 

Рис. 5.19. Схема взаимного резервирования питающих магистралей цеха

 

Радиальные схемы питающих сетей с распределительными устройствами или щитами следует применять при наличии в цехе нескольких достаточно мощных потребителей, не связанных единым технологическим процессом или друг с другом настолько, что магистральное питание их нецелесообразно.

К числу таких потребителей могут быть отнесены электроприемники, требующие применения автоматических выключателей на номинальный ток 400 А и более с дистанционным управлением.

В чистом виде радиальные и магистральные схемы применяются редко. Наибольшее распространение на практике находят смешанные схемы, сочетающие элементы радиальных и магистральных схем. В крупных цехах металлургических заводов, литейных, кузнечных и механосборочных цехах машиностроительных заводов, на заводах искусственного волокна и других предприятиях всегда имеются и радиальные, и магистральные схемы питания различных групп потребителей.

В цехах машиностроительных и металлургических заводов находят применение схемы магистрального питания с взаимным резервированием питания отдельных магистралей. Схема

 

на рис. 5.19 позволяет вывести в ремонт или ревизию один из трансформаторов и, используя перегрузочную способность, обеспечить питание нескольких магистралей от одного, оставшегося в работе трансформатора. Такая схема питания 'позволяет безболезненно выводить в ремонт или ревизию один из трансформаторов во время ремонта технологического оборудования.

При неравномерной загрузке технологического оборудования в течение суток (например, пониженная нагрузка в ночные или ремонтные смены) схемы с взаимным резервированием питания магистралей обеспечивают возможность отключения незагруженных трансформаторов.

Большое значение для повышения надежности питания имеют перемычки между отдельными магистралями или соседними КТП при радиальном питании (рис. 5.20). Такие перемычки, обеспечивая частичное или полное взаимное резервирование, создают удобства для

 

Рис. 5.20. Схема резервирования при радиальном питании потребителей цеха

 

эксплуатации, особенно при проведении ремонтных работ. Проектирование сетей во всех случаях должно выполняться на основе хорошего знания проектировщикомэлектриком технологии проектируемого предприятия, степени ответственности отдельных электроприемников в технологическом процессе.

Большое влияние на принимаемые решения оказывают условия окружающей среды в проектируемом цехе.

Располагать электрооборудование в пожарои взрывоопасных или пыльных помещениях следует только в случае острой необходимости, когда другие решения оказываются нерациональными или крайне сложными. При этом следует иметь в виду, что в этих неблагоприятных средах, как правило, применяется специально сконструированное оборудование.

В условиях неблагоприятных сред магистральные схемы нежелательны, так как при их применении коммутационные аппараты неизбежно рассредоточены по площади цеха и подвергаются воздействию агрессивной среды. В таких цехах наибольшее применение находят радиальные схемы питания, при которых все коммутационные аппараты располагаются в отдельных помещениях, изолированных от неблагоприятных агрессивных и взрывоопасных сред.

 

5.8.   Схемы осветительных сетей

 

Напряжение осветительных сетей. Для светильников общего освещения разрешается применять напряжения:

не выше 380/220 В переменного тока при заземленной нейтрали; 220 В при изолированной нейтрали.

Для светильников местного стационарного освещения с лампами накаливания должны применяться напряжения:

в помещениях без повышенной опасности не выше 220 В; в помещениях с повышенной опасностью не выше 40 В.

Для ручных переносных светильников в помещениях с повышенной опасностью должно применяться напряжение не выше 42 В. При особо неблагоприятных условиях, когда опасность

 

поражения током усугубляется теснотой, неудобным положением работающего, соприкосновением с заземленными металлическими поверхностями для ручных светильников, должно применяться напряжение не выше 12 В.

Схемы питания освещения зданий. Питание осветительных установок обычно производят от общих для силовых и осветительных приемников трансформаторов на напряжении 380/220 В. Область применения самостоятельных осветительных трансформаторов в сетях промышленных предприятий ограничивается случаями, когда характер силовой нагрузки (мощные сварочные аппараты, частый пуск мощных электродвигателей с короткозамкнутым ротором) не позволяет при совместном питании обеспечить требуемое качество напряжения у ламп.

Если силовые приемники питаются от сети напряжением 660/380 В с заземленной нейтралью, то к этой же сети могут быть присоединены светильники, рассчитанные на напряжение 380 В (газоразрядные лампы). Питание всех остальных осветительных приемников производится от промежуточных трансформаторов напряжением 660/380... 220 В или от отдельных трансформаторов напряжением 6... 10/0,38... 0,22 кВ.

Осветительные сети не совмещаются с силовыми сетями. Наиболее характерные схемы питания осветительных установок приведены на рис. 5.21, 5.22, 5.23, 5.24. В качестве аппаратов защиты и управления линиями питающей сети показаны автоматические выключатели (автоматы). На щитах подстанций и магистральных щитках (пунктах) могут использоваться предохранители и рубильники.

Питание от однои двухтрансформаторных встроенных комплектных трансформаторных подстанций (см. рис. 5.21). Для питания освещения в большинстве случаев устанавливаются магистральные щитки 6 с автоматами. При устройстве дистанционного управления

 

Рис. 5.21. Схемы питания рабочего освещения от КТП:

а однотрансформаторная КТП; 6 двухтрансформаторная КТП; I трансформатор; 2 вводной автоматический выключатель; 3 секционный автоматический выключатель; 4 — линейный автоматический выключатель;  5 силовой магистральный шинопровод; 6 магистральный щиток; 7 щит станции управления; 8 групповой щиток рабочего освещения

 

 

Рис. 5.22. Схема питания освещения распределительными шинопроводами: / автоматический выключатель на щите КТП; 2 выключатель; 3 шинопровод распределительный; 4 автоматический выключатель на шинопроводе.

 

 

Рис. 5.23. Схемы вводов в здания: а питание светильников 2 непосредственного от вводного ящика 1; б  

то же от одного группового щитка; в — то же от нескольких щитков; г то же через магистральный щиток  3

 

освещением устанавливаются щиты станций управления (ЩСУ) 7 с автоматами и магнитными пускателями или контакторами. От магистральных щитков или ЩСУ отходят линии питающей сети к групповым щиткам 8; магистральный щиток или ЩСУ питается непосредственно от КТП.

В цехах, где светильники устанавливаются на специальных мостиках, применяется схема питания распределительными шинопроводами типа ШОС на силу тока 250, 400 и 630 А (см. рис. 5.22).

 

 

Рис. 5.24. Схемы перекрестного питания рабочего и аварийного (эвакуационного)  освещения:

а от магистральных щитков; б от силовых магистралей; 1 магистральный щиток; 2 — щиток рабочего освещения; 3 щиток аварийного (эвакуационного) освещения; 4 силовая  магистраль

 

Светильники питаются через автоматы 4, устанавливаемые на шинопроводах; при этом пропадает необходимость в групповых щитках. Управление освещением производится выключателями 2, которые при устройстве дистанционного управления освещением заменяются магнитными пускателями и контакторами. Такую схему целесообразно применять в помещениях с нормальными условиями среды при значительной суммарной мощности светильников и допустимости одновременного включения общего освещения больших участков.

Питание от отдельностоящих подстанций. Освещение зданий, не имеющих встроенных подстанций, питается кабельными или воздушными линиями от ближайших подстанций. В зданиях с большой мощностью освещения вводится одна или две линии, а при небольшой мощности одной линией питается освещение нескольких зданий. На вводе каждой линии в здание устанавливается вводное устройство (см. рис. 5.23) с автоматами. Для небольших зданий, имеющих несколько светильников, групповые линии, питающие светильники, присоединяются к автомату ввода (см. рис. 5.23, а). При большой мощности освещения в здании устанавливается один (см. рис. 5.23, б) или несколько (см. рис. 5.23, в) групповых щитков, питаемых одной линией. Если одной линии оказывается недостаточно, на вводе устанавливается магистральный щиток (см. рис. 5.23, г).

Питание аварийного и эвакуационного освещения. Намечая схему питания аварийного и эвакуационного освещения, необходимо соблюдать требования к надежности их действия. Групповые щитки этих видов освещения могут питаться, как и щитки рабочего освещения, отдельными линиями через магистральные щитки от щитов подстанций (см. рис. 5.21), от вводов  в здания (см. рис. 5.23) или от силовой сети (см. рис. 5.24). Если в здании расположены несколько однотрансформаторных подстанций, питаемых от независимых источников питания, аварийное освещение может питаться по перекрестной схеме. В этом случае рабочее и аварийное освещение каждого участка здания питается от разных подстанций.

 

Глава 6

 

СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИЙ

 

• Принципы выбора схем электроподстанций

 

Схемы подстанций выбираются с учетом общей схемы электроснабжения, т.е. вид схемы сетей (радиальной или магистральной) значительно влияет на вид схем подстанций, входящих в общую систему электроснабжения. Схемы подстанций всех напряжений разрабатываются исходя из следующих основных положений:

применение простейших схем с минимальным числом выключателей; преимущественного применения одной системы сборных шин на ГПП и РП с разделени

ем ее на секции;

 

 

ров;

 

применения, как правило, раздельной работы линий и раздельной работы трансформато

 

применения блочных схем и бесшинных подстанций глубоких вводов напряжением

 

ПО...220 кВ.

На вводах напряжением 6... 10 кВ распределительных подстанций и на выводах вторичного напряжения ГПП и ПГВ, как правило, следует устанавливать выключатели для автоматического включения резерва.

При секционировании разъединителями шин на напряжении 6... 10 кВ рекомендуется устанавливать два разъединителя последовательно для безопасной работы персонала на отключенной секции, а также на самом секционном разъединителе при работающей другой секции.

Для уменьшения токов КЗ в сетях напряжением 6... 10 кВ следует применять трансформаторы с расщепленными вторичными обмотками. При реактировании наиболее целесообразны схемы с групповыми реакторами в цепях вторичного напряжения трансформаторов или на вводах питающих линий. Трансформаторы тока и реакторы следует устанавливать после выключателя.

Установка заземляющих ножей. Установка заземляющих ножей (ЗН) у разъединителей для заземления элементов электроустановки при их ревизии и ремонте выполняется следующим образом:

выключатель при ревизии должен быть заземлен с двух сторон, поэтому у расположенных по обе его стороны разъединителей устанавливаются ЗН со стороны, обращенной к выключателю;

для ревизии линии устанавливаются ЗН у линейного разъединителя со стороны линии; для ревизии сборных шин устанавливаются ЗН на разъединителях трансформаторов на

пряжения со стороны сборных шин, с противоположной стороны этих разъединителей также устанавливаются ЗН для ревизии трансформатора напряжения.

Следовательно, часть разъединителей снабжается ЗН с двух сторон (это линейные разъединители и шинные разъединители в цепях трансформатора напряжения), а часть разъединителей с одной стороны (это шинные разъединители на стороне, обращенной к выключателю).

Предусматривается полная блокировка, предотвращающая ошибочные операции как с разъединителями, так и с ЗН, т. е. блокировка исключает возможность подачи напряжения выключателями или разъединителями на шины или участки шин, заземленные посредством ЗН, а также блокировка разрешает включение ЗН только на участки шин, отключенные разъединителями со всех сторон от токоведущих частей, находящихся под напряжением.

 

6.2.  Схемы главных понижающих подстанций и подстанций глубокого ввода

 

• Присоединение главных понижающих подстанций и подстанций глубокого ввода к линиям

напряжением 35...220 кВ

 

Схемы подстанций без сборных шин на первичном напряжении 35...220 кВ (рис. 6.1, а, б), основанные на блочном принципе, применяются при питании как непосредственно от районных сетей энергосистемы, так и от узловых подстанций.

Установка выключателя на стороне высшего напряжения трансформатора считается нецелесообразной, так как отключить трансформатор (при необходимости вывода его в ремонт) можно выключателем на районной подстанции и разъединителем Р\ трансформатора ГПП или ПГВ. Большинство трансформаторов после снятия с них нагрузки выключателем на вторичном напряжении можно отсоединять от напряжения разъединителем или отделителем без отключения выключателя на районной подстанции.

Наиболее рациональной и достаточно надежной считается схема с применением на высшей стороне подстанции короткозамыкателей (рис. 6.1, б, г). При повреждении внутри трансформатора действует релейная защита, которая замыкает цепь привода короткозамыкателя

 

Рис. 6.1. Схемы подстанций без сборных шин на первичном напряжении  35...220кВ

 

 

Рис. 6.2. Схема электрических соединений подстанции на отпайках от магистральной линии  напряжением

35... 220 кВ с двумя трансформаторами мощностью до 16 МВ·А

 

и ножи короткозамыкателя включаются. Создается короткое замыкание на линии, что приводит в действие защиту, установленную на питающем конце линии, и выключатель на районной подстанции отключает линию вместе с трансформатором.

 

В схеме, изображенной на рис. 6.1, г, на стороне высшего напряжения трансформаторов применена перемычка с отделителями. При повреждении одной линии и отключения ее выключателем на питающем конце и отсоединения разъединителем на стороне высшего напряжения трансформатора можно включить перемычку из отделителей. Таким образом, можно осуществить питание двух трансформаторов от одной линии.

При питании ГПП или ПГВ на отпайках от двухцепной магистральной линии напряжением 35...220 кВ также используются схемы с короткозамыкателями (рис. 6.2).

 

 

 

Рис. 6.3. Схема электрических соединений подстанции напряжением 35/6... 10 кВ с трансформаторами мощностью до 3200 кВ·А

 

Однако здесь последовательно с разъединителем включен отделитель. При повреждении внутри трансформатора действует релейная защита, которая включает короткозамыкатель. Выключатель на районной подстанции отключает магистральную линию вместе со всеми присоединенными к ней трансформаторами. Затем приводится в действие привод отделителя, и отделитель отсоединяет поврежденный трансформатор от магистральной линии. Далее, после бестоковой паузы срабатывает автоматическое повторное включение выключателя на головном участке магистрали и питающая линия включается под напряжение со всеми неповрежденными присоединениями.

На рис. 6.3 приведена схема подстанции напряжением 35/6... 10 кВ с трансформаторами мощностью до 3200 кВ·А. В схеме для защиты используется предохранитель на напряжение 35 кВ. Для отключения тока холостого трансформатора служит разъединитель на напряжение 35 кВ. Перед отключением разъединителя трансформатор отключается от тока нагрузки выключателем со стороны вторичного напряжения.

 

6.2.2.   Присоединение распределительных устройств напряжением 6... 10 кВ к понижающим трансформаторам

 

Для понижающих подстанций, на которых распределительные устройства напряжением 6... 10 кВ присоединяются к обмотке вторичного напряжения трансформатора, практически все схемы (табл. 6.1) могут быть выполнены с использованием комбинаций из схем, приведенных ниже. Секции сборных шин работают раздельно.

 

Таблица 6.1

Схемы присоединения секций сборных шин к обмотке трансформатора напряжением 6... 10 кВ

• Схемы с двумя системами шин

Схема с двумя системами сборных шин обладает гибкостью и универсальностью, она позволяет:

ремонтировать сборные шины без перерыва питания потребителей;

быстро восстанавливать питание потребителей при повреждении одной из систем шин; выделять одну из систем шин для проведения испытаний оборудования и линий; осуще

ствлять различные группировки цепей и присоединении.

Каждый выключатель может быть присоединен шинными разъединителями к любой системе шин. Схема с двумя системами шин на промышленных предприятиях применяется на мощных подстанциях ответственного назначения, например на крупных узловых подстанциях больших заводов с развитой электрической сетью, с большим числом присоединений и наличием связей и транзитных линий. Также она применяется в тех случаях, когда это требуется по режиму эксплуатации, например при необходимости разделения источников питания или выделения отдельных потребителей. При применении двойной системы шин при напряжении 6... 10 кВ одна из них обычно разделяется на секции по числу вводов или понизительных трансформаторов, а другая выполняется несекционированной.

На рис. 6.4 приведена схема мощной ГПП с двойной системой шин на вторичном напряжении. На схеме показаны индивидуальные реакторы на линиях напряжением 6 кВ.

 

Распределительные устройства с двумя системами шин дороги, сложны в эксплуатации и требуют сложных блокировок. При широком применении комплектных распределительных устройств (КРУ) также ограничивается целесообразность применения двойной системы шин, так как заводские КРУ изготавливаются преимущественно с одной системой шин. Поэтому даже на крупных подстанциях применяется одиночная секционированная система с автоматикой.

 

Рис. 6.4. Схема мощной ГПП с двойной системой шин на вторичном  напряжении

 

 

6.3.  Схемы распределительных подстанций напряжением выше 1 кВ

 

На распределительных подстанциях РП напряжением 6... 10 кВ наибольшее распространение получили схемы коммутации с одной системой шин. От РП получают питание трансформаторы, электродвигатели напряжением выше 1 кВ, электропечи и другие установки с электроприемниками напряжением выше 1 кВ.

При одиночной системе шин надежность питания повышается вследствие сокращения числа коммутационных операций и возможных при этом ошибок. Разъединители здесь не являются оперативными и служат лишь для снятия напряжения с выключателя на время его ревизии и ремонта. Поэтому серьезных последствий от ошибок при оперировании с ними не бывает, так как они снабжены надежной и простой механической блокировкой с выключателями.

Одиночные системы шин бывают секционированные и несекционированные.

 

 

Рис. 6.5. Схемы небольших распределительных подстанций с одной системой сборных шин: а с разъединителями; б с выключателями нагрузки; в с тремя секциями

 

Рис. 6.6. Схема ответственной распределительной подстанции средней мощности, секционированной выключателем

 

Для потребителей первой и второй категории применяются только секционированные схемы при помощи разъединителя или выключателя. Число секций определяется схемой электроснабжения, с одной стороны, и характером подключенных электроприемников, с другой стороны. Каждая секция РП питается отдельной линией. Если одна из питающих линий отклю

 

чается и питаемая ее секция обесточивается, то ее питание восстанавливается путем включения секционного аппарата.

Параллельная работа линий применяется в виде редкого исключения.

На рис. 6.5 приведены схемы небольших РП, секционированных при помощи разъединителей. Крупный ответственный двигатель на рис. 6.5, в выделен на среднюю секцию, что обеспечивает его бесперебойное питание при любых режимах работы РП.

При применении секционных выключателей можно осуществить автоматическое включение резерва. Иногда АВР применяется на вводных выключателях. На рис. 6.6 и 6.7 даны примеры выполнения схем распределительных подстанций с одной системой шин, секционированной при помощи выключателей.

На рис. 6.6 дана схема ответственной распределительной подстанции средней мощности, секционированной при помощи выключателя, с АВР на секционном выключателе напряжением 6... 10 кВ и на секционном автомате напряжением 0,4 кВ вторичной стороны двухтрансформаторной подстанции, питаемой от разных секций данной РП.

На рис. 6.7 приведена схема крупной подстанции с АВР на секционном выключателе с применением КРУ с выдвижными выключателями (см.разд. 7.3 ). РП предназначена для питания электродвигателей на напряжение выше 1 кВ.

Рис. 6.7. Схема крупной распределительной подстанции с АВР на секционном выключателе с применением  КРУ

Рис. 6.8. Схемы узловых распределительных подстанций, питаемых от электрической  системы:

а небольшой мощности, чисто распределительная; б крупная со сборными шинами на первичном напряжении

 

На рис. 6.8 показаны схемы узловых распределительных подстанций на напряжение 110

– 330 кВ. Эти подстанции получают электроэнергию от энергосистемы и распределяют ее при помощи глубоких вводов по предприятию. Питающие линии, а также линии, проходящие вне

 

загрязненных зон предприятия, – воздушные; линии же, питающие подстанции глубоких вводов, расположенные в загрязненных зонах, – кабельные.

Подстанция, схема которой приведена на рис.6.8, б, предназначена для очень крупного предприятия. Она имеет автотрансформатор.

 

6.4.  Схемы трансформаторных подстанций напряжением 6…10/0,4…0,66 кВ.

 

• Присоединение цеховых трансформаторных подстанций к линиям напряжением 6…10 кВ.

 

На цеховых трансформаторных подстанциях напряжением 6…10/0,4 кВ применяются схемы без сборных шин (рис 6.9). При радиальном питании по схеме блока линиятрансформатор обычно применяется сухое присоединение трансформаторов на стороне высшего напряжения (см. рис 6.9, а). При питании по магистрали на вводе к трансформатору в большинстве случаев устанавливаются выключатели нагрузки или разъединители (см.рис. 6.9, б).

Если же необходимо обеспечить селективное отключение трансформатора при его повреждении или недопустимой перегрузке, то последовательно с выключателем нагрузки или разъединителем устанавливается предохранитель.

При магистральном питании ТП на вводе к трансформатору с номинальной мощностью

 

Sном.т

 

устанавливаются аппараты в следующем порядке по направлению тока:

 

предохранитель и выключатель нагрузки (при

 

Sном.т  ³ 630 кВ·А);

 

разъединитель и предохранитель (при Sном.т  £ 400 кВ·А).

 

Рис. 6.9. Схемы цеховой подстанции без сборных шин напряжением 6... 10 кВ: а при радиальном питании; б при магистральном питании

 

Схемы комплектных трансформаторных подстанций состоят из следующих основных элементов: вводов первичного напряжения, трансформаторов, выводов вторичного напряжения от трансформаторов, отходящих линий вторичного напряжения в различных модификациях, секционных аппаратов на шинах вторичного напряжения. Вводы в КТП напряжением 6…10 кВ выполняются в основном по схемам, приведенным на рис. 6.9, а и б, в зависимости от схемы электроснабжения.

6.4.2.  Присоединение трансформаторных подстанций к линиям напряжением 6... 10

кВ для питания городских потребителей

Схемы электрических соединений однотрансформаторных подстанций с трансформатором мощностью до 630 кВ·А являются наиболее простыми и содержат минимальное число несложных коммутирующих и защитных аппаратов.

На рис. 6.10 приведены схемы электрических соединений трансформаторных подстанций с трансформаторами мощностью до 400 кВ·А с кабельным вводом. Выбор схемы подстанции определяется схемой построения распределительной сети напряжением 6... 10 кВ. Под

 

станция, схема которой приведена на рис. 6.10, а, используется в петлевых схемах; подстанция, схема которой приведена на рис. 6.10, б, в, при питании от одной радиальной линии, а отходящая радиальная линия питает отдельные потребители.

На рис. 6.11 приведены схемы соединений двухтрансформаторных подстанций с трансформаторами мощностью до 630 кВ А каждый с кабельными вводами. Подстанция имеет одинарную систему сборных шин, которые секционированы на две секции с помощью разъединителей. К каждой секции шин предусматривается присоединение одной двух линий и по одному трансформатору. На каждой секции шин предусмотрены заземляющие разъединители.

Рис. 6.10. Схемы электрических соединений подстанций с одним трансформатором мощностью до  400

кВ·А

 

Рис. 6.11. Схемы электрических соединений подстанций с двумя трансформаторами мощностью до  630

кВ·А каждый

 

В распределительном устройстве напряжением 6... 10 кВ устанавливаются выключатели нагрузки ВНЗ16 и ВНПЗ17 и масляный выключатель ВМП10 только для резервного ввода.

В схеме, приведенной на рис. 6.11, а, отсутствуют автоматика и измерение. В схеме, приведенной на рис. 6.11, б, предусматривается коммерческий учет энергии с установкой измерительных трансформаторов (тока ТПЛ и напряжения НТМИ) и приборов учета: амперметра, счетчиков активной и реактивной энергии. В схеме, приведенной на рис. 6.11, в, установлен АВР на резервном вводе с выключателем ВМП10.

6.5. Схемы распределительных подстанций на напряжении до 1 кВ

Схема распределительной подстанции (распределительного пункта, силового пункта, распределительного щита, шкафа и т. д.) определяется ее назначением, числом и мощностью отходящих линий, уровнем токов короткого замыкания.

Для ввода питания в жилые и общественные здания применяют вводные распределительные устройства (ВРУ). Схема панели ВРУ в однолинейном изображении дана на рис. 6.12.

При выполнении РП на напряжении до 1 кВ используют стандартные панели, на которых устанавливаются комплекты из рубильников с предохранителями или рубильников с автоматами, иногда с контакторами. Схема панели распределительного щита с рубильниками и предохранителями РПс2 и трансформаторами тока ТК20 дана в трехфазном изображении на рис. 6.13.

 

Рис. 6.12. Схема панели вводного распределительного устройства на напряжении 0,4 кВ

 

При составлении схемы распределительной подстанции необходимо так подбирать нагрузки и отходящие линии, чтобы РП не получилась громоздкой и дорогостоящей, но в то же время была устойчива к токам короткого замыкания. Если есть необходимость в отходящих линиях небольших сечений, следует группировать нагрузки по мелким магистралям. В случае применения рубильников с предохранителями пропускную способность отходящих линий для

силовой нагрузки рекомендуется принимать силой тока 250 и 400 А. Сечения проводов и кабелей выше 150 мм2 применять не рекомендуется.

В схемах распределительных подстанций для силовых и осветительных сетей должно быть обеспечено отключение всей РП без нарушения работы остальных РП, питающихся от одной магистрали. Для силовых РП это достигается применением общих рубильников на вводе, причем при питании группы РП «цепочкой» каждая РП может быть отключена без нарушения работы самой цепочки. Для потребителей, требующих более надежного электроснабжения, применяются РП с двумя рубильниками или контакторами на вводе для подключения к независимым источникам питания.

 

Ответвления от РП защищаются предохранителями или автоматами.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 6.13. Схема панели распределительного щита на четыре линии с рубильниками и предохранителями на напряжении 0,4 кВ

 

Глава 7

 

КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ПОДСТАНЦИЙ

 

• Принципы компоновки и размещения трансформаторных и распределительных подстанций

 

• Общие сведения

 

Компоновка и конструктивное выполнение трансформаторных и распределительных подстанций производятся на основании главной схемы электрических соединений.

Компоновка подстанции должна быть увязана с генеральным планом объекта электроснабжения, необходимо учитывать действующие строительные нормы, стандарты и размеры типовых элементов зданий.

Расположение подстанций напряжением выше 1 кВ должно учитывать и предусматривать удобный подвод автомобильной и, если требуется, железной дорог, удобные подходы и выходы воздушных линий электропередач и кабельных сооружений в требуемых направлениях.

Компоновка электрооборудования, конструктивное выполнение, монтаж токоведущих частей, выбор несущих конструкций, изоляционные и другие минимальные расстояния выбираются таким образом, чтобы обеспечить:

безопасное обслуживание оборудования в нормальном режиме работы установки; удобное наблюдение за указателями положения выключателей и разъединителей, уров

нем масла в трансформаторах и аппаратах; необходимую степень локализации повреждений при нарушении нормальных условий работы установки, обусловленных действиями дугового короткого замыкания;

безопасный осмотр, смену и ремонт аппаратов и конструкций любой цепи при снятом с нее напряжении без нарушения нормальной работы соседних цепей, находящихся под напряжением;

необходимую механическую стойкость опорных конструкций электрооборудования; возможность удобного транспортирования оборудования;

максимальную экономию площади подстанции.

 

Территория подстанции должна иметь внешнее ограждение, однако ограждение может не предусматриваться для закрытых подстанций.

При проектировании электроустановок, содержащих маслонаполненное оборудование с количеством масла более 60 кг, должны обеспечиваться требования пожарной безопасности в соответствии с нормативными документами.

Каждая трансформаторная подстанция имеет три основных блока: распределительные устройства высшего напряжения, трансформатор, распределительные устройства низшего напряжения.

Распределительные устройства содержат коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики, измерительные приборы, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства.

По конструктивному исполнению РУ трансформаторных и распределительных подстанций могут быть внутренними закрытыми (ЗРУ) с размещением электрооборудования в зданиях и наружными открытыми (ОРУ) с установкой электрооборудования на открытом воздухе.

Подстанции могут быть комплектными или сборными.

Комплектные подстанции изготовляются на заводах и транспортируются к месту установки узлами и блоками без демонтажа оборудования. На месте монтажа производят установку узлов и блоков и присоединения между ними и к сетям электроснабжения.

Комплектное распределительное устройство распределительное устройство, состоящее из шкафов, закрытых полностью или частично, или блоков с встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, измерительными приборами и вспомогательными устройствами, поставляемое в собранном или полностью подготовленном для сборки виде и предназначенное для внутренней установки.

Комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН) это КРУ, предназначенное для наружной (открытой) установки.

Комплектная трансформаторная подстанция (КТП для внутренней и КТПН для наружной установки) подстанция, состоящая из трансформаторов и блоков КРУ или КРУН, поставляемых в собранном или полностью подготовленном для сборки виде.

На сборных подстанциях отдельные элементы изготавливаются на заводах и в электромонтажных организациях, доставляются к месту монтажа для сборки.

Камера (ячейка) помещение, предназначенное для установки аппаратов и шин. Закрытая камера закрыта со всех сторон и имеет сплошные, (несетчатые) двери. Огражденная камера имеет проемы, защищенные полностью или частично несплошными (сетчатыми или смешанными) ограждениями.

 

7.1.2.   Размещение подстанций

 

По месту нахождения на территории объекта различают следующие подстанции: отдельно стоящие на расстоянии от зданий; пристроенные, непосредственно примыкающие к основному зданию снаружи;

встроенные, находящиеся в отдельных помещениях внутри здания, но с выкаткой трансформаторов наружу;

внутрицеховые, расположенные внутри производственных зданий с размещением электрооборудования непосредственно в производственном или отдельном закрытом помещении с выкаткой электрооборудования в цехи.

В городских сетях напряжением 6... 10 кВ применяют закрытые подстанции, оборудованные одним или двумя трансформаторами мощностью 100...630 кВ·А каждый с первичным напряжением 6... 10 кВ и вторичным напряжением 0,4/0,23 кВ с воздушными или кабельными вводами. В небольших поселках и в сельской местности часто подстанции с одним трансформатором мощностью до 400 кВ·А устанавливают открыто на деревянных или бетонных конструкциях. В городах с небольшой плотностью застройки широко применяют отдельно стоящие

 

подстанции. В городах с большой плотностью застройки применяют двухтрансформаторные подстанции. Строительная часть подстанций выполняется из железобетона и кирпича.

В промышленных сетях напряжением 6... 10 кВ в целях наибольшего приближения к электроприемникам рекомендуется применять внутренние, встроенные в здания или пристроенные к ним подстанции. Встроенные и пристроенные подстанции обычно располагаются  вдоль одной из длинных сторон цеха, желательно ближайшей к источнику питания, или же при небольшой ширине цеха в шахматном порядке вдоль двух его сторон. Минимальное расстояние между соседними камерами разных внутрицеховых подстанций, а также между КТП допускается 10 м.

Внутрицеховые подстанции могут размещаться только в зданиях с первой и второй степенями огнестойкости и с производствами, отнесенными к категориям Г и Д согласно противопожарным нормам. Число масляных трансформаторов на внутрицеховых подстанциях не должно быть более трех.

Эти ограничения не распространяются на трансформаторы сухие или заполненные негорючей жидкостью.

Отдельно стоящие ТП применяются, например, при питании от одной подстанции нескольких цехов, при невозможности размещения подстанций внутри цехов или у наружных их стен по соображениям производственного или архитектурного характера при наличии в цехах пожароопасных или взрывоопасных производств.

Выбор местоположения, типа, мощности и других параметров главной понижающей подстанции в основном обуславливается величиной и характером электрических нагрузок и размещением их на генплане и в производственных, архитектурностроительных и эксплуатационных требованиях. Важно, чтобы ГПП располагалась, возможно, ближе к центру питаемых его нагрузок. Намеченное место расположения уточняется по условиям планировки предприятия, ориентировочных габаритов и типа (отдельно стоящая, пристроенная, внутренняя, закрытая, комплектная) подстанции и возможности подвода высоковольтных линий от места ввода ЛЭП от энергосистемы к ГПП.

При выборе места расположения подстанции следует учитывать продолжительность работы приемников. Очевидно, что при одинаковой расчетной нагрузке, но различном числе часов работы подразделений завода подстанция должна быть расположена ближе к группе потребителей с большей продолжительностью работы (с большим коэффициентом использования).

Допускается смещение подстанций на некоторое расстояние от геометрического центра питаемых ею нагрузок в сторону ввода от энергосистемы.

Распределительные подстанции напряжением 6... 10 кВ также рекомендуется пристраивать или встраивать в производственные здания и совмещать с ближайшими трансформаторными подстанциями во всех случаях, когда это не вызывает значительного смещения ТП от центра их нагрузок. Выбор места РП в первую очередь определяется наличием двигателей напряжением выше 1 кВ или электропечей с трансформаторами. Если на объекте электроснабжения имеются потребители только напряжением до 1 кВ, питаемые от ТП, то место главной распределительной подстанции выбирается на генплане смещенным от центра нагрузки ближе к источнику питания. Если по условиям среды нельзя сделать встроенную или пристроенную РП, например, изза взрывоопасности, то сооружается отдельное здание РП.

 

7.2.  Комплектные распределительные устройства напряжением до 1 кВ

 

Комплектные распределительные устройства напряжением до 1 кВ состоят из полностью или частично закрытых шкафов или блоков со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, измерительными приборами и вспомогательными устройствами.

Принцип комплектных электротехнических устройств с выдвижными блоками улучшает эксплуатацию электрооборудования. Вместо ревизии и ремонта электрического аппарата на месте установки в стесненных и неудобных условиях стало возможным быстрое отсоединение аппарата от схемы и ремонт его в условиях мастерских. Создание комплектных устройств с вы

 

движными блоками повысило эксплуатационную надежность: благодаря замене ремонтируемого блока, на запасной появилась возможность работать во время ремонта блока на данном присоединении. При наличии штепсельных разъемов такая замена производится в течение короткого времени без снятия напряжения с данного узла при полной безопасности обслуживающего персонала.

К комплектным распределительным устройствам напряжением до 1 кВ относятся распределительные щиты, посты управления, силовые пункты, щиты станций управления и т.п.

Распределительные щиты. Распределительные щиты предназначены для приема и распределения электроэнергии переменного и постоянного тока напряжением до 1 кВ. Устанавливают их на трансформаторных и преобразовательных подстанциях, в машинных залах и на электростанциях. Щиты изготовляют в открытом и закрытом (шкафном) исполнении.

Щиты открытого исполнения состоят из панелей, устанавливаемых в специальных электротехнических помещениях. Щиты закрытого исполнения устанавливают в шкафах и цехах промышленных предприятий.

По условиям обслуживания щиты бывают с двухсторонним обслуживанием и односторонним. Щиты с двухсторонним обслуживанием часто именуют свободно стоящими, поскольку они требуют для обслуживания устройства проходов с двух сторон с лицевой и задней, и, таким образом, их устанавливают в отдалении от стен. Щиты с односторонним обслуживанием принято называть прислонными, так как обычно их устанавливают непосредственно у стен помещения, обслуживают с лицевой стороны. Каркасы панелей в современных конструкциях щитов выполняют с применением различных профилей из листовой стали.

В качестве коммутационных и защитных аппаратов на щитах устанавливают рубильники, предохранители, блоки выключатель предохранитель, выключатели. Для обеспечения автоматической работы по схеме АВР на щитах устанавливают релейную аппаратуру.

Распределительные щиты серии ЩО70 предназначены для распределения электроэнергии трехфазного тока напряжением 380 В. Щиты рассчитаны на одностороннее обслуживание, защитных ограждений сверху и сзади не имеют. Щиты комплектуются из вводных, линейных, секционных и торцовых моделей.

Для смены предохранителей, осмотра и ремонта аппаратуры на каждой панели, кроме секционных, на фасадной стороне предусмотрена одностворчатая дверь, на которой установлены приводы рубильников или кнопки управления выключателей.

Для присоединения трех или четырех кабелей к аппаратам на номинальные токи 630 и

1000 А в панелях предусмотрены шинные сборки.

Посты управления предназначены для управления электроприводами группы механизмов, связанных между собой общим технологическим процессом. Посты обычно устанавливают непосредственно в цехе так, чтобы управляемые с них объекты находились в поле зрения оператора. На таких постах устанавливают командную аппаратуру ручного и автоматического управления.

Пункты и шкафы силовые. Пункты силовые распределительные предназначены для распределения электрической энергии и защиты электрических установок постоянного тока напряжением до 220 В или переменного тока напряжением до 660 В при перегрузках и коротких замыканиях. Пункты (рис. 7.1) изготовляют в виде шкафов или устройств, собираемых из отдельных стандартных элементов: ящиков с соединительными шинами и ящиков с разными аппаратами. Преимущество этого устройства заключается в возможности получения разных схем из небольшого набора стандартных ящиков.

Шкафы силовые распределительные ШР11 применяют для приема и распределения электроэнергии в промышленных установках на номинальный ток до 400 А. В зависимости от типа шкафа на вводе устанавливают рубильник, два рубильника при питании шкафа от двух источников или рубильник с предохранителями. Шкафы имеют 5... 8 отходящих групп, укомплектованных предохранителями серии ПН2 или НПН2 на номинальные токи 60,100, 250 А. Шкафы представляют собой металлический корпус с дверью, внутри которого установлена съемная сборка, представляющая собой раму с вводным

 

 

Рис. 7.1. Силовой пункт в блоке с магнитными пускателями,  кнопочными

станциями и ящиками: 1 шкаф силовой; 2 рукоятка вводного рубильника шкафа; 3 ящик с автоматом; 4 короба для проводов; 5 трубы (или короба) для проводов силовой сети; 6 – кнопочная станция; 7 магнитный пускатель; 5 швеллер перфорированный; 9 рым; 10 ящик с рубильниками и предохранителями.

 

рубильником, и предохранители отходящих линий.

Пункты распределительные серии ПР изготовляют в виде шкафов утопленного, навесного и напольного исполнения со встроенными автоматическими выключателями типа А3700 на силу тока до 700 А и типа АЕ на силу тока до 100 А.

Шкафы распределительные силовые СПМ75 применяют в цеховых электроустановках промышленных предприятий для приема и распределения электроэнергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц при номинальном напряжении 380 В с защитой отходящих линий предохранителями. Шкафы имеют вводной рубильник и предохранители, расположенные один под другим по вертикали, образуя трехфазную группу.

Шкафы распределительные СПА77 применяют в тех же случаях, что и СПМ75. Шкафы имеют вводной рубильник и автоматические выключатели на отходящих линиях. Силовые распределительные устройства серии СУ9500 со встроенными в них устройствами автоматики применяют в силовых установках с трехи четырехпроводными системами распределения трехфазного тока частотой 50 Гц напряжением 380 В, а также в двухпроводной системе постоянного тока напряжением 220 В. Максимальная нагрузка на главные шины 4000 А, на нулевую шину 2000 А.

Вводные распределительные устройства серии ВРУ предназначены для приема, распределения и учета электроэнергии и защиты отходящих линий в сетях трехфазного тока напряжением 380/220 В в сетях с глухозаземленной нейтралью (см. рис. 6.12).

ВРУ применяют в общественных зданиях и жилых домах повышенной этажности. В серию ВРУ входят вводные и распределительные панели. Распределительные панели имеют аппаратуру для автоматического управления наружным освещением лестничных клеток. Макси

 

мальное число и сечение жил проводов и кабелей, присоединяемых к вводному зажиму: на 400 А 4 х 150 мм2; на 250 А 4 х 95 мм2; на 200 А 2 х 95 мм2. ВРУ выполнены в защищенном исполнении. Габаритные размеры 1700 х 800 х 450 мм.

Устройство шкафов серии ВРУ представляет собой сборку из панелей шкафного типа одностороннего обслуживания. Их корпуса не имеют боковых стенок, торцы крайних панелей сборки закрываются съемными металлическими листами.

На съемной раме внутри корпуса установлены защитнокоммутационные аппараты. Аппараты, размещенные на одной панели, но питающиеся от разных вводов, разделены перегородками. Счетчики и трансформаторы тока установлены в отдельном отсеке. Ввод проводов и кабелей делают снизу, а вывод как снизу, так и сверху через верхнюю съемную крышку.

Корпуса панелей заземляют присоединением нулевых жил питающих кабелей к нулевой шине, общей для всех панелей.

Щиты станций управления. Современные системы электропривода производственных машин и механизмов имеют сложные системы управления с большим числом контакторных аппаратов и регулирующих элементов.

Требования режимов пуска, разгона, регулирования частоты вращения, торможения и установки электропривода, многообразие форм защиты и контроля за работой двигателя и установок определили довольно широкую номенклатуру станций управления электроприводами.

Щиты станций управления устанавливают на крупных трансформаторных подстанциях в машинных залах промышленных предприятий. Щиты выполняют однои двухрядными. ЩСУ комплектуют из блоков и панелей управления.

 

7.3.  Комплектные распределительные устройства напряжением выше 1 кВ

 

Отечественные электроаппаратные заводы изготовляют КРУ для напряжений 6... 10 и 35 кВ с одной системой сборных шин для внутренней и наружной установки. Они получили широкое распространение в электроустановках различного назначения.

Применение КРУ дает значительное упрощение строительной части электроустановок. Практика эксплуатации КРУ показала более надежную их работу по сравнению с обычными сборными распределительными устройствами.

Комплектные распределительные устройства напряжением до 35 кВ имеют воздушную изоляцию; КРУ напряжением 110 кВ и выше выполняют с изоляцией элегазом.

Комплектные распределительные устройства на напряжение 6... 10 кВ имеют два принципиально различных конструктивных исполнения в зависимости от способа установки аппаратов: выкатные (типа КРУ, КРУН), в которых аппарат напряжением выше 1 кВ с приводом располагается на выкатной тележке, и стационарные (типа КСО, КРУН), в которых аппарат, привод и все приборы устанавливаются стационарно.

Основными достоинствами выкатных КРУ являются:

возможность быстрой замены выключателя резервным выключателем, установленным на тележке;

компактность устройств, так как вместо разъединителей применяются специальные скользящие контакты штепсельного типа;

надежное закрытие токоведущих частей для защиты от прикосновения и чрезмерного запыления.

Конструкция стационарных комплектных распределительных устройств обеспечивает достаточную и безопасную обозреваемость и доступность оборудования без снятия напряжения со сборных шин. Стационарные камеры КСО более просты и дешевы по сравнению с выкатными камерами КРУ. По условию обслуживания комплектные распределительные устройства могут быть:

одностороннего обслуживания (прислонного типа) устанавливаются прислоненно к стене с обслуживанием с фасадной стороны;

 

двустороннего обслуживания (свободностоящие) устанавливаются свободно с проходами с фасадной и задней стороны.

Стационарные камеры КСО следует устанавливать, как правило, с односторонним обслуживанием, а КРУН и выкатные КРУ с двусторонним обслуживанием.

Выкатные комплектные распределительные устройства. На рис. 7.2 показана линейная камера серии КХП для внутренней установки с выключателем ВМП10 и разъединителями штепсельного типа с втычными контактами. Она состоит из следующих частей:

неподвижного корпуса, в задней части которого размещены верхние и нижние неподвижные контакты 1 разъединителей, кабельная сборка 2 с концевыми заделками 3, трансформаторы тока 4 и заземляющие ножи 5;

 

 

Рис. 7.2. Ячейка КРУ с выдвижным выключателем: а — вид спереди; б поперечный  разрез

 

выкатной тележки с выключателем 6 и приводом; отсека сборных шин;

отсека приборов для измерений, релейной защиты, управления и сигнализации.  Корпус камеры разделен горизонтальной стальной перегородкой 7 на два отсека: верх

ний с контактами шинных разъединителей и нижний с трансформаторами тока и кабельной сборкой. Предусмотрены также вертикальные подвижные металлические шторы, закрывающие при выкатывании тележки заднюю часть камеры с аппаратами, находящимися под напряжением, во избежание случайного прикосновения к ним.

 

Тележка с выключателем может занимать три положения:

рабочее, когда тележка находится в камере, а втычные разъединители и контакты вторичных цепей сигнализации и напряжения разомкнуты;

испытательное, когда тележка выдвинута настолько, что втычные разъединители разомкнуты, а контакты цепей управления еще замкнуты;

ремонтное, когда тележка находится вне камеры.

Для опробования привода выключателя достаточно поставить тележку в испытательное положение. Для ремонта выключателя тележка должна быть полностью выдвинута из камеры. Необходимо также отсоединить цепи управления сигнализации от релейного отсека, с которым они соединены гибким шлангом и многоконтактным штепсельным соединением. Предусмотрена блокировка, не допускающая выкатывания тележки при включенном выключателе, а также вкатывание при включенном заземляющем разъединителе. Последний не может быть включен в рабочем положении тележки.

Стационарные комплектные распределительные устройства. Основными стационарными типами комплектных распределительных устройств являются камеры типа КСО, они имеют открытое исполнение и предназначены для одностороннего обслуживания. Камеры разделяются на три отсека. В верхнем отсеке камеры открыто размещены сборные шины и шинный разъединитель, в среднем отсеке выключатель типа ВМГ или выключатель нагрузки, или предохранители и разъединители, в нижнем линейный разъединитель, кабельная воронка и трансформаторы тока типа ТЗ. На фасаде камеры имеются верхняя и нижняя двери.

Выкатные и стационарные комплектные распределительные устройства наружного исполнения. Шкафы ввода отходящих линий, трансформаторов напряжения и разрядников выкатных КРУН состоят из двух основных частей: корпуса и тележки. Корпус шкафа представляет собой каркасную металлоконструкцию, выполненную из специальных штампованных профилей листовой стали. Он разделен металлическими перегородками на пять отсеков: сборных шин, тележки, приборов защиты и измерения, трансформаторов тока с кабельным или воздушным вводом и верхних неподвижных разъединяющих контактов. Отсек сборных шин отделен от остальных отсеков шкафа металлическими перегородками и проходными изоляторами, что обеспечивает более высокую степень надежности и локализацию возникших аварий в пределах одного электрического присоединения. Они комплектуются выключателями типа ВМП10К или ВМП10П на силу тока 600, 1000 и 1500 А.

Стационарные КРУН предназначены для ввода и секционирования в распределительных устройствах при нагрузках, превышающих силу тока 1500 А. Они комплектуются выключателями МГГ103200.

 

7.4.   Внутренние распределительные устройства

 

При напряжении 6...10 кВ габаритные размеры электрических аппаратов таковы, что объем здания и его стоимость невелики. В этих условиях целесообразны внутренние распределительные устройства, в которых аппараты защищены от непогоды и пыли, а обслуживание удобно. По мере повышения напряжения объем здания и стоимость строительной части быстро увеличиваются. При напряжении ПО...220 кВ внутренние РУ сооружают только в стесненных условиях, при наличии в воздухе пыли вредных химических загрязнений, в суровых климатических условиях.

Для РУ обычно сооружают особые здания, размеры которых выбирают в соответствии с электрической схемой и габаритами оборудования. При определенных условиях РУ могут быть размещены в отсеках производственных помещений.

Здания РУ сооружают сборными из готовых типовых железобетонных элементов, размеры которых стандартизованы. Поэтому длина здания должна быть кратной 6 м, ширина 3 м, высота 0,6 м.

Естественное освещение внутренних РУ нежелательно, так как устройство окон осложняет конструкцию здания, окна требуют периодической очистки, через них может проникать

 

пыль и т.п. Здания РУ не отапливаются, но нуждаются в вентиляции, поскольку аппараты и проводники выделяют значительное количество теплоты. Обычно применяют естественную вентиляцию, но в камерах с токоограничивающими реакторами и силовыми трансформаторами прибегают к установке вентиляторов.

Руководствуясь требованиями удобства и безопасности обслуживания, аппараты присоединений размещают в огражденных камерах, расположенных вдоль коридоров обслуживания. Огражденной камерой называют камеру, ограниченную со всех сторон стенами и перекрытиями, кроме стороны, обращенной в коридор обслуживания. С этой стороны предусматривают лишь сетчатое ограждение не ниже 1,9 м с дверями для доступа в камеру при снятом напряжении. При таком размещении оборудования обеспечиваются хорошая обозреваемость аппаратов, удобный и безопасный ремонт, а также локализация повреждений, т. е. ограничение зоны их распространения.

Закрытой камерой называют камеру, ограниченную со всех сторон стенами и перекрытиями, с доступом из коридора обслуживания или снаружи через сплошные двери. Размеры камеры определяются габаритными размерами электрических аппаратов, условиями доступа к ним при ремонте, а также минимально допустимыми изоляционными расстояниями для каждого класса номинальных напряжений.

В зависимости от числа присоединений камеры размещают в один, два и большее число рядов с коридорами для обслуживания между ними. В РУ напряжением 6... 10 кВ с одной системой сборных шин и малогабаритными аппаратами в одну камеру могут быть помещены все аппараты одного присоединения. В устройствах с двумя системами сборных шин и аппаратами большого габарита для размещения аппаратов одного присоединения необходимы две или три камеры, расположенные в одном или двух этажах.

Распределительные устройства напряжением 6... 10 кВ мощных станций с выключателями больших размеров и реакторами выполняют обычно сборными. В присоединениях с меньшими токами и, следовательно, меньшими аппаратами, применяются комплектные камеры заводского изготовления КРУ.

Ширина коридора обслуживания должна обеспечивать безопасное, удобное обслуживание установки и перемещение оборудования. Расстояние в свету между ограждениями должно составлять не менее 1 м. Число выходов из помещения РУ должно выполняться в соответствии со следующими требованиями: при длине РУ до 7 м допускается один выход, при длине 7... 60 м два выхода по концам.

 

Таблица 7.1

 

Наименьшие изоляционные расстояния в воздухе для внутренних РУ напряжением 6...220 кВ

 

Наименование расстояний	Обозначение	Наименьшие расстояния, мм, при напряжении
		6кВ	10 кВ	35 кВ	110 кВ	220 кВ
От токоведущих	А фз	90	120	290	700	1700
частей до зазем
ленных конст
рукций и стен
зданий
Между проводни	А ф.ф	100	130	320	800	1800
ками разных фаз

 

 

Рис. 7.3. Наименьшие расстояния в свету между неизолированными токоведущими частями разноименных фаз и между ними и заземленными частями для внутренних РУ

 

Наименьшие изоляционные расстояния в воздухе для внутренних РУ напряжением от 6 до 220 кВ, обеспечивающие условия безопасности и удобного обслуживания, установлены ПУЭ (табл. 7.1). Основными из них являются минимальные расстояния от токоведущих частей до заземленных конструкций Афз, а также минимальные расстояния между токоведущими частями разноименных фаз Афф  (рис. 7.3).

В ПУЭ также нормируются наименьшие расстояния от токоведущих частей до сплошных и сетчатых ограждений, между неогражденными токоведущими частями разных цепей, от неогражденных токоведущих частей до отметки пола и др.

 

7.5.  Открытые распределительные устройства напряжением до 220 кВ

 

Наиболее рациональной компоновкой открытого распределительного устройства на подстанциях является компоновка с расположением оборудования в одной плоскости, когда электрооборудование располагается на нулевой отметке.

Любое ОРУ состоит из подходящих и отходящих присоединений, подключаемых к общим шинам.

При компоновке подстанций необходимо учитывать направление подходящих к ОРУ воздушных и кабельных линий, расположение подъездных дорог к подстанции и возможности доставки по ним оборудования с большой массой, климатические условия, рельеф и геологию местности, состояние окружающей среды (степень ее загрязнения).

Конструкция опор под ошиновку и оборудование служит для крепления и установки на них гибкой и жесткой ошиновок и оборудования.

 

Таблица 7.2

 

Основные показатели размеров, м, типовых ОРУ напряжением 35... 220 кВ

 

Элементы ОРУ	Напряжение, кВ
	35	110	220
Шаг ячейки	6	9	15,4
Длина ячейки	30	37	86,5
Высота ячейкового портала	7,85	11,35	17
Высота шинного портала	6,1	7,85	11,35

 

Портальные конструкции для подвески ошиновки могут быть металлическими или из сборного железобетона. Опоры под оборудование выполняются из унифицированных железобетонных стоек и свай с металлическими конструкциями сверху для крепления аппаратов. При однорядном расположении выключателей ОРУ напряжением 35... 220 кВ по блочным и мостиковым схемам ее основные показатели по габаритам приведены в табл. 7.2

В ПУЭ нормируются наименьшие допустимые растояния от масляных трансформаторов до стены производственных зданий в зависимости от степени огнестойкости. При расстоянии более 10 м специальных требований к огнестойкости зданий не предъявляется.

 

7.6.  Комплектные трансформаторные подстанции

 

• Назначение и классификация

 

Комплектные трансформаторные подстанции применяют для приема, распределения и преобразования электрической энергии трехфазного тока частотой 50 Гц.

По числу трансформаторов КТП могут быть однотрансформаторными, двухтрансформаторными и трехтрансформаторными.

По роду установки КТП могут быть:

внутренней установки с масляными, сухими или заполненными негорючей жидкостью трансформаторами;

наружной установки (только с масляными трансформаторами);

смешанной установки с расположением РУ высшего напряжения и трансформатора снаружи, а РУ низшего напряжения внутри помещения.

КТП можно разделить на четыре основные группы.

1. КТП наружной установки мощностью 25...400 кВА, напряжением 6...35/0,4 кВ, применяемые для электроснабжения объектов сельскохозяйственного назначения. Это в основном мачтовые подстанции. КТП данной группы состоят из шкафа ввода ВН, трансформатора и шкафа НН, укомплектованного на отходящих линиях автоматическими выключателями.
2. КТП внутренней и наружной установки напряжением до 10 кВ включительно мощностью 160... 2500 кВ·А, которые в основном используются для электроснабжения промышленных предприятий. КТП этой группы состоят из шкафов ввода на напряжение 10 кВ и РУ напряжением до 1 кВ. Для КТП применяют как масляные, так и заполненные негорючей жидкостью или сухие трансформаторы специального исполнения с боковыми выводами, для КТП наружной установки только масляные.
3. Сборные и комплектные трансформаторные подстанции напряжением ..110/6...10

кВ. Со стороны высокого напряжения подстанции комплектуются откры

 

Таблица 7.3

 

Технические характеристики КТП напряжением 6... 10 кВ общего назначения для внутренней  уста

новки

 

Тип	Мощность трансформатора, кВ·А	Тип трансформатора	Комплектующее	оборудование
			Шкафы ВН	Шкафы НН
КТП 250/6	250	ТМФ250/10
и 10/0,4
2КТП 250/6	2x250	ТМФ250/10
и 10/0,4
КТП 400/6	400	ТМФ400/10	ВВ1	КРН5
и 10/0,4
2КТП 400/6	2x400	ТМФ400/10	ВВ1	КРН5
и 10/0,4
КТП 630/6	630	ТМФ630/10	ВВ4	КРН6
и 10/0,4
2КТП 630/6	2x630	ТМФ630/10	ВВ4	КРН6
и 10/0,4
КТПМ 630/6	630	ТМФ630/10	ВВ4	КРН6
и 10/0,4
2КТПН 630/6	2x630	ТМФ630/10	ВВ4	КРН9
и 10/0,4
КТП 630	630	ТМЗ630/10	ВВ2	КН2
2КТП 630	2x630	ТСЗ630/10	ВВ2, ВВ3	КН2, КН3,
				КН4
КТП 1000	1000	ТМЗ1000/10	ВВ2, ВВ3	КН2, КН3,
				КН4
2КТП 1000	2x1000	ТСЗ1000/10	ВВ2, ВВ3	КН5, КН6,
				КН17, КН20
КТПМ 1000	1000	ТСЗ1000/10	ШВВ3	ШНВ1М,
				ШНЛ1М
2КТПМ 1000	2 х 1000	ТСЗ1000/10	ШВВ3	ШНВ1М,
				ШНЛ1М
КТПМ 1600	1600	ТСЗ1600/10	ШВВ3	ШНС1М
2КТПМ 1600	2x1600	ТСЗ1600/10	ШВВ3	ШНВ2М,
				ШНС2М
КТПУ 630	630	ТМЗ630/10	ВВН	ШН2М, ШН4М
2КТПУ 630	2x630	ТНЗ630/10	ШВВ3	ШН5; ШН8
КТПУ 1000	1000	ТМЗ1000/10	ШВВ3	ШН10
2КТПУ 1000	2 х 1000	ТНЗ1000/10	ШВВ3	ШН10
КТПУ 1600	1600	ТМЗ1600/10	ШВВ3	ШН9
2КТПУ 1600	2x1600	ТНЗ1600/10	ШВВ3	ШН9
КТПМ 1000	1000	ТМЗ, ТНЗ	ШВВ5 с вы	ШНВ1М,
		1000/10	ключателем	ШНВ2М
2КТПМ 1000	2 х 1000	ТМЗ, ТНЗ	ШВВ5 с вы	ШНЛ1М,
6/0,4		1000/10	ключателем	ШНЛ2М

 

2КТПМ 1000 6/0,69 КТПМ 1600/10 2КТПМ 1600/10 КТПМ 250010/0,4 2КТПМ 2500 10/0,69

2 х 1000   1600   2 х 1600   2500   2 х 2500

ТМЗ, ТНЗ1000/10 ТМЗ, ТНЗ1600/10 ТМЗ, ТНЗ1600/10 ТНЗ2500/10 ТНЗ2500/10

ВН11 или глухой ВН11 или глухой ВН11 или глухой ШВВ3 ШВВ3

ШНС1М, ШНС2М ШНВ2М, ШНВЗМ ШНЛ2М, ШНС2М ШНЛ2К, ШНЛ3К ШНС3К, ШНВ2К

 

Примечания: 1. Блок высоковольтного ввода выполняется трех типов: ВВ1 с глухим присоединением кабеля; ВВ2 с присоединением кабеля через разъединитель; ВВ3 с присоединением кабеля через разъединитель и предохранитель.

2. Буквы М и У в обозначении типов КТП соответственно обозначают: модифицированный и унифициро

ванный.

 

тыми распределительными устройствами напряжением 35... 110 кВ, со стороны 6... 10 кВ

• шкафами КРУН наружной установки.

4. КТП специального назначения, перевозимые на салазках, напряжением 6... 10 кВ, мощностью 160...630 кВА, которые выпускаются для электроснабжения стройплощадок, рудников, шахт, карьеров.

Технические данные подстанций внутренней установки приведены в табл. 7.3, наружной установки в табл. 7.4.

 

Таблица 7.4

 

Технические характеристики комплектных трансформаторных подстанций наружной установки типа КТПН72М напряжением 6... 10 кВ

 

Показатель	КТПН72М160	КТПН72М250	КТПН72М400
Мощность транс	160	250	400
форматора, кВ·А
Разъединитель	РВЗ10400	РВЗ10400	РВЗ10400
Привод	ПР10	ПР10	ПР10
Ввод	Кабельный	Кабельный	Кабельный

 

Примечание. КТПН поставляются без силовых трансформаторов.

 

7.6.2.  Конструктивное исполнение комплектных трансформаторных подстанций

 

Комплектные трансформаторные подстанции напряжением 6...10 к В. В целях наибольшего приближения к потребителям рекомендуется применять внутренние, встроенные в здание или пристроенные к нему, трансформаторные подстанции. Встроенные в здание или пристроенные трансформаторные подстанции имеют выход из камер с масляными трансформаторами и высоковольтными аппаратами непосредственно наружу. Внутрицеховые подстанции могут размещаться на первом и втором этажах производств, которые согласно противопожарным требованиям отнесены к категориям Г и Д первой и второй степеням огнестойкости. Внутрицеховые подстанции размещаются как открыто, так и в отдельных помещениях (рис. 7.4).

Размещение внутрицеховых подстанций в помещениях пыльных и с химически активной средой допускается при условии принятия мер, обеспечивающих надежную работу электрооборудования.

 

В производственных помещениях трансформаторы и РУ могут устанавливаться, как открыто, так и в камерах и отдельных помещениях. На каждой открыто установленной цеховой подстанции и КТП могут быть применены масляные трансформаторы

 

 

Рис. 7.4. Модульная разводка силовой электросети к электроприемникам механического  цеха:

/ комплектная трансформаторная подстанция; 2 колонка с автоматическим выключателем; 3 ответвительная коробка; 4 модульная магистраль; 5 силовой шкаф; 6 магистральный  шинопровод

 

 

 

Рис. 7.5. Комплектная двухтрансформаторная подстанция мощностью 630... 1000 кВ·А для внутренней установки с однорядным расположением оборудования: а вид спереди; б план; 1 кабель ВН; 2 шкаф ввода ВН;   3

 

силовой трансформатор; 4 шкаф ввода НН; 5 отсек приборов; 6шкаф отходящих линий НН; 7 секционный шкаф НН или шкаф отходящих линий; 8 шинный короб; 9 окно для вывода кабеля  вверх

 

мощностью до 1600 кВ·А. Расстояние в свету между масляными трансформаторами должно быть не менее 10 м.

Для внутрицеховых подстанций и КТП с сухими трансформаторами или с негорючим диэлектриком их мощность и расстояние между ними не ограничиваются.

КРУ и КТП следует, как правило, размещать в пределах «мертвой зоны» подъемнотранспортных механизмов. В цехах с интенсивным движением внутризаводского транспорта КРУ и КТП следует ограждать.

Ширина прохода для управления и ремонта КРУ выкатного типа и КТП должна обеспечивать удобство обслуживания и ремонта (0,6...0,8 м).

Ввод от трансформатора на щит может быть выполнен двумя способами: кабелями снизу на вводных панелях, предназначенных для кабельных вводов; шинами сверху с помощью вводных панелей или же непосредственно к сборным шинам через разъединитель, установленный  на стене.

На рис. 7.5 представлена комплектная двухтрансформаторная подстанция мощностью 630... 1000 кВ·А для внутренней установки с однорядным расположением оборудования. Автоматические выключатели выдвижного исполнения служат защитнокоммутационной аппаратурой, каждый автомат закрыт дверью, управление производится рукоятками и ключами, расположенными на дверях шкафов, а для дистанционного управления концы проводов подведены к рейке с зажимами. Присоединение вводов высшего напряжения глухое.

Комплектные трансформаторные подстанции напряжением 35/6... 10 к  В. КТП напряжением 35/6... 10 кВ применяют для электроснабжения небольших промышленных предприятий и сельскохозяйственных районов. КТП (рис. 7.6) состоит из ОРУ напряжением 35 кВ, силового трансформатора и КРУН напряжением 6... 10 кВ наружной установки, металлического ограждения подстанции, совмещенного с контуром заземления.

Конструкция комплектной подстанции допускает возможность установки одного или двух силовых трансформаторов мощностью 630...3200кВА.

ОРУ однотрансформаторной подстанции напряжением 35 кВ представляет собой портал, на котором смонтированы со стороны подстанции линейный разъединитель с двумя заземляющими ножами, а со стороны линии стреляющие предохранители высокого напряжения, разрядники и резонансные заградители высокочастотной связи.

На стороне 35 кВ применяются следующие основные схемы: тупиковые, проходные, узловые, «мостик».

Ячейка ввода ОРУ имеет дополнительное внутреннее ограждение высотой 2 м, определяемой зоной выхлопа стреляющих предохранителей ПСН35 и допустимыми расстояниями от

 

аппаратуры, установленной в нижней части портала.

 

Рис. 7.6. Комплектная трансформаторная подстанция напряжением 35 кВ типа 2КТП35/610П кВ с трансформаторами мощностью 3200 кВА: а вид спереди; б план: 1 трансформатор; 2 КРУН напряжением 6... 10 кВ; 3 внешнее ограждение; 4 шкаф противопожарного оборудования; 5 шкаф инвентарный; б внутреннее ограждение предохранителей; 7 ОРУ напряжением 35 кВ

 

Двухтрансформаторная подстанция представляет собой сочетание двух комплектных однотрансформаторных подстанций, комплектуемых секционным шкафом напряжением 6... 10 кВ. Ввод со стороны 35 кВ выполнен как для однотрансформаторной подстанции, но включает в себя два портала с линейными предохранителями, разъединителями и разрядниками.

Комплектные трансформаторные подстанции напряжением 110/6... 10 кВ. КТП напряжением 110/6...10кВ (рис. 7.7) состоят из ОРУ напряжением 110 кВ, силового трансформатора 5 и КРУН 7 наружной установки напряжением 6... 10 кВ.

ОРУ напряжением 100 кВ однотрансформаторной подстанции состоит из линейного разъединителя, отделителя, короткозамыкателя, заземляющего разъединителя, линейного портала, металлоконструкции под установку высокочастотной связи. Узел линейного разъединителя 2 представляет собой металлоконструкцию портального типа, на которой установлены полюсы разъединителя типа РЛНД2110/ 600. Полюсы соединяют между собой тягами. С приводом ПРН разъединитель соединен валами, привод ПРН устанавливается под центральным полюсом разъединителя на траверсе и снабжается внутренней блокировкой, не допускающей включения заземляющих ножей при включенных главных ножах разъединителя.

Узел отделителя и короткозамыкателя 3 трехстоечная металлоконструкция, на которой установлены три полюса отделителя ОД110 и короткозамыкатель КЗ110. Отделитель управляется приводом ШПО, который устанавливается на одной из стоек. Короткозамыкатель изолируется от металлоконструкций четырьмя изоляторами.

 

 

Рис. 7.7. Комплектная трансформаторная подстанция наружной установки напряжением 110/6...10 кВ ОРУ напряжением 110 кВ

 

Заземление короткозамыкателя производится шиной, которая проходит через трансформатор тока ТШЛ0,5 проходного типа.

Узел заземляющего разъединителя 6одностоечная металлоконструкция, на которой установлен заземляющий разъединитель ЗОН. В зависимости от высоты силового трансформатора заводом поставляется установка заземляющего разъединителя высотой 3 и 5 м. На металлоконструкции заземляющего разъединителя устанавливается ящик с зажимами цепей управления.

 

Линейный портал 4 одностоечная портальная конструкция с двумя траверсами. Портал служит для приема линии, к стойкам портала подсоединяются грозозащитные тросы, на одной из стоек портала устанавливается молниеотвод. Расстояние между проводами 2500 мм, а между грозозащитными тросами 8000 мм. Верхняя траверса служит для подвески гирлянд изоляторов. На нижней траверсе устанавливаются разрядники РВС110 с регистраторами разрядов.

Узел высокочастотной связи 1 рассчитан на совместную установку заградителя и конденсатора связи.

КРУН напряжением 6... 10 кВ 7 металлическая конструкция, состоящая из соединенных между собой шкафов, в которых смонтированы аппаратура силовых и вспомогательных цепей.

У силового трансформатора вблизи выводов напряжением 6... 10 кВ устанавливаются вентильные разрядники РВП напряжением 6... 10 кВ.

Источником питания оперативных цепей и устройств релейной защиты и автоматики является трансформатор собственных нужд.

 

7.7.  Конструктивное исполнение распределительных подстанций напряжением 6...

10 кВ

 

На рис. 7.8 приведена компоновка распределительной подстанции, пристроенной к зданию цеха с двумя выходами наружу. Часть РП, находящаяся в ведении энергоснабжающей организации, отделена перегородкой с дверью, запираемой на замок.

 

Рис. 7.8. Расположение оборудования распределительной подстанции напряжением 10 кВ при двухрядном расположении камер КСО при разделении распределительной подстанции на части абонента и энергосистемы: / блоки питания; 2 щитки защиты; 3 шкаф оперативного тока типа ШУОТ; 4 мост шинный длиной 3000 мм; 5 ограждение сетчатое с дверью; 6 камера типа КСО272

 

 

Рис. 7.9. Вариант компоновки распределительной подстанции напряжением 10 кВ в отдельном помещении между колоннами в цеху:

1 шкаф КРУ размером 1350 мм; 2 токопровод между шкафами; 3 шкаф КРУ размером 900 мм; 4 токопровод между секциями КРУ

 

Рис. 7.10. Компоновка распределительной подстанции с выкатными КРУ и реакторами с подводом питания через специальную шахту от гибких токопроводов

 

Рис. 7.11. Выполнение распределительных подстанций напряжением 6... 10 кВ: а отдельно стоящая РП с камерами КРУ, совмещенная с КТП и комплектной конденсаторной установкой (ККУ); б отдельно стоящая РП с камерами КРУ, совмещенная с ККУ; вотдельно стоящая РП с камерами КСО, совмещенная с КТП и ККУ; 1 камеры КРУ или КСО; 2 КТП; 3 ККУ; 4 электропитание приводов; 5 вводное устройство силового  питания

 

На рис. 7.9 приведена компоновка распределительной подстанции при размещении в отдельном помещении между колоннами в цеху.

На рис. 7.10 показана компоновка распределительной подстанции с выкатными КРУ с подводом питания через специальную шахту и с установкой в специальных ячейках токоограничивающих реакторов.

На рис. 7.11 показано несколько примеров выполнения распределительных подстанций, некоторые из которых совмещены с трансформаторными подстанциями. Компоновки РП предусматривают также возможность размещения в них конденсаторных установок (УК).

 

7.8.  Примеры выполнения подстанций напряжением 6... 10/0,4...0,66 кВ

 

Типы выполнения подстанций напряжением 6... 10/0,4... 0,66 кВ достаточно многообразны, поэтому рассмотрим лишь некоторые из них.

 

Рис. 7.12. Открытая установка трансформаторов возле цеха: а цеховая подстанция с открыто установленным трансформатором мощностью 1000 кВ·А; б цеховая однотрансформаторная КТП с наружной установкой трансформатора мощностью 630 кВ·А; 1 трансформатор; 2 шкаф ввода напряжением до 1 кВ; 3 шкаф отходящих линий; 4 — шкаф ввода напряжением выше 1 кВ с выключателем нагрузки; 5 зона обслуживания

 

Широко применяются компоновки подстанций с установкой трансформаторов открыто возле производственных зданий предприятия и с размещением распределительных устройств вторичного напряжения внутри этих зданий. При этом необходимо соблюдать ряд условий, так как пожар в трансформаторе может вывести из работы производственный корпус. Кроме того, должен предусматриваться проезд шириной не менее 3 м вдоль всех трансформаторов или пожарный подъезд к каждому из них.

На рис. 7.12, а показана цеховая подстанция с открытой установкой трансформатора мощностью 1000 кВА возле цеха и с размещением распределительного щита напряжением до 1 кВ непосредственно в цехе. На рис. 7.12, б показана установка однотрансформаторной КТП и вводного шкафа напряжением выше 1 кВ снаружи, непосредственно возле стены здания, а комплектного устройства напряжением до 1 кВ внутри цеха.

Шины, соединяющие выводы напряжением до 1 кВ с комплектным распределительным устройством, заключены в короба из листовой стали.

 

Глава 8

 

ХАРАКТЕРИСТИКИ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

 

Одной из первых и основополагающих частей проекта электроснабжения объекта является определение ожидаемых электрических нагрузок на всех ступенях электрических сетей.

Именно нагрузки определяют необходимые технические характеристики элементов электриче

 

ских сетей сечения жил и марки проводников, мощности, и типы трансформаторов, электрических аппаратов и другого электротехнического оборудования. Преувеличение ожидаемых нагрузок при проектировании по сравнению с реально возникающими нагрузками при эксплуатации объекта приводит к перерасходу проводников и неоправданному омертвлению средств, вложенных в избыточную мощность электрооборудования. Преуменьшение к излишним потерям мощности в сетях, перегреву, повышенному износу и сокращению срока службы электрооборудования.

Правильное определение электрических нагрузок обеспечивает правильный выбор средств компенсации реактивной мощности, устройств регулирования напряжения, а также релейной защиты и автоматики электрических сетей.

По указанным причинам ожидаемые электрические нагрузки желательно определять при проектировании возможно точнее. Однако вследствие недостаточной полноты, точности и достоверности исходной информации обо всех многочисленных случайных факторах, формирующих нагрузки, последние не могут быть определены с высокой точностью. Обычно при определении ожидаемых нагрузок считают допустимыми ошибки в ± 10%.

 

8.1.   Графики электрических нагрузок

 

• Индивидуальные графики нагрузок

 

Для силовых электроприемников различают три режима работы: длительный, кратковременный и повторнократковременный. При работе в длительном режиме достигается тепловое равновесие и устанавливается определенная температура электроприемника. Кратковременный режим характеризуется тем, что после кратковременного включения и нагревания электроприемника его температура за период последующей паузы понижается до температуры окружающей среды. Наконец, повторнократковременный режим (ПКР), в ходе которого пери

 

од включения длительностью tв

 

чередуется с паузой продолжительностью, tп

 

так же как и дли

 

тельный режим, приводит к постепенному нагреванию электроприемника до установившейся температуры. Однако процесс нагревания в этом случае по сравнению с длительным режимом при той же нагрузке замедляется, и установившийся перегрев снижается. Величиной, характеризующей ПКР, является продолжительность включения (ПВ):

ПВ = tв  /(tв  + tп ); ПВ £ 1

Часто ПВ определяют в процентах, т.е. ПВ% = ПВ·100. Установлены четыре стандартных значения ПВ, на которые выпускается электрооборудование: 15, 25, 40, 60%. Длительность цикла при ПКР не должна превышать 10 мин.

Значение ПВ = 1 (или 100%) соответствует длительному режиму.

Номинальная (установленная) мощность электроприемников является достоверной исходной величиной для расчета электрических нагрузок, так как она обычно известна. Под но

 

минальной активной мощностью двигателей

 

рном

 

понимается мощность, развиваемая двигате

 

лем на валу при номинальном напряжении, а под номинальной активной мощностью других приемников – потребляемая ими из сети мощность при номинальном  напряжении.

 

Паспортная мощность мощности при ПВ = 1:

 

рпасп   приемников ПКР приводится к номинальной длительной

 

рном  = рпасп  ×

 

(8.1)

 

ПВ

Под номинальной реактивной мощностью приемника понимается реактивная мощность, потребляемая им из сети при номинальной активной мощности и номинальном  напряжении.

Различают следующие типы длительных режимов работы приемников электроэнергии:

• периодические;
• циклические;
• нециклические;
• нерегулярные.

 

Первый тип отвечает строго ритмичному процессу с периодом tц , производство, как правило, поточное или автоматизированное по жесткой  программе.

Второй тип отвечает случаю не поточного и не автоматизированного производства,  но

цикличного производства. Здесь периодичность нарушена в основном изза непостоянства дли

 

тельностей пауз

 

tп   отдельных циклов, однако продолжительность рабочих интервалов  t р

 

цик

 

ла и характер соответствующих участков графиков нагрузки остаются практически неизменными. Поэтому здесь можно говорить о средней длительности одного цикла tс.ц .Третий тип отвечает тому случаю, когда выполняемые агрегатом повторяющиеся операции строго не регламентированы, вследствие чего характер графика существенно изменяется и на рабочих участках.

Однако нециклический график, подобно периодическому и цикличному, характеризуется стабильностью потребления электроэнергии за среднее время цикла.

Четвертый тип отвечает нерегулярному режиму работы, когда условие стабильности потребления электроэнергии уже не соблюдается. Это означает, что технологический процесс имеет неустановившийся характер.