Пособие ЭПП РУС коррект 16.11.12 Зп


Міністерство Освіти і науки, молоді та спорту України
ЗАПОРІЗЬКА ДЕРЖАВНА ІНЖЕНЕРНА АКАДЕМІЯ
_____________________________________________________________________
О.Є. Машанова
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ПРОМИСЛОВИХ ПІДПРИЄМСТВ
Навчально-методичний посібник
для студентів ЗДІА
спеціальності 6.050601 „Теплоенергетика ”
денної та заочної форм навчання

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ ТА НАУКИ, МОЛОДІ ТА СПОРТУ УКРАЇНИ
ЗАПОРІЗЬКА ДЕРЖАВНА ІНЖЕНЕРНА АКАДЕМІЯ
_____________________________________________________________________
Затверджено до друку
рішенням науково-методичної ради ЗДІА
протокол №____від 27.10.2011р.
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ПРОМИСЛОВИХ ПІДПРИЄМСТВ
Навчально-методичний посібник
для студентів ЗДІА
спеціальності 6.050601 „Теплоенергетика ”
денної та заочної форм навчання
Рекомендовано до видання
на засіданні кафедри ТЕ
протокол №3 від 11.10.2011р.
Запоріжжя
2012

Навчально-методичний посібник призначений для студентів, які навчаються за спеціальністю 6.050601 «Теплоенергетика» денної та заочної форм навчання, складений відповідно до робочої програми з дисципліни «Електропостачання промислових підприємств». В посібнику коротко викладені основи роботи систем електропостачання промислових підприємств, розрахунку навантаження, вибору схем та обладнання в залежності від типу та вимог споживача відповідно до існуючих нормативів.
Посібник призначений для закріплення знань, отриманих студентами під час вивчення дисципліни.
Склав: О.Є. Машанова, к.т.н.
Відповідальний за випуск: зав. кафедри ТЕ
докт. техн. наук, професор І.Г.Яковлєва
Рецензенти:

Давиденко М.О. – головний інженер Дніпровської електроенергетичної системи НЕК «Укренерго»
Радченко В.В. – доцент кафедри гідроенергетики ЗДІА, к.т.н.
Електропостачання промислових підприємств: Навчально-методичний посібник для студентів ЗДІА спеціальності 6.050601 «Теплоенергетика» денної та заочної форм навчання / О.Є.Машанова. - Запоріжжя, ЗДІА. 2012.-146 с.

Оглавление
№ разд Стр.
ВВЕДЕНИЕ 5
Таблица 1 - Условные обозначения в схемах электрических соединений. 6
Таблица 2 - Перечень используемых сокращений 9
1 ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ, ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ. 11
1.1 Определения систем электроснабжения. 11
1.2 Характеристики потребителей электроэнергии по степени ответственности. Независимые источники питания. 17
1.3 Напряжения систем электроснабжения 21
1.4 Режим нейтрали электрических сетей. 24
1.5 Общая классификация сред и помещений 28
2
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5 КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Виды коротких замыканий
Расчетные величины токов КЗ и их определение
Особенности расчета токов КЗ в сетях напряжением до и выше 1кВ
Составление схемы замещения и порядок расчета режимов КЗ
Термическое и электродинамическое действие токов КЗ 33
33
35
39
41
45
3
3.1
3.1.1
3.1.2
3.1.3
3.2
3.3
3.4 3.4.1
3.4.2
3.5 СИЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И КОММУТАЦИОННЫЕ АППАРАТЫ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Силовое оборудование подстанций
Силовые трансформаторы
Силовые автотрансформаторы
Условные обозначения типа трансформаторов и автотрансформаторов
Токоограничивающие реакторы
Измерительные трансформаторы
Высоковольтные коммутационные аппараты
Высоковольтные выключатели
Разъединители, выключатели нагрузки, отделители и другие коммутационные аппараты напряжением выше 1000 В
Коммутационные аппараты напряжением ниже 1кВ 49
49
49
55
57
58
60
66
67
70
74
4 СИСТЕМЫ ВНЕШНЕГО И ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ. 82
4.1 Энергетическая система и ее составляющие как системы внешнего электроснабжения. 83
4.2 Системы внутризаводского электроснабжения напряжением выше 1кВ 86
4.3 Технологические схемы подстанций промышленных предприятий 92
4.4 Схемы электроснабжения предприятий, имеющих блок-станции 96
4.5 Определение места расположения центров питания предприятия. 100
4.6 Внутрицеховые электрические сети напряжением до 1 кВ 101
4.7 Комплектные распределительные устройства напряжением до 1кВ 106
4 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ 109
5.1 Графики потребления электрической энергии 109
4.2 Показатели графиков электрических нагрузок 113
4.3 Нормативные характеристики графиков нагрузки 116
4.4
4.4.1 Определение потерь мощности и напряжения в системах электроснабжения.
Определение потерь мощности в воздушных и кабельных линиях электропередачи. 119
119
4.4.2 Потери мощности в трансформаторах. 121
4.4.3
Компенсация реактивной мощности в системах электроснабжения 123
4.4.4 Определение потерь и падения напряжения 125
5 ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 127
5.1 Общие положения 127
5.2 Расчетные уровни электрических нагрузок 128
5.3 Основные методы расчета электрических нагрузок 131
5.4 Расчет по методу коэффициента спроса 133
6 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ И КОММУТАЦИОН-НЫХ АППАРАТОВ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 136
6.1 Выбор типа трансформаторов 136
6.2 Выбор числа и мощности трансформаторов в системах электроснабжения 139
6.3 Выбор проводников и коммутационных аппаратов 144
6.3.1
6.3.2
6.3.3 Выбор проводников
Выбор коммутационных аппаратов напряжением выше 1 кВ.
Выбор коммутационных аппаратов напряжением до 1 кВ. 144
148
151
Приложение А - Технические данные проводов и кабелей 154
Приложение Б - Технические данные трансформаторов 159
Приложение В – Электрооборудование установок до 1 кВ 162
Приложение Г – Технические данные коммутационных аппаратов напряжением выше 1 кВ 167
Приложение Д - Коэффициенты спроса и мощности 168
Приложение Е – Примеры расчетов 175
Литература 191

ВВЕДЕНИЕ
Функционирование современных промышленных предприятий без электрической энергии невозможно, так как она используется практически во всех технологических процессах, при транспортировке продукции, для создания благоприятных и безопасных условий труда и т.д. Основной объем производимой электроэнергии (от 40 до 70% в зависимости от региона) потребляется промышленными предприятиями. Построение рациональных схем электроснабжения, использование энергосберегающего оборудования и технологий позволило бы снизить энергозатраты, потери в сетях предприятий, энергоемкость продукции, которые ложатся на ее себестоимость, следовательно, удешевить ее, что сделало бы производство того или иного вида товаров в большей степени конкурентоспособным на мировом рынке.
Изучение дисциплины «Электроснабжение промышленных предприятий» студентами специальности «Теплоэнергетика» подготавливает их работе на промышленных предприятиях в энергетических службах (отделе или службе главного энергетика или подразделениях энергохозяйства предприятия), в системах энергообеспечения различного назначения, в том числе цеховых. Материал, изучаемый дисциплиной, может быть использован для правильного выбора и расчета мощности источников и схем питания электроприемников различного назначения, их размещения и мощности, выбора сечения проводников питающей сети, коммутационных аппаратов, обеспечения требуемой надежности электропитания технологического оборудования. Дисциплина способствует лучшему усвоению последующих дисциплин специальности.
Учебно-методическое пособие по дисциплине «Электроснабжение промышленных предприятий» предназначено для студентов дневного и заочного отделений, обучающихся в ЗГИА по специальности «Теплоэнергетика».
Таблица 1 - Условные обозначения в схемах электрических соединений.
Обозначение элементов в электрических схемах Буквенное обозначение Наименование элемента Примеча-ния
МЭК В оперативных схемах
R Сопротивление активное L Х (ХL) L Катушка индуктивности (L), индуктивное сопротивление ХL С Емкость (емкостное сопротивление)
Q Выключатель присоединения в сети выше 1000В A1
QA
A2 QA МВ Выключатель междушинный А1, А2 – системы шин
QB
В1 В2 QB CB Секционный выключатель В1, В2 - секции шин


QS Р
РЛ Разъединитель
Разъединитель линейный

QR OД Отделитель
QN(QK) К (КЗ) Короткозамыкатель
QSG З (ЗН) Разъединитель заземляющий (Заземляющий нож)
Т Т (Тр) Трансформатор однофазный двухобмоточный
а) б)
Т Т (Тр) а)Трансформатор трехфазный двухобмоточный
без регулирования под нагрузкой;
б)то же с указанием схемы
соединения обмоток Допускается показывать количество фаз тремя косыми черточками
Т Т (Тр) Трансформатор трехфазный двухобмоточный с регулированием напряжения поднагрузкой Допускається показувати кількість фаз трьома косими рисочками

Т Т (Тр) Трансформатор трехфазный трехобмоточный Т Т (Тр) Трансформатор трехфазный двухобмоточный с расщепленной обмоткой НН
Схема соединения обмоток
/ -


АТ АТ Автотрансформатор трехобмоточный трехфазный Схема соединения обмоток
авто/

АТ АТ Автотрансформатор трехобмоточный однофазный
АТ АТ
Автотрансформатор двухобмоточный трехфазный
ТV ТН Трансформатор напряжения трехобмоточный трехфазный.
LR Р Реактор токоограничивающий одинарный
LR Р Реактор токоограничивающий сдвоенный
СВ БК, КУ Устройство компенсации реактивной мощности. Батарея конденсаторов TA TT Трансформатор тока
Соединение обмоток в «звезду» Соединение обмоток в «звезду» с выведенной нейтралью Соединение обмоток в треугольник Соединение обмток по схеме «звезда-зигзаг» QF АВ Выключатель автоматический в сети до 1кВ однополюсный
QF АВ То же, трехполюсный FU Предохранитель с плавкой вставкой
QW Выключатель нагрузки FV
P Разрядник с искровым промежутком
или
А1, А2, В1, В2 СШ1, СШ2 Сборные шины РУ с присоединениями, шинопровод (три фазы) М
М
или
М АД Двигатель асинхронный с короткозамкнутым ротором. Общее обозначение. G
3
или
G Г или Гр Генератор синхронный трехфазный КЛ Кабельная линия с кабельной воронкой СП Силовой пункт 0,4 кВ Обозначение способов нагрева дуговой плазменный электронный
смешанный (дуговой и сопротивлением) Индукционный и индукционный током промышленной частоты Электропечь сопротивления. Общее обозначение Электропечь сопротивления трехфазная косвенного нагрева в искусственной атмосфере с указанием предельной температуры Электропечь дуговая. Общее обозначение
Электропечь индукционная. Общее обозначение Электронагреватель сопротивления. Общее обозначение Электропечь индукционная прямого нагрева с указанием рабочих параметров Таблица 2 - Перечень используемых сокращений
Сокращенное
обозначение Полное наименвание
АД Асинхронный двигатель
АВ Автоматический выключатель (автомат)
АВР Автоматическое включение резерва
АПВ Автоматическое повторное включение
АТ Автотрансформатор
АЭС Атомная электростанция
АЧР Автоматическая частотная разгрузка
БК Батарея конденсаторов
ВЛ Воздушная линия
ВН Высокого напряжения
ГПП Главная понизительная подстанция
ГРП Главный распределительный пункт (подстанция)
ГРУ Главное распределительное устройство
ГЩУ Главный щит управления
ГЭС Гидроэлектростанция
ЗРУ Закрытое распределительное устройство
КЗ Короткое замыкание
КЛ Кабельная линия
КРУ Комплектное распределительное устройство
КСО Комплектное распределительное устройство стационарное одностороннего обслуживания
Кт Коэффициент трансформации
КУ Компенсирующее устройство
НН Низкое напряжение (сторона низкого напряжения)
ОДС Опережающее деление сети
ОРУ
ПВ
ПКР Открытое распределительное устройство
Продолжительность включения
Повторно-кратковременный режим
ПС Подстанция
ПГВ Подстанция глубокого ввода
РУ Распределительное устройство
РУ СН Распределительное устройство среднего напряжения
РУСН Распределительное устройство собственных нужд станции
РП Распределительный пункт
РПН Регулирование (напряжения) под нагрузкой
СП Силовой пункт
СУЗ Система управления защитой (на АЭС)
СЭС Система электроснабжения
СШ Система шин (сборные шины)
Тр Трансформатор
ТП Трансформаторная подстанция (трансформаторный пункт)
ТН Трансформатор напряжения
ТТ Трансформатор тока
ТЭС Тепловая электростанция
ТЭЦ
ХХ
ЦЭН Теплоэлектроцентраль (ТЭС с комбинированной выработкой тепло- и электроэнергии)
Холостой ход
Центр электрических нагрузок
ЭС Энергетическая система
ЭП Электроприемник
ЭПП Электроснабжение промышленных предприятий
ЭДС Электродвижущая сила

1 ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ, ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
1.1 Определения систем электроснабжения.
Электрическая энергия преобразуется в механическую, тепловую или другую энергию, непосредственно воздействующую на объект технологического процесса. Установки, в которых происходит преобразование электрической энергии в другой вид энергии, в соответствии с «Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ) [1] называются приемниками электрической энергии (далее - электроприемником). Электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещающихся на определенной территории, называется потребителем электрической энергии. Обеспечение потребителей электрической энергией называется электроснабжением [1].
Системой электроснабжения (СЭС) называется совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией [1]. В свою очередь электроустановками называется совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии. К электроустановкам, например, относятся осветительные установки, распределительные подстанции, линии электропередачи, на станциях и подстанциях – электроустановки собственных нужд, блочные электроустановки. На промышленных предприятиях – это внутрицеховые электроустановки, к которым относятся как сугубо электрические установки (распределительные щиты, шкафы, шинопроводы), так и технологические (сварочные посты, электронагревательные печи, электроприводы различных станков и т.п.).
Если электроснабжение потребителей осуществляется от электрических сетей энергосистемы или компании, находящейся в диспетчерском управлении энергосистемы, то такое электроснабжение называется централизованным. Если от индивидуального источника питания – децентрализованным. Комплексное централизованное электроснабжение должно обеспечиваться для всех потребителей независимо от их форм собственности и ведомственной принадлежности, если они расположены в зоне действия электрических сетей.
Электрической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и распределения электроэнергии. Электрическая сеть состоит из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных (ВЛ) и кабельных (КЛ) линий электропередачи, работающих на определенной территории.
Электрическая подстанция (ПС) - электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств [2]. Трансформаторная подстанция – это электрическая подстанция, предназначенная для преобразования электрической энергия одного напряжения в энергию другого напряжения с помощью трансформаторов.
Помимо трансформаторных ПС общего назначения в системах электроснабжения используются:
преобразовательные ПС, на которых осуществляется преобразование вида тока или его частоты. Преобразовательные ПС в свою очередь разделяют на два подвида:
инверторные подстанции, предназначенные для преобразования постоянного тока в переменный, изменяемой или фиксированной частоты;
выпрямительные подстанции, представляющие собой преобразовательные подстанции, предназначенные для преобразования переменного тока в постоянный.
тяговые ПС, питающие электрифицированный транспорт через контактную сеть;
На каждой трансформаторной или преобразовательной подстанции монтируются распределительные устройства, количество которых меняется в зависимости от числа ступеней трансформации и преобразований.
Распределительным устройством (РУ) называется электроустановка, предназначенная для приема и распределения электрической энергии на одном напряжении и содержащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины [секции шин], устройства управления и защиты [2], а также вспомогательные устройства [1, п.4.2.2]. РУ выполняются как открытыми, так и закрытыми.
Открытым распределительным устройством (ОРУ) называются РУ, все или основное оборудование которого находится на открытом воздухе. Открытыми, как правило, выполняются все РУ напряжением 35 кВ и выше. При расположении РУ в зонах интенсивного загрязнения промышленными уносами или по климатическим условиям (например, низкие температуры) РУ этих напряжений могут выполняться закрытыми.
Закрытым распределительным устройством (ЗРУ) называется РУ, оборудование которого расположено в здании. Закрытыми выполняются РУ напряжением 6-10 кВ и ниже. Если РУ указанных напряжений выполнены комплектными для наружной установки, то они могут располагаться вне здания.
Комплектным распределительным устройством (КРУ) называется РУ, состоящее из полностью или частично закрытых шкафов или блоков, со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, поставляемое в собранном или полностью подготовленном для сборки виде. Комплектное распределительное устройство, предназначенное для наружной установки, обозначается КРУН.
Сборные шины РУ – это комплект элементов, связывающих между собой все присоединения электрического распределительного устройства [2]. В свою очередь присоединение электрического распределительного устройства - это
часть распределительного устройства, относящаяся к трансформатору, генератору, линии электропередачи или другой цепи. Каждое присоединение подключается к сборным шинам подстанции своей ячейкой. Ячейка распределительного устройства подстанции – это часть распределительного устройства ПС, содержащая всю или часть коммутационной и/или иной аппаратуры одного присоединения.
Сборные шины выполняют из гибких проводов или жестких токопроводов, к которым присоединяются питающие и отходящие линии, силовые трансформаторы и шинные аппараты. К шинным аппаратам относятся трансформаторы напряжения, шиносоединительные или секционные выключатели, разрядники, служащие для снятия перенапряжений, шинные разъединители и другие аппараты, которые также имеют свои ячейки.
Токопровод – это устройство, выполненное в виде шин или проводов с изоляторами и поддерживающими конструкциями, предназначенное для передачи и распределения электрической энергии в пределах электростанции, подстанции или цеха.
В электроустановках напряжением до 1 кВ применяются. электропроводки, которые представляют собой совокупность проводов и кабелей с относящимися к ним креплением, поддерживающими, защитными конструкциями и деталями. Данное определение распространяется на электропроводки силовых, осветительных и вторичных цепей напряжением до 1кВ переменного и постоянного тока, выполненных внутри зданий и сооружений, на наружных стенах, территориях предприятий и учреждений, микрорайонов и дворов, на строительных площадках с применением изолированных проводов всех сечений, а также небронированных силовых кабелей с резиновой или пластмассовой изоляцией в металлической, резиновой или пластмассовой оболочке с сечением фазных жил до 16 мм2 (при сечении более 16 мм2 – кабельные линии).
В электропроводках применяют защищенные и незащищенные изолированные провода, а также кабели. Защищенный провод имеет поверх электрической изоляции металлическую или другую оболочку, предназначенную для герметизации и защиты от внешних воздействий находящейся внутри нее части провода.
Незащищенный провод не имеет такой оболочки, но может иметь обмотку или оплетку пряжей, которая не рассматривается как защита провода от механических повреждений.
Кабель – одна или несколько скрученных вместе изолированных жил, заключенных в общую герметическую оболочку (резиновую, пластмассовую, алюминиевую, свинцовую).
Состав оборудования ПС и последовательность его электрических связей отражаются принципиальными электрическими схемами. Принципиальная электрическая схема подстанции – это схема, отображающая состав оборудования и его связи, дающая представление о принципе работы электрической части подстанции [2]. При проектировании систем электроснабжения составляются главные схемы подстанции, а также внутризаводских сетей. На схемах представляется схема соединений основного оборудования электрической части ПС с указанием типов и основных электрических параметров оборудования. Как правило, с учетом симметрии трехфазной сети эти схемы разрабатываются в однолинейном исполнении.
На рисунке 1.1 представлена часть однолинейной принципиальной схемы ПС 110(150)/10кВ предприятия. При составлении принципиальных электрических схем элементы РУ должны изображаться обозначениями, предусмотренными стандартами (табл.1). На данной схеме представлена последовательность подключения коммутационных аппаратов и оборудования в РУ 110(150) кВ, и характерный набор присоединений в РУ 10(6)кВ. В схеме подстанции предусмотрена работа двух секций шин 110 кВ с секционным выключателем QA и возможностью подключения присоединений к каждой из секций шин благодаря развилке из разъединителей QS11 - QS12, QS21 – QS22, QS31 – QS32. В РУ 10 кВ (закрытого типа) установлены ячейки КРУ (комплектные распределительные устройства) выкатного типа (обозначение ввиде «ёлочек»). РУ 0,4кВ цеха запитано от трансформатора 10/0,4кВ цеховой трансформаторной подстанции (ТП) с автоматическим выключателем 0,4кВ (QF1) на вводе. Подробнее о коммутационных аппаратах см. раздел 2. Q1- линейный выключатель 110 кВ (ячейка ВЛ 100кВ Л1); Q2 - выключатель 110 кВ в цепи трансформатора 110(150)/10кВ; Q3 – линейный выключатель в в цепи ВЛ 110(150) кВ Л2; Q10-B1 – выключатель 10 кВ на вводе 10 кВ от трансформатора Т1 в РУ 10 кВ ПС 110/10 кВ; QN – заземляющий нож в нейтрали трансформатора Т1; Q10-1÷ Q10-4 – выключатели отходящих фидеров 10 кВ; QF1 - автоматический выключатель ввода РУ 0,4 кВ.
Рисунок 1.1 – Принципиальная электрическая схема части подстанции 110(150)/10кВ и цеховой ТП 10/0,4 кВ.
Примечание. Для упрощения составления схем допускается разъединители в схеме изображать черточками в местах их установки (например, цепь междушинного выключателя QA).
ТA
К РУ 0,4 кВ
ТA
QS11
Q1
QS1
QK11
QK1
ВЛ 110(150)кВ Л1
A1 1С 110(150)кВ)
Т1
110/10
QK1
Q2
QS21
ТA
ТA
Q10 -В1
Ячейка линии 110кВ
Ячейка 110кВ тр-ра 110/10кВ
Сборные шины 110(150)кВ
QK31
QK2
ТA
QS32
Q3
QS32
Л2 110(150)кВ
QKN
QF1
Т1 10/0,4
ТA
КЛ к цеховой ТП1
РУ10(6)кВ
Q10-1
Q10 -2
Q10 -3
Q10 -4
КЛ к цеховым ТП
К контуру заземления
ТV
FU
A2 2С 110(150)кВ
QS22

FV
QS12
QK12
QS31
ТV
Из приведенных определений следует, что системы электроснабжения включают устройства для производства, передачи, преобразования, трансформации и распределения электроэнергии потребителям, а также устройства управления этими процессами и обеспечения гибкости и надежности схем.
1.2 Характеристики потребителей электроэнергии по степени ответственности. Независимые источники питания.
По степени ответственности и требованиям обеспечения надежности питания электроприемники разделяются на три категории [1].
К электроприемникам I категории относятся электроприемники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.
Из состава электроприемников I категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров, повреждения дорогостоящего основного оборудования.
Электроприемники II категории – это электроприемники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.
Электроприемники III категории – все остальные электроприемники, не подходящие под определения I и II категорий.
В качестве примера потребителей I-й категории в черной металлургии можно привести следующие электроприемники: в доменном производстве – доменные печи (скиповый подъем, конусы, коксовый бункер, вращающийся распределитель, насосы водоснабжения и т.п.); печи электрошлакового переплава, вакуумные печи. В коксохимическом производстве: в коксовом блоке – туннели коксовых батарей, загрузочные и разгрузочные машины, газовые установки, а также основные химические цехи, часть объектов технического и противопожарного водоснабжения. В теплоэнергетике – это системы собственных нужд тепловых и атомных электростанций, в том числе питательные, конденсатные, перекачивающие, циркуляционные насосы, насосы системы охлаждения турбин и генераторов, к электроприемникам особой группы относятся главные циркуляционные насосы (ГЦН) атомных электростанций, электродвигатели СУЗ. В промышленной теплоэнергетике- установки, обеспечивающее безаварийное прекращение технологического процесса.
К потребителям второй категории на металлургических предприятиях относятся шихтовый двор, бункерная эстакада, мостовые краны, рудные перегружатели; вспомогательные химические отделения и цехи и т.п. Потребители III-й категории – ремонтно-механические мастерские, склады угля, вспомогательное оборудование, не относящееся к потребителям I-й категории.
Для обеспечения требований надежности электроснабжения электроприемников I категории схема их питания должна иметь два независимых взаимно резервирующих источника питания. Независимым источником питания электроприемника или группы электроприемников называется источник питания, на котором сохраняется напряжение в пределах, регламентированных ПУЭ для послеаварийного режима, при исчезновении его на другом или других источниках питания этих электроприемников ([1] п.1.2.10).
К независимым источникам питания относятся две секции или две системы шин одной или двух электростанций и подстанций при одновременном соблюдении двух следующих условий:
1)каждая из секций или систем шин в свою очередь имеет питание от двух независимых источников питания;
2)секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной из секций (систем) шин.
На рисунке 1.2 представлена упрощенная схема участка сетей 330-150 кВ как пример осуществления питания электроустановок от независимых источников. Системная подстанция ПС- 330/150 кВ получает питание по двум воздушным линиям (ВЛ) напряжением 330кВ от двух тепловых электростанций ТЭС1 и ТЭС2, которые являются двумя независимыми генерирующими источниками. От этих линий запитаны два автотрансформатора АТ1 и АТ2 подстанции 330кВ, понижающие напряжение питающей сети с 330 до 150кВ.
АТ1, АТ2 – автотрансформаторы 330/150/10кВ; 1С, 2С– первая и вторая секции шин РУ соответствующего напряжения; Т1, Т2 – силовые трансформаторы 150/10 кВ потребительских
подстанций, СВ-10 – секционные выключатели РУ 10 кВ; В1, В2 – вводные выключатели РУ 150кВ.
Рисунок 1.2 – Схема участка сетей 330/150/10 кВ с электроснабжением от независимых источников питания.
АТ2
ВЛ 330 кВ от ТЭС2
АТ1
ВЛ 150кВ
2С РУ150 кВ
1С РУ150 кВ
Т1
Т2
ВЛ 330 кВ от ТЭС1
В1
СВ-150
на ПС3
В2
Т1
Т2
ПС1 150кВ

РУ 10кВ
ПС 330/150
ПС2 150кВ



на ПС4
на ПС3
к ПС4
РУ 10кВ
СВ-10
СВ-10
На стороне 150кВ каждый автотрансформатор подключен на отдельную секцию (1С, 2С) распределительного устройства РУ 150кВ ПС 330 кВ. При этом для удобства оперативного обслуживания принято соблюдать принцип «нечетное присоединение на нечетное, четное – на четное»: АТ1 – на первую секцию (1С) РУ 150кВ, АТ2 – на 2С. Между собой секции РУ 150 кВ связаны секционным выключателем СВ-150, который в нормальном режиме находится в отключенном положении (обозначено поперечной черточкой в схемном обозначении выключателя). От шин РУ 150 кВ отходят ВЛ 150кВ, по которым питаются потребительские подстанции 150кВ – ПС1 и ПС2 промышленных предприятий и другие ПС (№3, №4 и др.), причем каждый трансформатор этих подстанций подключен к отдельной линии. Шины РУ 10кВ этих подстанций также секционированы, секционные выключатели нормально отключены. Электроустановки потребителей, подключаемые к шинам РУ 10 кВ, получают питание от независимых источников, т.к. все питающие их источники (ВЛ, АТ, трансформаторы Т1, Т2) также питаются от независимых источников, начиная от генерирующих.
При выборе независимых взаимно резервирующих источников питания, являющихся объектами энергосистемы, следует учитывать вероятность одновременного зависимого кратковременного снижения или полного исчезновения напряжения на время действия защиты и автоматики при повреждениях в электрической части энергосистемы, а также возможность длительного исчезновения напряжения при тяжелых системных авариях (п.1.2.13[1]).
Ввиду указаного для электроснабжения электроприемников особой группы I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого источника питания. Для этих целей могут быть использованы собственные электростанции промышленных предприятий и электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), агрегаты бесперебойного питания (например, дизель-генераторы), аккумуляторные батареи и т. п.
Схема электроснабжения электроприемников особой группы I категории должна обеспечивать:
постоянную готовность третьего независимого источника и автоматическое его включение при исчезновении напряжения на обоих основных источниках питания;
перевод независимого источника в режим горячего резерва при выходе из работы одного из двух основных источников питания [14].
1.3 Напряжения систем электроснабжения
Для трехфазных симметричных систем переменного тока за номинальное напряжение Uном принимается абсолютное значение линейного (междуфазного) напряжение сети (кВ или В), т.е.
Uном = UЛ =UАВ =UВС = UСА
Сети с однофазной нагрузкой подключаются на фазное напряжение, т.е. на напряжение между соответствующей фазой и нейтральной точкой (нейтралью) сети:
U ф.ном = UА-0 = UВ-0 = UС-0 = , кВ или В
(индекс «Л» принято опускать). На стороне треугольника линейные напряжения равны фазным (рис. 1.3)
Рисунок 1.3 – Соотношение напряжений трехфазной сети
Т2
UAB
Т1
ф.А
ф.В
ф.С
UBC
UCA
UA
UB
UA
UC
A
B
C
Uф=UAB
Uф=UBС
Uф=UСA
нейтраль

Связующим звеном между генерирующими источниками и электроустановками потребителей являются электрические сети, состоящие из линий электропередачи (ЛЭП) и трансформаторных подстанций различных классов напряжения.
От электростанции к месту потребления электроэнергия передается по линиям электропередачи. Линия электропередачи (ЛЭП) – это электроустановка, состоящая из проводов, кабелей, изолирующих элементов и несущих конструкций, предназначенная для передачи электрической энергии между двумя пунктами энергосистемы с возможным промежуточным отбором [2]. Трансформаторная подстанция – это электрическая подстанция, предназначенная для преобразования электрической энергии одного напряжения в энергию другого напряжения с помощью трансформаторов [2].
Исторически на территории Украины, входившей в состав СССР, для трехфазных сетей переменного тока сложилась следующая шкала номинальных (линейных) напряжений, кВ: 750, 330, 220, 110(150), 35, 10(6), 0,4(0,68).
Напряжение 750 кВ используется для связей между энергосистемами и выдачи больших мощностей с электростанций в центры нагрузок на значительные расстояния (например, ЛЭП 750кВ «Запорожская АЭС – ПС Запорожская-750», «Запорожская АЭС – ПС Южнодонбасская-750» и др.);
330кВ – межсистемные и системообразующие сети, передача мощности от ПС 750кВ непосредственно к центрам нагрузок крупных потребителей или к центрам питания (ЦП) промышленных узлов;
220 кВ – аналогично 330кВ;
110(150) кВ - сети, предназначенные для подключения центров питания промышленных предприятий и городских нагрузок. Напряжение 150 (154) кВ получило ограниченное распространение – в основном в Днепровском регионе (Днепропетровская, Запорожская, Кировоградская, частично Херсонская и Полтавская обл.)
35 кВ – электроснабжение некрупных промышленных потребителей, центров городских и сельскохозяйственных нагрузок.
10(6) кВ – внутризаводские системы электроснабжения, питающие цеховые ТП, а также для городских сетей, питающих ТП уличного освещения и коммунально-бытовых потребителей.
0,4кВ (380/220В) – заводские внутрицеховые сети и электроприемники, городская осветительная и коммунально-бытовая нагрузка. Однофазные электроприемники этих сетей запитываются на напряжении 220 В.
Во внутризаводских сетях на ряде предприятий используется также напряжение 0,68 кВ для питания мощных электроприемников (например, насосов, приводов прокатных станов и т.п.).
Уровень напряжения ЛЭП зависит от величины передаваемой мощности и расстояния от генерирующей электростанции до места потребления. Чем больше передаваемая мощность и расстояние, тем выше напряжение. Это можно объяснить следующим: из курса электротехники известно, что полная мощность, передаваемая по трехфазной сети, определяется выражением
(кВА)(1.1)
где U – линейное напряжение, кВ,
I – ток в линии, А. Исходя из закона Ома ток в лини (А)
,(1.2)
где R – сопротивление линии, Ом, которое, как известно, зависит от удельного сопротивления провода ρ(Ом·мм2/км), длины линии l (км) и ее сечения F (мм2):
(1.3)
Подставив (1.2) и (1.3) в (1.1), получим
,(1.4)
Отсюда следует, что для увеличения пропускной способности линии (увеличения передаваемой по ней мощности) при неизменной ее длине и свойствах материала провода необходимо либо увеличивать сечение, что технически и экономически целесообразно до определенной величины, либо увеличивать напряжение, что более выгодно.
Преобразование электрической мощности от уровня генераторного напряжения до напряжения передающей ЛЭП и от уровня напряжения передающей линии до уровня напряжения электроустановок потребителя при постоянной частоте выполняется путем ее трансформации на трансформаторных подстанциях электрических сетей с использованием силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Преобразование уровня напряжений характеризуется коэффициентом трансформации kт. (Подробнее см. раздел 2.1.1)
В целях снижения потерь в системах электроснабжения количество ступеней трансформации должно быть минимальным. Поэтому следует избегать использования напряжения 35 кВ во внутризаводских сетях, а к центрам питания промышленных объектов подводить напряжение 110(150) кВ или 220 - 330кВ при особо крупных сконцентрированных нагрузках.
1.4 Режим нейтрали электрических сетей
Общая точка соединенных в «звезду» фазных обмоток оборудования трехфазной сети называется нейтралью. Физически это нейтрали трансформаторов, входящих в электрическую сеть и имеющих связь по линиям электропередачи, напряжение которых соответствует классу напряжения их обмоток. Заземлением какой-либо части электроустановки называется преднамеренное электрическое соединение этой части с заземляющим устройством. Заземлением нейтрали называется присоединение нулевой точки трансформаторов к заземляющему устройству. По условиям электробезопасности в соответствии с [1] электроустановки разделяются на электроустановки до 1кВ и электроустановки выше 1 кВ. По режиму нейтрали эти электроустановки разделяются на:
электроустановки выше 1кВ с эффективным заземлением нейтрали (с большими токами замыкания на землю);
электроустановки выше 1кВ в сетях с изолированной нейтралью (с малыми токами замыкания на землю);
электроустановки до 1кВ с глухозаземленной нейтралью;
электроустановки до 1кВ с изолированной нейтралью.
Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя и и заземляющих проводников, а заземлителем называется проводник(электрод) или совокупность металлически соединенных между собой проводников (электродов), находящихся в соприкосновении с землей [1]. Заземлители подразделяют на искусственные, т.е. специально выполненные для целей заземления, и естественные, к которым относятся находящиеся в земле: электропроводящие части коммуникаций, зданий и сооружений производственного или иного назначения. Заземление может быть защитным и рабочим. Защитное заземление электроустановки выполняется с целью обеспечения электробезопасности. Рабочее заземление какой-либо точки токоведущих частей электроустановки выполняется для обеспечения работы электроустановки.
На рисунке 1.4 представлены характерные режимы нейтрали электрических сетей. Если в сети одного напряжения заземлить с помощью металлических проводников все нейтрали обмоток трансформаторов данного класса напряжения, то электрическая сеть этого напряжения и будет сетью с заземленной нейтралью, причем такое заземление будет называться глухим (рис.1.4-а).
При разземлении незначительной части нейтралей трансформаторов одной сети получим сеть с эффективным заземлением нейтрали (рис.1.4-б). При определении количества трансформаторов, нейтрали которых разземляются, необходимо исключить возможность работы участка сети в режиме с изолированной нейтралью. Сети с глухим и эффективным замыканием относятся к сетям с большими токами замыкания на землю. В этих сетях при перекрытии изоляции фазы при грозовых перенапряжениях или обрыве провода и падении его на землю возникнет короткозамкнутый контур с малым сопротивлением. Ток, который будет протекать в этом контуре, на порядок превысит ток нормального режима.
г
а
б
в
LR
ВЛ 110 (150) кВ от питающей ПС
Рисунок 1.4 - Режимы нейтрали электрических сетей: а - глухое заземление нейтрали; б –эффективное заземление нейтрали; в – изолированная нейтраль; г – компенсированная нейтраль.
Т3
Т2
Т1
ф.А
ф.В
ф.С

В сети с эффективным заземлением нейтрали токи при КЗ на землю будут меньше, чем при глухом заземлении нейтрали, благодаря уменьшению количества параллельных связей в контуре и, соответственно, увеличению его сопротивления. В таких сетях имеет место повышение напряжения на неповрежденных фазах. В соответствии с [1] такое повышение напряжения не должно превышать 1,4 Uф нормального режима. Эту величину называют коэффициентом замыкания на землю.
Кз.з. = Uзд..ф / Uф.н. ,
где Uзд..ф – напряжение на неповрежденной фазе после КЗ, Uф.н. - номинальное фазное напряжение.
Участок сети, на котором возникло короткое замыкание, подлежит немедленному отключению действием защит на выключатель поврежденного присоединения.
При отсутствии связи нейтральной точки обмоток трансформаторов с «землей» имеем сеть с изолированной нейтралью (рис.1.4-в). Если в сети с изолированной нейтралью устанавливаются специальные заземляющие реакторы для снижения уровня емкостных токов, то получим сеть с компенсированной нейтралью (рис.1.4-г). Сети с изолированной нейтралью называются также сетями с малыми токами замыкания на землю. Замыкание на землю в сетях с изолированной или компенсированной нейтралью не является коротким замыканием. Немедленное отключение оборудования, на котором произошло замыкание, в такой сети не требуется, т.к. отсутствуют большие токи, которые могли бы привести к его повреждению. Тем не менее, такое нарушении нормального режима должно как можно скорее быть устранено, так как на двух других фазах по отношению к земле напряжение повышается до линейного (увеличивается в раз). Длительное воздействие повышенного напряжения может привести к возникновению двухфазного короткого замыкания, сопровождающегося большими токами, при протекании которых может произойти повреждение оборудования. Замыкание на землю также опасно для людей, находящихся вблизи точки замыкания, поскольку в этом месте появляется зона растекания, т.е. опасный потенциал и шаговое напряжение.
Помимо заземления в электроустановках напряжением до 1 кВ используется также зануление – это преднамеренное соединение частей электроустановки, нормально не находящихся под напряжением, с глухозаземленной нейтралью в сетях трехфазного тока или глухозаземленной средней точкой источника в сетях постоянного тока.
Электроустановки до 1кВ могут выполняться с глухозаземленной или с изолированной нейтралью. Установки с изолированной нейтралью применяются при повышенных требованиях безопасности (для передвижных установок, карьерных, торфяных и шахтных разработок и т.п.). в таких установках предусматривается контроль изоляции сети или защитное отключение. Если такая сеть связана через трансформатор с сетью напряжением выше 1 кВ, то она защищается, от повреждений изоляции между обмотками ВН и НН трансформатора пробивным предохранителем, устанавливаемым в нейтрали или фазе низшего напряжения каждого трансформатора.
Во внутризаводских сетях напряжением до 1 кВ на промышленных предприятиях используется, как правило, глухое заземление нейтрали. Это необходимо как по условиям электробезопасности, так и по условиям обеспечения работы однофазных электроприемников.
Заземлению или занулению подлежат корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, светильников, приводы электрических аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов тока и напряжения, каркасы распределительных щитов, щитов управления, шкафов, щитков, металлические конструкции РУ, металлические кабельные конструкции, кабельные соединительные муфты, металлические оболочки и броня контрольных и силовых кабелей, проводов и т.п. [1].
Из изложенного следует, что во внутризаводских распределительных сетях систем электроснабжения применяются в основном два режима нейтрали: изолированная нейтраль для сети 10(6)кВ и глухое заземление нейтрали для сетей напряжением ниже 1 кВ. Для питающей сети напряжения 110-150 кВ используется режим эффективного заземления нейтрали. Для сетей напряжением 330 кВ и выше используется режим глухого заземления нейтрали.

1.5 Общая классификация сред и помещений
Электропомещениями называются помещения или отгороженные, например сетками, части помещения, доступные только для обслуживающего персонала, в которых установлено находящееся в эксплуатации электрооборудование, предназначенное для производства, преобразования или распределения электроэнергии.
В зависимости от характера окружающей среды нормативными документами [1] введена следующая классификация помещений:
Сухие помещения – помещения, в которых относительная влажность не превышает 60 % при 20 С. Сухие помещения называются нормальными, если в них отсутствуют условия, характерные для помещений жарких, пыльных, с химически активной средой или взрывоопасных.
Влажные помещения – помещения, в которых пары или конденсирующаяся влага выделяются лишь временно и в небольших количествах, относительная влажность в которых не превышает 75 % при 20С.
Сырые помещения – помещения, в которых относительная влажность длительно превышает 75 % при 20С.
Особо сырые помещения – помещения, в которых относительная влажность воздуха близка к 100 % при 20С (потолок, стены, пол и предметы, находящиеся в помещении, покрыты влагой).
Жаркие помещения – помещения, в которых температура длительно превышает 30С.
Пыльные помещения – помещения, в которых по условиям производства выделяется технологическая пыль в таком количестве, что она может оседать на проводах, проникать внутрь машин, аппаратов и т.п. Пыльные помещения подразделяются на помещения с проводящей и непроводящей пылью.
Помещения с химически активной средой – помещения, в которых по условиям производства постоянно или длительно содержатся пары или образуются отложения, действующие разрушающе на изоляцию и токоведущие части электрооборудования.
Взрывоопасные помещения – помещения (и наружные установки), в которых по условиям технологического процесса могут образоваться взрывоопасные смеси: горючих газов или паров с воздухом или кислородом и с другими газами-окислителями (с хлором); горючих пылей или волокон с воздухом при переходе их во взвешенное состояние.
К невзрывоопасным относятся помещения и наружные установки, в которых сжигается твердое, жидкое или газообразное топливо (печные отделения газогенераторных станций, газовые котельные и др.), технологический процесс которых связан с применением открытого огня или раскаленных частей (открывающиеся электрические и другие печи), либо наружные поверхности имеют температуры нагрева, превышающие температуру самовоспламенения паров и газов в окружающей среде.
Взрывоопасность помещений определяется принятой классификацией – классы В-I, B-Ia, B-Iб, B-Iг, B-II, B-IIa.
К классу В-I относят помещения, в которых в большом количестве выделяются горючие газы или пары, обладающие свойствами, способствующими образованию с воздухом или другими окислителями взрывоопасных смесей при нормальных недлительных режимах работы. Например, при загрузке или разгрузке технологических аппаратов, при переливании легковоспламеняющихся и горючих жидкостей.
К классу В-Iа относят помещения, в которых отсутствуют взрывоопасные смеси горючих паров или газов с воздухом или другими окислителями, но наличие их возможно в результате аварий или неисправностей.
К классу В-Iб относят те же помещения, что и к классу В-Iа, но имеющие следующие особенности:
горючие газы обладают высоким нижним пределом взрываемости (15 % и более) и резким запахом при предельно допустимых по санитарным нормам концентрациях (машинные залы аммиачных компрессорных и холодильных абсорбционных установок);
образование в аварийных случаях в помещениях общей взрывоопасной концентрации по условиям технологического процесса исключается, а возможна лишь местная взрывоопасная концентрация (помещения электролиза воды и поваренной соли);
горючие газы и легковоспламеняющиеся горючие жидкости имеются в помещениях в небольших количествах, не создающих общей взрывоопасной концентрации, и работа с ними производится без применения открытого пламени. Эти помещения относятся к невзрывоопасными, если работа в них выполняется в вытяжных шкафах или под вытяжными зонтами.
К классу В-Iг относят наружные установки, содержащие взрывоопасные газы, пары, горючие и легковоспламеняющиеся жидкости (газгольдеры, емкости, сливно-наливные эстакады и т.д.), где взрывоопасные смеси возможны только в результате аварии или неисправности. Для наружных установок взрывоопасными считаются зоны: до 20 м по горизонтали и вертикали от эстакад с открытым сливом и наливом легковоспламеняющихся жидкостей; до 3 м по горизонтали и вертикали от взрывоопасного закрытого технологического оборудования и 5 м по вертикали и горизонтали от дыхательных и предохранительных клапанов – для остальных установок. Наружные открытые эстакады с трубопроводами для горючих газов и легковоспламеняющихся жидкостей относят к невзрывоопасным.
К классу В-II относят помещения, в которых выделяются переходящие во взвешенное состояние горючие пыль или волокна, способные образовать с воздухом и другими окислителями взрывоопасные смеси при недлительных режимах работы (загрузка и разгрузка технологических аппаратов).
К классу В-IIа относят помещения класса В-II, в которых опасные состояния не имеют места, а возможны только в результате аварий или неисправностей.
Пожароопасные помещения – помещения, в которых по технологическому процессу выделяются, применяются или хранятся горючие вещества. Пожароопасность определяется принятой классификацией – классы П-I, П-II, П-IIa, П-III.
К классу П-I относят помещения, в которых применяются или хранятся горючие жидкости с температурой вспышки выше 45 С (например, склады минеральных масел, установки по регенерации минеральных масел и т.п.).
К классу П-II относят помещения, в которых выделяются горючие пыль или волокна, переходящие во взвешенное состояние. Возникающая при этом опасность ограничена пожаром (но не взрывом) из-за физических свойств пыли или волокон или из-за того, что содержание их в воздухе по условиям эксплуатации не достигает взрывоопасных концентраций (например, деревообделочные цеха, малозапыленные помещения мельниц и элеваторов).
К классу П-IIа относят производственные и складские помещения, содержащие твердые или волокнистые горючие вещества, причем признаки, перечисленные в П-II, отсутствуют.
К классу П-III относят наружные установки, в которых применяются или хранятся горючие жидкости с температурой вспышки паров выше 45С (например, открытые склады минеральных масел), а также твердые горючие вещества (например, открытые склады угля, торфа, древесины).
С точки зрения поражения электрическим током помещения подразделяются на помещения с повышенной опасностью, особо опасные и помещения без повышенной опасности.
Помещения с повышенной опасностью характеризуются наличием в них одного из следующих условий, создающих повышенную опасность:
сырости или проводящей пыли;
токопроводящих полов (металлических, земляных, железобетонных, кирпичных и т.п.)
высокой температуры;
возможности одновременного прикосновения человека к имеющим соединение с землей металлоконструкциям зданий, технологическим аппаратам, механизмам и т.п., с одной стороны, и к металлическим корпусам электрооборудования – с другой.
Особо опасные помещения характеризуются наличием одного из следующих условий, создающих особую опасность:
особой сырости;
химически активной среды;
одновременного наличия двух или более условий повышенной опасности.
Помещения без повышенной опасности – помещения, в которых отсутствуют условия, создающие «повышенную опасность» и «особую опасность».
Напряжения электроустановок, которые находятся в вышеперечисленных условиях, рекомендуется принимать в соответствии с данными табл. 1.1.
Таблица 1.1 – Выбор напряжений цеховых электрических сетей до 1 кВ
Напряжение, В Рекомендации по использованию
660 В угольной, горнорудной, химической и нефтяной, металлургической промышленности. Допускается без ограничения для всех отраслей промышленности в случае экономической целесообразности.
380/220 В городских электросетях, для питания силовых и осветительных электроприемников промышленных предприятий по четырехпроводной системе от общих трансформаторов.
36 Для сети и ремонтного освещения в помещениях повышенной опасности.
12 Для сети местного и ремонтного освещения в котельных и других, особо опасных помещениях.
12, 24, 36, 48,
60, 110, 220 Для питания цепей управления, сигнализации и автоматизации технологических процессов.
Вопросы для самопроверки
1 Что такое СЭС и ее состав для промышленного предприятия.
Виды РУ, их назначение, компоненты.
Принципиальная электрическая схема ПС, назначение, требования к составлению.
Категории потребителей электроэнергии по степени ответственности. Требования к схемам питания приемников соответствующих категорий.
Факторы, влияющие на выбор напряжения сети СЭС.
Шкала стандартных напряжений, действующая в Украине.
2 КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
2.1 Виды коротких замыканий
Для электроустановок характерны четыре режима работы: нормальный, аварийный, послеаварийный и ремонтный [24].
Нормальным режимом работы системы электроснабжения называется режим, при котором все элементы системы работают при номинальном напряжении с допустимыми отклонениями и с номинальными (длительно допустимыми) токами нагрузки. В таком режиме элементы СЭС могут работать сколь угодно долго (в течение всего срока эксплуатации).
Нарушения нормального режима работы СЭС связаны с факторами, не предусмотренными характеристиками оборудования, а именно:
возникновением различных видов коротких замыканий (КЗ), приводящих к повышению тока в электроустановке в несколько раз по сравнению с номинальным,
перенапряжениями,
перегрузками (нагрузкой свыше номинальной или длительно допустимой),
снижениями напряжения ниже допустимого уровня,
возникновением асинхронного хода;
неправильной работой устройств защиты и автоматики и т.п. Наиболее часто встречающимся видом нарушений нормального режима и наиболее опасным по своим последствиям являются короткие замыкания, причиной которых являются повреждения изоляции фаз и, как следствие, ее пробой. При этом возникают замыкания между фазами или между фазами и землей. Причинами ослабления или повреждения изоляции могут быть перенапряжения, прямые удары молнии, старение изоляции, проезд под линиями негабаритных механизмов или провоз негабаритных грузов; механические повреждения (например, при выполнении земляных работ, обрыв провода при значительных ветровых нагрузках и гололедообразовании), набросы на линии посторонних предметов и т.п. На рис.2.1 представлены возможные виды КЗ в трехфазных сетях переменного тока в зависимости от режима нейтрали сети.
Рисунок 2.1 – Виды коротких замыканий в трехфазной сети: (а-е) – сети с глухим или эффективным заземлением нейтрали, а )– трехфазное короткое замыкание; б) - трехфазное короткое замыкание на землю; в) – двухфазное короткое замыкание; г) – двухфазное к.з. на землю; д) – однофазное короткое замыкание; е) – двойное к.з.. (ж-и) – сети с изолированной нейтралью : ж) –трехфазное короткое замыкание; з) - двухфазное короткое замыкание; и) – двухфазное к.з. на землю.
1 – схема с соединением обмоток трансформатора в треугольник;
2 - схема с изолированной нейтралью обмоток трансформатора, соединенных в звезду; 3 – с компенсированной нейтралью.
а)
б)
в)
г)
д)
е)
и)
з)
ж)
3
2
1

При возникновении КЗ в сети, прилегающей к месту повреждения, токи могут увеличиваться в несколько раз и даже на порядок по сравнению с их величинами в нормальном режиме. При этом напряжение в этой части сети резко снижается. Значительные токи при КЗ могут привести к авариям, отказам, возгораниям, а при замыкании дуги на человека – к электротравмам различной степени тяжести. Поэтому во избежание развития аварийной ситуации режимы КЗ должны ликвидироваться срабатыванием защит и коммутационных аппаратов за минимально короткий срок (0,1 ÷ 3-4с). Больший период времени относится к резервным защитам.
Расчетным видом для выбора оборудования и проводников, как правило, является трехфазное КЗ, хотя короткие замыкания одной фазы на землю являются наиболее распространенным видом нарушения нормального режима [8]. Кроме того, в ряде случаев в сетях с эффективным и глухим заземлением нейтрали (например, при наличии автотрансформаторной связи между сетями) токи однофазных КЗ превышают токи трехфазных КЗ. Это следует учитывать при выборе оборудования и расчете уставок релейных защит.
Во внутризаводских сетях напряжением 6 – 10 – 35 кВ, работающих с изолированной или компенсированной нейтралью (рис.2.1, ж-и) расчетным видом для выбора оборудования и проводников является трехфазное или двухфазное КЗ.
2.2 Расчетные величины токов КЗ и их определение
При выполнении практических расчетов токов КЗ в СЭС принимают ряд допущений [8, 25].:
принимается, что рассматриваемая трехфазная сеть является симметричной;
не учитываются токи нагрузки, в том числе влияние мелких синхронных и асинхронных двигателей;
не учитываются емкостные токи (емкостная проводимость) в воздушных и кабельных сетях;
не учитываются токи намагничивания в трансформаторах;
индуктивные сопротивления короткозамкнутой цепи принимаются постоянными (не учитывается насыщение магнитных систем трансформаторов).
В целом расчет токов короткого замыкания необходим для выбора и проверки оборудования по условиям короткого замыкания; для выбора уставок и оценки возможного действия релейной защиты и автоматики (РЗА); для определения влияния токов нулевой последовательности на линии связи; для выбора заземляющих устройств.
Для выбора и проверки оборудования допускается использовать упрощенные методы расчета, если их погрешность не превышает 5 – 10 %[25]. В этом случае определяются:
начальное значение периодической составляющей тока кз и ее значения в произвольный момент времени вплоть до размыкания поврежденной цепи;
начальное значение апериодической составляющей тока кз и значение этой составляющей в произвольный момент времени вплоть до расчетного времени размыкания поврежденной цепи;
ударный ток КЗ.
Для выбора параметров настройки РЗА определяют максимальные и минимальные значения периодической и апериодической составляющих тока КЗ в начальный и произвольный моменты времени как в месте КЗ, так и в отдельных ветвях расчетной схемы.
Остановимся на определении некоторых величин, используемых при расчетах токов КЗ и выборе высоковольтных и низковольтных коммутационных аппаратов [24, 27]:
Ток в месте короткого замыкания - суммарный ток всех ветвей электроустановки, сходящихся в точке короткого замыкания.
Действующее значение тока короткого замыкания в электроустановке - среднее квадратическое значение тока короткого замыкания в электроустановке за период рабочей частоты, середина которого есть рассматриваемый момент времени.
Периодическая составляющая тока короткого замыкания - составляющая тока короткого замыкания в электроустановке, изменяющаяся по периодическому закону с рабочей частотой.
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания в электроустановке - свободная составляющая тока короткого замыкания в электроустановке, изменяющаяся во времени без перемены знака. Значение апериодической составляющей в любой момент времени t
Iat =2Iп0∙е-tTa ,(2.1)
Где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.
Та = ХK/ωRK (2.2)
и ω = 2πf - угловая частота, (2.3)
f – частота в сети, Гц.
Действующее значение периодической составляющей тока КЗ – среднее квадратическое значение тока КЗ за период рабочей частоты, середина которого есть рассматриваемый период времени,
(2.4)
где I – действующее значение тока КЗ, Iпm – амплитуда периодической составляющей тока КЗ за рассматриваемый период.
Начальное действующее значение периодической составляющей (упрощенно - начальное значение периодической составляющей) тока КЗ Iп0 - условная величина, равная двойной амплитуде периодической составляющей тока короткого замыкания рабочей частоты в электроустановке в начальный момент времени, уменьшенной в раз.
(2.5)
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания может быть также определено по формуле
, кА(2.6)
где - амплитудное значение напряжения сети, кВ, определяемое по номинальному напряжению UHC сети, кВ, в которой произошло КЗ:
ZKрез - результирующее (эквивалентное) сопротивление сети относительно точки КЗ, приведенное к напряжению сети, в которой произошло КЗ, Ом;
ZKрез = (2.7)
α – начальная фаза короткого замыкания;
φК – фаза тока в момент к.з. Для высоковольтных сетей напряжением выше 10 кВ φК ≈ 90о. Для низковольтных сетей φК определяется соотношением активной и реактивной составляющей результирующего сопротивления сети в точке КЗ. Если принять указанное значение φК, то будем иметь максимальную величину апериодической составляющей при нулевой фазе включения на к.з.
Установившийся ток КЗ IK – значение тока КЗ после переходного процесса, характеризуемого затуханием всех свободных составляющих этого тока и прекращением изменения тока от воздействия устройств автоматического регулирования возбуждения источников питания сети. Действующее значение установившегося тока принято также обозначать I∞. Эта величина рассчитывается для проверки на термическую стойкость шин, электрических аппаратов, кабелей и др.
Начальное значение апериодической составляющей тока КЗ – значение апериодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени.
Ударный ток короткого замыкания iy – наибольшее возможно мгновенное значение тока КЗ.
Отключаемый ток КЗ – ток КЗ в цепи в момент начала расхождения дугогасительных контактов ее коммутационного электрического аппарата.
Определение указанных параметров необходимо для правильного выбора и проверки токоведущих частей и коммутационных аппаратов СЭС на устойчивость к термическому и динамическому воздействиям токов КЗ, сохранение работоспособности системы после ликвидации КЗ, а также для выбора уставок срабатывания устройств релейной защиты и автоматики СЭС.
2.3 Особенности расчета токов КЗ в сетях напряжением до и выше 1кВ
В расчетах токов КЗ в сетях напряжением ниже 1кВ и выше 1 кВ имеются некоторые особенности. Так при расчете сетей напряжением выше 1 кВ принято пренебрегать величиной активного сопротивления элементов сети при условии, что Rрез≤Хрез/3. В сетях 110 кВ и выше это соотношение, как правило, выполняется. В сетях более низких напряжений следует выполнять проверку. При необходимости расчета более точных значений апериодической составляющей тока КЗ и времени ее затухания активные сопротивления следует учитывать. Учитывается также подпитка от двигателей высокого напряжения: синхронных двигателей – при расчете ударного тока и тока отключения, асинхронных двигателей – при расчете только ударного тока КЗ. Влияние асинхронных двигателей учитывается, если они непосредственно подключены к месту КЗ [7, 23, 24].
Расчеты токов КЗ могут выполняться в относительных или именованных единицах. В настоящее время с применением программных продуктов, позволяющих рассчитывать токи КЗ в сетях различной конфигурации, используются в основном расчеты в именованных единицах с заданием номинальных напряжений соответствующих участков сети или коэффициентов трансформации трансформаторов, связывающих эти участки.
При расчетах токов КЗ в электроустановках переменного тока напряжением ниже 1 кВ допускается [7, 23, 25]:
Использовать упрощенные методы расчета.
Максимально упрощать и эквивалентировать всю внешнюю сеть по отношению к месту КЗ. Индивидуально учитывать только автономные источники электроэнергии и электродвигатели, непосредственно примыкающие к месту КЗ
Не учитывать ток намагничивания трансформаторов.
Принимать коэффициенты трансформации трансформаторов равными отношению напряжений тех ступеней электрической сети, которые связывают трансформаторы.
Не учитывать влияние синхронных и асинхронных электродвигателей или комплексной нагрузки, если их номинальный ток не превышает 1% начального значения периодической составляющей тока в месте КЗ, рассчитанного без учета электродвигателей или комплексной нагрузки.
Токи КЗ в низковольтных сетях рекомендуется рассчитывать в именованных единицах. Если электроустановки предприятия получают питание непосредственно от энергосистемы, то считается, что понижающие трансформаторы подключены к источнику неизменного по амплитуде напряжения через эквивалентное индуктивное сопротивление. Значение этого сопротивления, Ом, приведенное к ступени низшего напряжения, определяется по формуле
(2.8)
где UсрНН – среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке низшего напряжения трансформатора, кВ;
UсрВН - среднее номинальное напряжение сети, к которой подключена обмотка высшего напряжения трансформатора, кВ;
Iк.ВН = Iп0BH - действующее значение периодической составляющей тока при трехфазном КЗ у выводов обмотки высшего напряжения трансформатора, кА;
Sк – условная мощность короткого замыкания у выводов обмотки высшего напряжения, (мощность КЗ системы у шин высокого напряжения ГПП предприятия или рассматриваемой питающей подстанции), МВА, определяемая для трехфазной сети по току КЗ в этой сети:
(2.9)
Sk или Iк задаются при выдаче технических условий на присоединение мощности предприятия к энергосистеме (сетям облэнерго или другого источника). При отсутствии данных о мощности КЗ допускается Хс определить по отключающей способности выключателя, т.е. по паспортному значению тока к.з., который может отключить выключатель, установленный со стороны питающей системы, по формуле
(2.10)
где Iотк.ном – номинальный ток отключения, кА, Uн выкл – номинальное напряжение выключателя, установленного на стороне ВН трансформаторов ГПП.
При подключении понижающего трансформатора к сети энергосистемы через воздушную или кабельную линию, а также через реактор, учитываются их активные сопротивления.

2.4 Составление схемы замещения и порядок расчета режимов КЗ
Для выполнения расчетов токов КЗ необходимо составить схему замещения электрической сети. Под схемой замещения понимается схема, в которой элементы электрической сети (электроприемники, линии, трансформаторы и т.п.) представлены их активными и индуктивными сопротивлениями (в соответствии с вышеизложенными допущениями для конкретной сети), источники мощности – ЭДС и их сверхпереходными сопротивлениями. При расчетах токов КЗ сетей до 1 кВ в схемах замещения учитываются активные, индуктивные сопротивления ВЛ и КЛ, шинопроводов, активные сопротивления контактов коммутационных аппаратов. Величины сопротивлений для некоторых элементов электрических сетей приведены в приложении А, табл. А.8, А.9, [8, 10].
Параметры схемы замещения приводятся к расчетному напряжению точки к. з. с использованием коэффициента трансформации силовых трансформаторов, связывающих сети разных напряжений. Так для приведения сопротивления питающей сети напряжением 10 кВ к напряжению расчетной точки КЗ в сети 0,4 кВ, Ом,
,(2.11)
где Хс10) = - эквивалентное сопротивление питающей системы, приведенное к расчетному напряжению сети 10 кВ;
Кт = UBHUHH – коэффициент трансформации трансформатора;
UBH – номинальное напряжение обмотки высокого напряжения трансформатора, кВ;
UНH – то же обмотки низкого напряжения, кВ.
Sк – см. (1.13), МВА.
Сопротивление двухобмоточного трансформатора в схеме замещения (рис.2.2-а) определяется по его паспортным данным следующей формулой, Ом,
Хт=uk%100∙UH2SТH (2.12)
где UH - номинальное напряжение трансформатора, кВ,
SТH - номинальная мощность трансформатора, МВА.
Активное сопротивление трансформатора определяется по паспортным данным потерь мощности при КЗ ΔРКЗ, кВт, (Приложение Б.1, Б.2, [6, 10]):
RT = ΔРКЗ(Uн/STН)2 (2.13)
Трехобмоточные трансформаторы представляются трехлучевой схемой замещения (рис.2.2-б), в которой сопротивление каждого луча определяется по паспортным значениям для каждой пары обмоток.
ХВ
ХТ
ХН
ХС

RH
RC
RN
a)
б)
Рис.2.2 – Упрощенные схемы замещения трансформаторов (не учтен шунт намагничивания): а – двухобмоточного, б – трехобмоточного (Т-образная).



(2.14)

где
ХВ_С=uk В-С%100∙UH2SТHХВ_Н=uk В-Н%100∙UH2SТH(2.15)
ХС_Н=uk С-Н%100∙UH2SТHВ (2.15) uk В-С% , uk В-Н%, uk С-Н% - паспортные значения напряжений короткого замыкания между парами обмоток, приведенные к номинальному напряжению обмотки ВН трансформатора. При перерасчете параметров схемы на напряжение точки к.з. сопротивления, полученные по (2.15) должны быть пересчитаны с учетом Кт аналогично (2.11). Аналогично по паспортным значениям потерь мощности КЗ между соответствующими парами обмоток ΔРКВ-Н,  ΔРК В-C  и ΔРК C-H  определяются активные сопротивления RT.В, RT.С, RT.Н, Ом:
;
;(2.16)
,
где ΔРК В = 0,5(ΔРК В-Н + ΔРК B-C – ΔРКC-H); (2.17) 
  ΔРК C = 0,5(ΔРК В-C + ΔРК C-H – ΔРК B-H); ΔРК H = 0,5(ΔРК В-H + ΔРКCH – ΔРК B-C), кВт Данные схемы не учитывают влияние системы намагничивания, которое незначительно для трансформаторов мощностью до 63 МВА, используемых в системах электроснабжения предприятий.
При выполнении расчетов учитывают подпитку точки КЗ от мощных двигателей (приводов компрессоров, насосов и др.), если эти двигатели непосредственно подключены к точке КЗ или установлены в непосредственной близости. Для расчетов токов подпитки точки КЗ синхронными генераторами и синхронными двигателями в схему вводятся величины их сверхпереходных сопротивлений по продольной оси, обозначаемые х''d. Величина х''d задается в паспортных данных агрегатов в процентах или относительных единицах. Перевод в именованные единицы выполняется по формуле
,(2.18)
где UH, PH, cosφH – номинальные (паспортные) данные электрической машины. Для упрощения расчетов токов КЗ допускается в сетях 0,4 кВ подпитку от асинхронных двигателей принимать равной 7-кратному номинальному току.
Расчетная схема замещения эквивалентируется относительно точки КЗ с использованием методов параллельного, последовательного и других способов преобразования схем, известных из курса электротехники. Расчетный установившийся ток в точке трехфазного КЗ определяется по формуле
Iк(3) = UКН / 3 Zрез , кА(2.19)
где UКН – напряжение в точке КЗ, кВ. При расчетах напряжение в точке КЗ, а также напряжение на шинах источника принимается на 5% выше расчетного номинального напряжения сети, т.е при расчете в сети 10 кВ UКН = 11кВ и т.д.,
Zрез = Хрез2+Rрез2 - полное результирующее сопротивление расчетной схемы относительно точки КЗ.
2.5 Термическое и электродинамическое действие токов КЗ
Протекание токов КЗ может привести к перегреву и расплавлению проводников, оплавлению контактов, если время воздействия этих токов не будет ограничено. Короткие замыкания в сетях с глухим и эффективным заземлением нейтрали отключаются автоматически действием защиты. Время отключения – от долей секунды до нескольких (2 ÷ 4) секунд.
Выбранные для установки в сети аппараты должны проверяться на динамическую и термическую стойкость при воздействии токов КЗ.
Термической стойкостью аппарата и проводника называется его способность выдерживать кратковременное тепловое воздействие токов КЗ без повреждений. Термическая стойкость аппарата характеризуется его номинальным током термической стойкости IT и временем прохождения этого тока через аппарат tT. Эта обобщенная характеристика выражается интегралом Джоуля Вк [7, 8], связывающим величину тепловых потерь в проводнике при прохождении тока КЗ с величиной этого тока.
В соответствии с законом Джоуля – Ленца количество теплоты, выделяемое в проводнике при прохождении по нему электрического тока, пропорционально сопротивлению этого проводника R, квадрату величины протекающего по нему тока i и времени его протекания t:
Qт=i2Rt (Дж) (2.20)
или в интегральной форме
(2.20а)
Величина Вк = получила название интеграл Джоуля и используется для характеристики термической стойкости проводников и аппаратов к действию токов КЗ. Аппарат термически устойчив, если
Вк ≤ Iт2tт,(2.21)
где Iт и tт - паспортные значения соответственно тока и времени термической стойкости аппарата.
Считая процесс нагрева проводника адиабатическим, т.к. время КЗ составляет от 0,01 до 4 с, в течение которого практически не происходит теплообмена с окружающей средой, можно записать количество теплоты, полученной материалом проводника
Qт=cTGΔT(2.22)
где ΔT = Тк – Тн - изменение температуры при КЗ от начальной температуры нормального режима,
G – масса проводника, кг;
cT – теплоемкость материала, кДж/кг·К.
Отсюда, зная начальную температуру, можно определить температуру нагрева проводника при КЗ.
Рассчитанный ток КЗ должен быть меньше допустимого тока термической устойчивости проводника или коммутационного аппарата.
Допустимые температуры для проводников и аппаратов в нормальном режиме и при КЗ приведены в табл.А.7, приложение А.
Проверка аппаратов и проводников осуществляется также на электродинамическую стойкость при воздействии токов КЗ. Между двумя проводниками, по которым проходит ток, действует сила, величина которой зависит от величин токов, проходящих по проводникам, расстояния между ними и длины участка взаимодействия. Так сила взаимодействия двух параллельных проводников на длине l равна
(2.23)
где а - расстояние между проводниками, м,
i1 и i2 – мгновенные значения токов в проводниках.
Если токи в проводниках одинаковы (например, прохождение сквозного тока КЗ в обмотке трансформатора), то сила взаимодействия между проводниками или витками пропорциональна квадрату тока КЗ.
При возникновении КЗ токи в проводниках увеличиваются в несколько раз. Соответственно сила взаимодействия увеличивается пропорционально квадрату кратности токов при КЗ, что особо существенно для шинопроводов в распределительных устройствах, а также проводников в катушках трансформаторов. Максимальная сила взаимодействия развивается в момент прохождения максимального, т.е. ударного тока КЗ, равного сумме периодической и апериодической составляющих тока КЗ. Максимальные значения периодической и апериодической составляющих тока КЗ имеют место, если КЗ происходит в момент прохождения кривой напряжения через 0. В этом случае максимальное значение тока к.з. имеет место в момент времени, равный половине периода t=0,01c.
iуд ≈ it=0,01 = 2∙ Iп0+Iп0e-0,01Та= kу2∙Iп0(2.24)
где kу – ударный коэффициент, величина, которого зависит от соотношения х/r в расчетной схеме. Определить kу можно по расчетным кривым [Федоров, справочник ЭПП, ч.1, рис.4.12]. или ориентировочно по табл. 1.1 в зависимости от места расположения точки КЗ.
Таблица 2.1- Значения ударного коэффициента kу
Место КЗ Значение kу
Выводы явнополюсного гидрогенератора
без успокоительной обмотки
с успокоительной обмоткой 1,95
1,93
Выводы турбогенератора 1,91
Во всех остальных случаях, когда не учитывается активное сопротивление цепи КЗ 1,8
Удаленные точки КЗ с учетом величины активного сопротивления По кривым зависимости kу =f(x/r)
Для внутризаводских сетей характерно соотношение х/r ≤ 3, поэтому kу может приниматься в пределах 1÷1,4 (меньшее значение для сетей до 1 кВ, удаленных от источников питания).
Расчетное значение ударного тока должно быть меньше допустимого для конкретного аппарата или проводника.
Выбор расчетной точки к.з. определяется конкретными целями расчета: для выбора коммутационных аппаратов рассчитывается КЗ в непосредственной близости к аппарату («на зажимах аппарата»), за трансформатором, в начальной точке токопровода или шин РУ. Для выбора уставок релейных защит селективного действия и устройств автоматики требуется также расчет минимальных токов КЗ, которые должна почувствовать защита. Как правило, это токи в конце участка линии или шин или при отключенном наиболее мощном источнике подпитки места КЗ.
При выполнении расчетов токов КЗ в цеховых сетях напряжением до 1 кВ рекомендуется выражать сопротивления элементов в мОм (Ом·10-3), мощность электроприемников в кВт, трансформаторов в кВА, напряжение – кВ, при этом расчетный ток КЗ получим в кА. Величины активных и индуктивных сопротивлений элементов электрических схем представлены в [7] и Приложении А, табл.А.8 – А.11. Сопротивление ошиновки РУ в расчетах токов к.з. для выбора аппаратуры, как правило, не учитывается. Сопротивления шинопроводов, к которым подключаются электроприемники, должны учитываться (см. раздел.3).
Пример расчета токов КЗ на участках электрической сети предстален в Приложении Е1.
Вопросы для самопроверки.
Виды коротких замыканий
Основные расчетные параметры токов КЗ и их определение.
Составление схемы замещения. Отличие схем замещения сетей напряжением выше 10 кВ и ниже 1 кВ.
Термическая и динамическая стойкость проводников и аппаратов к токам КЗ, расчет этих параметров.
Режимы заземление нейтрали электрических сетей, их использование. Требования к заземляющим устройствам сетей разных уровней напряжения.
Зануление электроприемников и его назначение.
3 СИЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И КОММУТАЦИОННЫЕ АППАРАТЫ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
3.1 Силовое оборудование подстанций
3.1.1 Силовые трансформаторы
Трансформаторные подстанции, являющиеся одним из важнейших звеньев систем электроснабжения (СЭС), предназначены для преобразования электрической энергия одного напряжения в энергию другого или других напряжений с помощью трансформаторов.
Трансформатор - это статическое электромагнитное устройство, имеющее две или более индуктивно связанных обмоток и предназначенное для преобразования одной или нескольких систем переменного тока в одну или несколько систем переменного тока неизменной частоты [17]. Силовые трансформаторы различных видов, с помощью которых осуществляется такое преобразование, являются основным оборудованием ПС различных классов напряжения.
В соответствии с [17] различают следующие виды трансформаторов:
Трансформаторы общего назначения предназначены для включения в сеть, не отличающуюся особыми условиями работы, или для непосредственного питания электроприемников, не отличающихся особыми условиями работы, например: резкими толчками нагрузки или изменениями напряжения и тока в обмотках, нарушения симметрии трехфазной системы и т.п.
специальные трансформаторы, которые питают сеть или приемники, отличающиеся особыми условиями работы. К таким трансформаторам относятся печные трансформаторы, используемые для сталеплавильных, ферросплавных и других печей, сварочные трансформаторы, тяговые, регулировочные, преобразовательные, фазоповоротные и некоторые другие.
повышающие трансформаторы - это трансформаторы, у которых первичной обмоткой является обмотка низшего напряжения;
понижающие трансформаторы – трансформаторы, у которых первичной обмоткой является обмотка высшего напряжения.
По числу фаз различают однофазные, трехфазные и многофазные трансформаторы. Однофазный трансформатор – это трансформатор, в магнитной системе которого создается однофазное магнитное поле. В магнитной системе трехфазного трансформатора создается трехфазное магнитное поле. Трансформаторы, в магнитной системе которых создается магнитное поле с числом фаз более трех, относятся к многофазным.
Число обмоток трансформатора соответствует количеству ступеней трансформации. Класс напряжения, к которому относят трансформатор, определяется номинальным напряжением его обмотки высшего напряжения (ВН). Отношение напряжений первичной и вторичной обмоток трансформатора называется коэффициентом трансформации трансформатора. Для двухобмоточного трансформатора коэффициент трансформации
Кт = UBUH (3.1)
где UB- напряжение на высокой стороне трансформатора, кВ;
UH - то же на низкой стороне, кВ.
Трехобмоточные трансформаторы могут использоваться на главной понизительной подстанции (ГПП) предприятия или на центрах питания (ЦП), при наличии на предприятии сети напряжением 35 кВ. Эти трансформаторы имеют соответственно обмотки высокого, среднего и низкого напряжений, коэффициенты трансформации определяются отношением напряжений для каждой пары обмоток.
КтВ-С = UBUС КтВ-Н = UBUHКтС-Н- = UСUH(3.1а)
На рис. 2.1 представлена упрощенная схема конструкции трехфазного двухобмоточного трансформатора, на рис. 2.2 – схема размещения концентрических обмоток трехобмоточного трансформатора и трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения.
магнитопровод; 2 – верхнее ярмо магнитопровода, 3 – стержни; 4 – нижнее ярмо; А, В, С – вводы фаз обмоток ВН; а, б, с – то же обмоток НН
Рисунок 3.1 – Упрощенная схема конструкции трехфазного двухобмоточного трансформатора со схемой соединения обмоток Ү/Δ.
Обм.ВН ф.А
В
А
С
а
б
с
Обм НН ф.А
Обм ВН ф.С
Обм НН ф.В
Обм НН ф.С
Обм. ВН, ф.В
1
3
2
4
а)

По виду изолирующей среды внутри трансформатора различают:
трансформаторы с жидким диэлектриком – это трансформаторы, в которых изолирующей средой и теплоносителем является жидкий диэлектрик. Основным видом в этой группе являются масляные трансформаторы, изолирующая среда в них и теплоноситель – трансформаторное масло.
сухие трансформаторы - изолирующей средой и теплоносителем служит атмосферный воздух, изолирующей средой может быть также твердый диэлектрик, а охлаждающей средой – воздух; На рис. 2.3 представлен вид активной части сухого трансформатора с литой изоляцией, используемого в цеховых ТП.
ВН
НН
НН
СН
ВН
Н
ВН, СН, НН обмотки соответственно высшего, среднего и низшего напряжений; Н – высота окна мгнитопровода
Рисунок 3.2 - Схемы расположения на магнитопроводе обмоток: а) - трехобмоточного трансформатора б) – трансформатора с расщепленной обмоткой низкого напряжения.
б)
а)


Рисунок 3.3 – Активная часть сухого трехфазного трансформатора с литой изоляцией.
газонаполненные трансформаторы: сухие герметичные трансформаторы, в которых изолирующей и охлаждающей средой служит атмосферный воздух или другой газ:
кварценаполненные трансформаторы – сухие трансформаторы, бак которых заполняется кварцевым песком, служащим основной изолирующей средой и теплоносителем.
В системах электроснабжения промышленных предприятий используются в основном понижающие силовые трансформаторы как общего назначения, так и специальные.
Для поддержания требуемого напряжения в сети часть обмотки трансформатора может выполняться с ответвлениями, позволяющими с помощью специальных переключающих устройств изменять число витков обмотки. По способу регулирования напряжения различают:
трансформатор, регулируемый под нагрузкой – трансформатор, допускающий регулирование напряжения хотя бы одной из его обмоток без отключения его обмоток от сети. При этом другие обмотки могут не иметь регулирования или иметь регулирование без возбуждения.
трансформатор, переключаемый без возбуждения, - регулируемый трансформатор, допускающий регулирование напряжения путем переключения ответвлений обмоток без возбуждения после отключения всех его обмоток от сети.
Номинальной мощностью трансформатора называют мощность, на которую он может быть нагружен непрерывно в течение всего своего срока службы (примерно 20 лет) при нормальных температурных условиях охлаждающей среды согласно [3] и [4]: (ГОСТ 14209 – 97 и 11677 – 75):
а) температура охлаждающей среды должна быть равна 20 °С;
б) превышение средней температуры масла над температурой охлаждающей среды должно составлять: для систем охлаждения М и Д 44 °С, для систем ДЦ и Ц 36 °С;
в) превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над средней температурой обмотки должно быть равно 13 °С;
г) отношение потерь КЗ к потерям ХХ должно быть равно пятикратному (принимают наибольшее значение для обеспечения запаса по нагреву изоляции);
д) при изменении температуры изоляции на 6 °С от среднего ее значения при номинальной нагрузке, равной 85 °С, срок службы изоляции изменяется вдвое (сокращается при повышении температуры или увеличивается при ее понижении);
е) во время переходных процессов в течение суток наибольшая температура верхних слоев масла не должна превышать 95 °С и наиболее нагретой точки металла обмотки 140 °С.
Эти условия справедливы только для эквивалентной температуры охлаждающей среды, равной 20 °С. При резком снижении этой температуры необходимо следить за нагрузкой трансформаторов по контрольно-измерительным приборам и не допускать превышения нагрузки сверх 150% номинальной.
Если известна расчетная нагрузка цеха или предприятия в целом, то мощность трансформатора может быть определена по формуле
Sн.т.= Sp / N·Кз.т. , (3.2)
где Sp – расчетная нагрузка, кВА,
N – число трансформаторов.
Более точно мощность трансформатора определяется с учетом допустимых перегрузок и их продолжительности в соответствии с [3].
Допускаются «сезонные» перегрузки: за счет недогрузки трансформаторов с масляным охлаждением в летнее время допускается перегрузка трансформаторов в зимнее время на 1% на каждый процент недогрузки в летнее время, но не более, чем на 15%. Допускаются также систематические перегрузки трансформаторов за счет неравномерности суточного графика нагрузки.
3.1.2 Силовые автотрансформаторы
Помимо трансформаторов, обмотки которых связаны только электромагнитной индукцией, используются также автотрансформаторы (АТ) – это трансформаторы, две или более обмоток которого связаны так, что они имеют общую часть [17] (рис.3.4).

А – вывод высокого напряжения автотрансформаторной обмотки; Аm – вывод среднего напряжения той же обмотки; Х – вывод нейтрали автотрансформаторной обмотки; а-х - начало и конец обмотки низкого напряжения (НН); 1–последовательная обмотка; 2 – общая часть автотрансформаторной обмотки; 3- обмотка НН.
Рисунок 3.4- Схема обмоток автотрансформатора: а) – двухобмоточного, б) – трехобмоточного c вводом ВН вверху обмотки, в) - трехобмоточного c вводом ВН в середину последовательной обмотки.
a
А
Аm
X
x
2
1
2
1
А
Аm
X
3
а)
б)
a
А
Аm
X
x
2
1
в)

Двухобмоточные автотрансформаторы имеют две гальванически связанные обмотки, у которых есть общая часть, и не имеют других основных обмоток. Мощность, передаваемая трансформаторным (электромагнитным) путем от последовательной обмотки к общей, называется типовой мощностью и определяется по формуле
(3.2)
Полная мощность, передаваемая со стороны ВН на сторону СН, называется автотрансформаторной или проходной мощностью.
(3.3)
Соотношение между типовой и проходной мощностью АТ называется коэффициентом типовой мощности (коэффициентом «выгодности» α) АТ.
(3.4)
Расход железа (электротехнической стали на магнитопровод трансформатора) зависит от величины мощности, передаваемой электромагнитным путем, расход меди на обмотки – от величины тока в обмотках. Как следует из (2.4), по сравнению с обычными трансформаторами за счет наличия гальванической (электрической) связи между обмотками достигается снижение расхода электротехнической стали на магнитопровод и меди на обмотки автотрансформатора.
Поэтому автотрансформаторы используются в основном на районных и системных подстанциях при необходимости выполнения связи сетей напряжением выше 110 кВ и передачи большой мощности (100МВА и выше) или на энергоемких предприятиях, к которым подведены линии напряжением 220 кВ и выше. В системах внутризаводского электроснабжения АТ могут использоваться при необходимости регулирования уровня напряжения, подаваемого на электроустановку (регулировочные АТ) и в ряде других схем.
При общей нагрузке промпредприятий свыше 20 МВт для установки на ГПП в основном используются трансформаторы класса напряжения 110 (150) кВ, реже – 35 кВ (при небольших нагрузках) или 220кВ при весьма значительных нагрузках. В табл. Б.1, Б.2 приложения Б представлены технические данные масляных трансформаторов классов напряжения 6-10-35-110кВ. Для питания цеховых нагрузок могут также использоваться сухие трансформаторы (тип ТС) или с заполнением негорючим диэлектриком совтолом.
2.1.3 Условные обозначения типа трансформаторов и автотрансформаторов
Условные обозначения типов трансформаторов состоят из буквенной части, которая характеризует:
тип трансформатора (автотрансформатор – впереди ставится буква А);
число фаз: О –однофазный трансформатор, Т – трехфазный;
вид охлаждения (табл. 2.1);
число обмоток – для трехобмоточных трансформаторов указывается буква Т, для двух обмоточных дополнительные буквы не используются;
при наличии регулирования под нагрузкой в типе используется буква Н;
расщепленная обмотка – буква Р;
трансформатор для собственных нужд электростанций имеет в конце буквенного обозначения букву С;
в обозначении трансформатора с естественным масляным охлаждением без расширителя с азотной защитой после буквы, обозначающей вид охлаждения, ставится буква З.
В цифровой части обозначения указывается номинальная мощность трансформатора (автотрансформатора), класс напряжения обмотки ВН, на схемах и в текстовой части через дополнительную дробную черту может указываться напряжение обмоток СН и НН. Пример обозначения типов трансформаторов и их расшифровка приведены ниже.
Таблица 3.1 – Условные обозначения систем охлаждения трансформаторов и автотрансформаторов.
Система охлаждения Условные обозначения
Масляные трансформаторы Естественная циркуляция воздуха и трансформаторного масла М
Принудительная циркуляция воздуха (обдув вентиляторами) и естественная циркуляция масла Д
Принудительная циркуляция воды и масла Ц
Принудительная циркуляция воздуха и масла ДЦ
Естественная циркуляция воздуха и принудительная циркуляция масла МЦ
Принудительная циркуляция воды и естественная циркуляция масла МВ
Сухие трансформаторы Естественное воздушное открытого исполнения С
Естественное воздушное при защищенном исполнении СЗ
Естественное воздушное при герметичном исполнении СГ
Воздушное с дутьем СД
Трансформаторы с заполнением негорючим жидким диэлектриком Естественное охлаждение негорючим жидким диэлектриком Н
Охлаждение негорючим жидким диэлектриком с дутьем НД
Примеры обозначения типов силовых трансформаторов:
ТМ-100/10/0,4 – трансформатор трехфазный масляный мощностью 100кВа с высшим напряжением 10 кВ, напряжение обмотки НН – 0,4 кВ;
ТСЗ-25/0,66 – трансформатор трехфазный сухой защищенного исполнения мощностью 25 кВА с высшим напряжением 0,66 кВ;
ТДН-10000/110 – трансформатор трехфазный двухобмоточный с дутьевым охлаждением и регулированием напряжения под нагрузкой, мощностью 10000кВа класса 110 кВ (при необходимости указания напряжения обмотки НН через дробь указывается соответствующая величина напряжения на низкой или средней стороне в кВ: ТДН- 10000/110/10);
ТРДН-32000/150/10,5-10,5 – трансформатор трехфазный с расщепленной обмоткой НН с охлаждением дутьем, регулированием напряжения под нагрузкой, мощностью 32000 кВА с высшим напряжением 150 кВ, напряжение обмоток НН – 10,5 кВ;
АТДЦТН-250000/330/150/11 – автотрансформатор трехфазный с дутьевым охлаждением с принудительной циркуляцией масла, трехобмоточный, с регулированием напряжения под нагрузкой номинальной мощностью 250000кВА, напряжения обмоток ВН – 330кВ, СН – 150кВ, НН – 11кВ.
3. 2 Токоограничивающие реакторыТокоограничивающие реакторы служат для ограничения тока короткого замыкания, отключаемого выключателем, и (или) скорости его нарастания, а также для поддержания определенного уровня напряжения при повреждении за реактором. Реактор представляет собой катушку индуктивности с обмоткой, выполненной кабелем, сечение которого определяется по расчетной мощности реактора.
Бетонные воздушные реакторы применяют на 6 и 10 кВ, выполняют с медными (типа РБ) и алюминиевыми обмотками (типов РБА, РБАМ - с малыми потерями, РБАС - сдвоенный реактор). Сдвоенные реакторы отличаются от одинарных бетонных наличием вывода от середины обмотки. Средний вывод рассчитан на двойной ток, обе ветви и крайние выводы выполняются на одинаковые номинальные токи и индуктивности L0,5. Обычно потребителей подключают к крайним выводам, источник питания – к среднему. Преимущество сдвоенных реакторов – снижение потерь по сравнению с обычным реактором в нормальном режиме. При установке реактора выполняются расчеты потери активной мощности в реакторе, а также потери напряжения.
Паспортными характеристиками реакторов являются номинальное напряжение, номинальный длительный ток, реактивность Хр, которая выражается в процентах или именованных единицах), проходная мощность, потери активной мощности при номинальных условиях, термическая и динамическая стойкость. Потери напряжения в реакторе как правило в нормальном режиме не должны превышать 1÷1,5 %, допускается при наличии устройств компенсации реактивной мощности увеличение потерь до 2÷3 %.
Реактивное сопротивление реактора в именованных единицах (Ом) определяется по заданному паспортному значению в % по формуле
, (3.5) где Хр% - заданная паспортная величина индуктивного сопротивления реактора в поцентах,
Iном – номинальный ток реактора, который определяется нагрузкой присоединения, в цепи которого устанавливается реактор, или номинальным током обмотки трансформатора, если реактор устанавливается на вводе НН.

3.3 Измерительные трансформаторы.
К измерительным трансформаторам, устанавливаемым в РУ всех напряжений ПС, относятся трансформаторы тока (ТТ) и трансформаторы напряжения (ТН). Эти трансформаторы предназначены для питания вторичных цепей ПС, к которым подключаются приборы контроля, учета, релейной защиты и автоматики (РЗА).
Измерительные трансформаторы тока предназначены для преобразования первичного тока (тока основной сети) до значения, которое будет соответствовать номинальным значениям тока приборов и аппаратов вторичных цепей, т.е. служат для питания цепей измерения, автоматики, сигнализации и защиты в электрических установках переменного тока. Его первичная обмотка подключается последовательно в цепь измеряемого тока. Вторичная обмотка надежно изолируется от первичной, находящейся под высоким напряжением. Это гарантирует безопасность обслуживания вторичных цепей и подключаемых к ним приборов.
Рабочий режим ТТ близок к режиму короткого замыкания во вторичной цепи. Поэтому сопротивление токовых обмоток подключаемых приборов должно быть невелико, а размыкание вторичной обмотки не допускается, поскольку приводит к прекращению размагничивающего действия вторичного тока. Магнитный поток в сердечнике ТТ при этом будет формироваться током первичной обмотки, что приведет к его резкому увеличению и, соответственно, к росту активных потерь в стали и ее перегреву («пожару в сердечнике»). Это может привести к обгоранию изоляции и повреждению ТТ. Кроме того увеличение магнитного потока может дать наведение во вторичной обмотке значительной ЭДС, т.е. напряжение на вторичной обмотке может увеличиться до нескольких киловольт, что неприемлемо для изоляции вторичных цепей, а также опасно для обслуживающего персонала. Поэтому в случае необходимости выполнения переключений во вторичных цепях ТТ, предварительно должна устанавливаться шунтирующая перемычка между зажимами вторичной обмотки.
По принципу конструкции различают ТТ: опорные, проходные, шинные, встроенные, разъемные. По числу витков первичной обмотки различают одновитковые и многовитковые ТТ. Одновитковые в свою очередь подразделяются на стержневые, шинные и встроенные ТТ. Стержневые применяются для напряжений 6 – 10 – 35 кВ для подключения щитовых измерительных приборов и цепей защиты. Цепи учета не подключаются, т.к. погрешность этих ТТ не соответствует классу точности 0,5. Встроенные ТТ устанавливаются во вводах 35 кВ и выше силовых трансформаторов. Служат для подключения цепей релейных защит (дифференциальная защита трансформаторов не подключается). Шинные ТТ изготавливаются на токи до 24 кА, в качестве первичной обмотки служит шина или пакет шин, поэтому не имеют контактных присоединений. На рисунке 2.1 представлен внешний вид некоторых ТТ.
Номинальным первичным током ТТ является ток, на который он рассчитан. Номинальным вторичным током является ток, соответствующий току приборов и устройств, присоединяемых к вторичной обмотке ТТ. как правило, это токи 1, 2 и 5А. Значения номинальных токов ТТ [18] приведены в табл.3.2. Номинальный коэффициент трансформации ТТ – это отношение номинального первичного тока к номинальному вторичному:
(3.6)
Проходной трансформатор тока типа ТПОЛ-10
Разъемные ТТ типа ТЗРЛ для защиты
Опорный трансформатор тока ТОЛ-10
Трансформатор тока шинный типа ТШЛ-0,66
Рисунок 2.4 – Внешний вид ТТ с литой изоляцией.

Таблица 3.2 – Параметры трансформаторов тока
Номинальный первичный ток трансформатора I1ном, А 1; 5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 80; 100; 150; 200; 300; 400; 500; 600; 750; 800; 1000; 1200; 1500; 2000; 3000; 4000; 5000; 6000; 8000; 10000; 12000; 14000; 16000; 18000; 20000; 25000; 28000; 30000; 32000; 35000; 40000
Номинальный вторичный ток I2ном, А 1; 2; 5
Класс точности трансформатора или вторичной обмотки: для измерений и учета
для защиты 0,1; 0,2; 0,2S2; 0,5; 0,5S2; 1; 3;
5; 103; 5Р; 10Р
Номинальная вторичная нагрузка S2ном с индуктивно-активным коэффициентом мощности cos φ 2 = 0,8, В·А 3; 5; 10; 15; 20; 25; 30; 50; 60; 75; 100
Отношение числа витков вторичной и первичной обмоток ТТ принимают несколько меньше номинального коэффициента трансформации:
nтт = w2 / w1 < Ктт ном
это позволяет компенсировать ток намагничивания и повысить точность измерения. Токовая погрешность определяется по выражению, %
(3.7)
Класс точности ТТ соответствует предельной токовой погрешности при первичном токе, равном 100-120% номинального.
Соответствующие значения номинальной вторичной нагрузки Z2ном, определяют по формуле
(3.8)
где R и Х – суммарные активное и индуктивное сопротивления проводов, контактов и приборов, включенных в цепь вторичной обмотки. Величины Z2 или S2ном для ТТ задаються паспортными данными для обмоток соответствующего класса точности.
В зависимости от вида вторичной нагрузки предъявляются различные требования к классу точности ТТ:
0,1 и 0,2 используются для лабораторных ТТ при необходимости выполнения точных измерений;
0,2S и 0,5S – для коммерческого учета (устанавливаются по согласованию сторон);
0,2, 0,5– для технического учета, 1, 3, 5 - для щитовых приборов;
5, 10З; 5Р, 10Р – для подключения устройств РЗА.
ТТ характеризуются также динамической и термической стойкостью.
Коэффициент динамической стойкости Кдин = iдин. /(√2·I1ном), где iдин. – ток динамической стойкости, кА, который должен быть больше расчетного ударного тока iуд.
. Кдин √2·I1ном ≥ iуд (3.9)
По термической стойкости

где В – интеграл Джоуля (см. раздел 1.4).
В зависимости от схем подключения измерительных приборов и устройств РЗА трансформаторы тока могут устанавливаться в одной, двух или трех фазах присоединения.
Измерительный трансформатор напряжения (ТН) – это трансформатор, предназначенный для преобразования первичного напряжения до величины, удобной для измерения и подключения средств защиты и автоматики. В трехфазной системе должны измеряться :
а) линейные напряжения;
б) напряжения фаз относительно земли;
в) напряжение нулевой последовательности, которое появляется в сети при замыкании одной фазы на землю.
По принципу устройства, схеме включения и режиму различают электромагнитные ТН и емкостные делители. Последние используются в сетях 500кВ и выше, которые для СЭС промышленных предприятий не используются. Электромагнитные ТН аналогичны силовым трансформаторам, но мощность их значительно ниже - десятки или сотни ВА. Режим работы ТН близок к режиму холостого хода, поэтому размыкание вторичной обмотки не приводит к опасным последствиям. Включение и отключение ТН производится разъединителями. Для защиты от КЗ во вторичных цепях устанавливают, как правило, автоматические выключатели максимального тока (например, серии АП-50 или ВА с электромагнитным расцепителем).
Номинальные первичные напряжения соответствуют шкале стандартных напряжений. Для однофазных ТН, первичные обмотки которых соединяются в звезду с заземленной нейтралью, в качестве первичных номинальных приняты фазные напряжения сети, например, 35/3 или 110/3 кВ. Номинальные вторичные напряжения основных вторичных обмоток установлены 100 и 100/3 В.
Номинальный коэффициент трансформации ТН
(2.8)
Как и для ТТ, nTH = w1 / w2 отличается от . Первичное напряжение определяют как · = U1ном.
ТН изготавливаются в однофазном и трехфазном исполнениях. Трехфазные используются в сетях напряжением до 20 кВ включительно, для контроля состояния изоляции имеют обмотку, соединенную в разомкнутый треугольник. Схема такого трансформатора представлена на рис. 2.6. При возникновении в сети замыкания фазы на землю (пробой изоляции), в цепи обмотки, соединенной в разомкнутый треугольник и замкнутой на реле сигнализации появляется ток нулевой последовательности. Реле срабатывает и замыкает контакт в цепи сигнализации.
Рисунок 2.6 – Схема трехфазного трансформатора напряжения для сетей 6 – 10 кВ с обмоткой для контроля изоляции.
c
А
a
b
PV
PV
PV
PV
PV
PV
В
С
На сигнал
+

0

3.4 Высоковольтные коммутационные аппараты
Основными компонентами РУ различных напряжений являются коммутационные аппараты, которые в соответствии с классификацией электрических сетей по уровню напряжения разделяются на высоковольтные напряжением выше 1 кВ и низковольтные аппараты напряжением до1кВ.
Коммутационный аппарат – это устройство, предназначенное для включения и отключения отдельной электрической цепи или электрооборудования, подключенного к сети.
Высоковольтные коммутационные аппараты должны удовлетворять следующим требованиям:
обеспечивать надежность и безопасность эксплуатации;
быть быстродействующими, т.е. иметь минимально возможное время отключения;
иметь минимальные габариты и массу;
простота монтажа и ремонтопригодность (при необходимости);
иметь невысокую стоимость – доступная цена;
по возможности бесшумность работы.
От надежности работы высоковольтных коммутационных аппаратов и их соответствия предъявляемым требованиям в значительной степени может зависеть устойчивость работы как отдельных узлов электроснабжения, так и энергосистемы в целом.
К высоковольтным коммутационным аппаратам относятся:
высоковольтные выключатели;
выключатели нагрузки;
отделители;
разъединители,
короткозамыкатели;
высоковольтные предохранители;
заземляющие ножи (заземлители).
3.4.1 Высоковольтные выключатели
Высоковольтный выключатель — это коммутационный аппарат, предназначенный для оперативных включений и отключений отдельных цепей или электрооборудования в электрической сети, в нормальных или аварийных режимах, при ручном или автоматическом управлении. Высоковольтный выключатель состоит из контактной системы с дугогасительным устройством, токоведущих частей, корпуса, изоляционной конструкции и приводного механизма (электромагнитный привод, ручной привод). Дугогасительное устройство предназначено для гашения дуги электрического тока, возникающей при расхождении контактов выключателя в момент отключения. В зависимости от среды, в которой происходит гашение дуги, различают следующие виды выключателей:
масляные (гашение дуги в среде трансформаторного масла),
воздушные (дуга гасится струей воздуха, направляемого в дугогасительную камеру под высоким давлением),
вакуумные (гашение дуги в герметичной камере, из которой откачан воздух) –рис. 2.6, а), б);
элегазовые (дугогасящая среда - шестифтористая сера SF6, получившая название электрический газ - элегаз). Элегаз имеет диэлектрическую прочность в несколько раз выше, чем воздух (рис.2.6-в, г).
электромагнитные – дуга гасится за счет удлинения ее ствола при затягивании электромагнитным полем в специальное дугогасительное устройство, состоящее из керамических решеток.
Высоковольтные силовые выключатели характеризуются следующими параметрами:
номинальное напряжение Uном - номинальное напряжение сети, в которой работает выключатель;
номинальный ток Iном - ток, проходящий через контактную систему 1 – полюс выключателя; 2 – приводной механизм; 3 – размыкающий демпфер; 4-рычажный механизм; 5-корпус механизма полюса; 6 – опорная изоляция; 7 – шасси, 8 - денсиметр.
Рисунок 2.6 – Высоковольтные выключатели: а) – вакуумный выключатель ВРС-110 (Россия) Uном=110кВ, б) –вакуумный выключатель ВБПП-10-20/1250, в) – трехполюсный элегазовый колонковый выключатель НGF-100/1, г) – дугогасительная камера (прерыватель) элегазового выключателя): I –положение «включено», II- положение «отключено».
г)
б)
в)
a)
II
I
1
2
3
4
5
6
7
8
включённого выключателя, при котором он может работать длительное время;
номинальный ток отключения Iо.ном — это наибольший ток короткого замыкания (действующее значение), который выключатель способен отключить при напряжении, равном наибольшему рабочему напряжению при заданных условиях восстанавливающегося напряжения и заданном цикле операций;
если выключатели предназначены для автоматического повторного включения (АПВ), то должны быть обеспечены циклы:
Цикл 1: О-tбп-ВО-180 с-ВО;
Цикл 2: О—180 с—ВО−180 с-ВО,
где О — операция отключения,
ВО — операция включения и немедленного отключения,
180с — промежуток времени в секундах,
tбп — гарантируемая для выключателей минимальная бестоковая пауза при АПВ (время от погасания дуги до появления тока при последующем включении). Для выключателей с АПВ должно быть в пределах 0,3-1,2 с, для выключателей с БАПВ (быстродействующим автоматическим повторным включением) - 0,3 с.
устойчивость при сквозных токах КЗ, которая характеризуется токами термической стойкости Iт и предельным сквозным током;
номинальный ток включения IВ — ток КЗ, который выключатель с соответствующим приводом способен включить без приваривания контактов и других повреждений при Uном и заданном цикле.
собственное время отключения tос — промежуток времени от момента подачи команды на отключение до момента начала расхождения дуго-гасительных контактов.
В обозначении типа выключателей буквенная часть указывает на вид выключателя (М – масляный, ВВБ – воздушный баковый, ВЭМ - электромагнитный и т.п), цифровая часть: первые цифры – номинальное напряжение, следующие после тире – отключающую способность (ток отключения в кА), цифры после дроби – номинальный ток. Например выключатель ВБПП-10-20/1250 – вакуумный, на напржение 10 кВ, отключающая способность – 20кА, номинальный ток – 1250 А.
3.4.2 Разъединители, выключатели нагрузки, отделители и другие коммутационные аппараты напряжением выше 1000 В
Разъединители – это электрические аппараты, предназначенные для отсоединения отдельных элементов оборудования и участков электрической сети от источников напряжения и создания видимого разрыва в электрических цепях при выводе оборудования в ремонт. В распределительных устройствах разъединители служат главным образом для снятия напряжения с элементов установки, подлежащих осмотру, ремонту, а также для изменения коммутационной схемы распределительного устройства (соединение между собой секций шин, перевод питания линии на другую систему шин и т. п.)
В электроустановках напряжением выше 1000 В по условиям электробезопасности видимый разрыв должен быть с каждой стороны, откуда коммутационным аппаратом на рабочее место может быть подано напряжение. Разъединители не имеют дугогасительного устройства, поэтому не предназначены для коммутации нагруженных электрических цепей. Они могут включать ненагруженные цепи и отсоединять цепи, предварительно разомкнутые выключателем. По конструктивному исполнению различают два основных вида разъединителей: рубящего типа с движением подвижного контакта — ножа в плоскости осей изоляторов (вертикально) и поворотного типа с перемещением ножа в плоскости, перпендикулярной к осям изоляторов.
Для исключения ошибочных действий персонала при операциях с разъединителями применяется специальная блокировка, запрещающая включение и отключение разъединителя при включенном выключателе. Трехполюсным разъединителем наружной установки в сетях напряжением 6-10 кВ допускается включение и отключение тока нагрузки величиной до 15А, а также тока намагничивания трансформаторов до 2,5А. Отключение и включение отделителями и разъединителями тока намагничивания трансформаторов напряжением 110-220кВ производится при заземленной нейтрали. Величина допустимого для отключения тока намагничивания трансформаторов и зарядного (емкостного) тока линий зависит от расстояния между осями полюсов. В табл.3.3 приведены данные для горизонтально-поворотного (ГП) разъединителя [6, 7]:
Таблица 3.3 – Допустимые токи отключения разъединителей.
Расстояниями между осями полюсов, м 2 2,5 3 3,5
Допустимая величина тока намагничивания, А 4 6 8 10
Зарядный ток, не более, А 1,5 2 3 3,5
Выключатель нагрузки - это коммутационный электрический аппарат, предназначенный для включения и отключения токов нагрузки в цепи, вплоть до номинальных. Выключатели нагрузки (ВН) не коммутируют электрическую цепь при КЗ, т.к. в основе их конструкции лежит конструкция разъединителя, дополненного маломощным дугогасительным устройством со сменным газогенерирующим вкладышем из оргстекла. Если выключатель нагрузки снабжен предохранителем (типа ВНП), то отключение тока КЗ осуществляется за счет перегорания плавкой вставки. В других случаях функции отключения токов аварийных режимов выполняют аппараты (силовые выключатели), установленные в РУ ГПП или РП. ВН широко применялись в сетях напряжением 3-35 кВ, т.к. значительно удешевляют схему электроснабжения. В настоящее время их применение не рекомендуется, т.к. налажено производство достаточно надежных вакуумных выключателей класса 6-10 кВ и малообъемных масляных выключателей напряжением 35 кВ. Тем не менее они широко используются в силу своей дешевизны в комплектных распределительных устройствах серий КСО,КРУ и различных КТП, в том числе выпускаемых Винницким объединением «Валон-А». На рис.2.7 представлен выключатель нагрузки типа ВН-РА на напряжение до 12 кВ.
Отделитель представляет собой электрический коммутационный аппарат, предназначенный для автоматического включения или отключения обесточенных электрических цепей. Конструкция его аналогична разъединителю, в отличие от которого отделитель имеет привод с дистанционным управлением. Для повышения коммутационной способности на отделителях устанавливаются также дутьевые приставки. Отделители выполняются также закрытой конструкции с элегазом, которые коммутируют токи до 630А при напряжении 110кВ. Поскольку отделитель должен разомкнуть цепь в бестоковую паузу, его собственное время отключения составляет 0,4÷0,7с.
2
5
4
6
1
6
2
333
7
1-вал; 2 – пружина; 3, 4 – неподвижный и подвижный контакты разъединителя соответственно; 5 – автогазовое дугогасительное устройство; 6 – опорные изоляторы; 7 –вспомогательные ножи.
Рис.3.7 – выключатель нагрузки на напряжение 6-10 кВ.

Короткозамыкатель – коммутационный аппарат, предназначенный для создания искусственного короткого замыкания в электрической сети. Используется в однополюсном исполнении в сетях с глухим и эффективным заземлением нейтрали (напряжением 110-220кВ). В сетях 35 кВ с изолированной или компенсированной нейтралью использование отделителей и короткозамыкателей запрещено. Контактная система короткозамыкателя рассчитана на расчетный ток КЗ цепи, в которой он устанавливается. Аппарат используется на подстанциях, выполненных по схеме глубокого ввода. Собственное время включения короткозамыкателей 0,16÷0,4с в зависимости от типа.
Заземлители представляют собой аппараты, предназначенные для присоединения нейтралей трансформаторов или других электроустановок к заземляющему контуру, а также для заземления обесточенных частей электроустановок в целях безопасности. Конструктивно выполняются в виде однополюсных разъединителей вертикального (рубящего) типа.
Плавкие предохранители – это аппараты, предназначенные для защиты от сверхтоков, возникающих при нарушениях нормального режима. Как правило, это аппараты одноразового действия с пофазным отключением защищаемой цепи. Основными элементами предохранителя являются плавкая вставка и патрон. В сетях свыше 1 кВ применяют в основном предохранители с кварцевым наполнителем типов ПК, ПКТН (предохранитель кварцевый для трансформаторов напряжении), ПСН, ПСНУ (предохранитель стреляющий наружной установки).
Характеристики предохранителя:
номинальное напряжение U ном , кВ
номинальный ток патрона Iпат ном, А
номинальный ток плавкой вставки (заменяемого элемента) Iвст ном, А;
номинальный ток отключения Iоткл ном, А;
времятоковая характеристика плавкой вставки t = f(Iп )
время отключения цепи t = f(Iп )
где Iп - периодическая составляющая расчетного тока КЗ в защищаемой цепи.
В патроне могут быть установлены разные плавкие вставки при условии, что номнальный ток вставки меньше номинального тока патрона: Iвст ном≤ Iпат ном.
Наиболее распространенными предохранителями, применяемыми для защиты электроустановок напряжением до 1000 В, являются:
ПР – предохранитель разборный;
НПН – насыпной предохранитель, неразборный;
ПН2 – предохранитель насыпной, разборный.
Наполнителем является кварцевый мелкозернистый песок.
Предохранители на напряжение выше 1000В используются во внутризаводских сетях напряжением 10(6)-35 кВ при подключении ТП и КЛ, питающих потребителей II и III категорий по надежности, а также трансформаторов напряжения и трансформаторов собственных нужд подстанции к шинам РУ 10(6) кВ.
Перечисленная выше аппаратура используется как в сетях внешнего электроснабжения, так и в сетях напряжением выше 1 кВ промышленных предприятий. Условные обозначения аппаратов, используемые в схемах электрических соединений, представлены в табл.1.
3.5 Коммутационные аппараты напряжением ниже 1кВ
К коммутационным аппаратам электрических сетей напряжением до 1 кВ относятся:
автоматический выключатель,
предохранитель,
магнитный пускатель,
устройство защитного отключения (УЗО)
дифференциальный автомат (УЗО-Д)
контактор,
реле,
рубильник,
пакетный выключатель.
Автоматический выключатель – коммутационный аппарат, предназначенный для осуществления оперативного управления участками электрических цепей напряжением до 1 кВ, а также для их защиты от перегрузок и токов короткого замыкания. Автоматические выключатели (АВ) изготавливаются в одно-, двух, трех- и четырехполюсном исполнениях (рис.2.8). Они не предназначены для частых включений-отключений электрических цепей. Как правило, АВ рассчитаны на 30 циклов включения-отключения (ВО) в сутки.
По роду тока главной цепи различают АВ постоянного тока; переменного тока; постоянного и переменного тока. Номинальные токи главных цепей выключателей, предназначенных для работы при температуре окружающего воздуха до 40 C, должны выбираться из ряда: 6,3; 10; 16; 20; 25; 32; 40; 63; 100; 160; 250; 400; 630; 1000; 1600; 2500; 4000; 6300 А. Дополнительно по заказу могут выпускаться выключатели на номинальные токи главных цепей выключателей 1500, 3000, 3200 А.
в)
ВH-32 4Р 63А ABB
ВА 6629 25А/1п/3,0 кА
BH-32 ИЭК
Рисунок 2.8 – Автоматические выключатели на напряжение 230/400 В: а) – однополюсный (модульный), б) –трехполюсный, в) – четырехполюсный.
а)
б)

Выключатели подразделяются по собственному времени срабатывания tсв (времени с момента подачи команды до начала размыкания контактов) на
нормальные tc.в=0,02-0,1с,
селективные (tc в регулируется до 1с)
быстродействующие, обладающие токоограничивающим эффектом (tс.в не более 0,005 с).
Для отключения токов перегрузки и токов КЗ автоматические выключатели имеют расцепители. Назначение расцепителей:
а) электромагнитные – для защиты от тока КЗ;
б) тепловые – для защиты от перегрузок;
в) комбинированные, совмещающие в себе электромагнитные и тепловые расцепители (к этому виду относятся также микропроцессорные расцепители).
На рис. 2.9 представлены электрические схемы автоматических выключателей с термомагнитным (комбинированным) расцепителем сверхтоков (а) и с микропроцессорным расцепителем (б).
I >
I >>
T1/L1
L1 L2 L3
L1 L2 L3
T1 T2 T3
T2/L2
T3/L3
ТЕСТ
1
2
1
3
4
1 - основные контакты выключателя, 2 – термомагнитный расцепитель, 3- микропроцес-сорный расцепитель, 4 – устройство проверки механизма отключения выключателя, 5 -трансформаторы тока для питания микропроцессорного расцепителя, L1 ÷ L3, T1÷ T3 – контакты присоединения выключателя к сети.
Рисунок 2.9 – Электрические схемы автоматического выключателя: а) - с термомагнитным (комбинированным) расцепителем сверхтоков; б) с микропроцессорным расцепителем.
5
T1 T2 T3
а)
б)

Ток срабатывания теплового расцепителя определяется времятоковой характеристикой, т.е. зависит от величины тока перегрузки и продолжительности его воздействия. Отключение токов КЗ выполняется с помощью электромагнитного расцепителя мгновенного действия, который при увеличении тока сверх допустимого выбивает защелку отключающей пружины, взводимую при включении. Выключатели снабжаются дугогасительной решеткой, которая находится над контактами и предназначена для гашения электрической дуги, возникающей при разрыве цепи с большими токами. Современные выключатели (например, серии ВА-88) для отключения сверхтоков имеют микропроцессорный расцепитель, имеющий высокую надежность, точность срабатывания и независимость от температуры окружающей среды [16]. Полупроводниковые расцепители позволяют ступенчато менять следующие параметры: номинальный ток расцепителя, время срабатывания в зоне перегрузки, отношение тока срабатывания при токе КЗ (время отключения - 0,1; 0,25; 0,4 с).
Полупроводниковые расцепители имеют более стабильные параметры и удобны в настройке.
Кроме указанных выше, имеются также минимальные, нулевые, независимые и максимальные токовые расцепители. Минимальные расцепители отключают включенный автомат при U=(0,350,7) Uном; нулевые расцепители – при (0,10,35) Uном. Независимые расцепители служат для дистанционного отключения автоматов, максимальные токовые – для защиты электрических цепей (кроме двигателей) от перегрузки.
Наиболее современными, являются автоматические выключатели серии ВА, предназначенные для замены устаревших А31, А37, АЕ, АВМ и «Электрон». Они имеют уменьшенные габариты, совершенные конструктивные узлы и элементы. Работают в сетях постоянного и переменного тока.
Дифференциальные автоматы – это устройства защитного отключения (УЗО) типов АД-12, АД-14, ВД-1-63, F-360, F-370 и другие, которые предназначены для защиты человека от поражения электрическим током при случайном или преднамеренном прикосновении к токоведущим частям электроустановок при повреждении изоляции (уставки срабатывания 10, 30, 100 мА). Выключатели с уставками 300 и 500 мА предназначены для предотвращения возгораний и пожаров при протекании токов утечки на землю. В основу работы УЗО (рис.2.9) [23] положен принцип срабатывания дифференциального реле при нарушении баланса токов в его плечах. Для однофазного УЗО контролируется баланс токов, протекающих по двум проводникам, для трехфазного по четырем проводникам. Нарушение баланса свидетельствует о появлении утечки тока, проходящего мимо УЗО, т.е. о появлении неисправности (пунктирная линия на рис.2.10). В этом случае действием УЗО электроустановка отключается.
I1 и I2 – токи в плечах защиты в нормальном режиме;
Ф1 и Ф2 – магнитные потоки в сердечнике трансформатора тока реле (автоматического выключателя) УЗО-Д;
IΔ – изменение тока в плечах защиты при приближении человека к токоведущим частям.
Рисунок 2.10 – Принцип действия устройства защитного отключения УЗО-Д.
Пускатели ручные кнопочные (серий ПРК-16 и др.) предназначены для ручного включения и отключения трехфазных асинхронных электродвигателей, а также для их защиты от перегрузки и токов КЗ Для выполнения этих функций пускатели снабжаются тепловым и электромагнитным расцепителями. Пускатели электромагнитные серии ПМ12, а также типов ПМ 12-125, ПМЕ-200 и ПМА-3000 предназначены для применения главным образом в стационарных установках для дистанционного пуска непосредственным подключением к сети, остановки и реверсирования трехфазных асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором при напряжении до 660 В переменного тока частоты 50 и 60 Гц. Для ограничения коммутационных перенапряжений, возникающих при отключении пускателей на катушках управления, на пускатели ПМ12 степеней защиты IP00 и IP20 могут устанавливаться ограничители перенапряжений ОПН. Используются также пускатели бесконтактные реверсивные ПБР, предназначенные для управления электроисполнительными механизмами и приводами, а также для пуска, реверса любых синхронных и асинхронных двигателей мощностью до 1,1 кВт.
Контакторы – это аппараты дистанционного действия, предназначенные для частых включений и отключений силовых электрических цепей при пуске и останове приводных электродвигателей. Замыкание или размыкание контактов контактора осуществляется чаще всего с помощью электромагнитного привода. Контактор не защищает оборудование от токов КЗ. Для этой цели последовательно с ним устанавливается либо автомат с ручным приводом, либо плавкие предохранители.
Общепромышленные контакторы классифицируются:
по роду тока главной цепи и цепи управления (включающей катушки) -постоянного, переменного, постоянного и переменного тока; 
по числу главных полюсов - от 1 до 5; 
по номинальному току главной цепи - от 1,5 до 4800 А;  и ряду других признаков, которые отражаются в типе контактора, присваемого предприятием – изготовителем.
Контактор состоит из следующих основных узлов: главных контактов, дугогасительной системы,  электромагнитной системы, вспомогательных контактов.
Главные контакты осуществляют замыкание и размыкание силовой цепи. Они должны быть рассчитаны на длительное проведение номинального тока и на производство большого числа включений и отключений при большой их частоте. Дугогасительные камеры контакторов постоянного тока построены на принципе гашения электрической дуги поперечным магнитным полем в камерах с продольными щелями.
Рубильники - низковольтные аппараты, предназначенные для включения и отключения электрической цепи с малыми токами нагрузки и создания видимого разрыва в цепи при выводе в ремонт оборудования. С помощью рубильника разрешается замыкать и размыкать цепь, величина тока в которой не превышает номинальный ток рубильника (указан на рубильнике).
Электроприемники к шинопроводам могут подключаться по следующим схемам (рис 2.11):
а) - Сборные шины – рубильник – автомат с электрическим приводом - электроприемник (рис.2.11 – а). При необходимости вывести в ремонт оборудование рубильник используется для создания видимого разрыва в сети. Автомат служит для дистанционных включений и отключений оборудования, а также для защиты от токов КЗ.
М
М
М
1-рубильник, 2 – автоматический выключатель; 3 –контактор; 4 – магнитный пускатель.
Рисунок 2.11 – Схемы подключения электроприемников к сети 0,4 кВ с использованием автоматических выключателей, рубильников, контакторов и магнитных пускателей.
1
1
а)
2
3
4
2
СП 0,4 кВ
Сборные шины 0,4 кВ
Сборные шины 0,4 кВ
2
б)
в)

б) - Сборные шины – рубильник – автомат с ручным приводом – контактор – электроприемник (рис.2.11 – б). Контактор целесообразно использовать при частых пусках и остановах электроприемника. При необходимости вывести в ремонт оборудование рубильник также используется для создания видимого разрыва
в) силовой пункт (сборка питания) - автомат с ручным включением – магнитный пускатель – электроприемник (рис.2.11 – в).
Пакетные выключатели и переключатели. Пакетные выключатели служат для включения и отключения электрических цепей постоянного и переменного тока до 100 А при напряжении 220 В и до 60 А — при напряжении 380 В. Пакетные выключатели и переключатели значительно компактнее рубильников. Пакетные выключатели монтируются с выводом на панель только рукоятки, что обеспечивает безопасность работы обслуживающего персонала. Пакетный выключатель состоит из переключающего механизма и контактной группы. Подвижные контакты находятся внутри корпуса, клеммы неподвижных контактов выступают из корпуса. Пакетные выключатели выпускаются на токи 10 и 25 А при напряжении 220 В в одно-, двух- и трехполюсном исполнениях. Последние применяются для включения трехфазных асинхронных двигателей (например, в универсальных приводах). В трехполюсном пакетном выключателе три подвижных контакта расположены между четырьмя изоляционными шайбами. Эти же пакетные выключатели могут применяться и при напряжении 380 В, но допустимая величина тока для них снижается соответственно до 6 и 15 А
Кроме пакетных выключателей, широко применяются и пакетные переключатели. В пакетном переключателе только одно положение соответствует отключенному состоянию приемника, а три остальных - включенному различными способами. Такие переключатели используются при необходимости переключения скоростей вращения двигателя, например: на скорости 1000, 1500 и 3000 об/мин, при изменении направления вращения двигателя и т.п.
Вопросы для самопроверки
Какое оборудование ПС принято классифицировать как «силовое».
В чем особенность конструкции ат по сравнению с обычными Тр.
Какие силовые трансформаторы используются во внутризаводских сетях, схемы соединения их обмоток, применяемые системы охлаждения.
Виды и назначение измерительных трансформаторов.
КТП в схемах СЭС, их щсновные характеристики.
Коммутационные аппараты, используемые в схемах ВН питающих ПС. Последовательность их установки и действия.
Основные характеристики и требования к высоковольтным выключателям.
Виды низковольтных коммутационных аппаратов. Специфика схем их использования.
Элементы конструкции автоматических выключателей напряжением до1 кВ и их назначение.
Защитные аппараты сетей до 1000 В
4 СИСТЕМЫ ВНЕШНЕГО И ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Системы электроснабжения принято подразделять на системы внешнего и внутреннего электроснабжения. К системам внешнего электроснабжения относится та часть электроустановок, которая не находится на балансе данного предприятия и не является его собственностью, но через которую данное предприятие-потребитель получает электрическую энергию. К электроустановкам систем внешнего электроснабжения относятся электрические станции, входящие в состав генерирующих энергокомпаний (не включая заводские ТЭЦ), ЛЭП и сетевые трансформаторные подстанции, находящиеся на балансе Национальной энергетической компании (НЭК) «Укрэнерго» или энергоснабжающих компаний, в основном - облэнерго. Все эти объекты входят в состав Объединенной энергетической системы Украины (ОЭСУ). Следует заметить, что в настоящее время часть крупных промышленных объединений являются собственниками как генерирующих мощностей, так и средств передачи и преобразования этих мощностей. Однако по отношению к внутризаводским сетям эти элементы остаются элементами систем внешнего электроснабжения, входящими в состав ОЭСУ.
4.1 Энергетическая система и ее составляющие как системы внешнего электроснабжения.
В соответствии с п.1.2.2 [1] энергетической системой (энергосистемой) называется совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и теплоты при общем управлении этим режимом.
Совокупность электроустановок электростанций и электрических сетей энергосистемы называется электрической частью энергосистемы. Отсюда следует определение электроэнергетической системы (п.1.2.4 [1]) – это электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники электрической энергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии. Таким образом, источником электроснабжения для предприятий, не имеющих своих источников электрической мощности, является электроэнергетическая система, в состав которой входят генерирующие мощности – электростанции различных типов и форм собственности, линии электропередачи различных классов напряжения и протяженности, электрические подстанции с высшим напряжением от 35 до 750 кВ, которые также могут находиться на балансе государственных (ВЛ и ПС 220÷750 кВ) и частных компаний. На рисунке 4.1 представлен пример части объединенной энергосистемы, в которой сеть 330 кВ является системообразующей и практически сформировано кольцо 750 кВ (через ПС 750кВ соседней системы). Генерирующими источниками являются атомная электростанция (АЭС), тепловые электростанции (ТЭС), две гидроэлектростанции (ГЭС), а также заводские ТЭЦ, связанные с основной сетью.
Входящие в состав энергосистемы электростанции различают по ряду признаков.
По виду используемого первичного энергоносителя:
станции, работающие на ископаемом топливе (каменный и бурый уголь, уран, сланцы, природный газ, сланцевый газ, нефть и продукты нефтепереработки);
станции, работающие на возобновляемых энергоресурсах (гидроресурсы больших и малых рек, морских приливов и отливов, энергия солнца, ветра, геотермальная водных источников, геотермальная слоев земной коры и т.п.).

Рисунок 4.1 – Карта - схема электрической сети 110(150) – 750 кВ энергетической системы
Условные обозначения:
- ПС 750/330кВ (действующая)
- ПС 330/150(110)кВ (действующая)
- ПС 150(110)/10 (35/10)кВ(действующая)
- ВЛ 750 кВ
- ВЛ 330 кВ
- ВЛ 150(110) кВ
к ПС 750
750
АЭС
ПС 330
ТЭЦ
ГЭС
ТЭС
ТЭС
ТЭС
ТЭЦ
ТЭЦ
ПС 330
ГЭС
к ПС 750
ПС 750кВ
750
750
750
к ПС 330
к ПС 330
к ПС 750

По виду турбоустановок, приводящих в действие генераторы электрического тока, различают: паротурбинные, гидротурбинные (гидроэлектростанции), газотурбинные, ветровые электростанции.
По роду технологического процесса производства электрической и тепловой энергии - конденсационные и теплофикационные, а также по ряду других признаков.
Наиболее оптимальным вариантом получения надежного и устойчивого электроснабжения всех сфер жизнедеятельности общества является наличие в энергосистеме электростанций различных типов, включая использующие альтернативные энергоресурсы, что существенно повышает маневренность системы, ее надежность при стихийных катаклизмах или аварийных ситуациях технического плана.
Подстанции электрических сетей классифицируют по уровню высшего напряжения. ПС 750 и 330 кВ являются опорными подстанциями (электрическая подстанция, с которой дистанционно управляются другие подстанции электрической сети и контролируется их работа [2]). ПС 750кВ предназначены для приема мощности от крупных генерирующих источников (от АЭС на рис. 3.1) и распределения ее по сети 330 и 220 кВ в промышленном регионе, насыщенном мощными потребителями.
От ПС 330/150, 330/110 и 220/110кВ питаются ПС 110(150 кВ), входящие в состав облэнерго или крупных промышленных предприятий. В основном эти ПС являются источниками питания промышленных и коммунально-бытовых потребителей. На некоторых особо крупных предприятиях с потреблением электрической мощности в десятки МВт (например: предприятиях черной и цветной металлургии, химической промышленности и т.п.) питающими могут быть подстанции глубокого ввода напряжением 220 и 330 кВ. При построении сетей электроснабжения следует избегать параллельной работы сетей высокого и более низкого напряжений, так как это приводит к увеличению загрузки сети низкого напряжения и увеличению потерь в заводских сетях. ГПП предприятия целесообразно размещать в центре электрических нагрузок (см. раздел 3.5), если это возможно. При отсутствии указанной возможности ГПП обычно размещается на границе предприятия со стороны подвода воздушных питающих линий, если этому не препятствуют условия загрязнения изоляции.
4.2 Системы внутризаводского электроснабжения напряжением выше 1 кВ.
К системам внутреннего электроснабжения промышленных предприятий относится совокупность электроустановок и устройств, обеспечивающих питание потребителей на территории предприятия. Требования, предъявляемые к системам внутреннего электроснабжения:
обеспечение надежности питания электроприемников в соответствии с их категорийностью;
минимизация потерь энергии во внутризаводских и внутрицеховых сетях;
маневренность и ремонтопригодность;
наглядность и простота обслуживания;
экономичность при низких капитальных затратах;
учет перспективы - обеспечение возможности дальнейшего развития предприятия без коренной перестройки системы электроснабжения.
В зависимости от структуры производства конкретного предприятия, расположения цехов и положения ГПП или ПГВ, которых может быть несколько в зависимости от потребляемой предприятием мощности, для обеспечения питания электроприемников могут использоваться следующие схемы:
схемы радиального питания. При таких схемах питание внутризаводских и цеховых ТП от питающего источника ГПП или ПГВ осуществляется индивидуально по отдельной питающей линии, как правило, КЛ. Использование таких схем целесообразно при наличии электроприемников значительной единичной мощности. Такая схема требует развитого распредустройства 10(6) кВ с большим количеством ячеек с выключателями и отходящих линий, что существенно удорожает систему внутризаводского электроснабжения. На рисунке 4.2 представлен план предприятия с расположением цеховых ТП с радиальной схемой питания. В этих схемах на вводе высокого напряжения ТП выключатель устанавливается только при значительной удаленности от источника питания, чем достигается снижение затрат. Схему можно считать достаточно надежной, если однотрансформаторные ТП имеют связь по стороне 0,4 кВ с автоматическим Ц3
ТП1
ГПП
Ц1
Ц4
Ц2
Ц5
Ц6
ТП2
ТП3
ТП4-1
ТП66
ТП5
ТП4-2
Ц1 ÷ Ц6 – цеха завода;
ТП1 – ТП6 – цеховые трансформаторные подстанции: ТП1, ТП2 – внутрицеховые ПС, ТП3- ТП6 – пристроенные ТП.
Рисунок 4.2 – План предприятия с радиальной схемой внутризаводского электроснабжения
включением резерва, а двухтрансформаторные получают питание от разных секций шин 10(6) кВ ГПП.
На рисунке 4.3 представлены схемы подключения цеховых ТП к внутризаводским сетям напряжением 6-10(20) кВ.
Схемы а) и б) рисунка 4.3 – подключение через разъединитель и через выключатель нагрузки с предохранителем, соответственно, - используются для подключения трансформаторов с небольшими нагрузками – до 1000кВА включительно. В схеме в) используется глухое (без коммутационного аппарата) присоединение ТП к питающей линии, такое присоединение используется при радиальной схеме для крупных электроприемников, расположенных на незначительном расстоянии от центра питания. Схема г) – для подключения к магистрали крупных потребителей. Схема д) с высоковольтным выключателем применяется при подключении ответственных потребителей, а также потребителей, режим работы которых требует частых включений – отключений.

а)
QS
Sном,т ≤1000 кВ·А
0,4кВ
Sном,т >1000 кВ·А
в)
0.4кВ
0,4кВ
д)
Q
б)
0.4кВ
QSF
QSL
г)

Рисунок 4.3 – Схемы подключения цеховых ТП к сетям 6-10кВ: а, б) – трансформаторы мощностью менее 1000кВА; в, г, д – то же более 1000 кВА.
Радиальная сеть может выполняться двухступенчатой: на ряде предприятий с большим потреблением мощности сооружаются дополнительные РУ 10(6)кВ, которые представляют собой как бы вынесенную ближе к центрам нагрузок часть РУ 10(6) кВ ГПП. Такое распределительное устройство, не входящее в состав подстанции, называется распределительным пунктом (РП) [2]. Если РП размещено рядом с цехом, на нем могут устанавливаться трансформаторы 10/0,4 кВ для питания цеховых потребителей. В таком случае имеем РП, совмещенное с цеховой ТП. Такое исполнение рекомендуется [14].
На рисунке 4.4 представлен пример однолинейной схемы внутризаводской сети с использованием РП 10кВ, совмещенных с цеховыми ТП. В данной схеме РП1 и РП2 питаются от РУ 10кВ ГПП предприятия по двум реактированным линиям каждое. Каждое РП питает ряд цеховых ТП по более упрощенным схемам, при которых для подключения цеховой ТП на стороне 10кВ используют глухое присоединение, установку выключателя нагрузки или разъединитель. Это позволяет значительно удешевить схему, т.к. коммутационно-защитная аппаратура устанавливается только на РП. На секционных выключателях РП предусматривается автоматическое включение резерва (АВР) при потере питания одной из секций. Схема позволяет разгрузить РУ 10(6)кВ ГПП от большого количества мелких отходящих линий, сократить протяженность КЛ и токопроводов, соответственно снизить потери во внутризаводских сетях и затраты на систему электроснабжения в целом.
Рисунок 4.4 – Двухступенчатая радиальная схема внутризаводской сети 10 кВ.
Примечание. Обозначение элементов см. табл.1
М
М
АВР
АВР
АВР
РП2
РП1
ГПП
10кВР
10кВР
10кВР
10кВР
К цеховым ТП
0,4кВР
0,4кВР
К цеховым ТП
К цеховым ТП
К электроприемникам 0,4 кВ
К электроприемникам 0,4кВ
СВ

магистральные схемы предполагают подключение к одной линии нескольких цеховых ПС и получили широкое распространение на предприятиях, имеющих значительное количество разноудаленных от центра питания потребителей, и на которых радиальная схема будет высокозатратной. Пример выполнения магистральной схемы представлен на рисунке 3.5. Магистральная схема особенно удобна, когда запитываемые цеха находятся как бы на одной линии. На вводе к трансформаторам в этих схемах используется как правило более дешевая аппаратура – разъединители, выключатели нагрузки или разъединитель с предохранителем (рис.4.3, б, в, г).
а

Рисунок 4.5 – Схема одиночной внутризаводской магистрали с односторонним питанием с подключением к ней ТП а)- через выключатель, б)– предохранитель с разъединителем, в) –выключатель нагрузки, г)- только предохранитель.
а)
г)
в)
б)
г
К таким магистралям подключается не более 5-6 ТП с суммарной мощностью 5÷6 МВА. При наличии потребителей 1-й категории использование такой схемы не обеспечивает требуемой надежности, т.к. при повреждении какого-либо участка магистрали отключены будут все приемники. Если магистраль будет иметь двухстороннее питание, надежность схемы повысится благодаря возможности взаимного резервирования питающих сторон магистрали от разных секций ГПП. Во избежание увеличения токов КЗ такие схемы могут секционироваться. В целях снижения потерь в сети секционирование желательно выполнять в точке деления потоков мощности.
двойная транзитная магистраль является достаточно надежной для системы внутреннего электроснабжения (рис 3.6). По такой схеме питаются, как правило, двухтрансформаторные ТП, имеющие на стороне НН 2 секции шин с автоматическим выключателем между ними. В случае повреждения участка какой-либо магистрали на стороне ВН схемой 2-я секция
РУ 6 - 10 кВ
1-я секция
QF
QF
QF
Q2 Н
Q1 Н
0,4 кВ
QАВ

Рисунок 4.6 - Схема системы внутреннего электроснабжения промышленного предприятия на напряжении 6-10 кВ с питанием сквозными двойными магистралями.
автоматического включения резерва (АВР) подается команда на включение секционного автоматического выключателя QF на стороне 0,4 кВ. Время срабатывания АВР в пределах 0,2 с, поэтому практически потребитель не претерпевает нарушения технологического процесса.
Аналогично схеме с одиночной магистралью двойные магистрали могут иметь двухстороннее питание. При этом как правило производится размыкание схемы в точке деления потоков мощности.
Система электроснабжения смешанного типа, в которой используется и радиальные присоединение, и магистральные. Наиболее крупные и ответственные приемники присоединяют по радиальной схеме, для более мелких, которые группируются в отдельные группы, используются магистрали. Такая схема позволяет обеспечивать требуемое резервирование и надежность и не перегружена коммутационной аппаратурой, следовательно, экономичная.
4.3 Технологические схемы подстанций промышленных предприятий
На рисунке 3.7 представлены наиболее часто встречающиеся схемы подключения заводских нагрузок к системным источникам. На схеме 3.7-а представлено подключение нагрузок ответвлениями от ВЛ соответствующего напряжения с использованием высоковольтных выключателей нагрузки (на подстанциях ПС1, ПС2), схемы глубокого ввода без выключателей на высокой стороне (ПС3) и с установкой выключателя на стороне высокого напряжения трансформатора подстанции ПС4.
При присоединении к питающим линиям 35-110 кВ электроустановок предприятий, потребляющих незначительные нагрузки, могут использоваться схемы с выключателями нагрузки на высокой стороне (ПС1 двухтрансформаторная ПС, ПС2 - однотрансформаторная на схеме рис.3.7-а). Такая схема позволяет коммутировать токи нагрузки и отключать токи КЗ, соответствующие отключающей способности предохранителей, установленных в комплекте выключателя нагрузки. Перегоревшие при отключении токов КЗ плавкие вставки подлежат замене.
Для подстанций, питающих нагрузки промышленных предприятий, широкое распространение получила схема глубокого ввода с отделителями и короткозамыкателями на высокой стороне (ПС3 на рис. 3.7-а, схема 3.7-б).
35 – 110 кВ
Система
ПС1
ПС.2
ПС.4
ПС.3
а)
T
QF
QR
QN
Q
Система
35 – 220 кВ
6 – 20 кВ
20 – 35 кВ
в)
Q – выключатель, QR – отделитель,QN – короткозамыкатель, QF – выключатель нагрузки.
Рисунок 3.7 – характерные схемы электроснабжения при питании промышленных предприятий только от энергосистемы: а) - на напряжении 35-110 кВ, б) – на напряжении 110 - 220 кВ с двухобмоточными трансформаторами, в) – то же с трехобмоточными трансформаторами.
Примечание. Затенены нормально отключенные выключатели.
б)
QN
T
110 – 220 кВ
6 – 20 кВ
QR
Q
Система
ГПП
ГПП

Наиболее распространенными коммутационными аппаратами в сетях 110 кВ и выше являются воздушные выключатели, успешная работа которых возможна при наличии ресиверов со сжатым воздухом. Требуемое давление воздуха для выключателей 110-150кВ, при котором обеспечивается гашение электрической дуги, возникающей при размыкании контактов выключателя,.
составляет ≈2МПа.Для его создания на подстанции требуется компрессорная установка, что существенно удорожает строительство подстанции и усложняет ее эксплуатацию, особенно если подстанция одно- или двухтрансформаторная, и таких выключателей требуется всего один или два. Сооружение компрессорной на такой ПС нерентабельно.
Схема глубокого ввода позволяет отказаться от установки на стороне высокого напряжения трансформаторов потребительской ПС выключателей напряжением 110 – 150 кВ, что особенно эффективно при незначительном расстоянии (в пределах 10-12км) от системной подстанции до заводской. Такая схема позволяет при сохранении требуемой надежности существенно удешевить объект.
Коммутация токов нагрузки предприятия на ПГВ в нормальных режимах осуществляется выключателями отходящих линий 10(6)кВ и ввода того же напряжения трансформаторов ПГВ, а затем, при необходимости отключить трансформатор, отключением выключателя питающей ВЛ 110(150) кВ в ОРУ соответствующего напряжения опорной ПС.
Отключение аварийных токов короткого замыкания, которое может возникнуть при повреждении трансформатора, вводного выключателя стороны НН и других обстоятельствах, выполняется выключателем Q1 (Q2), установленным в ОРУ опорной подстанции энергосистемы. Для этого от защит трансформатора ГПП по высокочастотному каналу или линиям связи подается команда на отключение выключателя Q (рис.4.7-б). После выполнения этой команды отключением отделителя QR достигается автоматическое отсоединение поврежденного участка от остальной сети. Размыкание контактов отделителя происходит в бестоковую паузу, что исключает необходимость в дугогасящей камере у отделителя. В случае отсутствия возможности передачи отключающего импульса с помощью короткозамыкателя QN создается искусственное однофазное короткое замыкание на землю, на которое реагирует защита на питающем конце ВЛ и отключает выключатель Q1. Таким образом назначение короткозамыкателя QN – резервирование защит трансформатора и создание искусственного однофазного короткого замыкания в целях повышения чувствительности защит на питающем конце ВЛ.
Как правило, от питающей линии 110(150) кВ запитываются две-три ПГВ (Рис.4.8). В целях сохранения питания других потребителей, после отключения выключателя на питающем (головном) конце линии и отключения отделителя (QR) на ПГВ, где имело место нарушение нормального режима, на питающей ПС срабатывает АПВ на включение выключателя Q1 (Q2). При этом восстанавливается питание оставшихся в работе участков сети. Для создания видимого разрыва цепи, что необходимо для проведения работ на линии,
Рисунок 4.8 - Схемы подключения ПС глубокого ввода к одной питающей ВЛ напряжением 110 кВ.
Система
ПГВ1
ПГВ3
ПГВ2
6 10 кВ
110 кВ
QR2
QN2
T2
Q2
ВЛ1 110 кВ
6 – 10кВ
QR
QN
T
Q1
ВЛ2 110 кВ
6 – 10 кВ
QR
QN
T
Т1
QR1
QN2

отделение поврежденного участка от остальной сети выполняется разъединителями, установленными в РУ высокого напряжения ПГВ..
На ряде ПГВ для увеличения гибкости схемы в ремонтных режимах на стороне ВН монтируется перемычка с установкой выключателя и разъединителей – так называемая «схема мостика» (ПГВ1 рис.3.8) или перемычка только из разъединителей со стороны линий (ПГВ2). Это позволяет при отключении выключателя на питающем конце линии или участка ВЛ сохранить в работе оба трансформатора ПС. На ПГВ3 перемычка из разъединителей выполнена со стороны трансформаторов, что также позволяет при необходимости обеспечить работу обоих трансформаторов ПС.
При единичной мощности трансформаторов заводской ГПП 40 МВА и выше рекомендуется устанавливать в цепи питающей линии на стороне высокого напряжения выключатель, что существенно повышает надежность схемы. Внедрение взамен воздушных выключателей элегазовых позволяет существенно повысить надежность подстанции по сравнению с ПГВ с отделителями и короткозамыкателями. Элегаз (SF6 –шестифтористая сера) превышает по своим диэлектрическим свойствам воздух примерно в 6÷7 раз, поэтому не требуется компрессорная установка для подачи сжатого воздуха или другого газа в дугогасительную камеру выключателя. Установка элегазового выключателя несколько удорожает ПС по сравнению с применением схемы ПГВ, но значительно дешевле по сравнению с использованием компрессорной установки.
По территории промышленных предприятий для связи между ГПП (ПГВ) и цеховыми ТП или РП могут быть проложены воздушные линии, токопроводы, кабельные линии в надземных и подземных кабельных сооружениях, в земле, по стенам зданий и сооружений, на технологических эстакадах [14].
4.4 Схемы электроснабжения предприятий, имеющих блок-станции.
На ряде промышленных предприятий, где по условиям технологии производства потребляется значительное количество тепла и пара имеются свои электростанции, именуемые теплоэлектроцентралями (ТЭЦ) или блок-станциями. Эти станции могут также работать на горючих отходах основного производства, именуемых вторичными энергоресурсами (коксовый, доменный газ, генераторный газы и т.п.). К таким предприятиям зачастую относятся предприятия черной и цветной металлургии, химической промышленности – коксохимические, нефтеперерабатывающие заводы, сахароперерабатывающие заводы, крупные машиностроительные предприятия. Эти генерирующие источники, как правило, являются ведомственными, в состав энергосистемы не входят, но участвуют в электроснабжении потребителей и подчиняются централизованному диспетчерскому управлению единой энергосистемой.
На рис.3.9 представлены примеры трех характерных схем электроснабжения промышленных предприятий при наличии заводских ТЭЦ. На схеме рисунка 3.9-а потребители предприятия полностью запитаны от заводской ТЭЦ на напряжении 10(6)кВ от главного распределительного устройства (ГРУ) ТЭЦ, к которому подключены 4 генератора. Такая схема предполагает обособленную работу предприятия с питанием электроприемников только от ТЭЦ. Для обеспечения надежности в такой схеме требуется присоединение двух генераторов на секцию.
На рисунке 3.9-б связь заводской ТЭЦ и энергосистемы осуществляется на генераторном напряжении через главную распределительную подстанцию (ГРП), от шин 6 или 10 кВ которой, как и от ТЭЦ, питаются цеховые ТП. Такая схема является более гибкой, так как имеется возможность выдавать избыток мощности ТЭЦ в энергосистему, а при ее недостатке – получать из системы. Однако связь на генераторном напряжении не позволяет передать большие мощности из-за значительных потерь в линии святи ТЄЦ с системой. Поэтому она применяется только на близких расстояниях.
На схеме рисунка 4.9-в связь с системой осуществляется через подстанцию глубокого ввода, на которой могут быть установлены двухобмоточные трансформаторы с высшим напряжением 35÷220кВ и напряжением низкой стороны, соответствующим напряжению на шинах РУ с

6-10кВ
ГРУ ТЭЦ
6-10кВ

Т1 Т2
10/0,4кВ
К цеховым ТП
а)
G1, G2 – генераторы ТЭЦ; Т1, Т2 – трансформаторы связи с системой; ГРУ ТЭЦ – главное распределительное устройство ТЭЦ.
Рисунок 4.9 – Схемы электроснабжения предприятия при наличии заводской ТЭЦ: а) – потребители предприятия питаются от ТЭЦ, б) связь с системой на напряжении 6-10 кВ; в) схема с трансформаторами связи 220÷35/6-10кВ.
Система
35 – 220 кВ
6 – 10 кВ
ГРУ ТЭЦ 6 – 10 кВ
К цеховым РП и ТП
в)
Т1
Т2
б)
6 – 10 кВ
ГРП
ТЭЦ
К цеховым РП и ТП
К цеховым РП, ТП и СН
6 –10кВ
Система
К цеховым РП, ТП и СН станции
G1
G2
G1
G2

генераторного напряжения ТЭЦ. При необходимости установки на заводской ПГВ или ГПП трансформаторов мощностью свыше 25 МВА используются трансформаторы с расщепленной обмоткой НН. При этом достигается снижение токов КЗ, отключаемых выключателями 10(6) кВ, и повышение надежности схемы.
Пример схемы с трансформаторами классов 110-220 кВ, имеющими на стороне низшего напряжения расщепленную обмотку, представлен на рис.4.10. В ряде случаев на вводах 10 (6) кВ трансформаторов, а также на отходящих линиях 10 кВ для ограничения токов КЗ, отключаемых выключателями, устанавливаются токоограничивающие реакторы (см. рис.4.3).

От сети 110(150)кВ
В2
Т1
Т2


В1
QАВ1
А1 10кВ
А2
QАВ2
G2
G1
G3
G4
РП1
110(150)/10 63MBA
10кВ
110(150)/10 63MBA
РП2
К РП1
к РП2

Рисунок 4.10– Схема заводской ГПП, совмещенной с ТЭЦ, с трансформаторами связи с расщепленными обмотками НН.

Схемы электроснабжения промышленных предприятий с организацией связи с системой являются более надежными и универсальными, т.к. позволяют осуществлять питание потребителей в полном объеме и в летний период, когда работа ТЭЦ на полную мощность нерентабельна ввиду отсутствия отопительной нагрузки.
4.5 Определение места расположения центров питания предприятия.
Для определения местоположения ГПП предприятия или ГРП, а также распложения цеховых ТП целесообразно использовать метод координат, который дает возможность рассчитать центр электрических нагрузок (ЦЭН) предприятия. Этот метод аналогичен применяемому в теоретической механике определению центра тяжести системы. При использовании метода составляется картограмма нагрузок объекта, центр питания нагрузок которого определяется. Для активных и реактивных нагрузок картограммы следует строить отдельно, поскольку центры этих нагрузок могут существенно отличаться. Правильно выбранное положение центра нагрузок позволяет спроектировать оптимальную схему системы электроснабжения с минимальными затратами на сооружение и потерями мощности и напряжения в период эксплуатации
Нагрузки на генеральном плане предприятия или цеха предпочтительно представлять в виде окружностей, площадь которых равна соответствующим мощностям электроприемников. Радиусы окружностей определяются в соответствии с выбранным масштабом площади круга по формулам
(4.1)
где Ррi и Qpi - расчетная активная и индуктивная нагрузки соответственнo i-го цеха;
m – принятый масштаб нагрузок.
Расчетная нагрузка определяется с учетом осветительной нагрузки. В целях большей наглядности окружность может быть разделена на секторы, площадь которых соответствует нагрузке на напряжении до 1кВ, осветительной нагрузке, нагрузки выше 1кВ. Целесообразно нагрузки до 1кВ и выше 1кВ изображать отдельными кругами.
По построенным картограммам определяются координаты центров активных и реактивных нагрузок сначала для цеха, а затем по нагрузкам цехов определяется наиболее оптимальное положение заводской ГПП. Расчетный центр нагрузок не всегда отвечает возможности разместить ГПП. По технологическим и транспортным причинам, в зависимости от внутризаводской планировки расположения цехов, ГПП завода могут размещаться не в центре нагрузок, а там, где это удобнее с точки зрения эксплуатации и подвода питающих линий.
Пример выбора места расположения ГПП на территории предприятия представлен и приложении Е2.
Центр реактивных электрических нагрузок предприятия в целом целесообразно определять при наличии централизованного источника реактивной мощности (например: генераторы ТЭЦ работают в режиме синхронного компенсатора, т.е. вырабатывают реактивную мощность, на предприятии устанавливается синхронный компенсатор (СК) для выработки реактивной мощности и др.). Место установки компенсирующих устройств во внутризаводской сети с присоединением к сети 0,4 кВ или к сети выше 1 кВ определяется технико-экономическим сравнением вариантов размещения. Источниками реактивной мощности являются, как правило, КУ, располагаемые вблизи ее потребления.
В действительности ЦЭН не имеет постоянных координат и может меняться в зависимости от режима работы цехов, времени суток, изменений технологического цикла и т.п. Для учета этих факторов выполняются более сложные расчеты [6], не рассматриваемые в настоящем пособии.
4.6 Внутрицеховые электрические сети напряжением до 1 кВ
Требования к цеховым электрическим сетям:
обеспечение требуемой надежности электроснабжения приемников в соответствии с их категорией;
безопасность и удобство эксплуатации;
оптимальные технико-экономические показатели;
иметь комплектное исполнение для обеспечения удобства и быстроты монтажа и ремонта.
Электрические сети напряжением до 1 кВ переменного тока на промышленных предприятиях подразделяются на питающие сети до 1 кВ (от цеховых ТП до распределительных устройств до 1 кВ) и распределительные сети до 1 кВ (от РУ напряжением ниже 1 кВ до электроприемников). РУ до 1 кВ следует размещать вблизи центров нагрузок.
Внутрицеховые питающие силовые сети могут выполняться как магистральными, так и радиальными или смешанными. Выбор вида сети зависит от планировки размещения технологического оборудования, требований по бесперебойности электроснабжения, условий окружающей среды, вероятности изменения технологического процесса, вызывающего замену технологического оборудования, размещения цеховых ТП.
Магистральные силовые питающие сети рекомендуется применять:
-в энергоемких производствах при распределении электроэнергии от трансформаторов 1600 и 2500 кВА;
-для обеспечения определенной независимости электроустановок от технологии и строительной части, что важно при возможных изменениях технологического процесса и заменах технологического оборудования, при выполнении проектных и электромонтажных работ в случаях отсутствия полных исходных данных об устанавливаемом технологическом оборудовании;
-при создании модульных сетей для производств с равномерно распределенной нагрузкой по площади цеха.
Магистральные силовые сети рекомендуется выполнять комплектными открытыми или закрытыми магистральными шинопроводами. Рекомендуется открытая их прокладка.
Линию цеховой сети, отходящую от РУ НН цеховой ТП и предназначенную для питания наиболее мощных электроприемников, а также установок питания распределительной сети, называют главной магистральной линей (рис.4.11). Магистральные линии рассчитываются на большие токи (до 6300А) и пропускную способность, соответствующую мощности питающего трансформатора цеховой ТП.
ШМА – шинопровод магистральный с алюминиевыми шинами; ШРА –шинопровод распределительный; СП – силовой пункт.
Рисунок 4 .11 – Схемы блока «трансформатор - магистраль» для однотрансформаторной цеховой подстанции а)-с подключением питания в среднюю часть магистрали, б) – подключение к началу ШМА.
Примечание: Пунктиром обозначены элементы, относящиеся к установке двухтрансформаторной ПС.
К электроприемникам 0,4 кВ
М
М
СП1 0,4кВ кВ
СП2 0,4ВкВ
SF
SF
T
ШРА 0,4кВ кВ
ШМА 0,4кВ кВ
СВ
SF
T2
10/04 кВ
SF
T
SF
ШМА 0,4кВ кВ
СП10,4 кВ
М1
ШРА 0,4кВ кВ
М2
СП2 0,4 кВ
10/04 кВ
а)
б)
СB
СB
СB

При выполнении главной магистрали используются схемы «блок трансформатор-магистраль» (БТМ), в которых на ТП отсутствует РУ НН, а магистраль подключается к цеховой трансформатору непосредственно через автоматический выключатель (рис.3.11). Число магистралей, отходящих от ТП, как правило, не должно превышать количества трансформаторов ТП.
Для трансформатора мощностью 1000 кВА должна предусматриваться, как правило, одна магистраль, для трансформаторов мощностью 1600 и 2500кВА - не более двух магистралей. В зависимости от расположения цеховых ТП подключение магистрали к ТП может выполнять в середине магистрали (рис.4.11,а) или в начале магистрали (рис.4.11,б).
Если в цехе установлена двухтрансформаторная ТП, то для возможности взаимного резервирования между магистралями устанавливается перемычка с автоматическим выключателем 0,4 кВ - на рис.3.11, а) показана пунктиром.
В цехах с рассредоточенными нагрузками используются схемы с несколькими распределительными магистралями. В этом случае ТП должна иметь РУ НН. К распределительным магистралям подключаются приемники малой и средней мощности. Выполняются распределительные магистрали с помощью комплектных распределительных шинопроводов серий ШРА. Отдельные приемники подключают к шинопроводам через ответвительные коробки кабелем или проводом, которые прокладываются в трубах, коробах, пластиковых или металлорукавах.
Помимо шинопроводов, предназначенных для питания силовой нагрузки, в цехах могут использоваться троллейные и осветительные шинопроводы.
Троллейные шинопроводы предназначены для питания подъемно-транспортных механизмов и переносных электрифицированных инструментов. Изготавливаются с медными шинами (на номинальный ток 100, 200 и 400 А) и с шинами из алюминиевого сплава (на номинальный ток 100, 250 и 400 А).
Осветительные шинопроводы предназначены для питания светильников и электроприемников малой мощности. Их номинальный ток 25, 63 и 100 А. СП осветительной сети выполняются в основном с предохранителями в целях их удешевления. На рисунке 4.12 показана схема радиальной цеховой электрической сети с использованием силовых пунктов, расположенных в центрах нагрузок и получающих питание от РУ 0,4кВ цеховой ТП.
Рисунок 4.12 – Схема радиальной цеховой сети на напряжение до 1 кВ при установке двухтрансформаторной ТП.
SF
SF
SF
Т2
РУ2 0,4 кВ
SF
Т1
СП3
СП2
СП1
СП7
СП6
СП5
СП4
РУ1 0,4 кВ
М
М
М
М
М
М
М
М

Радиальные внутрицеховые силовые питающие сети должны применяться при неблагоприятной среде помещения (взрывоопасные и пожароопасные установки, наличие проводящей пыли, химически активная среда), при повышенных требованиях по обеспечению бесперебойности питания РУ напряжением до 1 кВ. Радиальные сети представляют собой совокупность линий, отходящих от РУ НН цеховой ТП, к которым подключаются групповые силовые пункты (СП) или распределительные шкафы (ШР), расположенные в центрах нагрузок.
В ряде случаев могут применяться смешанные схемы, когда часть нагрузок питается от ШРА, а часть от СП 0,4 кВ. ШРА могут также подключаться к СП.
Располагаются магистральные шинопроводы в цехах на высоте 3-4 м над уровнем пола, крепятся на кронштейнах или специальных стойках. Это позволяет уменьшить расстояние до подключаемых к магистрали распределительных шинопроводов, РП или отдельных мощных приемников.
Распределительные шинопроводы обычно размещаются на высоте 1,5м на специальных стойках, а также могут крепиться на кронштейнах к стенам или колоннам или подвешиваться на тросах к фермам здания.
Классификация внутрицеховых электрических сетей по конструктивному исполнению представлена на рис.4.13. Использование того или иного конструктивного исполнения существенно зависит от категории помещения [1]. В цеховых сетях напряжением до 1000 В наиболее широкое распространение получили электропроводки, кабельные линии комплектные шинопроводы. Воздушные линии имеют крайне ограниченное применение.
4.7 Комплектные распределительные устройства напряжением до 1кВ
Комплектные распределительные устройства напряжением до 1кВ предназначены для приема и распределения электроэнергии, управления и защиты электроустановок от перегрузок и коротких замыканий. Они состоят из полностью или частично закрытых шкафов или блоков со встроенными в них коммутационными и защитными аппаратами, устройствами автоматики, измерительными приборами и вспомогательными устройствами.
Для распределения электроэнергии в цехах промышленных предприятий применяются силовые распределительные шкафы и пункты.
Шкафы силовые распределительные ШР11 применяются для приема и распределения электроэнергии в промышленных установках на номинальный ток до 400 А. В зависимости от типа шкафа на входе устанавливается рубильник или рубильник с предохранителем. Два рубильника устанавливаются при питании шкафа от двух источников. Шкафы имеют 5…8 отходящих групп, укомплектованных предохранителями серии ПН2 или НПН2 на номинальные токи 60, 100 и 250 А.
Пункты распределительные серии ПР11 предназначены для распределения электроэнергии напряжением до 660 В переменного и 220 В
Токопроводы (шингпроводы)
Сети напряжением до 1000 В
Шины и голые провода
Изолированные провода и кабели
Воздушные линии
Электропроводки
Кабельные линии
Распределительные
Магистральные
Открытые
В кабельных сооружениях
Осветительные
Тролейные
Скрытые
Открытые
Открытые внутри зданий
Защищенные
Наружные
Скрытые, внутри зданий
По эстакадам совместно с техническими трубопроводами
В земле, в траншеях
По воздуху (подвесные)
По стенам и конструкциям
Закрытые
Пыленепроницаемые
В каналах
В кабельных полуэтажах, подвалах, шахтах
В полах и фундаментах, трубах и коробах
Рисунок 4.13 – Классификация цеховых сетей напряжением до 1 кВ по конструктивным признакам.

постоянного тока и для обеспечения защиты линий при перегрузках и коротких замыканиях. Пункты укомплектованы автоматическими выключателями серии АЕ20 в однополюсном и трехполюсном исполнениях с номинальным током 63 и 100 А. В зависимости от схемы в шкафах устанавливается от 3 до 30 линейных однополюсных автоматических выключателей и от 1 до 12 – трехполюсных. На вводах пунктов предусматривается автоматический выключатель серии А3700 или АЕ20 на токи 100÷630 А.
Пункты распределительные серии ПР24 укомплектованы автоматическими выключателями серии А3700. В зависимости от схемы в шкафах устанавливается 4, 6, 8 или 12 линейных автоматов. В таблицах В.2, В.3 приведены параметры и комплектация некоторых типов распределительных пунктов.
Распределительные пункты серии ПР85 и ПР87 выпускаются на номинальные токи от 160 до 630 А. Комплектуются автоматическими выключателями серии ВА50 и предназначены для распределения электроэнергии и защиты электроустановок при перегрузках и токах КЗ, для нечастых оперативных включений и отключений электрических цепей и пуска асинхронных двигателей.
Пункты имеют исполнения по номинальному току – 160, 250, 400 и 630 А, по степени защиты оболочки – IP21 и IP54, по способу установки – напольное, навесное и утопленное. Пункты серии ПР85 предназначены для эксплуатации в сетях напряжением до 660 В переменного тока, а серии ПР87 – в сетях напряжением до 220 В постоянного тока.
В таблицах В.1-В.3 приложения В приведены параметры некоторых типов распределительных пунктов и шкафов.
Вопросы дл самопроверки
Элементы, входящие в системы внешнего электроснабжения, их назначение.
Виды схем внутризаводсой сети СЭС, их преимущества и недостатки.
В чем заключается особенность использования схем глубокого ввода ГПП промышленных предпиятий.
Основные характеристики СЭС при наличии заводсих блок-станций.
Определения местоположения ГПП предприятия.
Построение внутрицеховых СЭС.
Основные виды внутрицеховых сетей. Классификация цеховых сетей напряжением до 1 кВ по конструктивным признакам.
Электропомещения и их классификация.
Особоопасные помещения и требования к электроустановкам, размещенным в них.
Какие помещения относят к влажным помещениям, и какие к жарким.
Блок «трансформатор-магистраль» и его использование. Распределительные шиопроводы и распределительные пункты.
Назначение, характеристики КРУ напряжением до 1000 В.
5 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ
5.1 Графики потребления электрической энергии
Изменение электрической нагрузки (потребляемой мощности) во времени отдельным электроприемником характеризуется его индивидуальным графиком нагрузки. Эти графики необходимы для определения нагрузок, создаваемых отдельными мощными электроприемниками с резкопеременным режимом работы (например, сварочные аппараты, электрические сталеплавильные печи, прокатные станы и т.п.). Индивидуальные графики по характеру повторяемости (регулярности) процессов разделяют на периодические, цикличные, нецикличные и нерегулярные (рис.4.1). В периодическом (рис.4.1- а) время рабочего цикла tц является постоянным и состоит из времени работы tр и времени останова tо, которые одинаковы во всех циклах:
tц = tр + tо, при этом tц1= tц2 = …= tцn,
где n – количество циклов в технологическом процессе.
Для второго типа графиков - циклические - характерна одинаковость графика рабочего периода tр при неодинаковых промежутках простоя tо.
tц1 = tр1 + tо1, tц2 = tр2 + tо2, tц3 = tр3 + tо3 и т.д.
При одинаковости рабочего периода tр = tр1 = tр2 = tр3 = …= tрn среднее время цикла может быть определено по выражению
(4.1)
б)
t
Р
tо1
tо3
tо2
tц2
tц1
tц3



Р






t
а)
в)
tр1
tр2
tр3
Р
t
tц1
tо1
tц2
tц3
tо3
tо2
tц(tц1, tц2, tц3) – период полного цикла, tо(tо1, tо2, tо3) – время простоя оборудования; tр (tр1, tр2, tр3) – время работы оборудования
Рисунок 4.1 – примеры индивидуальных графиков нагрузок электроприемников различных типов: а) – периодический; б) – циклический; в)- нецикличный нерегулярный

Групповые графики нагрузок используют при проектировании систем электроснабжения цеха или предприятия. Эти графики характеризуют изменение во времени потребление мощности группой однородных приемников, группой приемников, установленных на каком-то участке, в цехе, т.е. объединенных территорией или технологическим процессом. Групповые графики цеховых электроприемников позволяют с достаточной достоверностью определить потребление активной и реактивной мощности и выбрать мощность силовых трансформаторов, питающих нагрузки, и определить требуемую пропускную способность ВЛ и КЛ.
Аналогично графики нагрузок предприятия в целом дают возможность правильного выбора питающих источников (сечения проводов ВЛ и КЛ, мощности силовых трансформаторов ГПП предприятия, мощности и места установки компенсирующих устройств, обеспечение резерва мощности и т.п.), а также оптимальной схемы внешнего электроснабжения предприятия.
Графики нагрузок составляют как для потребления активной Р(t), так и реактивной Q(t) мощности. Соответственно различают понятия номинальной активной мощности и номинальной реактивной мощности электроприемника. Номинальная активная мощность Рн – это мощность, выраженная в киловаттах (кВт), потребляемая из сети при номинальном напряжении. Номинальная реактивная мощность электроприемника Qн (выражается в киловольт-амперах реактивных - кВАр) – это реактивная мощность, потребляемая приемником из сети (со знаком «плюс») или отдаваемая в сеть (знак «минус») при номинальной активной мощности и номинальном напряжении.
Номинальная активная мощность электроприемника Рн (кВт), номинальное напряжение Uн (кВ), частота f (Гц), а в ряде случаев и номинальный ток Iн, указываются на заводском щитке, закрепляемом на корпусе оборудования, а также в паспорте на это оборудование. Поэтому эти величины называются также паспортными параметрами электроустановок. Для электродвигателей, сварочных машин и трансформаторов, а также других установок (например, дуговые сталеплавильные печи, индукционные печи нагрева и т.д.) указывается величина коэффициента мощности – cosφ.
Как известно из курса «Электротехники» активная мощность трехфазных электроприемников определяется по формуле
Pн= 3∙Uн∙Iн∙cosφ (кВт, Вт)(4.2)
где Uн – номинальное (линейное) напряжение, Iн – номинальный ток.
Из (4.2) определяется номинальный ток, если его нет в паспортных данных.
Активная мощность однофазных приемников определяется по формуле
P= Uф∙Iн∙cosφ(4.3а)
где Uф – фазное напряжение сети.
Реактивная мощность трехфазных электроприемников. кВАр,
Qн = 3∙Uн∙Iн∙sinφ(4.4)
Для электроприемников, работающих в повторно-кратковременном режиме (ПКР) паспортная мощность приводится к номинальной расчетной мощности при 100% продолжительности включения (ПВ=100%) , которая учитывается при расчете нагрузок, по формуле
(4.5)
где - номинальная паспортная мощность, кВт; - паспортная относительная продолжительность включения, задается в %. Для трансформаторов сварочных машин, для которых характерен ПКР, номинальная мощность является условной величиной и определяется с учетом паспортного значения ПВ и коэффициента мощности
, кВт(4.6)
Соответственно, паспортная реактивная мощность приемников с ПКР также определяется с учетом паспортного значения ПВ:
, кВАр(4.7)
Если агрегат по своей технологической структуре имеет многодвигательный привод, то под его номинальной мощностью как электроприемника понимается сумма номинальных мощностей двигателей, приведенных к ПВ=100% по указанным формулам. Аналогично должна определяться и реактивная мощность.
Однофазные электроприемники, равномерно распределенные по фазам трехфазной сети, учитываются как трехфазный электроприемник, мощность которого равна суммарной мощности однофазной нагрузки.
Графики нагрузок различают также по временным характеристикам: часовые, суточные, месячные, годовые, сезонные. Для отраслей промышленности характерны свои суточные и годовые графики, определяемые характером технологических процессов на данном производстве. На рисунке 4.2 представлен суточный график нагрузок предприятия с трехсменным графиком работы части цехов и общезаводских служб.
Рисунок 4.2 – Суточный график нагрузок по активной мощности предприятия с трехсменным режимом работы.
Т,час
Тс = 24ч
100
Рс,
%
75
50
25
Рмин
Pмакс
ti
t1
tn

4.2 Показатели графиков электрических нагрузок
Из графиков электрических нагрузок как отдельных потребителей, так участков, цехов и предприятия в целом можно определить ряд существенных показателей, которые нужны как в эксплуатации, так и при проектировании систем электроснабжения. В последнем случае на стадии проектирования системы электроснабжения предприятия могут составляться предварительные графики нагрузок. В целом по графикам нагрузок определяются:
Потребление электрической энергии W за определенный период времени (сутки, смену, месяц). Суточное потребление, кВтч:
(4.8)
где n - количество интервалов времени. Как правило, съем нагрузок делается в почасовом режиме.
2. Средняя нагрузка PС за определенный период времени (сутки, смену), кВт
(4.9)
где Wпер – потребление энергии за рассматриваемый период времени,
Тпер – продолжительность периода
На действующих предприятиях суточное потребление электроэнергии Wсут, кВТч, определяется по показаниям счетчиков активной (Wa) и реактивной Wp энергии.
Средняя нагрузка за наиболее загруженную смену РСМ.
Средняя нагрузка за наиболее загруженную смену определяется по количеству потребленной за смену электроэнергии и продолжительности смены. Среднее потребление активной мощности, кВт:
(4.10)
Потребление реактивной мощности за наиболее загруженную смену, кВАр
.(4.11)
Наиболее загруженной считается смена характерных суток, в которой потребление энергии данной группой электроприемников является наибольшим. За наиболее загруженную смену принимается дневная смена, если другое не определяется спецификой режима (например, перевод основной нагрузки на ночное время, когда действуют льготные тарифы на электроэнергию, и т.п.). Характерными сутками являются зимние сутки с максимальным потреблением энергии. В такие сутки обычно выполняется контрольный замер потребления электроэнергии и мощности, результаты которого позволяют проанализировать ситуацию с энергопотреблением на предприятии и принять меры по его оптимизации. Если продолжительность дневной смены составляет 8 часов, то средняя нагрузка за наиболее загруженную смену (так называемая среднемаксимальная) определяется по выражению, кВт:
(4.12)
где tн и t о - время начала и окончания смены, соответственно;
Рi - мощность, кВт, потребляемая электроприемниками за период времени ti.
4.Максимальная нагрузка Рмакс.
Максимальная нагрузка по активной Рмакс и реактивной Qмакс мощности на графике нагрузки представляет собой наибольшее значение из соответствующих средних величин, полученных на интервале осреднения длительностью 30 мин. Максимальную нагрузку называют расчетной. Поэтому можно записать, что расчетная нагрузка - это максимальная нагрузка на получасовом интервале, т.е. РР = Рр макс = Р30.
По максимальной нагрузке выбираются элементы системы электроснабжения, сечение проводников, проводится расчет максимальных потерь мощности в них, выбираются компенсирующие устройства.
5.Номинальная мощность РН.
Понятие номинальной мощности используется при анализе суточных графиков нагрузки. Номинальная мощность или, что то же самое, установленная мощность электроприемника, группы приемников электрической энергии - это мощность, обозначенная на заводской табличке или в паспорте электроприемника.
Групповая номинальная активная мощность является суммой номинальных паспортных мощностей отдельных рабочих приемников.
При исследовании графиков и расчетах нагрузок применяются некоторые безразмерные показатели графиков нагрузок, характеризующие режимы работы электроприемников (см. раздел 4.3).
4.3 Нормативные характеристики графиков нагрузки
При расчетах нагрузок электроустановок промышленных предприятий и выборе мощности источников их питания и других характеристик питающей сети используется ряд нормативных понятий [5], а именно:
Присоединенная мощность электроустановки (Присоединенная мощность)- это сумма номинальных мощностей трансформаторов и приемников электрической энергии потребителя, непосредственно подключенных к электрической сети.
(4.13)
где SТР.ПС – мощность отдельного трансформатора, установленного на подстанции (подстанциях), питающей предприятие.
Коэффициент неравномерности графика нагрузки энергоустановки потребителя (Коэффициент неравномерности) отношение минимального значения ординаты графика нагрузки потребителя к максимальному за установленный интервал времени (см. рис.Х.2)
или (4.14)
Коэффициент заполнения графика нагрузки энергоустановки потребителя (Коэффициент заполнения) - отношение среднеарифметического значения нагрузки энергоустановки потребителя к максимальному за установленный интервал времени. Коэффициент заполнения графика для отдельного приемника
(4.15)
где - среднеарифметическая (средняя) мощность, потребляемая электроприемником за определенный отрезок времени Т=Σti;
р(t) – мгновенное значение мощности, потребляемой электроприемником;
W – электроэнергия, потребленная электроприемником за расчетный период времени Т; за расчетный период как правило принимается время наиболее загруженной смены;
ti – отрезок времени, в течение которого фиксировалась мощность приемника Рi.;
Рмакс t – максимальная мощность приемника в течение периода времени Т=Σti . Для отдельного электроприемника максимальная мощность принимается равной его номинальной (установленной) мощности.
Для группы электроприемников
(4.16)
Где Рс гр см – средняя мощность, потребляемая группой электроприемников за наиболее загруженную смену;
Рсмен макс - максимальная нагрузка группы электроприемников в наиболее загруженную смену, как правило соответствует совмещенному максимуму нагрузки. Совмещенный максимум нагрузки Рсовм - это максимум суммарной нагрузки работающих параллельно электроустановок потребителей. Как правило принимается, что Рсм = Р30.
Коэффициент спроса - отношение совмещенного максимума нагрузки приемников энергии к их суммарной установленной мощности.
= (4.17)
Значения коэффициента спроса принимаются по справочным материалам для характерной группы электроприемников [6.7.10]. при этом следует также учитывать значения коэффициентов использования для различных производств.
Коэффициент одновременности - отношение совмещенного максимума нагрузки энергоустановок потребителей к сумме максимумов нагрузки этих же установок за тот же интервал времени.
.(4.18)
Коэффициент использования установленной мощности электроустановки - отношение среднеарифметической мощности к установленной мощности электроустановки за установленный интервал времени
(4.19)
Для группы электроприемников коэффициент использования
(4.19а)
где pi ном – номинальная мощность i- го электроприемника,
РномΣ – сумма номинальных мощностей группы электроприемников.
Коэффициент сменности по энергопотреблению (Коэффициент сменности) - отношение годового количества электроэнергии, потребляемой предприятием, к условному годовому потреблению. Под условным годовым потреблением понимают потребление при работе всех смен в режиме наиболее загруженной смены.
(4.20)
где Wсм макс – потребление электроэнергии за наиболее загруженную смену, кВТ·ч;
Nсм.год – количество смен в году.
4.4 Определение потерь мощности и напряжения в системах электроснабжения.
4.4.1 Определение потерь мощности в воздушных и кабельных линиях электропередачи.
Потери мощности в линии определяются величиной нагрузки, подключенной к линии, и параметрами линии: длиной, активным и реактивным сопротивлением, а также емкостной проводимостью линии, зависящей от геометрических параметров ЛЭП. Нагрузка, создаваемая электроприемником или группой приемников, складывается из активной Рн и реактивной Qн составляющих. Ток в линии, создаваемый трехфазной нагрузкой, А
(4.21)
где Uл = - номинальное напряжение сети, кВ, равное линейному напряжению, индекс «л» принято опускать;
Uф – фазное напряжение
По закону Джоуля-Ленца количество теплоты, выделяющееся в проводнике в единицу времени при прохождении по нему тока, пропорционально сопротивлению этого проводника и квадрату тока, т.е. на нагрев проводника расходуется энергия, теряемая в проводнике на преодоление его сопротивления. Потери энергии в единицу времени – это потери мощности. Таким образом, теряемая в проводнике мощность пропорциональна его сопротивлению и квадрату величины тока, проходящего по нему. Соответственно, потери мощности в одной фазе линии ΔS(1)л, кВт, определяются квадратом тока нагрузки и сопротивлением линии Zл
ΔS(1)л = I2Zл (4.22)
Подставив значение тока из (4.21) и выразив Zл через активную и реактивную составляющие сопротивления, получим полные потери мощности в трехфазной сети, кВ·А
(4.23)
Сопротивление линии
,
где RЛ – активное сопротивление, XЛ – реактивное сопротивление линии, Ом.
RЛ = r0l, ХЛ = х0·l (4.24)
r0,. х0· удельные активное и реактивное соответственно сопротивления линии, Ом/км,
l – длина линии, км.
Потери мощности на активном сопротивлении определяют активные потери, на реактивном – реактивные потери в линии:
, кВт,(4.25)
, кВАр (4.26)
Из полученных выражений следует, что потери мощности в линиях обратно пропорциональны квадрату напряжения, т.е при передаче одинаковой мощности чем выше напряжение сети, тем ниже в ней потери. Этот момент всегда следует учитывать при проектировании электрических сетей и выборе уровня напряжения. В то же время в существующей сети с оборудованием определенного класса напряжения повысить напряжение нельзя выше нормируемых ПУЭ и стандартами [19] допустимых отклонений, т.к. это может привести к пробою изоляции, повреждению оборудования и нарушению нормального режима электроснабжения. Потери мощности на корону, обусловленные наличием емкостной проводимости ВЛ, в сетях напряжением 35-110-150кВ могут не учитываться, если сечение провода не меньше минимально допустимого для этих сетей по условиям короны: для ВЛ 110кВ – это 70мм2, минимальный диаметр провода 11,3мм, для ВЛ 150кВ – 120мм2, минимальный диаметр – 15,2мм.
При расчетах сетей электроснабжения промышленных предприятий схемы замещения ВЛ и КЛ 10 – 150 кВ принимаются упрощенными (рис.Х.Х).
ХЛ
ХЛ



a)
б)
в)
Рисунок 4.3 – Схемы замещения линий электропередачи: а) – напряжением до 1 кВ и КЛ до 10 кВ; б) – ВЛ 35-110 кВ; в) - ВЛ 220кВ и выше.

При расчете потерь мощности в КЛ напряжением 10кВ и ниже учитываются только активные сопротивления (рис. 4.3.-а), т.к. реактивное из-за близости проводов фаз очень мало. Для протяженных шинопроводов реактивное сопротивление следует учитывать (рис. 4.3-б) [11]. Величины r0, х0, приводятся в справочных данных (табл.А.8 приложения А, [6], [7], [10] и др.).
4.4.2 Потери мощности в трансформаторах.
Потери активной мощности в стали трансформаторов принимаются равными потерям холостого хода ΔРхх, которые указываются в паспортных данных трансформаторов. Эти потери практически не зависят от нагрузки Тр. Потери активной мощности в обмотках трансформатора можно принимать равными потерям короткого замыкания ΔРКЗ с учетом коэффициента загрузки трансформатора Кз.т, определяемом как отношение полной нагрузки трансформатора к его номинальной мощности. Суммарные потери в трансформаторе, кВт
ΔРт = ΔРхх + Кз2 ΔРк.з(4.28)
Если учитывать, что потери мощности в трансформаторе обуславливают дополнительные потери мощности в сети, по которой к трансформатору передается теряемая в нем мощность, то рассчитываются приведенные потери холостого хода и трансформатора в целом, кВт:
(4.29)
где = ΔРхх + Ки.п·ΔQхх – приведенные потери холостого хода Тр, учитывающие потери в самом Тр и создаваемые им в элементах всей СЭС потери в зависимости от реактивной мощности, которую потребляет Тр,кВт;
Ки.п. – коэффициент изменения потерь, принимается равным 0,02 кВт/кВАр для трансформаторов, присоединенных непосредственно к шинам ПС, и Ки.п. = 0,1÷0,15 кВт/кВАр для трансформаторов напряжением 10-6/0,4 кВ, питающихся от районных сетей.
Аналогично определяются приведенные потери КЗ, кВт,
ΔР'к = ΔРк.з + Ки.п. ΔQКЗ (4.30)
Потери реактивной мощности в трансформаторах также определяются по указанным в паспортных данных трансформатора величинам тока холостого хода Iхх и напряжения короткого замыкания uк% , которые и определяют потери в стали трансформаторов и потери в обмотках (потери в меди)
ΔQхх = ΔQс =;ΔQк.з = ΔQм =
Полные потери реактивной мощности
ΔQT = ΔQс + ΔQм ≈ , (4.31)
Поскольку нагрузки трансформаторов непостоянны, в том числе параллельно работающих, есть смысл отключать недогруженные Тр, если это не противоречит требованиям надежности. Это дает возможность повысить экономичность СЭС за счет снижения потерь холостого хода. Нагрузка, при которой целесообразно отключать параллельно работающий трансформатор при снижении потребления или включать на параллельную работу при росте нагрузок, определяется по выражению, кВА
,(4.32)
где N – количество трансформаторов одинаковой мощности, работающих в цехе.
Годовые потери электроэнергии в трансформаторах определяются суммой потерь холостого хода и нагрузочных потерь. Если известно число часов использования максимума нагрузки ТМ на данном предприятии или в цехе, то потери энергии находят по приведенному времени наибольших потерь τп , ч, определяемому по эмпирической формуле [20]
τп = (0,124+ТМ/10000)2 8760, (4.33)
тогда годовые потери электроэнергии, кВтч
ΔWгод = N·Рхx. Tгод + PКЗ· τп (4.34)
где N- количество параллельно работающих трансформаторов,
- коэффициент максимальной загрузки трансформаторов.
Суммарные потери в сети определяются суммой потерь в линиях, токопроводах, трансформаторах, компенсирующих устройствах и других элементах СЭС.
4.4.3 Компенсация реактивной мощности в системах электроснабжения
Для снижения потерь мощности и напряжения в действующих электроустановках стремятся снизить переток реактивной мощности Q по элементам сети, что дает возможность увеличить полезную пропускную способность линии (при одинаковом токе в линии передать большую активную мощность) и снизить загрузку трансформаторов. Для снижения потока реактивной мощности у потребителя устанавливаются компенсирующие устройства (КУ), используется также термин «установки компенсации реактивной мощности - УКРМ, которые представляют собой батареи силовых конденсаторов (БСК), подключаемых либо на напряжении 10 кВ (как правило на РП - см. СВ на рис.3.3), либо на напряжении 0,4 кВ непосредственно вблизи электроприемников с подключением КУ к магистральным шинопроводам или распределительным пунктам (щитам или шкафам) - (рис.3.10, 3.11). В соответствии с [1] УКРМ, устанавливаемые у потребителя, должны обеспечивать потребление от энергосистемы реактивной мощности в пределах, указанных в условиях на присоединение электроустановок этого потребителя к энергосистеме.
Потери активной мощности в питающей линии при наличии КУ определяться по выражению, кВт
(4.27)
Аналогично потери реактивной мощности, кВАр
, (4.27а)
Поскольку расчетная реактивная нагрузка в сетях электроснабжения промышленных предприятий определяется нагрузкой приемников напряжением 6-10 кВ и напряжением до 1 кВ, а также потерями реактивной мощности в сети и трансформаторах, то при проектировании выбирается оптимальное распределение установки УКРМ в сетях указанных напряжений. Определяется наибольший эффект от снижения потерь в сети и затраты на установку УКРМ. При этом должна учитываться возможность получения реактивной мощности от установленных на предприятии СД.
В настоящее время промышленностью выпускаются автоматические конденсаторные установки 0,4…35кВ, которые предназначены для осуществления автоматической компенсации реактивной мощности потребителей. Для компенсации реактивной мощности быстродействующих нелинейных несимметричных нагрузок (например – дуговые сталеплавильные печи (ДСП), электрифицированный ЖД-транспорт, мощные тиристорные приводы электродвигателей и т.п.). применяются статические тиристорные компенсаторы СТК на напряжения 6÷35кВ, называемые также ФКУ (фильтрокомпенсирующие установки). Время реакции системы регулирования СТК на изменение регулируемого параметра составляет 5мс для нагрузок типа ДСП, и 25-100мс для общепромышленных нагрузок.
Для компенсации реактивной мощности могут также использоваться синхронные двигатели и синхронные генераторы, которые выдают в сеть реактивную мощность в режиме перевозбуждения.
4.4.4 Определение потерь и падения напряжения
Изменение напряжения в нагруженной линии определяется двумя характеристиками: падением напряжения и потерями напряжения. Падение напряжения есть величина геометрическая, представляющая разность векторов напряжений начала и конца линии. Векторная диаграмма напряжений представлена на рис. 4.4. Падение напряжения соответствует вектору .
δU12= = - = Iн·Zл = Iн (RЛcosφ + XЛ sinφ),(4.35)
где φ – угол между током и напряжением в фазе,
RЛ , ХЛ и Zл – соответственно активное, индуктивное и полное сопротивления линии, Ом;
ХЛ

S нагр

Q
+i
+1
δU12
Рисунок 4.4 – К расчету падения и потерь напряжения в линии



φ
ΔU
А
В
А1
О
С
U1
U2

Iн = - ток нагрузки линии, А;
U н = U2 – напряжение в конце линии на электроприемнике (нагрузке), кВ;
Рн и Qн – активная и реактивная составляющие нагрузки соответственно, кВт
Потери напряжения в линии определяются алгебраической разностью напряжений в начале и в конце линии, которую можно получить, совместив по направлению соответствующие векторы:
ΔU = U1 - U2 =│ОА1 │– │ОВ│=А1 В, (4.36)
где ОА1 =││= │ │
Величиной СА1 часто пренебрегают из-за ее малого значения, тогда потери напряжения можно принять равными потерям на активном сопротивлении
ΔU ≈ ΔUа = Iн RЛcosφ(4.37)
Фазное напряжение в конце линии
U2 = U1 – ΔU = U1 - I (RЛcosφ + XЛ sinφ) ≈ U1 - I RЛcosφ (4.38)
Согласно требованиям [1, 13, 14, 19] напряжение у электроприемника должно соответствовать номинальному, поэтому на источнике напряжение всегда поддерживается несколько выше номинального, как правило, ≈ на 5÷10%. Для регулирования напряжения в сети используются устройства регулирования напряжения силовых трансформаторов (регулирование под нагрузкой - РПН и переключение без возбуждения - ПБВ), специальные регулировочные трансформаторы, УКРМ, ФКУ и др.
Пример расчета потерь и падения напряжения см. Приложение Е.4
Вопросы для самопроверки
Зачем составляются графики электрических нагрузок и их виды
Определение расчетной мощности электроприемников с ПКР.
Какие показатели относятся к нормативным характеристикам графиков нагрузки.
Цели определения потерь мощности в СЭС, методика их расчета.
Выбор оптимального числа параллельно работающих трансформаторов
Расчет потерь мощности в трансформаторах.
Потери и падение напряжения в СЭС, различие и порядок расчета.
Выбор оптимального числа параллельно работающих трансформаторов.
Влияние реактивной мощности электроприемников на режим электропотребления и способы компенсации реактивной мощности.
5 ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ.
5.1 Общие положения
Подключение систем электроснабжения промышленных предприятий к сетям энергосистем производится согласно техническим условиям (ТУ) на присоединение электрических нагрузок. ТУ выдаются энергоснабжающей организацией в соответствии с Правилами пользования электрической энергией [13]. Пользование электрической энергией допускается только на основании договора, заключаемого между энергоснабжающей организацией (компанией) и потребителем, электроустановки которого непосредственно присоединены к сетям энергоснабжающей организации. Поэтому перед началом проектирования системы электроснабжения необходимо обратиться к поставщику электроэнергии за соответствующими ТУ.
При проектировании СЭС промпредприятий должны выполняться следующие требования [1, 14]:
1. Источники питания должны быть максимально приближены к потребителям электрической энергии.
2. Число ступеней трансформации и распределения электроэнергии на каждом напряжении должно быть минимально возможным. 3. Распределение электроэнергии рекомендуется осуществлять по магистральным схемам. В обоснованных случаях могут применяться радиальные схемы.
4. Схемы электроснабжения и электрических соединений подстанций должны быть выполнены таким образом, чтобы требуемый уровень надежности и резервирования был обеспечен при минимальном количестве электрооборудования и проводников.
5. Схемы электроснабжения должны быть выполнены по блочному принципу с учетом технологической схемы предприятия. Питание электроприемников параллельных технологических линий следует осуществлять от разных секций шин подстанций, взаимосвязанные технологические агрегаты должны питаться от одной секции шин.
6. Питание вторичных цепей не должно нарушаться при любых переключениях питания силовых цепей параллельных технологических потоков.
5.2 Расчетные уровни электрических нагрузок
Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование и токоведущие элементы системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии, производится расчет отклонений и колебаний напряжений. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.
При проектировании СЭС выделяют характерные места, называемые уровнями [11, 12] для которых несколько отличаются подходы в определении нагрузок.
1-й уровень (1УР) – это расчетная нагрузка, которая определяется мощностью одного конкретного электроприемника, т.е. его паспортными данными: Рр = Рн. По этой нагрузке выбираются сечения провода или кабеля, питающего данный приемник, а также выбирается коммутационный аппарат, с помощью которого приемник подключается к сети.
2-й уровень (2УР) – расчетная нагрузка, которая создается группой приемников напряжением до 1000 В, подключенных к щитку, шинопроводу, шкафу 0,4 кВ и т.п. Определяется она по принятому методу расчета (см. раздел 3.2).
Sр po = ,(5.1)
По указанной нагрузке выбирается сечение радиальной линии или распределительной магистрали, питающих данную группу электроприемников. По этой нагрузке осуществляется также выбор коммутационных аппаратов, с помощью которых данная линия или магистраль подключаются к главному силовому распределительному шкафу или к питающей магистрали в схеме блока трансформатор – магистраль.
3-й уровень (3УР) – расчетная нагрузка, потребляемая отдельными крупными электроприемниками или группами приемников с шин напряжением до 1000В ПС. Фактически это нагрузка отдельных линий, отходящих от шин РУ 0,4(0,69)кВ цеховых ТП. По этой нагрузке выбираются сечения проводов и кабелей, отходящих от шин РУ соответствующего напряжения, и коммутационные и защитные аппараты, с помощью которых эти линии присоединяются к шинам РУ НН цеховых ТП.
4-й уровень (4УР) – расчетная нагрузка, получаемая на шинах низкого напряжения 0,69-0,4/0,23 кВ цеховой ТП или главной магистрали в блоке «трансформатор-магистраль». Эта нагрузка является суммарной (но не простой арифметической суммой) нагрузкой всех магистралей, распределительных шкафов и щитов, а также отдельных крупных двигателей, подключаемых к РУ 0,4(0,69) кВ цеховых ТП. В качестве расчетной нагрузки на этом уровне СЭС обычно принимают получасовой максимум нагрузок (Рр = Р30) По нагрузкам 4-го уровня определяются число и мощность трансформаторов цеховых ТП, сечение и материал шин РУ НН цеховой ТП или главной магистрали, выбираются комму тационные аппараты, устанавливаемые на вводе в РУ НН.
5-й уровень (5УР) – расчетная нагрузка, создаваемая на высокой стороне ТП с учетом потерь в трансформаторах, а также нагрузка, создаваемая электроприемниками напряжением 10(6)- 20кВ (например, мощные насосы или компрессоры, электросталеплавильные печи и.т.п.), присоединенными к шинам заводских РП 10(6)-20 кВ.
Sp 5УP = ,(5.2)
где ΔРТ и ΔQT – активные и реактивные потери в трансформаторах, которые можно определять по (4.28 – 4.31).
По расчетной нагрузке 5-го уровня выбирается коммутационная аппаратура, устанавливаемая в ячейках отходящих линий РУ 10(6) кВ, а также сечения и материал кабелей и токопроводов отходящих линий 10(6)- 20кВ, питающих цеховые ТП.
6-й уровень (6УР) – расчетная нагрузка на шинах каждой секции РП 10(6)- 20кВ. По этой нагрузке выбирается сечение шин РП, сечение кабелей или токопроводов, питающих РП, аппараты, устанавливаемые на вводе в РП и в ячейках соответствующих питающих линий РУ 10(6)- 20кВ ГПП или ПГВ завода.
Рр.6УР = (ΣРр.5УР + ΣРр.сил 6УР)·К.о.м + ΣРр.о.т + ΔРку ,(5.3)
где ΣРр.5УР – сумма расчетных нагрузок на стороне ВН цеховых ТП;
ΣРр.сил 6УР – суммарная расчетная мощность силовых электроприемников напряжением выше 1 кВ, подключенных к шинам РП (ГРП) 10(6)кВ,
ΣРр.о.т - суммарная расчетная мощность, потребляемая на освещение территории предприятия и запитанная от шин 10(6)кВ РП;
ΔРку - потери расчетной мощности в компенсирующих устройствах (КУ);
К.о.м – коэффициент одновременности максимумов силовой нагрузки.
Аналогично определяется расчетная реактивная нагрузка Qр.6УР с учетом выдачи мощности КУ.
7-й уровень (7УР) – общая расчетная нагрузка на шинах каждой секции шин 10(6)- 20кВ ГПП или ПГВ завода. Определяется по расчетным нагрузкам отходящих линий с учетом одновременности максимумов нагрузок:
Sp 7YP = ΣSpi 7УP·KO M (5.4)
где ΣSpi 7УP· - расчетные нагрузки отходящих фидеров 10(6) кВ ГПП;
KO M - коэффициент одновременности максимума нагрузок, который может приниматься в пределах 0,85÷1 в зависимости от места данного узла в СЭС предприятия.
По этой нагрузке выбираются понизительные трансформаторы, устанавливаемые на ГПП (их число и мощность), коммутационные аппараты вводов в РУ 10(6)- 20кВ ГПП или ПГВ, ошиновка трансформаторов.
8-й уровень (8УР) – расчетная нагрузка на стороне высшего напряжения (ВН) ГПП или ПГВ предприятия. Определяется аналогично расчету нагрузок 5УР, т.е. с учетом потерь в трансформаторах ГПП или ПГВ предприятия.
Определение этой нагрузки необходимо для выбора сечения ВЛ (КЛ), питающих предприятие, параметров коммутационных аппаратов на стороне ВН, схемы присоединения ПС к питающей сети системы, измерительных трансформаторов, уставок РЗА на стороне ВН, а также на питающем конце.
В зависимости от схемы ЭС завода некоторые уровни могут отсутствовать (например, при одноступенчатой радиальной схеме не будет 6УР). В этом случае расчет нагрузок ведется для следующего уровня схемы.
5.3 Основные методы расчета электрических нагрузок
К основным методам расчета электрических нагрузок относятся следующие:
по установленной мощности и коэффициенту спроса:
TOC \o "1-3" \h \z Рр = Кс·Рн(5.5)
по средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузок:
Рр = КфРс(5.6)
по средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм показателей графиков нагрузок):
Рр = КМ·РС;(5.7)
по средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней (статистический метод):
Рр = Рс± β*σ,(5.8)
где β - принятая кратность меры рассеяния; σ-среднеквадратичное отклонение.
5)по электроемкости продукции
Рр = ΣЕi·Mi/TM (5.9)
где Еi и·Mi – соответственно электроемкость продукции i-го вида и объем ее выпуска,
Тм - годовое число часов использования максимума нагрузки,час.
6)по общегодовому электропотреблению
Рр = КмWг/TГ (5.10)
где – Км- коэффициент максимума нагрузки,
Wг – общегодовое электропотребление,
ТГ = 8760ч – число часов в году.
Используются также другие методы расчета электрических нагрузок. Наиболее распространен первый метод расчета, который используется при предварительном определении потребной мощности предприятия на стадии проектирования. При этом мощность трансформаторов, питающих нагрузки предприятия может быть завышена. Однако следует учитывать, что шаг стандартной шкалы мощностей силовых трансформаторов значительно больше, чем ошибка в расчетах. По этой причине вполне возможно применение метода определения нагрузки и по коэффициенту спроса [9].
Третий метод, выполняемый но формуле (1.3), наиболее точен и применяется для расчета нагрузок на всех ступенях системы электроснабжения, но при условии наличия данных о каждом приемнике узла.
5.4 Расчет по методу коэффициента спроса
Расчетная активная Рр. реактивная Qp и полная нагрузка силовых приемников цеха определяется из соотношений :
Рр = Кс.a Рн; , Qp = PP·tgφ(5.11)
(5.12)
где Рн - суммарная установленная мощность всех групп однородных по режиму работы приемников цеха, принимается по исходным данным;
Kс.a - средний коэффициент спроса по активной мощности, принимаемый по справочным данным [7, 10], или по табл. 5.1 в зависимости от коэффициента использования Ки;
tgφ - соответствующий характерному для приемников данного цеха средневзвешенному значению коэффициента мощности cosφср.в, который может определяться по паспортным данным конкретного электроприемника или по справочным данным для характерных групп электроприемников по отрослям промышленности [6; 7, 9].
(5.13)
где соsφні - номинальное значение коэффициента мощности i-го электроприемника
Расчетная нагрузка осветительных приемников цеха обычно определяется по установленной мощности и коэффициенту спроса:
Рро = Рно ·Ксо(5.14)
где Рно - установленная мощность приемников электрического освещения;
Ксо - коэффициент спроса, для освещения, принимаемый по табл. 5.1 или по справочным данным [6, 10, 21].
Величина Рно может определяться по удельной нагрузке освещения по формуле:
Р но =Р уд.о F,(5.15)
где Руд.o - удельная нагрузка освещения, Вт/м2 площади пола цеха (табл. 1.3);
F - площадь пола цеха, определяемая по генплану.
Для осветительной установки с газоразрядными лампами расчетная реактивная нагрузка определяется по формуле
Qро = Pро·tgφо(5.16)где ·tgφо - определяется по коэффициенту мощности устанавливаемых источников света.
Полная расчетная мощность силовых и осветительных приемников цеха определяется из соотношения
Sр po = (5.17)
При установке в цехе компенсирующих устройств для компенсации потребляемой реактивной мощности выражение (5.17) принимает вид
Sр po = ,(5.18)
Где Qку – установленная мощность компенсирующих устройств.
Приемники напряжением выше 1000 В цеха учитываются отдельно. Расчетные активная и реактивная мощности групп приемников выше 1кВ определяются аналогично соотношениям (5.11, 5.12), полная мощность:
(5.19)
Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки потребителей 0,4/0,23 кВ и 6-10 кВ в целом по заводу определяются суммированием нагрузок соответствующих цехов. Аналогично, при установке компенсирующих устройств напряжением 6-10 кВ их мощность должна учитываться в балансе нагрузок по РП или ГПП.
Таблица 5.1 - Значения коэффициента спроса Кс в зависимости от коэффициента использования Ки
Ки 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9
Кс 0,5 0,6 0,65-0,7 0,75-0,8 0,85-0,9 0,92-0,95
Значения коэффициентов Ки, соsφ, Кс по отраслям промышленности приведены в приложении Д [6, 7].
Таблица 5.2 – Примерные значения коэффициента спроса осветительных нагрузок.
Мелкие производственные здания и торговые помещения 1
Производственные здания, состоящие из отдельных крупных пролетов 0,95
Производственные здания, состоящие из отдельных помещений 0,85
Библиотеки, административные здания, предприятия общественного питания 0,9
Лечебные, детские и учебные учреждения, конторско-бытовые и лабораторные здания 0,8
Складские здания непроизводственного назначения 0,6
Аварийное освещение 1
Расчет электрических нагрузок производится параллельно с построением системы электроснабжения в следующей последовательности.
1. Выполняется расчет электрических нагрузок напряжением до 1 кВ в целом по корпусу (предприятию) в целях выявления общего количества и мощности цеховых ТП.
2. Выполняется расчет электрических нагрузок на напряжении 6-10 кВ и выше на сборных шинах РП, ГПП, ПГВ.
3. Определяется расчетная электрическая нагрузка предприятия в точке балансового разграничения с энергосистемой.
Расчет нагрузок другими методами является более сложным и в данном пособии не рассматривается.
Вопросы для самопроверки
Требования к проектированию СЭС
Расчетные уровни электропотребления.
Методы расчета электрических нагрузок
Учет осветительной нагрузки
Как определяются нагрузки электроустановок 3-го и 4-го уровней?
Методы определения расчетной потребляемой мощности цеха.
Как определить расчетную нагрузку цеховой ТП.
Как учитываются приемники напряжением выше 1 кВ при расчете цеховых нагрузок.
6 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
6.1 Выбор типа трансформаторов
Выбор типов трансформаторов производится с учетом условий их установки, температуры окружающей среды и т.п. Основное применение на промышленных предприятиях находят двухобмоточные трансформаторы. Трехобмоточные трансформаторы 110/35/6 – 20кВ на ГПП применяют лишь при наличии удаленных потребителей средней мощности, относящихся к данному предприятию. Трансформаторы с расщепленными обмотками 110/10 – 10 кВ или 110/6 – 10 кВ применяют на предприятиях с напряжениями 6 и 10 кВ при необходимости снижения тока КЗ и выделения питания ударных нагрузок, а также если на предприятии существует часть потребителей на номинальное напряжение 6 кВ, а вновь вводимые нагрузки должны присоединяться к сети 10 кВ.
Трансформаторы ГПП напряжением 35 – 220 кВ изготавливают только с масляным охлаждением и обычно устанавливают на открытом воздухе. Для цеховых ТП с высшим напряжением 6–20кВ применяют масляные трансформаторы типов ТМ, ТМН, ТМЗ, сухие трансформаторы типа ТСЗ (с естественным воздушным охлаждением) и трансформаторы типа ТНЗ с негорючей жидкостью (совтол), а также с твердой литой изоляцией.
Масляные трансформаторы цеховых ТП мощностью Sном.т≤ 2500 кВ А устанавливают на открытом воздухе и внутри зданий. Внутрицеховое ТП, в том числе и КТП, применяют только в цехах I и II степени огнестойкости [1] с нормальной окружающей средой (категории Г и Д по противопожарным нормам). Число масляных трансформаторов на внутрицеховых подстанциях не должно быть более трех. Мощность открыто установленной КТП с масляными трансформаторами допускают до 2 × 1600 кВ·А. При установке на втором этаже здания допустимая мощность внутрицеховой подстанции должна быть не более 1000кВ·А.
В табл.6.1 представлены наиболее часто используемые схемы соединения обмоток двухобмоточных трехфазных трансформаторов, используемых в СЭС.
Таблица 6.1 – Схемы и группы соединения обмоток двухобмоточных трансформаторов, используемых в СЭС промышленных предприятий.

пп Условные обозначения Схема соединения обмоток Диаграммы векторов напряжения холостого хода
ВН НН ВН СН
1 У/Ун – 0
A B C
X Y Z
a b c 0
z y x
B
A
C
b
c
a

2 У/Д – 11
A B C
X Y Z
c b a
z y x
B
A
C
b
c
a

3 Ун/Д – 11
0 A B C
X Y Z
c b a
z y x
B
C
A
b
c
a

4 Д / Ун – 11
A B C
X Y Z
a b c 0
z y x
C
B
A
b
c
a

Примечания:
1.«У» означает соединение обмоток в звезду, «Д» – в треугольник.
Схема 3 применяется в основном для трансформаторов класса напряжений 110кВ и выше, работающих в режиме с эффективно заземленной нейтралью.
Схема и группа соединения обмоток определяются режимом нейтрали сети и уровнями напряжения. Для сетей с глухим или эффективным заземлением нейтрали обмотки трансформатора должны быть соединены в звезду с выведенным нейтральным проводом. Группа соединения обмоток указывается цифрами от 0 до 12. Она указывает на угловое смещение векторов линейных напряжений обмоток НН по отношению к векторам ЭДС обмотки ВН: умножив, например, число 11 на 300, получим угол отставания 3300. Для внутрицеховых сетей напряжением ниже 1 кВ используется режим глухого заземления нейтрали [1], соответственно трансформаторы 10-6/0,4 кВ цеховых ТП выполняются по схемам 1 и 4 (табл.6.1), имеющим вывод нейтрали обмотки НН. Схема 2 (табл.6.1) используется в основном для трансформаторов 35/10(6)кВ, которые устанавливаются в сетях с изолированной нейтралью.
6.2 Выбор числа и мощности трансформаторов в системах электроснабжения
Основными требованиями при выборе числа трансформаторов ГПП и цеховых ТП являются:
надежность электроснабжения потребителей (учет категории приемников электроэнергии в отношении требуемой надежности),
минимум приведенных затрат на трансформаторы с учетом динамики роста электрических нагрузок.
В общем случае мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении любого из них оставшиеся в работе обеспечили с учетом допустимых перегрузок трансформаторов питание электроприемников, необходимых для продолжения работы производства.
При питании потребителей I категории от одной подстанции необходимо иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шин, при этом мощность трансформаторов выбирают так, чтобы при выходе из строя одного из них второй (с учетом допустимой перегрузки) обеспечивал питание всех потребителей I категории. Резервное питание потребителей I категории вводится автоматически. Потребителей II категории обеспечивают резервом, вводимым автоматически или действиями дежурного персонала. При питании этих потребителей от одной подстанции следует иметь два трансформатора или складской резервный трансформатор для нескольких подстанций, питающий потребителе II категории, при условии, что замена трансформатора может быть произведена в течении нескольких часов.
Двухтрансформаторные подстанции экономически более целесообразны, чем подстанции с одним или большим числом трансформаторов. На подстанции рекомендуется устанавливать трансформаторы одинаковой мощности. В этом случае упрощается возможность их подключения на параллельную работу.
Главные понизительные подстанции, подстанции глубоких вводов (ПГВ) и цеховые ТП промышленных предприятий выполняют с числом трансформаторов не более двух. Установка более двух трансформаторов может быть принята лишь при соответствующем обосновании в проекте [14]. В начальный период эксплуатации при постепенном росте нагрузки допускается установка одного трансформатора при условии обеспечения резервирования питания потребителей по сетям низшего напряжения.
На цеховых подстанциях с двумя трансформаторами рабочие секции шин низшего напряжения целесообразно держать в работе раздельно. При таком режиме ток КЗ уменьшается почти в 2 раза и облегчаются условия работы коммутационных аппаратов напряжением до 1кВ. При отключении одного работающего трансформатора второй принимает на себя нагрузку отключившегося в результате включения секционного автоматического выключателя. При этом должна контролироваться допустимая перегрузка трансформатора (рис.6.1). Расчетная суточная продолжительность аварийной перегрузки принимается при односменной работе предприятия 4 ч, при двухсменной - 8 ч, при трехсменной - 12÷24 ч. [14].

Рис. 6.2 - Кривая для определения допустимой аварийной перегрузки трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц Кд,п в зависимости от длительности нагрузки.
Минимальное и максимальное число цеховых трансформаторов определяют по выражениям [5]
Nmin=PmaxKз.т∙Sном.т (6.1)Nmax=SmaxKз.т∙Sном.т (6.2)
Pmax, Smax – расчетная нагрузка цеха;
Sном.т – номинальная мощность цехового трансформатора;
Кз.т =– коэффициент загрузки трансформаторов, зависящий от требований надежности питания потребителей. При преобладании нагрузок 1-й категории принимают Кз.т в пределах 0,65-0,7, если преобладают нагрузки II категории - Кз.т = 0,7÷0,8, если III категории - Кз.т = 0,9÷0,95.
Sр.т. – расчетная нагрузка трансформатора, может быть определена по (2.2).
При учете количества трансформаторов мощность трансформаторов может быть определена по формуле
Sн.т.= Sp / N·Кз.т. , (6.4)
Где N – количество трансформаторов, шт.
Более точно мощность трансформаторов определяется с учетом допустимых перегрузок и их продолжительности [3].
Допускаются «сезонные» перегрузки: за счет недогрузки трансформаторов с масляным охлаждением в летнее время допускается перегрузка трансформаторов в зимнее время на 1% на каждый процент недогрузки в летнее время, но не более, чем на 15%. Допускаются также систематические перегрузки трансформаторов за счет неравномерности суточного графика нагрузки.
Цеховые ТП рекомендуется выполнять в виде комплектных трансформаторных подстанций – КТП. Они поставляются комплектно с трансформаторами мощностью 25 – 2500 кВА и в полной сборке устройств напряжением ВН 6 или 10 кВ и напряжением НН 0,4 кВ. Предназначены для приема, преобразования и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц. КТП предназначены для электроснабжения промышленных объектов в районах с умеренным климатом (от -45°С до + 45°С). Правильное определение числа КТП и мощности трансформаторов на них возможно только на основе технико-экономических расчетов (ТЭР) с учетом компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1 кВ.
На рисунке 6.2 представлен вариант однолинейной электрической схемы двухтрансформаторной КТП 10/0,4 кВ, выпускаемых ООО «Валон-А» (г.Хмельницкий, Украина)[15]. КТП подключается к сети 10 кВ через выключатель нагрузки с кварценаполненными предохранителями ПКТ и заземлителем. При отключении от питающей сети ВН включается заземлитель, ШВВ-2 ТРШНВШНЛШНС
ШНЛ ШНВ ТР-Р ШВВ-2
ШВВ-2 – шкаф высоковольтного ввода; ШНВ – шкаф низковольтного ввода, ТР-трансформатор; ШНЛ – шкаф низковольтный линейный- шкаф отходящих линий 0,4 кВ; ШНС – шкаф низковольтный секционный
Рисунок 6.3 - Пример однолинейной электрической схемы двухтрансформаторной КТП 10/0,4 кВ
что исключает возможность подачи напряжения с высокой стороны. Такие КТП могут поставляться с вакуумными выключателями 10 кВ или с глухим вводом 10 кВ без коммутационных аппаратов. На стороне 0,4 кВ выключатели могут устанавливаться в выдвижных ячейках или в стационарных. Как правило, ячейки вводных и секционного выключателей в РУНН (распределительное устройство низкого напряжения) выполняются выдвижными, на отходящих линиях – исполнение определяется заказчиком.
КТП комплектуются также релейными шкафами и шкафами учета потребления активной и реактивной мощности. РУНН состоит из набора шкафов (рис.6.2): шкафов ввода ШНВ, шкафов отходящих линий ШНЛ, для двухтрансформаторных КТП – шкафа секционного выключателя ШНС, а также по заказу – шкафами учета и сигнализации. КТП двухрядного исполнения комплектуются шинопроводом.
В таблице 6.2 представлена классификация КТП по различным признакам, схемам соединения, исполнению и др. в таблице 6.3 - технические характеристики промышленных КТП. Технические данные трехфазных масляных трансформаторов напряжением 6-10-35-110(150) кВ представлены в приложении Б.
Таблица 6.2 – Классификация КТП
Признаки классификации КТП Исполнение
По типу силового трансформатора С масляным силовым трансформатором
С сухим силовым трансформатором
По способу выполнения нейтрали со стороны низкого напряжения С глухозаземленной нейтралью
С изолированной нейтралью
По взаимному расположению изделия Однорядные (правые или левые)
Двухрядные
По числу применяемых трансформаторов Однотрансформаторные (КТП)
Двухтрансформаторные (2КТП)
По выполнению выводов отходящих линий низкого напряжения Кабелем вниз или вверх
Шинами
По климатическому исполнению и категории размещения У1
По степени защиты оболочки IP 43 по ГОСТ 14254
По типу устанавливаемых автоматических выключателей в распределительном устройстве низкого напряжения (РУНН) С выдвижным выключателем
Со стационарным выключателем
По типу исполнения устройства ввода высокого напряжения (УВН) ВВ-1 (глухой ввод) – без коммутационных аппаратов
ШВВ-2 с выключателем нагрузки ВН-РА, предохранителями ПКТ и заземлителем
ШВВ-2В с вакуумным выключателем
Таблица 6.3 – технические характеристики промышленных КТП
Наименование параметра КТП (2КТП)
250 400 630 1000 1600 2500
Мощность силового трансформатора, кВа 250 400 630 1000 1600 2500
Номинальное напряжение ВН, кВ 6 или 10
Номинальное напряжение НН, кВ 0,4
Номинальный ток сборных шин, кА:
Устройство высокого напряжения (УВН)
Распределительное устройство низкого напряжения(РУНН) 0,4
0,36 0,58 0,91 1,445 2,31 3,61
Ток термической стойкости в течении 1 с, кА
УВН
РУНН 20 20 20 20 20 -
10 10 25 25 30 40
Ток электродинамической стойкости в течении 1 с, кА
УВН
РУНН 51 51 51 51 51 -
25 25 50 50 70 100
Сопротивление изоляции цепей Ом, не менее
УВН
РУНН 1000
1,0
6.3 Выбор проводников и коммутационных аппаратов
6.3.1 Выбор проводников
При выборе проводников учитывается вид проводников, способ прокладки, вид изоляции, климатические условия, режим работы сети и приемников и другие факторы.
При выборе проводов воздушных линий (ВЛ) учитываются: нагрев длительным током, технико-экономические показатели, климатические условия. Для линий напряжением 330кВ и выше учитываются электродинамическая и термодинамическая стойкость к токам КЗ, для линий напряжением выше 110кВ – потери на корону и радиопомехи.
При выборе сечения проводников кабельных линий и марки кабелей учитываются: номинальное напряжение, нагрев длительным током, технико-экономические показатели, термодинамическая стойкость к токам КЗ, условия прокладки, желательно учитывать и электродинамическую стойкость.
При выборе шин и жестких токопроводов учитываются: номинальное напряжение, нагрев длительным током, технико-экономические показатели, электродинамическая и термодинамическая стойкость к токам КЗ, условия прокладки.
Под технико-экономическими показателями понимается достижение минимума затрат на сооружение ВЛ или КЛ при соблюдении технических требований, предъявляемых к СЭС.
Выбор комплектных шинопроводов типа ШМА для главных магистралей выполняют по расчетному току силового трансформатора, к которому подключается магистраль. Выбранное сечение проверяется на потери напряжения в шинопроводе по формуле, %
(6.5)
Где - сумма моментов токовых нагрузок шинопровода, А·км;
и - соответственно удельное активное и индуктивное сопротивление шинопровода, Ом/км.
Выбор сечения распределительного шинопровода типа ШРА также выполняется по расчетному току нагрузки, А
Iном.ШРА ≥ I р .
Выбранное сечение проверяется по потере напряжения с учетом места присоединения шинопровода к источнику питания. Если нагрузка распределена равномерно, а вводная секция находится в середине ШРА, то
, %.(6.5а)
Если вводная коробка расположена в начале шинопровода, то определяется аналогично по выражению (6.5).
Комплектные шинопроводы проверяются также на электродинамическую стойкость при КЗ по условию

где - номинальный ток динамической стойкости шинопровода (допустимый ударный ток КЗ, при котором не произойдет деформация шинопровода), А;
- расчетный ударный ток при КЗ, А.
Выбор сечения проводов и жил кабелей для цеховой сети производится
а) по нагреву длительным расчетным током, A
Iдоп. Kcp ≥ Ip .
где Iдоп – допустимый ток в проводнике по условиям нагрева, Ip – расчетный ток нагрузки,
Kcp - коэффициент учета параметров окружающей среды [1] (табл.А.6 Приложение А);
б) по условию соответствия выбранному защитному устройству
Kcp Iдоп. ≥ Кзащ·Iзащ
где Iзащ – ток срабатывания защитного устройства (предохранителя, расцепителя автомата и т.п.), А;
Кзащ – коэффициент защиты, принимаемый в соответствии с табл.6.4.
Проверке по экономической плотности тока выбранные сечения проводов и жил кабелей не подлежат в сети до 1 кВ, если это сети осветительной нагрузки и ответвления к отдельным электроприемникам, а также сборные шины электроустановок, сети с числом часов использования максимума нагрузки 4000-5000 ч. и некоторые другие [1].
Таблица 6.4 – Значения коэффициентов защиты.
Ток Iзащ и тип защитного аппарата Коэффициент защиты, Кзащ, о.е.
Для сетей с обязательной защитой от перегрузки Для сетей, где не требуется защита от перегрузки
Проводники с резиновой, полихлорвиниловой или аналогичной изоляцией Кабели с бумажной изоляцией Взрыво- и пожароопасные помещения промпредприятий Помещения, в которых нет взрыво- и пожароопасности Номинальный ток расцепителя автоматического выключателя с нерегулируемой обратно зависимой от тока характеристикой (независимо от наличия или отсутствия отсечки) 1 1 1 1
Ток срабатывания расцепителя автоматического выключателя с регулируемой, обратнозависимой от тока характеристикой 1 1 0,8 0,66
Ток срабатывания автоматического выключателя, имеющего только максимальный мгновенно действующий расцепитель 1,25 1 1 0,22
Номинальный ток плавкой вставки предохранителя 1,25 1 1 0,33

С учетом экономической плотности тока Jэк (табл.3 приложения А) выбираются сечения проводов питающих ВЛ и КЛ напряжением выше 1 кв. Выбор сечений по нагреву выполняется по расчетному току, определяемому по расчетной мощности Sp:
Iдоп ≥ Ip = Sp/3Uн, А
Для параллельно работающих линий в качестве расчетного принимается ток послеаварийного режима, когда одна из линий, оставшихся в работе, несет такую нагрузку, какую несли две линии в нормальном режиме. По справочным данным для расчетного тока выбирается ближайшее большее стандартное сечение с учетом расчетной температуры среды, условий прокладки, в том числе количества кабелей в блоках при прокладке в блоках и траншеях ([1], табл.2 приложения А). Если температура окружающей среды отличается от расчетной, также вводятся поправочные коэффициенты (табл. 6 приложение А). С учетом поправочных коэффициентов длительно допустимый ток нагрузки пересчитывается по формуле, А:
,
где Кср – поправочный коэффициент, учитывающий температуру среды ([1],табл.1.3.3)
Ксн. – коэффициент снижения токовой нагрузки при групповой прокладке кабелей (табл.2 приложения А);
К пов – к-т, учитывающий возможность повышения нагрузки при недогрузке части кабелей.
При выборе сечений КЛ учитываются также воздействие токов КЗ, если эти линии защищаются устройствами релейной защиты.
6.3.2 Выбор коммутационных аппаратов напряжением выше 1 кВ.
При выборе выключателей, разъединителей, отделителей, предохранителей, выключателей нагрузки напряжением выше 1кВ для систем электроснабжения должны учитываться следующие параметры:
номинальное напряжение – Uном
номинальный ток - Iном,
электродинамическая стойкость (ударный ток iуд. ном) – способность выдержать ударные токи при коротком замыкании (за исключением предохранителя);
термическая стойкость – способность выдержать нагрев токами КЗ (за исключением предохранителя), характеризуется током IT и временем tT термической стойкости;
коммутационная способность - способность отключать и включать электрические цепи при КЗ, которая определяется соответственно по номинальному току отключения Iот ном и току включения Iвк ном. Эти токи для большинства выключателей принимаются одинаковыми. Для отделителей и разъединителей этот параметр принимается условно ввиду возможного включения на неустранившееся КЗ
Выбор высоковольтных выключателей производится по номинальному напряжению Uном, номинальному току Iном, отключающей способности (номинальному току отключения) Iот ном, термической и электродинамической стойкости
Uном ≥ Uc
Iном ≥ Iнорм. макс; Iном ≥ Iдлит. макс;
Iот ном ≥ Iп0 , где Iп0 – установившееся значение периодической составляющей тока КЗ;
Iдлит. макс – максимальный длительный рабочий ток с учетом возможных перегрузок, А.
По термической стойкости
,
где Вк – интеграл Джоуля, IT – номинальный ток термической стойкости, кА.
tT – время термического воздействия тока КЗ, с.
Для большинства коммутационных аппаратов IT = Iп0.
По электродинамической стойкости
iуд. ном ≥ 2 Iп0
Sоткл ном. ≥ S КЗcети
Разъединители
Uном ≥ Uc
Iном ≥ Iдлит. макс;
По динамической стойкости iдин ≥ iуд ,
По термической стойкости Iт2·tT ≥ BK
Где ВК – интеграл Джоуля, определяется по выражению ВК =
- начальное значение периодической составляющей тока КЗ, - время отключения КЗ, с.
Короткозамыкатели
Uном ≥ Uc
iдин ≥ iуд Iт2·tT ≥ BK
Отделители
Uном ≥ Uc
Iном ≥ Iнорм. макс; ; Iном ≥ Iдлит. макс;
iдин ≥ iуд:Iт2·tT ≥ BK
Выключатели нагрузки
Uном ≥ Uc;Iном ≥ Iдлит. макс;Iном ≥ Iнорм. макс;
По динамической стойкости iдин ≥ iуд
По термической стойкостиIт2·tT ≥ BK
Выключатели нагрузки без предохранителя
Iот ном ≥ Iрасч.откл, Iвк ном ≥ Iрасч.вкл,
Для выключателей нагрузки с предохранителями
Iот ном ≥ Iпо.
Предохранители
Uном = Uc
Iном ≥ Iнорм. макс; Iном ≥ Iдлит. макс;
Iот ном ≥ Iпо,
Учитывается времятоковая характеристика предохранителя, характеристика токоограничения.
6.3.3 Выбор коммутационных аппаратов напряжением до 1 кВ.
Все коммутационные и защитные аппараты в сети напряжением как выше 1 кВ, так и до 1 кВ, выбираются прежде всего из условия соответствия их класса изоляции, определяемого номинальным напряжением Uном, номинальному напряжению сети Uc, т.е. требуется соблюдение условия Uном аппарата = Uc.
Автоматические выключатели
Uном = Uc
Iном ≥ Iнорм. макс; ; Iном ≥ Iдлит. макс;
iдин ≥ iуд ;Iт2·tT ≥ BK
Iот ном ≥ Iпо,
Контакторы
Uном = Uc
Iном ≥ Iнорм. макс; Iном ≥ Iдлит. макс;
Рподкл < Рподкл.доп ,
где Рподкл – мощность подключаемой загрузки, Рподкл.доп – допустимая подключаемая мощность.
Рубильники
Uном = Uc
Iном ≥ Iнорм. макс; Iном ≥ Iдлит. макс;
iдин ≥ iуд ;Iт2·tT ≥ BK
Iот ном > Iраб,
где Iраб – рабочий ток сети.
Магнитные пускатели
Uном = Uc
Iном ≥ Iнорм. макс; Iном ≥ Iдлит. макс;
Рподкл < Рподкл.доп ,
6.4 Выбор оборудования систем электроснабжения
Токоограничивающие реакторы выбираются по номинальному току трансформатора, если устанавливаются на вводе в РУ НН ГПП, или по максимальному расчетному току группы электроприемников, если это групповой реактор.
Uном = Uc
Iном ≥ Iнорм. макс; Iном ≥ Iдлит. макс;
iдин ≥ iуд ;Iт2·tT ≥ BK
Реактивность реактора, выраженная в процентах, должна быть такой, чтобы в нормальном режиме потеря напряжения на реакторе не превышала 1-1,5%.
ΔU=3Ip·xp·sinφнг=xp%100·Uном3Iном·sinφнг·где xp% - паспортное значение реактивности реактора, которое выбирается из условия ограничения тока к.з. до требуемой величины и непревышения потерь выше указанных норм.

Трансформаторы тока выбираются:
По номинальным параметрам
Uном ≥ Uc
Iном ≥ Iнорм. макс; Iном ≥ Iдлит. макс;
По динамической стойкости
Кдин·√2 · I1ном ≥ iуд или Fдоп > Fрасч,
где Кдин – коэффициент динамической стойкости ТТ,
Fдоп – допустимые динамические усилия;
По термической стойкости
(Кт· I1ном)2 tT ≥ BK,
Кт - коэффициент термической стойкости,
По допустимой нагрузке для данного класса точности (в зависимости от назначения ТТ – для РЗА, технического контроля или коммерческого учета)
Z2ном ≥ Z2 ≈ r2
где Z2ном – номинальная вторичная нагрузка в данном классе точности, Ом (или ВА),
Z2 - расчетное полное сопротивление вторичной нагрузки (приборов и проводов), Ом.
r2 - то же, но активное сопротивление, Ом.
Выбираются ТТ также по конструктивным признакам и п месту установки.
Трансформаторы напряжения в заводских СЭС подключаются к шинам 6 – 10 кВ и устанавливаются, как правило, в ячейках КРУ или КСО. Присоединяются ТН к шинам через разъединитель и предохранитель. При выборе ТН должны соблюдаться следующие условия:
Uном ≥ Uc
Sном ≥ S2,
где S2 – суммарная мощность, потребляемая приборами и устройствами, подключенными к вторичной обмотке ТН в соответствии с назначением обмотки, а также соединительными поводами.
Конструктивное исполнение (трехфазный или группа однофазных ТН) определяется схемой РЗА и напряжением сети.

Приложение А – Технические данные проводов и кабелей
Таблица А.1. Допустимый длительный ток для проводов с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с алюминиевыми жилами
Сечение токо-проводящей жилы, мм2 Ток, А, для проводов, проложенных
открыто в одной трубе
двух одно-жильных трех одно-жильных четырех одно-жильных одного двух-жильного одного трех-жильного
2 21 19 18 15 17 14
2,5 24 20 19 19 19 16
3 27 24 22 21 22 18
4 32 28 28 23 25 21
5 36 32 30 27 28 24
6 39 36 32 30 31 26
8 46 43 40 37 38 32
10 60 50 47 39 42 38
16 75 60 60 55 60 55
25 105 85 80 70 75 65
35 130 100 95 85 95 75
50 165 140 130 120 125 105
70 210 175 165 140 150 135
95 255 215 200 175 190 165
120 295 245 220 200 230 190
150 340 275 255 - - -
185 390 - - - - -
240 465 - - - - -
300 535 - - - - -
400 645 - - - - -
Продолжение приложения А
Таблица А.2 – Поправочные коэффициенты на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле (в трубах и без труб)
Расстояние между кабелями в свету,мм Поправочный коэффициент при количестве кабелей
1 2 3 4 5
100 1,0 0,90 0,85 0,8 0,78
200 1,0 0,92 0,87 0,84 0,82
300 1,0 0,93 0,9 0,87 0,86
Таблица А.3 - Допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с резиновой и пластмассовой изоляцией в свинцовой, поливинилхлоридной и резиновой оболочках, бронированных и небронированных
Сечение токо-проводящей жилы, мм2 Ток, А, для кабелей
одно- жильных двухжильных трехжильных
при прокладкев воздухе в воздухе в земле в воздухе в земле
2,5 23 21 34 19 29
4 31 29 42 27 38
6 38 38 55 32 46
10 60 55 80 42 70
16 75 70 105 60 90
25 105 90 135 75 115
35 130 105 160 90 140
50 165 135 205 110 175
70 210 165 245 140 210
95 250 200 295 170 255
120 295 230 340 200 295
150 340 270 390 235 335
185 390 310 440 270 385
240 465 - - - -
Таблица А.4.- Экономическая плотность тока
Проводники Экономичная плотность тока, А/мм2, при числе часов использования максимума нагрузки в год
более 1000
до 3000 более 3000
до 5000 более 5000
Неизолированные провода и шины:
медные
алюминиевые
Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с жилами:
медными
алюминиевыми
Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами:
медными
алюминиевыми 2,5
1,3
3,0
1,6
3,5
1,9 2,1
1,1
2,5
1,4
3,1
1,7 1,8
1,0
2,0
1,2
2,7
1,6
Таблица А.5 - Допустимый длительный ток для проводов и шнуров с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с медными жилами
Сечение токопрово-дящей жи-лы, мм2 Ток, А, для проводов, проложенных
открыто в одной трубе
двух одножиль-ных трех одножиль-ных четырех одножиль-ных одного двухжиль-ного одного трехжиль-ного
0,5
0,75
1
1,2
1,5
2
2,5
3
4
5
6
8
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
300
400 11
15
17
20
23
26
30
34
41
46
50
62
80
100
140
170
215
270
330
385
440
510
605
695
830 −

16
18
19
24
27
32
38
42
46
54
70
85
115
135
185
225
275
315
360



− −

15
16
17
22
25
28
35
39
42
51
60
80
100
125
170
210
255
290
330



− −

14
15
16
20
25
26
30
34
40
46
50
75
90
115
150
185
225
260




− −

15
16
18
23
25
28
32
37
40
48
55
80
100
125
160
195
245
295




− −

14
14,5
15
19
21
24
27
31
34
43
50
70
85
100
135
175
215
250





Таблица А.6 –Поправочные коэффициенты на допустимые токовые нагрузки для кабелей, неизолированных и изолированных проводов и шин в зависимости от температуры земли и воздуха
Условная темпера-тура среды, С Нормиро-ванная температура жил, С Поправочные коэффициенты на токи при расчетной температуре среды, С
До –5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
15 80 1,14 1,11 1,08 1,04 1 0,96 0,92 0,88 0,83 0,78 0,73 0,68
25 80 1,24 1,2 1,17 1,13 1,09 1,04 1 0,85 0,9 0,85 0,8 0,74
25 70 1,29 1,24 1,2 1,15 1,11 1,05 1 0,94 0,88 0,81 0,74 0,67
15 65 1,18 1,14 1,1 1,05 1 0,95 0,89 0,84 0,77 0,71 0,63 0,55
25 65 1,32 1,27 1,22 1,17 1,12 1,06 1 0,94 0,87 0,79 0,71 0,61
15 60 1,20 1,15 1,12 1,06 1 0,94 0,88 0,82 0,75 0,67 0,57 0,47
25 60 1,36 1,31 1,25 1,2 1,13 1,07 1 0,93 0,85 0,76 0,66 0,54
15 55 1,22 1,17 1,12 1,07 1 0,93 0,86 0,79 0,71 0,61 0,50 0,36
25 55 1,41 1,35 1,29 1,23 1,15 1,08 1 0,91 0,82 0,71 0,58 0,41
15 50 1,25 1,2 1,14 1,07 1 0,93 0,84 0,76 0,66 0,54 0,37 –
25 50 1,48 1,41 1,34 1,26 1,18 1,09 1 0,89 0,78 0,63 0,45 –
Таблица А.7 – Допустимые температуры для проводников и аппаратов.
Наименование проводников, частей
аппаратов Допустимая температура в нормальном режиме, 0C Допустимая конечная температура при КЗ, 0C
Неизолированные медные и латунные проводники, шины, части аппаратов 70
300
Контакты аппаратов размыкающие в воздухе 75 300
То же алюминиевые 70 200
Кабели с бумажной пропитанной изоляцией напряжением:
до 3 кВ включительно
6 кВ
10 кВ 80
65
60 200
200
200
Провода, кабели, шнуры с резиновой,
поливинилхлоридной изоляцией 55 150
То же с полиэтиленовой изоляцией 55 120
Таблица А.8 – Сопротивления и длительно допустимый ток для алюминиевых шин
Размер, мм Активное сопротивление,
мОм/м Индуктивное сопротивление, мОм/м, при среднем расстоянии между фазами Dcp, м
Длительно допустимый ток, А
150 230 300 25х3 0,475 0,200 0,225 0,224 265
30х4 0,296 0,189 0,206 0,235 365
40х4 0,222 0,170 0,180 0,214 480
40х5 0,177 0,170 0,189 0,214 540
50х5 0,142 0,157 0,180 0,200 665
50х6 0,118 0,157 0,180 0,200 745
60х6 0,099 0,145 0,163 0,189 870
60х8 0,074 0,145 0,163 0,189 1025
80х8 0,055 0,126 0,145 0,170 1320
80х10 0,0445 0,126 0,145 0,1701 1480
100х10 0,036 0,113 0,133 0,157 1820
Таблица А.9 – Удельные активные и индуктивные сопротивления трехжильных кабелей [23].
Номинальное сечение жилы, мм2 Активное сопротивление жил при 20оС, Ом/км Индуктивное сопротивление, Ом/км, при номинальном напряжении кабеля, кВ
алюминиевые медные До 1кВ 6 10 20 35
4 7,74 4,6 0,095 - - - -
6 5,17 3,07 0,09 - - - -
10 3,1 1,84 0,073 0,11 0,122 - -
16 1,94 1,15 0,0675 0,102 0,113 - -
25 1,24 0,74 0,0662 0,091 0,099 0,135 -
35 0,89 0,52 0,0637 0,087 0,095 0,129 -
50 0,62 0,37 0,0625 0,083 0,09 0,119 -
70 0,443 0,26 0,0612 0,08 0,086 0,116 0,137
95 0,326 0,194 0,0602 0,078 0,083 0,11 0,126
120 0,258 0,153 0,0602 0,076 0,081 0,107 0,12
150 0,206 0,122 0,0596 0,074 0,079 0,104 0,116
185 0,167 0,099 0,0596 0,073 0,077 0,101 0,113
240 0,129 0,077 0,0587 0,071 0,075 - -
Таблица А.10 -Сопротивление катушек максимального тока автоматов, мОм [7]
Сопротивление Номинальный ток катушки, А
50 70 100 140 200 400 600 800
Индуктивное 2,7 1,3 0,86 0,55 0,28 0,10 0,094 0,09
Активное при 650С 5,5 2,35 1,3 0,74 0,36 0,15 0,12 0,11
Таблица А.11 – Примерные значения переходных активных сопротивлений контактов электрических аппаратов, мОм
Аппаратура Номинальный ток катушки, А
50 100 200 400 600 1000
Автоматы 1,3 0,75 0,6 0,4 0,25 0,18
Рубильники - 0,5 0,4 0,2 0,15 0,08
Приложение Б
Таблица Б.1 -Технические данные трехфазных масляных трансформаторов напряжением 6-10 35 кВ
Sном,
кВА Uном обмоток, кВ Схема и группа со-
единения обмоток Потери, Вт Напряжение
КЗ, % Ток
XX, %
ВН НН XX КЗ 1 2 3 4 5 6 7 8 9
ТМ-25/10 25 6; 10 0,4 Y/Yн-0
Y/Yн-11 130 600; 690 4,5; 4,7 3,2
ТМ-40/10 40 175 880; 1000 3
ТМ-63/10 63 240 1280; 1470 2,8
ТМ-100/10 100 330 1970
2270 2,6
ТМ-100/35 35 420 6,5; 6,8 ТМ-160/10 160 6; 10 0,4; 0,69 Y/Yн-0
∆/Yн-11
Y/ Yн-11 510 2650 4,5; 4,7 2,4
ТМФ-160/10 3100 ТМ-160/35 35 620 3100 6,5; 6,8 ТМ-250/10 250 6; 10 740 3700 4,5; 4,7 2,3
ТМФ-250/10 4200 ТМ-250/35 35 900 4200 6,5; 6,8 ТМ-400/10 400 6; 10 ∆/Yн-0
∆/Yн-11
∆/Yн-11 950 5900 4,5 2,1
ТМФ-400/10 ТМН-400/10 ТМ-400/35 35 Y/Yн-0
∆/Yн-11 1200 5500 6,5 ТМН-400/35 5900 ТМ-630/10 630 6; 10 0,4 Y/Yн-0 1310 7600 5,5 2,0
ТМФ-630/10 0,4 ∆/Yн-11 8500 ТМН-630/10 0,69 ∆/Yн-11 ТМ-630/35 630 35 0,4 Y/Yн-11 1600 7600 6,5 ТМФ-630/35 0,69 ∆/Yн-11 8500 6,3; 11 Y/∆-11, Y/∆-11 7600 ТМН-630/35 630 35 0,4; Y/Yн-0 1310 7600 5,5 2,0
0,69 ∆/Yн-11 8500 11 Y/∆-11 1600 7600(8500) 6,5 Продолжение таблицы Б.1
Тип Sном,
кВА Uном обмоток, кВ Схема и группа со-
единения обмоток Потери, кВт Напряжение
КЗ, % Ток
XX, %
ВН НН XX КЗ 1 2 3 4 5 6 7 8 9
ТМ-1000/10 1000 6; 10 0,4 Y/Yн-0; ; ∆/Yн-11 2,45 12,2- 5,5- 1,4-
0,69 ∆/Yн-11; ∆/Yн-11 3,15; 6,3 Y/∆-11 11,6 ТМН-1000/10 1000 6; 10 0,4 Y/Yн-0; ; ∆/Yн-11 2,45 12,2 5,5 1,4
0,69 ∆/Yн-11 ТМ-1000/35 1000 35 0,4; 0,69 Y/Yн-0; 2,2 12,2 6,5 1,4
3,15; 6,3; 11 Y/∆-11 11,6 ТМ-1600/10
ТМН-1600/10 1600 6; 10 0,4; 0,69 Y/Yн-0; ; ∆/Yн-11 3,3 18 5,5 1,3
3,15 Y/∆-11 16,5 10 6,3 Y/∆-11 16,5 ТМН-1600/35 1600 35 0,4;0,69 Y/Yн-0 2,9 18 6,5 1,3
6,3; 11 Y/∆-11 16,5 ТМ-2500/10 2500 6; 10 0,4;0,69; 3,15 ∆/Yн-11 4,6 26 5,5 1,0
ТМН-2500/10 2500 6; 10 0,4;0,69; 3,15 ∆/Yн-11 4,6 26 5,5 1,0
10 6,3 Y/∆-11 23,5 ТМ-2500/35 2500 20; 35 0,69 ∆/Yн-11 4,3 26 6,5 1
35 6,3; 10,5 Y/∆-11 23,5 ТМН-2500/35 2500 13,8; 15,75 6,3 Y/∆-11 4,3 26 6,5 1,1
35 0,69; 0,63 Y/Yн-0; ∆/Yн-11 35 11 Y/∆-11 23,5 ТМ-4000/10 4000 6; 10 3,15; 6,3 Y/∆-11 6,4 33,5 6,5 0,9
ТМН-4000/10 10 6,3 Y/∆-11 33,5 ТМ-4000/35 4000 20, 35 3,15; 6,3; 10,5 Y/∆-11 5,7 33,5 7,5 1
ТМН-4000/35 13,8; 20;35 6,3; 11 Y/∆-11 Таблица Б.2 – Трехфазные двухобмоточные трансформаторы с высшим напряжением 110 и 150 кВ
Тип тр-ра Sном,
МВА Uном обмоток, кВ Схема и группа со-
единения обмоток Схема и группа соединения обмоток Потери, кВт Напряжение
КЗ, % Ток
XX, %
ВН НН XX КЗ 1 2 3 4 5 6 7 8 9
ТМН-6300/110 6,3 115 6,6; 11; 16,5 Yн/∆-11 10 44 10,5 1
ТДН-10000/110 10 6,6; 11; 16,5 14 58 0,9
ТДН-16000/110 16 22; 34,5 18 85 0,7
ТДН-25000/110 25 38,5 25 120 0,65
ТДН-40000/110 40 34 170 0,55
ТРДН-25000/110 25 6,3-6,3;
10,5-10,5 25 120 0,65
ТРДН-40000/110 40 6,3-10,5 34 170 0,55
ТРДН-63000/110 63 50,5 245 0,5
ТРДН-80000/110 80 58 310 0,45
ТРДН-63000/110 63 242 38,5 50 245 0,5
ТДН-80000/110 80 10,5-10,5 58 310 0,45
ТДН -16000/150 16 158 6,6, 11 25 96 11,5 1,0
ТДН -25000/150 25 158 6,6, 11 34 145 10,5 0,9
ТРДН -32000/150 32 158 6,3/6,3 Yн/∆-∆-11-11 145 35 10,5 0,7
10,5/10,5 11/11 ТРДН -40000/150 40 158 ТРДН -63000/150 63 158 6,3/10,5 Yн/∆-∆-11-11 59 235 17 0,65
11/11 Примечание : Трансформаторы ТДН и ТРДН имеют пределы регулирования напряжения 8х1,5%. Регулирование осуществляется за счет РПН на стороне НН у тр-ров 4 МВА и в нейтрали обмотки ВН у трансформаторов 16-63МВА.
Приложение В
Таблица В.1 - Шкафы распределительные серии ШР11
Тип шкафа Аппараты ввода Число трехфазных групп и номинальные токи, А, предохранителей отходящих линий
Тип и номинальные токи, А рубильник пред охранитель ШР11-73701 560
ШР11-73702 Р16-353 – 5100
ШР11-73703 250 А 260 + 3100
ШР11-73504 860
ШР11-73505 8100
ШР11-73506 Р16-373 8250
ШР11-73707 400 А – 3100 + 2250
ШР11-73708 5250
ШР11-73509 460 + 4100
ШР11-73510 260 + 4100 + 2250
ШР11-73511 6100 + 2250
ШР11-73512 860
ШР11-73513 Р16-373 8100
ШР11-73514 400 А 400 8250
ШР11-73515 460 + 4100
ШР11-73516 260 + 4100 + 2250
ШР11-73517 6100 + 2250
Примечания.
1. Шкафы выпускаются по степени защиты оболочки шкафа в двух исполнениях IР22 и IР54 что отражается в обозначении шкафа введением дополнительно к марке шкафа обозначения 22У3 или 54У2, например, ШР11-73701-22У3 и ШР11-73701-54У2.
Таблица В.2 - Пункты распределительные серии ПР11
Типоисполнение пункта Номинальный ток пункта, А Тип вводного выключателя Кол-во линейных трехполюсных выключателей
Навесное Напольное Утопленное 1 2 3 4 5 6
Пункты с линейными автоматами АЕ2030
ПР11-3011 – – 90 – 4
ПР11-3012 – – 90 АЕ2056 4
ПР11-3017 – – 144 – 6
ПР11-3018 – – 144 А3710 6
ПР11-3025 – – 225 – 8
ПР11-3026 – – 225 А3720 8
ПР11-3035 – – 225 – 10
ПР11-3036 – – 225 А3720 10
окончание табл. В.2
1 2 3 4 5 6
Пункты с линейными выключателями АЕ2040
ПР11-3047 – ПР11-1047 90 – 2
ПР11-3048 – ПР11-1048 90 АЕ2056 2
ПР11-3053 – — 225 – 4
ПР11-3054 – — 225 А3720 4
ПР11-3059 – ПР11-1059 225 – 6
ПР11-3060 – ПР11-1060 225 А3720 6
ПР11-3067 – ПР11-1067 225 – 8
ПР11-3068 – ПР11-1068 225 А3720 8
ПР11-3077 ПР11-7077 ПР11-1077 225 – 10
ПР11-3078 ПР11-7078 ПР11-1078 225 А3720 10
ПР11-3089 – ПР11-1089 360 – 6
ПР11-3090 – ПР11-1090 360 А3730 6
ПР11-3097 – ПР11-1097 360 – 8
ПР11-3098 – ПР11-1097 360 А3730 8
ПР11-3107 ПР11-7107 ПР11-1107 360 – 10
ПР11-3108 ПР11-7108 ПР11-1108 360 А3730 10
Пункты с линейными выключателями АЕ2050
ПР11-3117 – – 225 – 4
ПР11-3118 – – 225 А3720 4
ПР11-3119 ПР11-7119 – 360 – 6
ПР11-3120 ПР11-7120 – 360 А3730 6
ПР11-3121 ПР11-7121 – 567 – 8
ПР11-3122 ПР11-7122 – 567 А3730 или А3740 8
– ПР11-7123 – 567 – 12
– ПР11-7124 – 567 А3730 или А3740 12
Примечания.
1. Пункты могут быть выполнены по степени защиты IP-21 и IP-54 (54 исполнение) и по климатическому исполнению и категории размещения У3, У1, Т3, Т1, ХЛ2, ХЛ3, ХЛ4.
Таблица В.3 - Технические данные распределительных пунктов серии ПР85 c трехполюсными линейными выключателями
Номер схемы Iн, А Рабочий Iн, А. при исполнении Количество трехполюсных линейных выключателей
IP21У3 IP54 УХЛ2, Т2 ВА51-31 ВА51-35
1 2 3 4 5 6
С зажимами на вводе
153 630 504 473 – 2
154 2 2
155 4 2
156 6 2
157 8 2
С выключателем ВА51-39 на вводе
090 630 504 473 6 –
091 8 –
092 10 –
093 12 –
094 – 4
095 2 2
096 4 2
097 6 2
098 8 2
окончание табл. 4.6
1 2 3 4 5 6
С выключателем ВА55-39 на вводе
115 630 504 473 6 –
116 8 –
117 10 –
118 12 –
119 – 4
120 2 2
121 4 2
122 6 2
123 8 2
С выключателем ВА56-39 на вводе
140 630 504 473 6 –
141 3 –
142 10 –
143 12 –
144 – 4
145 2 2
146 4 2
147 6 2
148 8 2
Таблица В.4-Технические характеристики выключателей серии ВА
Тип Uном, В I ном, А Число полюсов Вид расцепителя максимального тока Номинальные токи расцепителя, А Уставка срабаты-вания расцепителя Время срабатывания, с Предельная отключающая способность, кА Вид привода
в зоне перегрузки в зоне КЗ в зоне перегрузки в зоне КЗ при токе 1,05
I ном при токе 6 I ном в зоне КЗ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
ВА13-29 660 63 2; 3 0,6; 0,8; 1; 1,25; 1,6; 2; 2,5; 3,15; 4; 5; 6,3; 8; 10; 12,5; 16; 20; 25; 31,5; 40; 50; 63 6; 12 3; 6; 12 – – – 6 –
=440 10 ВА16 380 6,3-31,5 1 Тепловой Электромагнитный – – 95-440 – – – 1 –
ВА19 (ВА19-29) 380 0,6-63 1; 2 0,6-63 – 2-10 – – – 1,2-6 –
=220 1,3-10 2-10 ВА22-27 380 40 3; 2 6,3; 10; 16; 20; 25; 31,5; 40 – – – – – 1 Электродви-гательный
=220 1,7-3 ВА51-25 ВА51Г25 380 0,3-25 3 0,3-4 (ВА51-25) 5-25 (ВА51Г25) 1,2; 1,35 7; 10; 14 – – – 1,5-3,8 Ручной
660 1,2-3 ВА51 =220 100; 160 1; 2; 3 для 100 А 6,3-100 для 160 А 80-160 1,2; 1,25; 1,35 3; 6; 7 – – – 2-28 660 3; 7; 10 1,5-12 ВА51-35 =220 250 2; 3 80; 100; 125; 200; 250 – 6; 8; 10 25-35 Ручной, электромагнитный
660 12 10-12 ВА51 ВА52 =440 400 250; 300; 400 6 – – – 35-85 500 20 12-20 ВА57-35
ВА57-37 =440 250 3 16; 20; 25; 31,5; 40; 50; 63; 80; 100; 125; 160; 200; 250 – 6; 8; 10 – – – 5-110 660 12 3,5-20 ВА51-39 =220 630 2; 3 400; 500; 630 6 2500; 3200; 4000 – – – 35 380 660 10 2500; 3200; 4000; 5000; 6300 20 50 окончание табл. 4.10
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
ВА52-39 =440 630 2; 3 Полупроводниковый Электромагнитный 250; 320; 400; 500; 630 6 2500; 3200; 4000 – – – 85 380 10 2500; 3200; 4000; 5000; 6300 40 660 20 ВА53-41 380 1000 2; 3 Для полупроводникового 630; 800; 1000
Для электромагнитного
250; 400; 630; 1000 1,25 2; 3; 5; 7 4; 8; 16 – 0,04 135 Ручной, электромагнитный
660 33,5 =440 2; 4; 6 110 ВА55-41 380 2; 3; 5; 7 0,1; 0,2; 0,3 135 660 33,5 =440 2; 4; 6 0,1; 0,2 100 ВА56-41 380 – – 55 660 33,5 =440 100 ВА53-43 =440 1600 1000; 1280; 1600 2; 4; 6 – – 160 660 2; 3; 5; 7 47,5 ВА55-43 =440 2; 4; 6 0,1; 0,2 – 100 660 2; 3; 5; 7 0,1; 0,2; 0,3 47,5 ВА56-43 =440
660 1600 — – – 100 47,5 ВА75-45 2500 1575; 2000; 2500 2; 4; 6 50 2; 3; 5; 7 40 ВА75-47 4000 2520; 3200; 4000 2; 4; 6 60 2; 3; 5; 7 45 ВА81-41 =440
660 1000 250; 400; 630; 1000 1,25 2; 4; 6 4; 8; 16 100 2; 3; 5; 7 45 ВА83-41 2; 4; 6 100 2; 3; 5; 7 45 ВА85-41 2; 4; 6 0,1; 0,2 100 2; 3; 5; 7 0,1; 0,2; 0,3 45 Приложение Г
Таблица Г.1 - Вакуумные выключатели на напряжение 10 кВ
Тип Iном, А Iном.откл, кА tном.откл, с tоткл,
(собственное), с Коммутационная износостойкость Механический ресурс, циклов «ВО»
ВВТЭ-М-10-31,5; 20;/630; 1000; 1600 630;
1000;
1600 12,5; 20; 31,5 0,04 0,1 50 3∙104
ВБПС-10-20/630; 1000; 1600 0,055 0,06 2,5∙104
ВВЭ-М-10-31,5; 20; /630; 1000; 1600 20; 31,5 0,04; 0,05 0,1 3∙104
ВБПВ-10-20/630; 1000; 1600 0,055 0,06 2,5∙104
ВВЭ-М-10-31,5; 40/2000; 2500; 3150 2000; 2500; 3150 31,5; 40 0,05 0,1 1∙104
ВБЧ-СП-10-31,5 (ВБЧ-СЭ-10-31,5) 20/630; 1000; 1600 630;
1000;
1600 20; 31,5 0,04 0,1 3∙104
ВБСК-10-12,5; 20/630; 1000 630;
1000 31,5; 40 0,05 0,2 5∙104
ВБКЭ-10 630;
1000;
1600 20; 31,5 0,055 0,06 -
Дополнения к таблице Г.1.
1. У всех выключателей привод электромагнитный, за исключением ВБПС и ВБПВ, у которых – пружинно-моторный. Коммутационная износостойкость дана при номинальном токе отключения циклов «ВО».
2. Вакуумные выключатели типов ВВТЭ-М-10 и ВБПС-10 предназначены для замены маломасляных выключателей типов ВМПЭ-10, ВМП-10, ВМГ-133, а также для установки в ячейках типа КРУЭ-6П, 2КВЭ-6М, КРУП-6П.
3. Вакуумные выключатели типов ВВЭ-М-10-20, ВВЭ-М-10-31.5, ВБПВ-10-20 предназначены для установки в КРУ типа К-104, КМ-1Ф, К-49, взаимозаменяемые с выключателями типа ВК-10, ВКЭ-10.
4. Вакуумные выключатели типа ВВЭ-М-10-40 предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях с изолированной нейтралью напряжением до 12 кВ. Устанавливаются в КРУ типа К-105, К-59, а также могут использоваться для замены маломасляных и электромагнитных выключателей.
5. Вакуумные выключатели типа ВБСК-10 предназначены для использования в КРУ наружной и внутренней установки.
.
Таблица Г.2 - Технические характеристики выключателей нагрузки
Тип Номинальный ток, А Номинальный ток отключения, А Наибольший ток отключения, А Предельный сквозной ток, А Допустимый ток включения, кА Ток термической стойкости, кА/допустимое время его действия Ток отключения холостого хода трансформатора, А
Амплитудное значение Действующее значение периодической составляющей Амплитудное значение Действующее значение периодической составляющей ВНР-10/400-10зУ3 400 400 800 25 10 2,5 1 10/1 1,5
ВНРп-10/400-10зУ3 ВНРп-10/400-10зЗУ3 25 15
ВНРп-10/400-10зпУ3 ВНРп-10/400-10зпЗУ3 ВНПу-10/400-10зУ3 10 1,5
ВНПу-10/400-10зпУ3 ВНПуп-10/400-10зп3У3 ВНВ-10/320 320 - - 20 - - - 12/- -
Для выключателей нагрузки серии ВН-10 номинальный и наибольший ток даны при cosφ ≥ 0,7. Номинальное и наибольшее рабочее напряжения 10 и 12 кВ соответственно. Токи отключения: активный и уравнительный равны и составляют 400 А. В выключателях нагрузки серии ВН-10 применяются предохранители типов ПКТ101-6, ПКТ102-6, ПКТ103-6, ПКТ101-10, ПКТ102-10, ПКТ103-10.
Технические характеристики выключателей ВН-16, ВНП-16 и ВНП-17 приведены в [11].
Приложение Д.
Таблица Д.1- Коэффициенты спроса и мощности
Наименование цеха, производства Кс cosφ
Корпуса, цеха, насосные и другие установки общепромышленного назначения
Блок основных цехов 0,40-0,50 0,75
Блок вспомогательных цехов 0,30-0,35 0,7
Кузнечно-прессовые 0,40-0,5 0,75
Термические, закалочные 0,6 0,75
Металлоконструкций, сварочно-заготовительные 0,25-0,35 0,65-0,75
Механосборочные, столярные, модельные 0,20-0,30 0,60-0,80
Малярные, красильные 0,40-0,50 0,60-0,70
Собственные нужды ТЭЦ 0,60-0,70 0,8
Лаборатории, заводоуправления, конструкторские бюро, конторы 0,40-0,50 0,70-0,80
продолжение табл. Д.1
Депо электрокар 0,50-0,70 0,70-0,80
Депо (паровозное, пожарное, железнодорожное) 0,30-0,40 0,60-0,80
Гаражи автомашин 0,20-0,30 0,7
Котельные 0,50-0,60 0,8
Склады готовой продукции, металла, магазины 0,30-0,40 0,8
Столовая 0,40-0,50 0,9
Лесозаводы 0,35-0,45 0,75
Лесосушилки 0,60-0,70 0,75-0,90
Термическая нагрузка (нагревательные печи) 0,70-0,80 0,85-0,90
Крановая нагрузка, подъемники 0,20-0,30 0,50-0,70
Электросварка 0,6 0,35
Малярные, модельные 0,40-0,50 0,50-0,60
Склады открытые 0,20-0,30 0,60-0,70
Медеплавильные заводы
Ватержакеты и отражательные печи 0,5 0,8
Цех рафинации меди 0,6 0,75
Заводы цветной металлургии
Цех электролиза 0,7 0,85
Отдел регенерации 0,5 0,8
Разливочная 0,4 0,7
Лаборатория 0,25 0,7
Аглоцех 0,5 0,8
Заводы черной металлургии
Цех холодного проката 0,40-0,50 0,8
Цех горячего проката 0,50-0,60 0,8
Мартеновский цех 0,40-0,50 0,75
Доменный цех 0,45 0,75
Слябинг 0,5 0,8
Цех сталеплавильных печей 0,4 0,7
Цех проката жести 0,45 0,70-0,80
Обогатительные фабрики
Цех обогащения 0,60-0,65 0,8
Цех дробления 0,40-0,45 0,75
Флотационный цех 0,60-0,70 0,75
Сгустители 0,50-0,55 0,7
Шаровые мельницы 0,50-0,60 0,8
Реагентный, баритовый цех 0,6 0,8
Золоизвлекательный цех 0,4 0,7
Цех мокрой магнитной сепарации 0,5 0,8
Дробильно-промывочный цех 0,40-0,50 0,8
Агломерационные фабрики
Спекальный цех 0,5 0,7
Цех фильтрации 0,50-0,60 0,7
Цех рудничной мелочи 0,4 0,65
Цех шихты 0,4 0,65
Цех перегрузки 0,30-0,40 0,65
Сероулавливающее устройство 0,50-0,55 0,75
продолжение табл. Д.1
Алюминиевые заводы
Блок мокрого размола и обработки 0,5 0,3
Выпарка, декомпозиция 0,55-0,60 0,85
Цех спекания, прокалывания 0,50-0,60 0,85
Цех выщелачивания, сгущения 0,40-0,50 0,8
Склады сырья 0,20-0,30 0,65
Заводы тяжелого машиностроения
Главный корпус 0,30-0,40 0,65-0,70
Мартеновский цех 0,40-0,50 0,70-0,80
Кузнечный цех 0,40-0,45 0,75
Термический цех 0,50-0,60 0,65
Моторный цех 0,35 0,75
Арматурный цех 0,30-0,35 0,6
Рессорный цех 0,3 0,65
Сварочный цех 0,40-0,45 0,6
Аппаратный цех 0,3 0,7
Изоляционный цех 0,50-0,60 0,9
Лаковарочный цех 0,6 0,9
Эстакада 0,25 0,65
Цех пресс-порошка 0,40-0,50 0,85
Цех электролиза 0,5 0,8
Цех металлопокрытий 0,4 0,8
Экспериментальный цех 0,2 0,7
Трансформаторные заводы
Главный корпус 0,4 0,80-0,85
Сварочный корпус 0,35 0,7
Аппаратный корпус 0,3 0,7
Изоляционный корпус 0,6 0,9
Лаковарочный корпус 0,4 0,8
Авторемонтные заводы
Цех обмотки проводов 0,4 0,7
Кузовной цех 0,35 0,8
Цех обкатки автодвигателей 0,60-0,70 0,6
Станочное оборудование 0,25 0,6
Разборно-моечный цех 0,3 0,65
Судоремонтные заводы
Главный корпус 0,4 0,8
Котельный цех 0,5 0,65
Сухой док 0,4 0,6
Плавающий док 0,5 0,7
Механические цеха 0,25-0,35 0,60-0,70
Автомобильные заводы
Цех шасси и главный конвейер 0,35 0,75
Моторный цех 0,25 0,7
Прессово-кузовный цех 0,2 0,7
Кузнечный цех 0,2 0,75
Арматурно-агрегатный цех 0,2 0,7
продолжение табл. Д.1
Авиационные заводы
Цех обработки блоков, поршней, шатунов и прочих деталей двигателей 0,35 0,7
Цех сборки, испытаний двигателей 0,4 0,8
Цех производства мелких деталей 0,3 0,7
Гальванический цех 0,5 0,85
Станция химводоочистки, канализации 0,6 0,8
Градирня 0,7 0,8
Склад кислот 0,3 0,7
Цех пластмасс 0,4 0,9
Штамповочный цех деталей корпуса самолета 0,4 0,6
Штамповочный цех деталей покрытия самолета 0,3 0,8
Цех сборки остова самолета 0,4 0,6
Цех полной сборки самолетов 0,4 0,7
Химические заводы и комбинаты
Цех красителей 0,4 0,75
Цех натриевой соли 0,45 0,75
Цех хлорофоса, синильной кислоты 0,50-0,55 0,75
Цех метиленхлорида, сульфата аммония 0,5 0,70-0,75
Цех холодильных установок 0,6 0,8
Склады готовой продукции 0,2 0,5
Надшахтные здания 0,7 0,80-0,85
Здания подъемных машин 0,60-0,70 0,80-0,85
Галереи транспортеров 0,35-0,40 0,60-0,80
Здание шахтного комбината 0,5 0,9
Эстакады и разгрузочные пункты 0,60-0,70 0,65-0,80
Цех обезвоживания 0,5 0,8
Башня Эстнера 0,5 0,7
Эстакада наклонного транспорта 0,4 0,8
Сушильное отделение 0,7 0,8
Корпус запасных резервуаров 0,3 0,8
Химлаборатория 0,3 0,8
Цех защитных покрытий 0,5 0,8
Нефтеперерабатывающие заводы
Установка каталического крекинга 0,50-0,60 0,8
Установка термического крекинга 0,65 0,85
Установка прянной гонки 0,50-0,60 0,75
Установка алкиляции, инертного газа 0,55 0,75
Электрообессоливающая, этилсмесительная установка 0,50-0,60 0,8
ЭЛОУ 0,50-0,60 0,8
Резервуарные парки 0,3 0,65
Коксохимические заводы
Дезинтеграторное отделение 0,6 0,8
Перегрузочная станция дробления 0,5 0,7
Дозировочное отделение 0,4 0,8
Угольные ямы 0,7 0,75
Вагоноопрокидыватель 0,4 0,8
Коксовые батареи 0,60-0,70 0,85-0,90
Пекококсовая установка 0,7 0,8
продолжение табл. Д.1
Смолоразгонный цех 0,7 0,8
Дымососная установка 0,7 0,8
Бензольный цех 0,7 0,8
Насосная конденсата 0,6 0,7
Ректификация 0,6 0,75
Сероочистка 0,7 0,8
Углемойка 0,4 0,75
Холодильники аммиачной воды 0,5 0,8
Цементные заводы
Шиферное производство 0,35 0,7
Сырьевые мельницы 0,50-0,60 0,8
Сушильный цех 0,40-0,50 0,85
Цементные мельницы 0,50-0,60 0,8
Шламбассейны 0,7 0,85
Клинкерное отделение 0,35-0,45 0,75
Цех обжига 0,40-0,50 0,80-0,90
Электрофильтры 0,4 0,75
Цех дробления 0,5 0,8
Химводоочистка 0,50-0,60 0,8
Склады сырья 0,20-0,30 0,6
Заводы абразивные и огнеупоров
Цех шлифпорошков 0,5 0,8
Подготовительный цех 0,4 0,75
Цех шлифзерна, шлифизделий 0,40-0,50 0,75
Цех дробления 0,50-0,60 0,8
Цех переплавки пирита 0,6 0,85
Печной цех 0,6 0,9
Углеподготовка 0,40-0,50 0,75
Шамотный цех 0,40-0,45 0,7
Стекольный цех 0,5 0,75
Промышленные базы стройиндустрии
Корпус дробления камня 0,40-0,60 0,75
Корпус промывки и сортировки 0,40-0,50 0,7
Корпус керамзитовых, бетонных и гончарных труб 0,4 0,7
Корпус железобетонных конструкций 0,30-0,40 0,7
Бетонно-смесительный цех 0,5 0,75
Цех силикатно-бетонных изделий 0,40-0,45 0,75
Цех производства шифера 0,40-0,45 0,75
Цех помола извести 0,5 0,7
Цех ячеистых бетонов 0,4 0,65
Цех гибсошлаковых изделий 0,4 0,65
Арматурный цех 0,35 0,6
Склады 0,25 0,6
Текстильные, трикотажные, ситценабивные меланжевые фабрики
Прядильный цех 0,50-0,70 0,75
Ткацкий цех 0,60-0,70 0,8
Красильный, отбельный цех 0,50-0,55 0,70-0,80
Крутильный цех 0,50-0,60 0,8
окончание табл. Д.1
Корпуса "медио", "утка" и др. 0,5 0,7
Сушильный, ворсовальный цех 0,40-0,50 0,75-0,80
Печатный цех 0,5 0,75
Вязальный, трикотажный цех и др. 0,40-0,50 0,7
Цех носочно-чулочных изделий 0,40-0,50 0,7
Цех капроно-нейлоновых изделий 0,50-0,60 0,75
Швейные мастерские 0,30-0,40 0,65
Основальный корпус 0,6 0,7
Кузнечно-сварочный цех 0,3 0,5
Опытный флотационный цех 0,7 0,8
Разгрузочное устройство 0,3 0,8
Главный корпус сильвинитовой фабрики 0,7 0,8
Научно-исследовательские и экспериментальные институты
Главный корпус опытного завода 0,30-0,40 0,7
Машинный зал 0,5 0,8
Электрофизический корпус 0,4 0,75
Лаборатория низких температур 0,50-0,60 0,85
Корпус высоких напряжений 0,35 0,8
Лаборатория специальных работ 0,35 0,7
Деревообрабатывающие комбинаты и заводы
Лесопильный завод 0,4 0,75
Сушильный цех 0,35 0,8
Биржа сырья 0,3 0,65
Цех прессованных плит 0,4 0,75
Столярный, модельный, деревообрабатывающий 0,25-0,35 0,7
Станкостроительный завод
Главный корпус 0,5 0,6
Эстакада к главному корпусу 0,5 0,7
Станция осветления вод 0,7 0,85
Бумажные фабрики
Бумажные машины 0,60-0,65 0,75
Дереворубка 0,40-0,45 0,65
Кислотный цех 0,5 0,8
Варочный цех 0,35 0,70-0,80
Отбельный цех 0,50-0,60 0,7
Тряпковарка 0,60-0,65 0,8
Лесотаски 0,35 0,6
Приложение Е.
Примеры расчетов
Приложение Е1. Пример расчета токов КЗ на участках электрической сети.
Выполнить расчет токов при трехфазном КЗ для участка сети, схема которого представлена на рис.1.6. Цель расчета - правильный выбор параметров аппаратуры и проводников. Мощности оборудования, обозначения и протяженности линий указаны на схеме и в таблице исходных данных.
Рисунок Е.1- Расчетная схема участка сети и схема замещения для расчета токов КЗ.
М3,4
М
Cистема U-161кВ Sкз=4800 МВА
К1
G1 6МВт

G2 6МВт
Т1 25МВА
U=11,5
К2
К4
ШМА1 0,69кВ
Т2 2500кВА
КЛ51
Т3 1000кВА
ШРА1, l=50м
ШРА2
М1,2
М
М
КЛ3,4 l=30м
КЛ1, 2 l=20м
М5, 6, 800кВт
М
IR =1500A
ХLR=0,14мОм
К3
ВЛ1
ХS
ХКЛ
К1
ХG1
ХG2
ХT1
М6
ХТ3
ХLR
ХТ2
ХВЛ
RВЛ
RKЛ5
RL
RT3
RKЛ 5
RT2
RАВ2
RАВ1
RАВ3
RАВ4
К4
ХКЛ
К3
М3,4
М1,2
Система
К2
М5
R, X ШМА1
АВ1
АВ2 0,4кВ
АВ3
АВ4

Таблица Е1-1 - Исходные данные к расчету - трансформаторы:
Элемент схемы Обозначение в схеме Тип Мощность, МВА UBH, кВ UHH, кВ ΔРкз, кВт UK, %
Силовые трансформаторы Т1 ТДН-25000/150 25 158 11 145 11,5
Т2 ТМ-2500/10 2,5 10 0,69 4,6 5,5
Т3 ТМ-1000/10 1 10 0,4 2,45 5,5
Таблица Е1-2 - Исходные данные к расчету – генераторы и электродвигатели
Синхронные генераторы Обозначение в схеме Тип Мощность, МВт UH, кВ cosφ КПД. % Хd”
%
G1, G2 Т-2-6-2 6 10,5 0,8 96,4 12,1
Асинхронные двигатели
M1 ÷ M4 1,5 10,5 0,82 96,8 11,5
М5 ÷M6 0,8 0,69 0.8 96.2 11
Таблица Е1-3 - Исходные данные к расчету: линейные элементы и коммутуционные аппараты
UH, кВ l
м R0 мОм/м X0
мОм/м
Силовые кабели высоковольтные КЛ1 ÷КЛ2
КЛ3 ÷КЛ4 ВВГ-(3х50) 10 20
30 0,4 0,06
КЛ5 ВВГ-2(3х10) 10 60 2 0,07
ВЛ 10 кВ ВЛ1 АС-35/6,2 2,85 10 150 0,8 350
Шинопроводы ШМА1 2х80х8 0,69 40 0,06 0,145
Коммутационные аппараты АВ1 ВА- Расчет параметров схемы замещения
Сопротивление системы определяем из (1.12), приводя его к напряжению РУ 10 кВ, на шинах которого задана точка короткого замыкания К1:

ХХХхЧчччччхххххСопротивления трансформаторов
Сопротивление трансформатора мощностью 25МВА определяется в соответствии с (1.16) и (1.17)
Хт1=uk%100∙UH2SТH= 11,5100∙11225=0,556 Ом=556 мОм.
RT1 = ΔРКЗ(Uн/STН)2 = 145·(10,5/25000)2 ·103= 0,026 мОм.
Аналогично сопротивление трансформатора мощностью 2500кВА, мОм,
Хт2=uk%100∙UH2SТH= 11,5100∙1122,5=5560мОм=5,56Ом RT2 = ΔРКЗТ2(UнТ2/ST2Н)2 103 = 4,5·(10,5/2500)2 ·103= 0,081
Сопротивление трансформатора Т3 1000кВА, приведенное к его номинальному напряжению,
Хт3=uk%100∙UH2SТH= 11,5100∙1121=13,91Ом
RT3 = ΔРКЗТ3(UнТ3/ST3н)2 103 = 2,45·(10,5/1000)2 ·103= 0,27 мОм
Генераторы G1, G2:

Сопротивления асинхронных двигателей М1÷ М4, мОм

Сопротивления АД М5, М6, приведенное к напряжению 0,69 кВ
= 11,0100∙0,692∙0,820,8∙103=53,68RM5,М6 = 20 мОм
Сопротивление токоограничивающего реактора на номинальный ток 1500А принимается в соответствии с его паспортными данными ХLR =0,14 Ом = 140мОм.
Сопротивление кабельных и воздушных линий, мОм:
Кабельная линия к двигателям М1 и М2
XKЛМ1,2 = Х0·l KЛМ1,2 =0,06*20 =0,12
RKЛМ1,2 = R0·l KЛМ1,2 =0, 4*20 = 8
Кабельная линия к двигателям М3 и М4
XKЛМ3,4 = Х0·l KЛМ3,4 =0,06*30 =0,18
RKЛМ3,4 = R0·l KЛМ3,4 =0, 4*30 = 12
Кабельная линия к трансформатору Т3 состоит из двух параллельно проложенных кабелей одинакового сечения.
XKЛ5= Х0 KЛ5·l KЛ5 = 0,07*60/2= 2,1
RKЛ5= R0 KЛ5·l KЛ5 = 2*60/2 = 60
ВЛ к трансформатору Т2
XВЛ1= Х0 ВЛ1 ·l ВЛ1 = 350*150 =52500
RВЛ1= R0 ВЛ1 ·l ВЛ1 = 0,8*150 = 120
Нагрузка кабеля составит I=P/√3U·cosφ=1500/√3·10,5·0,82=100,58А.
Сопротивление магистрального шинопровода ШМА1, мОм
XШМА1= Х0 ШМА1 ·l ШМА 1 = 0,145*40 =5,8
R ШМА 1= R0 ШМА 1 ·l ШМА 1 = 0,06*40 = 2,4
Короткое замыкание в точке К1 – шины 10 кВ ГРУ ТЭЦ. КЗ в точке К1 подпитывают энергосистема, генераторы G1 и G2, а также 4 асинхронных двигателя. Подпиткой от двигателей М5 и М6 для точки К1 можно пренебречь, т.к. они электрически значительно удалены от точки КЗ. Результирующие сопротивления
ХрезК1 = (ХТ+Хс)// //// =
Ток трехфазного КЗ в точке К1 при учете только индуктивной составляющей сопротивлений элментов сети, кА

Аналогично определяется результирующее активное сопротивление RрезК1.
RpeзK1=(RT+RC)//RdG1//RdG2//(RdM1-4+RKL1-4)

Так как RC<<1/3XC значением RC пренебрегаем. Значения RdG1 и RdG2 в соответствии с [XX] можно принять равным 0,125 Ом, значения RM1-4 = 0,68 Ом; величина RKL1= RKL2 =R0 КЛ•l КЛ1’2 = 8 мОм (п.7.2)
RpeзK1=[126+1125⋅2+1680+8⋅2+1680+12⋅2]=16,59512
Полное сопротивление сети относительно точки К1
ZpeзK1=RpeзK12+X2резК1 = 16,5952+316,92=317,334

Iп0 K1(3)=113∙317,334∙103=20,015кА
Погрешность для сети РУ10 кВ при неучете активного сопротивления
составляет
100*(20,04-20,015)/20,015= 0,008%,
т.е. параметры активной составляющей сопротивления цепи не оказывают существенного влияния на расчетную величину тока КЗ, поэтому для данной точки КЗ их учитывать необязательно.

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ в точке К1
Та = ХK/ωRK =316,9/2π⋅50⋅16,595 = 0,0608.
Апериодическая составляющая в момент времени t=0,01с
Iat =2Iп0∙е-tTa= √2⋅20,015⋅ехр(-0,01/0,0608) =24,013
Ударный коэффициент
ky = 1+ exp(-t/Ta) = 1+ ехр(-0,01/0,0608) =1+0,848=1,848
Ударный ток КЗ в точке К1
iy = kу2∙Iп0 = 1,848⋅2⋅ 20,015 = 52,308 кA
10 Расчет токов КЗ в точке К2 – шины 10 кВ РУ 10кВ за реактором.
Расчетная схема аналогична схеме расчета КЗ в точке К1: подпитка от двигателей М5, М6 не учитывается. Результирующее индуктивное сопротивление в точке К2, мОм:
XрезK2 = XрезK1 + Xp = 316,9 + 140= 456,9
Изменение активного сопротивления можно не учитывать. Ток КЗ на шинах за токоограничивающим рактором, кА,
IK2(3)=IпоК2=113∙456,9∙103=11/(456,98⋅3)∙103=13,9

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ в точке К2
Та = ХK/ωRK =456,9/2π⋅50⋅16,595= 0,087656
Ударный коэффициент
ky = 1+ exp(-t/Ta) = 1+ ехр(-0,01/0,0876) =1,892
Ударный ток КЗ в точке К2
iyК2 = kу2∙Iп0 = 1,89⋅2⋅ 13,9 = 37,2 кA
Из расчета видно, что использование токоограничивающего реактора позволяет существенно снизить ток КЗ на шинах в точке К2 по сравнению с точкой К1, следовательно, снизить требования к отключающей способности и облегчить условия эксплуатации выключателей данного РУ.
11 Расчет КЗ в точке К3 за трансформатором 2500 кВА на магистральном шинопроводе 0,69 кВ в точке подключния двигателей М5, М6.
Для расчета используются параметры схемы замещения, определенные выше, с перерасчетом к напряжению 0,69кВ.
Сопротивления контактов коммутационных аппаратов принимаем по табл.А.10, A11.
Индуктивное сопротивление контактов выключателей для автоматов с Iном=1000A и более составляет 0,084÷0,092 мОм; активное – 0,1÷0,12 мОм. Принимаем ХАВ1=0,086мОм,
Результирующее индуктивное сопротивление до точки К3
XрезK3= [(XрезK2 + XВЛ1+ XТ2)⋅1/К2Т2 + XАВ1 + XШМА]//XM5//XM6 =
={[(456,9+52500+5560) ⋅(0,69/11)2 +0,86+5,8]-1+2⋅53,68-1}-1=
=24,04
Результирующее активное сопротивление схемы относительно точки короткого замыкания К3
RрезK3= [(RрезK2 + RВЛ1+ RТ2)⋅1/К2Т2 + RАВ1 + RP1 + RШМА]//RM5//RM6 =
=[(16,595+120+0,081)/(11/0,69)-2 + (0,1+0,18)+0,08 + 2,4]-1+2⋅20-1 = 9,997⩰10 мОм.
Полное сопротивление схемы относительно точки короткого змыкния на ШМА 0,69 кВ в месте подключения М5 и М6, мОм
ZрезK3= RрезK32+XрезK32 = 102+24,042 = 26,04
Величина полного установившегося тока трехфазного короткого замыкния в точке КЗ составит
IK3 К3(3)=0,69/(3⋅26,04⋅10-3) = 15,3 кА
Постоянная времени затухания, с
Та = ХK/ωRK =24,04/2π⋅50⋅10,0= 0,004
Малое значение постоянной времени затухания апериодической составляющей говорит о малой продолжительности переходного процесса в сети напряжением ниже 1 кВ.
Ударный ток, кА
iyК2 = kу2∙IКЗ К3 =(1+е-t/Ta) 2⋅15,3 = 23,4
где ку =(1+е-t/Ta).Аналогично рассчитываются токи КЗ в точке К4, для которой результирующее сопротивление находим методом последовательного сложения сопротивлений всех элементов цепочки до точки К4.

Прилжение Е.2 - Выбор места расположения ГПП.
Требуется определить место расположения ГПП предприятия (центр его электрических нагрузок), генеральный план которого приведен на рис.3.11; составить картограммы нагрузок, нанести на генплан результаты расчета. Электрические нагрузки по цехам приведены в табл.3.4. Масштаб генплана М=5м/мм. При выборе места ГПП учесть также, что с северной стороны площадки предприятия в 3км проходит двухцепная линия напряжением 150 кВ, пропускная способность которой позволяет подключить к ней нагрузку не более 16 МВт.
Таблица Е.2.1 - Исходные данные к примеру Е.2
Параметр Обозначение Номер цеха Всего по заводу
1 2 3 4 5 6 Активная силовая нагрузка, кВт Рр
2100 840 2660 1480 2480 980 =SUM(LEFT) 10540
Осветительная нагрузка, кВт Рро, 120 35 160 100 180 50 645
Суммарная силовая нагрузка, кВт Рр + Рро, 2320 875 2820 1580 2660 1030 11285
Координаты центров нагрузок цехов, м х
77 300 600 125 357 630 у 350 305 360 150 105 606 у1
1
2
3
4
5
6
У2
У3
у1
У4
х6
у5
х3
х5
х2
х4
х1
у6
Ха
Ю
С
Уа
Рисунок Е.2.1 – Генплан завода с картограммой нагрузок.
Примечание: пунктирной линией показаны координаты центранагрузок предприятия в целом, штрихпунктирной – отдельных цехов.
Далее определяется масштаб расчетных нагрузок. Если принять, что радиус окружности, отображающей нагрузку наименьшего по расчетной мощности цеха №2 равен 5мм, то получим

Угол сектора осветительных нагрузок определяется из соотношения осветительной нагрузки и общей.
αoi = 3600·Ppi/ Ppoi
По формулам 3.1 рассчитываем радиусы окружностей соответствующих нагрузкам цехов в выбранном масштабе. Для цеха №1

Аналогично выполняются расчеты для остальных цехов.
В таблице Е.2.2 представлены результаты расчета радиусов окружностей цеховых нагрузок и общезаводской нагрузки и секторов осветительных нагрузок.
Таблица Е.2.2 – Расчет параметров картограммы нагрузок
Цех 1 2 3 4 5 6
r 8,14 5,00 8,97 6,72 8,72 5,42
α 18,62 14,40 20,43 22,78 24,36 17,48
Координаты центра активных электрических нагрузок, м


Из результатов расчета следует, что ЦЭН находится рядом с цехом №2, и ГПП завода следовало бы расположить рядом с этим цехом, что в соответствии с генпланом не предусмотрено. Поэтому расположение ГПП следует изменить, сдвинув ее на свободной территории между Ц2 и Ц3 относительно расчетного центра, учитывая также прохождение ближе к этой площадке ВЛ 150кВ, подключение к которой нагрузок предприятия возможно: суммарная расчетная мощность нагрузок предприятия составляет 11285 кВт и меньше допустимой по условию нагрузки подключения, равной 16000кВт.
Аналогично можно построить картограмму для реактивных нагрузок.
ПРИЛОЖЕНИЕ Е.3 - Выбор числа и мощности силовых
трансформаторов цеховой ТП.
Выбрать число и мощность трансформаторов цеховой ТП, если известно, что расчетная нагрузка цеха составляет 1460 кВА, из указанной нагрузки 40% относятся к потребителям 1-й категории, остальная нагрузка – потребители второй категории. Предприятие работает в две смены. Нагрузка между трансформаторами распределена равномерно. Имеется возможность ручного переключения части нагрузок второй категории в объеме 380 кВА на питание по сети 0,4 кВ от других ТП.
Решение.
Поскольку в состав потребителей входят электроприемники 1-й категории, для их бесперебойного питания требуется наличие двух независимых источников. Исходя из этого, принимается установка на ТП двух трансформаторов. С учетом преобладания нагрузок потребителей 2-й категории принимается расчетный коэффициент загрузки трансформаторов Кз.т = 0,75. Тогда по (6.4) требуемая мощность трансформатора
кВА
Ближайший по шкале номинальных мощностей трансформаторов (Приложение Б, [6, 7, 10]) принимается к установке трансформатор ТМ-1000/10 мощностью 1000 кВА. Коэффициент загрузки в нормальном режиме
Кз.норм =
Проверка по допустимой перегрузке.
Мощность потребителей 1-й категории, питающихся от одного трансформатора

При выходе из работы одного трансформатора нагрузка второго с учетом подключения всех нагрузок 1-й категории составит
S пер = 730+292 = 1022 кВА
Коэффициент перегрузки Кпер1 = Sпер /Sном = 1022/1000=1,022,
т.е. 1,022 от номинальной мощности. Такая перегрузка в соответствии с [3] допустима длительное время.
При питании всей нагрузки в объеме 1460 кВА от одного Тр коэффициент перегрузки составит Кпер2 = 1460/1000= 1,46, что допускается для масляных трансформаторов в течение 80 мин. при условии, что предшествующая нагрузка была не выше номинальной, что и было исходя из условия.
Если часть нагрузки в объеме 380 кВА , относящейся к потребителям второй категории, может быть переключена на другие источники питания, то оставшийся в работе трансформатор будет нагружен на (1460-380)/1000=1,08 номинальной мощности, т.е. может работать в соответствии с [1, 4] длительно.
Приложение Е4 - Пример 6.2 выборсечени проводов и кабелей.
К распределительному шкафу 0,4 кВ подключаются 5 трехфазных электроприемников, характеристики которых представлены в табл 6.5.3
Таблица Е.4.1 – исходные данные к примеру 6.2
Наименование Кол-во, шт. Мощность, кВт Коэф-т исп-я Ки соsφ К-т спроса Кс
Вентилятор вытяжной 2 22 0,8 0,82 0,7
Компрессор поршневой 1 40 0,7 0,8 0,6
Ножницы обрезки металла 2 28 0,6 0,8 0,33

Помещение относится к категории без повышенной опасности. Провод прокладывается в трубе.
Выбрать провода для подключения каждого электроприемника и кабель для подключения распределительного шкафа.
Решение
1 Провод для подключения электроприемников выбирается по номинальному току каждого приемника, который и является расчетным током:
Ip = Iном =
Вентилятор: Iном = 22/1,73·0,38·0,82 = 40,8 А,
компрессор Iном = 40/1,73·0,38·0,8 = 76,06 А,
ножницы Iном = 28/1,73·0,38·0,8 = 53,24 А.
С учетом повышения надежности схемы принимаем, что подводка питания выполняется проводом с медными жилами. По полученным значениям выбираем сечения жил в соответствии с табл. А.5 Приложения А. Результаты сведены в таблицу 6.6.
Таблица Е.4.2 – Выбор сечения проводов для подключения электроприемников.
Наименование Расч. ток
Ip, А Сечение провода,
F, мм2 Длит. доп ток,
Iдл.доп,А Марка провода характеристика
Вентилятор 40,8 8 43 ПРТО-3х8 С резиновой изоля-цией, в хлопчатобу-мажной оплетке, пропитанной противогнилостным составом, для прокладки в трубах
Компрессор поршневой 76,06 25 85 ПРТО-3х25 Ножницы обрезки металла 53,24 10 50 ПРТО-3х10 Расчетная нагрузка распределительного шкафа определяется по методу коэффициента спроса в соответствии с разделом 5.4, формулы (5.14), (5.15., (5.20).
Вентилятор: Ppв = Pном·Кс = 2·24·0,7 = 33,6 кВт
Компрессор Ppк = 40·0,6 = 24 кВт,
Ножницы Ppн = 2·28·0,33 = 18,48 кВт
Расчетная активная нагрузка узла Pp = ΣРpi = 33,6+24+18,48 = 76,08 кВт.
Средневзвешенный соsφ
соsφсв. = ·
Sp = Pp / соsφсв = 76,08/0,807 = 94,27 кВА
Ip = 94,27 / 1,73·0,38 = 143,4 А
Для подсоединения распределительного шкафа принимается трехжильный кабель с алюминиевыми жилами с сечением жил 70мм2 , длительно допустимый ток при прокладке в воздухе 140 А.
Пример Е.5 определить потери и падение напряжения в заводской магистральной сети напряжением 10 кВ, питающей 4 цеха, и напряжение на шинах 0,4 кВ ТП цеха №4. Схема сети представлена на рис.Е.5.1. Величины расчетных нагрузок цехов, протяженности КЛ и сечение участков приведены в табл.Е.5. Магистраль выполнена кабелем марки ААШвУ с алюминиевыми жилами сечением 50мм2, проложенным в земле. Расчетная температура окружающей среды +25оС.
Р1
Q1
Р2
Q2
Р3
Q3
Р4
Q4
KL1
KL2
KL3
KL4
ТП4
ТМ-630/10/0.4
РП10 кВ
КLг
Рисунок Е.ХХ- Схема заводской сети к примеру Е.5

Таблица Е.5.1 – Исходные данные к примеру Е.5
Номер цеха и кабельной линии Нагрузки цехов Длина линии,
м
Активная Р, кВт Реактивная Q, кВАр 1 760 240 230
2 490 136 140
3 780 180 200
4 510 140 220
Всего по магистрали 2540
916 =SUM(ABOVE) 790
Параметры трансформатора ТП цеха №4 из табл.Б.1 приложения Б:
Номинальная мощность Sном = 630кBА,
Номинальные напряжения: UBH = 10кB, UHH = 0,4кВ;
Потери: КЗ - 7600Вт, напряжение КЗ uк =5,5%. Потери ХХ – 1310кВт.
Для решения поставленной задачи необходимо определить падение напряжения на каждом участке магистрали, определив ток нагрузки и сопротивления каждого участка. Падение напряжения на участке можно определить по (4.35), для чего требуется рассчитать ток нагрузки каждого участка, значения cosφ и sinφ нагрузок участков, а также сопротивления соответствующих участков КЛ. На головном участке (КL1) суммарный ток нагрузки в линии IHΣ, A, будет определяться суммарной нагрузкой всех цехов:IHΣ=SΣ3U=Pг2+Qг23U=25402+91623⋅10,5=155,89где Рг и Qг – суммарная активная и реактивная мощности, потребляемые по магистрали и приходящиеся на головной участок линии.
Для каждого участка определяется усредненное значение sinφ и cosφ:
sinφ= QгSΣ=9162700,12=0,34. cosφ= PгSΣ=0,94
Сопротивления участков определяем по данным табл.А.9. Для указанной марки кабеля удельные сопротивления Ro = 0.62 Ом/км, X0 = 0,09Oм/км
Падение напряжения на участке KL1, B
δUKL1= IнΣ (RKL1cosφ + XKL1 sinφ)=155,89(0,143·0,941 + 0.021·0.361) =
=22,076
Потери напряжения на указанном участке
ΔUKL1= IнΣ ·RKL1cosφ=155,89 ·0,143·0,941 =
Для последующих участков КЛ ток нагрузки определяется аналогично за вычетом нагрузок предшествующих цехов, а также с учетом полученного падения напряжения, которое для упрощения расчета можно принять равным потере U. Для участка KL2
IH KL2=SKL23(U-δUKL1)=PKL22+QKL223(U-δUKL1)=(P2+P3+P4}2+(Q2+Q3+Q4)23(U-δUKL1)
Аналогично определяется ток нагрузки участков KL3 и KL4. Результаты расчетов представлены в табл. Е.5.2

Таблица Е.5.2 – Расчетные данные.
№ уч-ка Нагрузка участка, кВт cosf sinφ ток участка I, А Сопротивление участка δU, B ΔU
актив реакт полная R, Ом X, Ом 1 2540 916 2700,12 0,941 0,361 155,892 0,143 0,021 22,076 20,912
2 1780 656 1897,03 0,938 0,369 109,767 0,087 0,013 9,450 8,940
3 1290 498 1382,79 0,933 0,386 80,088 0,124 0,018 9,821 9,265
4 510 230 559,46 0,912 0,451 32,435 0,136 0,020 4,323 4,033
Сопротивления трансформатора определяем по параметрам режима короткого замыкания в соответствии с (1.16) и (1.17). мОм
Хт=uк%100*UH2SH·=5.5100·102630=0,009RT=PK·UH2SH2= 7,6*1026302·10-3=0.0012Падение напряжения на трансформаторе ТП цеха №4, В
δUТр= Iн тр (Rтcosφ + XТsinφ)= 32,4(0,0012·0,912+0,009·0,451)=0,17
Потеря напряжения на трансформаторе, В
ΔUТ= IнТ ·RТcosφнт=32,4·0,0012·0,912=0,0354Суммарные потери напряжения в сети до шин 0,4 кВ ТП. B
ΔUΣ= ΣΔUKL1÷4)+ΔUТ = 43.85
Напряжение на стороне НН ТП, В
UHH=UBH-ΔUΣКт=10000-43,8510/0,4=398,25Вывод: напряжение на шинах 0,4 кВ удовлетворяет требованиям стандарта.

Литература
Правила устройства электроустановок (ПУЭ)
ГОСТ 24291-90 –Электрическая часть электростанции и электрической сети. Термины и определения.
ГОСТ 14209 – 97 (стандарт МЭК 354-91 действующий). Международный стандарт. Руководство по нагрузке силовых трансформаторов
ГОСТ 11677 – 75 Трансформаторы силовые. Общие технические условия. (Действующий).
ГОСТ 19431-84 - Энергетика и электрификация. Термины и определения
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 томах под общ. ред А.А. Федорова. М.: Энергоатомиздат, 1987. т.2
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 томах под общ. ред А.А. Федеорова. М.: Энергоатомиздат, 1986.т.1.-568с.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1986.-640с.
Федоров А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. Учеб. для вузов/А.А.Федоров, В.В.Каменева.-М.: ВШ, 1984.-567с.
Справочнк по проектированию электроснабжения/ред Ю.Г.Барыбин.-М.:Энергоатомиздат, 1990.-200с.
А.А.Федоров, В.В.Каменева. Основы электроснабжения промышленных предприятий.-М.:Энергия, 1979. -408с.
Б.И.Кудрин. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1995. – 416 с.
Правила пользования электрической и тепловой энергией.
Проектирование электроснабжения промышленных предприятий. НТП ЭПП-94.
Каталог электротехнической продукции ООО «Валон-А», г.Хмельницкий, 2009
Автоматические выключатели серии ВА-88. Технический каталог.-ИЭК, Украина, 2006.
ГОСТ 6110-82 Трансформаторы силовые (действующий)
ГОСТ 7746-2001- Трансформаторы тока Основные параметры -
ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Межгосударственный стандарт. Действующий. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С.Рокотяна и И.М.Шапиро.М.: Энергоатомиздат, 1985.-352с.
Справочник энергетика промышленных предприятий. Киев:Техника, 1977.-560с.
ГНД 34.09.104-2003 - Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-154 кВ
А.А.Федоров, Л.Е.Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий.М.:Энергоатомиздат, 1987.-368с.
Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. РД 153.34.0-20.527-98. Действующие.
ГОСТ 27514-87 Короткие замыкания в электрических сетях. Методы расчета в электроустановках напряжением выше 1 кВ. М.:,1988.
ГОСТ 28249-87. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках напряжением до 1 кВ. Действующий.
ГОСТ 26522-85. Короткие замыкания в электроустановках. Термины и определения. Действующий.

Приложенные файлы

  • docx 15890583
    Размер файла: 3 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий