Презентации и плакаты Электроснабжение промышленных и гражданских зданий

Презентации и плакаты Электроснабжение промышленных и гражданских зданий
Рассчитать доставку

Комплект учебно-наглядных пособий по Электроснабжению промышленных и гражданских зданий включает в себя тщательно проработанный и структурированный графический материал по всему курсу данной дисциплины (91 графических модулей). Дидактические материалы содержат рисунки, схемы, определения и таблицы по Электроснабжению промышленных и гражданских зданий и предназначены для демонстрации преподавателем на лекциях. В разработке пособий принимают участие профессора и доценты Южно-Уральского государственного университета, педагогических вузов, а также педагоги-практики с многолетним стажем преподавания. Все иллюстрации выполнены профессиональными художниками.


Возможно несколько вариантов исполнения комплекта учебно-наглядных пособий по электроснабжению промышленных и гражданских зданий:

Диск с электронными плакатами по Электроснабжению промышленных и гражданских зданий (презентации, электронный учебник):

Презентации электроснабжение пгз

Диск предназначен для демонстрации преподавателем дидактического материала на занятиях по Электроснабжению промышленных и гражданских зданий с использованием интерактивной доски, мультимедийного проектора и прочих компьютерных демонстрационных комплексов. В отличие от обычных электронных учебников для самостоятельного изучения, данные презентации по Электроснабжению промышленных и гражданских зданий разработаны специально для показа рисунков, схем, таблиц на лекциях. Удобная программная оболочка имеет оглавление, позволяющее просмотреть необходимый плакат. Предусмотрена защита плакатов от несанкционированного копирования. В помощь преподавателю для подготовки к занятиям прилагается печатное пособие. Ниже представлен состав диска (перечень плакатов) с презентациями по теме электроснабжение пгз. Для предварительного ознакомления.


Схема электроснабжения промышленных предприятий презентация

Перечень плакатов по курсу Электроснабжение ПГЗ (Уменьшенные версии плакатов могут быть высланы по запросу на электронную почту)

    Раздел 1. Основные понятия о системах электроснабжения

  1. Структура топливо-энергетического комплекса, основные звенья технологического процесса электро- и теплоснабжения, иерархическая структура ЕЭС
  2. Структура оптового рынка электроэнергии и мощности, структура используемых энергоресурсов
  3. Принципиальная схема производственного процесса конденсационной паротурбинной электростанции
  4. Упрощенная технологическая схема ТЭЦ
  5. Принципиальные технологические схемы АЭС с реактором типа ВВЭР и БН
  6. Принципиальные технологические схемы ГЭС и ГАЭС
  7. Пример построения системы электроснабжения промышленного предприятия
  8. Схемы и группы соединения обмоток трехфазных двухобмоточных трансформаторов
  9. Схемы и группы соединения обмоток трехфазных трехобмоточных трансформаторов, трехфазных трехобмоточных автотрансформаторов и однофазных двухобмоточных трансформаторов
  10. Трехфазная четырехпроводная сеть 380/220 В с глухозаземленной нейтралью при КЗ одной фазы на землю и схема протекания емкостных токов при однофазном КЗ в трехфазной сети с изолированной нейтралью
  11. Схема протекания емкостных токов при однофазном КЗ в трехфазной сети с компенсированной нейтралью и трехфазная сеть с эффективно заземленной нейтралью
  12. Характер изменения нагрузки Р, потери мощности Р и кривая нагрева t при работе электроприемников
  13. Суточный график нагрузки промышленного предприятия
  14. Колебания напряжения, провал напряжения и импульс напряжения
  15. Виды коротких замыканий в электроустановках
  16. Схемы для расчета токов короткого замыкания
  17. Расчетные формулы для определения сопротивлений элементов систем электроснабжения


  18. Раздел 2. Внешнее электроснабжение

  19. Радиальная схема электроснабжения и одиночные магистрали с частичным резервированием по связям вторичного напряжения
  20. Одиночные магистрали с частичным резервированием по связям вторичного напряжения, магистральная схема распределения электроэнергии с применением мощных токопроводов и магистрали с двухсторонним питанием
  21. Схема воздушной линии и гирлянда подвесных изоляторов
  22. Прокладка кабельных линий в траншее, в канале, в туннеле
  23. Двухсторонняя кабельная эстакада, двухсторонняя кабельная галерея и экономическая плотность тока
  24. Жесткий симметричный токопровод на железобетонной опоре и симметричный подвесной самонесущий токопровод с подвесными изоляторами на напряжение 10 кВ
  25. Гибкий симметричный токопровод напряжением 10 и 35 кВ
  26. Конструкция линий электропередач с СИП
  27. Классификация светильников
  28. Принципиальная схема управления уличным освещением. Годовое число часов использования максимума осветительной нагрузки
  29. Изменение напряжения вдоль линии при равномерном распределении нагрузки, схема замещения и векторная диаграмма одной фазы, схема сети переменного тока с двумя нагрузками
  30. Предельные сечения кабелей и проводов, при которых индуктивное сопротивление можно не учитывать. Значение коэффициента С при расчете потерь напряжения
  31. Ступенчатый годовой график нагрузки по продолжительности и зависимость времени максимальных потерь tmax от продолжительности использования максимума нагрузки Тmax и cosj
  32. Характерные значения продолжительности использования максимальной нагрузки по отраслям
  33. Схема замещения линии напряжением 6–35 кВ. Полная П-образная схема замещения линии напряжением 110 кВ и выше. Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны
  34. Упрощенная П-образная схема замещения линии напряжением 110 кВ и выше, изменение емкостного тока по длине линии, Г-образная схема замещения двух обмоточного трансформатора, схемы двухобмоточного трансформатора с расщепленными обмотками низшего напряжения
  35. Схемы внешнего электроснабжения промышленных предприятий
  36. Размещение оборудования на трансформаторных подстанциях
  37. Схемы электрических соединений на стороне 6, 10, 35 кВ и выше
  38. Схема ГПП с секционированной системой шин на стороне напряжения 6–10 кВ и схемы вводов напряжением 6–10 кВ трансформаторов на напряжение 35–220 кВ
  39. Схема ГПП 35–220 кВ с четырьмя секциями сборных шин напряжением 6–10 кВ
  40. Схемы тупиковых и ответвительных подстанций
  41. Схемы проходных подстанций
  42. Схема узловой подстанции
  43. Схемы питания собственных нужд подстанций
  44. Схема ЗРУ 6–10 кВ с одной системой шин
  45. Схема ЗРУ 6–10 кВ с двумя системами сборных шин
  46. Конструкция КРУ внутренней установки типа КРУ2-10
  47. Конструкция КРУ наружной установки
  48. Комплектная трансформаторная подстанция 35/10 кВ с двумя трансформаторами
  49. Конструкции ОРУ
  50. Конструктивные схемы масляных и воздушных выключателей
  51. Разъединитель горизонтально-поворотного типа для наружной установки РНДЗ-110 и выключатель нагрузки ВНП-16
  52. Схемы включения трансформатора тока, трансформатора напряжения и токоограничивающих реакторов
  53. Ячейки отходящих линий РУ напряжением 6–10 кВ и камера КСО-366 с выключателем нагрузки
  54. Схемы городских электрических сетей
  55. Схемы электроснабжения жилых зданий
  56. Схемы электроснабжения общественных зданий
  57. Классификация реле по принципу действия
  58. Схемы максимальной токовой защиты
  59. Схема токовой отсечки
  60. Схема дифференциальной токовой защиты
  61. Схема газовой защиты
  62. Схема защиты от замыканий на землю
  63. Схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока
  64. Схемы релейной защиты силового трансформатора
  65. Схемы релейной защиты воздушных и кабельных линий
  66. Схема релейной защиты высоковольтных двигателей
  67. Схема автоматического ввода резерва
  68. Принципиальная схема автоматического повторного включения
  69. Схема автоматической разгрузки по частоте
  70. Схема автоматической разгрузки по току
  71. Схема дистанционного управления выключателем высокого напряжения


  72. Раздел 3. Внутреннее электроснабжение

  73. Классификация сетей по конструктивным признакам
  74. Схема питающих и распределительных линий в цехе, схема радиального питания электроприемников цеха
  75. Магистральные схемы внутрицеховой сети
  76. Силовые шкафы
  77. Распределительные панели
  78. Шинопроводы осветительный и троллейный
  79. Шинопровод распределительный
  80. Способы прокладки силовой сети внутрицехового электроснабжения
  81. Форма Ф636-90
  82. Годовое число часов использования максимума осветительной нагрузки для внутреннего освещения и значения Тв, Тм и tм в зависимости от сменности работы
  83. Системы и виды освещения
  84. Схемы питания рабочего и аварийного освещения от комплектных трансформаторных подстанций
  85. Допустимые температуры нагрева проводников и допустимый длительный ток для кабелей
  86. Конструкция и технические данные предохранителя типа ПР
  87. Конструкция автоматического выключателя
  88. Технические данные автоматических выключателей с комбинированным расцепителем серии ВА51 и ВА51Г
  89. Наибольшие располагаемые потери напряжения от шин ТП до наиболее удаленного электроприемника силовой сети. Активные и индуктивные сопротивления проводов силовых сетей напряжением до 1 кВ, прокладываемых в стальных трубах
  90. Схемы регулирования напряжения в трансформаторах с ПБВ с трехфазным переключателем на два положения и с однофазным переключателем на пять положений в одной фазе
  91. Схемы включения линейно-регулировочного трансформатора в цепь силового трансформатора, устройства продольной компенсации и диаграмма работы компенсирующего устройства
  92. Структура условного обозначения компенсирующих устройств и конструкция установки УК-0,38-110
  93. Схемы компенсации реактивной мощности
  94. Комплектная двухтрансформаторная подстанция мощностью 630…1000 кВА для внутренней установки с однорядным расположением оборудования
  95. Схемы ввода радиальной линии ВН в цеховую трансформаторную подстанцию, схема цеховой подстанции без сборных шин напряжением 6–10 кВ при радиальном питании и схема питания цеховых подстанций от магистральных линий
  96. Соединение трансформаторов цеховых подстанций со сборными шинами НН и схемы отходящих линий НН на цеховых подстанциях, схема цеховой подстанции без сборных шин напряжением 6–10 кВ при магистральном питании
  97. Основные технические данные КТП напряжением 6(10)/0,4 кВ внутренней установки
  98. УПример построения системы электроснабжения промышленного предприятия и рекомендуемые коэффициенты загрузки трансформаторов на подстанциях
  99. Конструктивное выполнение заземляющих устройств
  100. Устройство защитного отключения
  101. Пример выполнения системы выравнивания потенциалов. Пример выполнения уравнивания потенциалов в электроустановке здания с сиcтемой TN-C-S
  102. Принципиальная схема включения УЗО для защиты от скачков напряжения в сети. Принципиальная схема электроснабжения квартиры с системой TN-S
  103. Принципиальная схема электроснабжения мобильного здания с системой заземления ТТ. Принципиальная схема электроснабжения здания с трехфазным вводом
  104. Схемы электроснабжения квартиры при отсутствии защитного проводника РЕ в розеточной цепи и цепи освещения. Схема электроснабжения квартиры с электроплитой с рекомендуемыми сечениями медных проводников (TN-C-S)
  105. Схема электроснабжения квартиры с газовой плитой с рекомендуемыми сечениями медных проводников (TN-S). Пример электроснабжения двухкомнатной квартиры повышенной комфортности (TN-C-S)
  106. Схема электроснабжения с системой TN-C-S
  107. Схемы управления освещением лестничной площадки и гостиной жилого дома
  108. Схемы управления освещением подвала
  109. Схемы управлением освещением парковки и подземной автостоянки

Для оформления кабинетов также изготавливаются печатные плакаты (таблицы) по электроснабжению промышленных и гражданских зданий.

Плакаты электроснабжение пгз
Плакат на полимерной плёнке

Планшет электроснабжение пгз

Планшет на жёсткой основе


Варианты изготовления плакатов на различных материалах: Цена, руб. за шт.
Плакат 560х800 мм, бумага 115 г/м2; 380
Плакат 560х800 мм, бумага 200 г/м2;600
Плакат 560х800 мм, ламинированный, бумага 115 г/м2;650
Плакат 560х800 мм, полимерная пленка, пластиковая рамка;800
Планшет 560х800 мм, жесткая пластиковая основа.2200

Комплект типовых плакатов по электроснабжению промышленных и гражданских зданий:

  1. Пример построения системы электроснабжения промышленного предприятия. Графики и картограммы нагрузки промышленного предприятия
  2. Характер изменения нагрузки Р, потери мощности ΔР и кривая нагрева τ при работе электроприемников. Колебания напряжения, провал напряжения и импульс напряжения
  3. Виды коротких замыканий в электроустановках. Расчетные формулы для определения сопротивлений элементов систем электроснабжения
  4. Радиальная схема электроснабжения и одиночные магистрали с частичным резервированием по связям вторичного напряжения. Одиночные магистрали с частичным резервирование по связям вторичного напряжения, магистральная схема распределения электроэнергии с применением мощных токопроводов и магистрали с двух сторонним питанием
  5. Схема воздушной линии и гирлянда изоляторов. Конструкции линий электропередач с СИП
  6. Прокладка кабельных линий в траншее, в канале, туннеле. Двухсторонняя кабельная эстакада, двухсторонняя кабельная галерея и экономическая плотность тока
  7. Жесткий симметричный токопровод на железобетонной опоре и симметричный подвесной самонесущий токопровод с подвесными изоляторами на напряжение 10 кВ. Гибкий симметричный токопровод напряжением 10 кВ и 35 кВ
  8. Схемы внешнего электроснабжения промышленных предприятий. Схема ГПП с секционированной системой шин на стороне напряжения 6-10 кВ и схемы вводов 6-10 кВ трансформаторов на напряжение 35-220 кВ
  9. Конструкция КРУ внутренней и наружной установки, Ячейки отходящих линий РУ напряжением 6–10 кВ и камера КСО-366 с выключателем нагрузки
  10. Конструктивные схемы масляных и воздушных выключателей. Разъединитель горизонтально-поворотного типа для наружной установки РНДЗ-110 и выключатель нагрузки ВНП-16
  11. Классификация сетей по конструктивным признакам. Способы прокладки силовой сети внутрицехового электроснабжения
  12. Схема питающих и распределительных линий в цехе, схема радиального питания электроприемников цеха. Магистральная схема внутрицеховой сети с односторонним питанием и двухсторонним питанием
  13. Системы и виды освещения. Схемы осветительных сетей промышленного предприятия
  14. Комплектная двухтрансформаторная подстанция мощностью 630…1000 кВА для внуренней установки с однорядным расположением оборудования. Схемы ввода радиальной линии ВН в цеховую трансформаторную подстанцию, схема цеховой подстанции без сборных шин напряжением 6-10 кВ при радиальном питании и схема питания цеховых подстанций от магистральных линий. Основные технические данные КТП напряжением 6(10)/0,4 кВ внутренней установки
  15. Конструктивное выполнение заземляющих устройств. Пример выполнения системы выравнивания потенциалов. Пример выполнения уравнивания потенциалов в электроустановке здания с системой TN-C-S
  16. Схема электроснабжения квартиры с газовой плитой с рекомендуемыми сечениями медных проводников (TN-S). Пример электроснабжения двухкомнатной квартиры повышенной комфортности (TN-C-S). Принципиальная схема включения УЗО для защиты от скачков напряжения в сети. Принципиальная схема электроснабжения квартиры с системой TN-S
Возможен заказ как комплекта типовых плакатов, так и выборочный, используя макеты наглядных пособий из комплекта электронных плакатов «Основы метрологии и электрические измерения» на CD. Размер плакатов 560х800 мм или другой по выбору.

Возможен заказ как комплекта типовых плакатов, так и выборочный, используя макеты наглядных пособий из комплекта электронных плакатов «Основы метрологии и электрические измерения» на CD. Размер плакатов 560х800 мм или другой по выбору.



Оформление заказа

Купить учебно-наглядные пособия по Электроснабжению промышленных и гражданских зданий можно отправив заявку факсом или электронной почтой, а также с помощью нашего интернет-магазина (кнопка "добавить в заявку"). После этого наш сотрудник свяжется с Вами для согласования заказа и выставления счета на оплату. Оплата производится по безналичному расчету. Доставка осуществляется почтой или автотранспортными компаниями в любой регион России и страны СНГ. Доставка до транспортной компании производится бесплатно. Стоимость доставки по России 100-300 руб. в зависимости от региона и способа доставки.


С технологических позиций энергетика является сферой экономики, охватывающей добычу энергоресурсов, производство, преобразование, транспортировку и использование различных видов энергии. Однако в современном представлении перечисленная совокупность процессов может быть эффективно использована лишь при ее организации по принципу «большой системы», в качестве которой выступает топливно-энергетический комплекс (ТЭК). В него в качестве подсистем входят топливоснабжающие системы:

а) углеснабжения;

б) нефтеснабжения;

в) газоснабжения;

г) ядерной энергетики;

д) электро- и теплоснабжения.

Система электро- и теплоснабжения функционирует по представленным в общем виде технологическим цепочкам.

Основная часть ТЭК, осуществляющая электро- и теплоснабжение централизованно носит название энергетической системы, или энергосистемы. Это понятие является центральным для целого ряда других понятий.

В отношении охвата территории и места в структуре оперативного управления современная иерархическая структура электроэнергетическая система имеет три уровня.

Нижний уровень соответствует районным энергосистемам – РЭС, техническое и оперативное руководство каждой их которых осуществляет соответствующий аппарат акционерного общества энергетики и электрификации (АО-энерго). В состав его филиалов входят энергопредприятия (электростанции, котельные, предприятия электрических (ПЭС) и тепловых (ПТС) сетей), а также ремонтные и наладочные подразделения, предприятия Энергонадзора и другие организации, обеспечивающие производство электроэнергии и теплоты. Наиболее крупные ПЭС и ПТС для улучшения оперативного управления разделяются на сетевые районы.

Несколько районных энергосистем, имеющих общий режим работы и общее диспетчерское управление, образуют объединенную энергосистему (ОЭС). Объединенные энергосистемы, соединенные межсистемными связями, имеющие общий режим работы и центральное диспетчерское управление и охватывающие значительную часть территории страны, образуют единую энергосистему.

Высшим уровнем в административно-хозяйственной структуре управления электроэнергетической отраслью является Единая энергосистема России.

Для улучшения функционирования ЕЭС России и обеспечения надежности ее работы создан Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности (ФОРЭМ), управление которым осуществляется Правительством Российской Федерации. Правительство Российской федерации определяет законы функционирования ФОРЭМ и утверждает плановые показатели работы ЕЭС России и дочерних АО-энерго. Коммерческой основой для ведения режима работы ЕЭС России является утвержденный Федеральной энергетической комиссией (ФЭК) баланс электрической и тепловой энергии.

Субъектами ФОРЭМ являются:

а) поставщики электроэнергии, т. е. электростанции;

б) покупатели электроэнергии, т. е. дефицитные территориальные АО-энерго и крупные потребители, выведенные на ФОРЭМ.

Все субъекты рынка имеют свободный доступ к электроэнергии, и каждое АО-энерго имеет право выбрать поставщика энергии. Покупка энергии у АО-энерго осуществляется по договорному тарифу. Все объекты оптового рынка электроэнергии вносят абонентскую плату за пользование сетями, принадлежащими ЕЭС. Размер платы за пользование сетями определяется исходя из суммы затрат на эксплуатацию самих сетей с учетом инвестиционной составляющей для их развития и издержек на содержание аппарата РАО.

Норматив абонентской платы, тарифы для АЭС, ТЭС, ГЭС на поставку электроэнергии АО-энерго, инвестиционная надбавка утверждаются ФЭК. Тарифы для конечных потребителей устанавливаются региональными энергетическими комиссиями. Их число определяется числом региональных АО-энерго.

Для конечного потребителя возможность выхода на оптовый рынок электроэнергии России и установления прямых договорных отношений с производителями энергии означает свободу выбора поставщика.

Если весь пар, за исключением небольших отборов для подогрева питательной воды используется для вращения турбины, то такие станции называются конденсационными (КЭС), в неспециальной литературе их называют ГРЭС (государственная районная электрическая станция). КЭС снабжают потребителей только электрической энергией и оборудованы конденсационными турбинами. Мощные КЭС располагаются вблизи районов добычи топлива или водоемов, необходимых для охлаждения и конденсации пара, отработавшего в турбинах, поэтому они значительно удалены от непосредственных потребителей электроэнергии и выдача мощности производится на высоких напряжениях.

Кусковое топливо, поступающее из топливного склада 1, подается в дробильное устройство (шаровая мельница) 2, которое устанавливается перед паровым котлом 3. Полученное в дробильном устройстве пылевидное топлива мельничными вентиляторами вдувается к горелкам котла 9. Для лучшего горения топливной пыли холодный воздух, забираемый снаружи, подогревается дымовыми газами в воздухонагревателе 12, а затем дутьевым вентилятором 10 направляется в котел. В топке котла происходит процесс горения топлива, сопровождающийся выделением газов с температурой 1200 – 1600 ºС. Эти газы, омывая трубы внутри котла, по которым протекает вода, отдают тепло, и вода превращается в пар. Затем пар с температурой 540 – 560 ºС и давлением 13 – 15 МПа поступает по паропроводу в паровую турбину 4.

Вследствие разности давлений пара, поступающего в турбину и выходящего из нее, а также разности температур пар, расширяясь при прохождении через все ступени турбины, совершает механическую работу, т. е. вращает вал турбины, а вместе с ним и генератор.

Газы после выхода из котла имеют еще высокую температуру (350 – 450 ºС). Для полного использования энергии газов на пути их следования установлен водяной экономайзер 13, который дополнительно подогревает питательную воду. Продолжая свой путь, газы проходят через золоулавливатель, а затем отсасывающим дымососом 11 выбрасываются в дымовую трубу.

Механическая работа, совершаемая паром в турбине, возрастает с увеличением разности давлений и температур между поступающим в турбину и выходящим из нее паром. Поэтому чем больше используется тепловая энергия пара для совершения механической работы, тем выше КПД турбины. Для увеличения разности давлений наряду с повышением параметров поступающего в турбину пара стремятся также снизить давление пара, выходящего из него, т. е. на выходе из турбины пар должен иметь давление ниже атмосферного. Отработанный пар, еще с некоторым запасом тепловой энергии, направляется по трубам в конденсатор 5. Конденсатор представляет собой цилиндр, внутри которого расположены трубы, по которым протекает холодная вода. Отработанный пар, омывая эти трубы, отдает часть своей теплоты, в результате чего он охлаждается и превращается в дистиллированную воду. С помощью насоса 7 конденсат направляется через подогреватель низкого давления 14 в деаэратор 15, служащий для очистки конденсата от растворенных газов, особенно кислорода, т.к. он вызывает интенсивную коррозию котла. В деаэраторе хранится питательная вода, восполняющая потери пара и воды, поэтому добавочная вода, поступающая в него, предварительно проходит через водоочистительную установку. Из деаэратора питательная вода насосом 8 через подогреватель высокого давления 16 и водяной экономайзер 13 подается в котел.

Для конденсации пара в конденсатор насосом 6 подают холодную воду из реки, пруда или с другого источника водоснабжения. Так как через трубы конденсатора протекает большое количество воды, ее температура на выходе из конденсатора не превышает 25 – 36 ºС. Вода с такой температурой не может быть использована в промышленности или быту, поэтому ее вновь сбрасывают в реку или пруд.

Вырабатываемая генераторами станции электрическая энергия при напряжении 10 кВ подается на открытую повышающую трансформаторную подстанцию, на которой генераторное напряжение 10 кВ повышается до 110, 220 или 500 кВ и более, и по линиям электропередачи (ЛЭП) передается в районы потребления. Тепловые конденсационные электрические станции имеют невысокий КПД (не более 42 %). Таким образом, работа КЭС на привозном топливе экономически невыгодна.

ТЭЦ предназначены для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электрической и тепловой энергией и расположены в центре электрических нагрузок. Комбинированная выработка электрической энергии и теплоты дает значительную экономию топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т. е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением теплоты на местных котельных.

Топливное хозяйство 1 ТЭЦ, работающих на мазуте, включает разгрузочную эстакаду, склад мазута, устройство нагрева и мазутонасосы, перекачивающие мазут к котлам. Подготовка газового топлива на ТЭЦ, работающих на газе, сводится в основном к регулированию давления газа перед его поступлением в котел. Топливное хозяйство ТЭЦ, работающих на угле, включает приеморазгрузочные механизмы, транспортеры, механизмы дробления, размола, подыми угольной пыли в котел. Вместе с топливом в котел 2 подается дутьевым вентилятором 18 предварительно подогретый в воздухоподогревателе 17 воздух. Пар, полученный в котле, подается в турбину 3, на одном валу с которой находится генератор 4. Механическая энергия вращения турбины преобразуется генератором в электрическую энергию, передаваемую потребителям на генераторном напряжении от генераторного распределительного устройства (ГРУ) или на повышенном напряжении от распределительного устройства высокого напряжения (РУ ВН).

Турбины на ТЭЦ имеют регулируемые и нерегулируемые отборы пара: для нужд производства 5; для сетевых подогревателей отопления и горячего водоснабжения 6; для подогревателей питательной воды 14 и деаэратора 12. Остальной пар поступает в конденсатор 8, где он охлаждается водой из водоема 9, подаваемой циркуляционным насосом 10. Полученный конденсат конденсатным насосом 11 перекачивается в деаэратор 12 для удаления растворенных газов. Сюда же подается подпиточная вода, компенсирующая потери пара на теплофикацию. Питательным насосом 13 создается необходимое давление воды, проходящей через подогреватели 14 и 15 в котел. Продукты сгорания отсасываются дымососом 16. Сетевой насос 7 служит для циркуляции воды в системе горячего водоснабжения.

Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии на ТЭЦ увеличивает КПД до 60 – 70 %.

Современные промышленные ТЭЦ имеют мощность 500 – 600 МВт, на них устанавливаются теплофикационные турбины 100 – 200 МВт на высокие параметры пара: 13 – 24 МПа, 565 ºС. Отборы пара на производство осуществляются при давлении 1,3 – 1,5 МПа и температуре 240 - 290 ºС, на отопление – при давлении 0,12 – 0,2 МПа и температуре 120 – 150 ºС.

Отличие атомной электростанции (АЭС) от тепловой заключается в том, что на АЭС в качестве топлива используется процесс деления ядер атомов урана, плутония, тория и др. На этих станциях вместо котельных агрегатов установлены атомные ректоры, в которых в результате деления ядер расщепляющегося материала выделяется огромное количество тепловой энергии.

Количество энергии, выделяемой в реакторе в единицу времени, зависит от интенсивности происходящей в нем реакции. В качестве замедлителя цепной реакции используются в основном природная или тяжелая вода и графит, обладающий способностью поглощать нейтроны. В качестве теплоносителя используются природная вода, углекислый газ, гелий и др. Назначение теплоносителя заключается в отводе теплоты, выделяющейся в реакторе при высвобождении внутриядерной энергии и преобразовании ее в тепловую.

В реакторах типа ВВЭР (водо-водяной энергетический) в качестве замедлителя и теплоносителя используется обычная вода под давлением.

Схемы АЭС в тепловой части могут выполняться в различных вариантах. Принципиальная технологическая схема АЭС с реактором типа ВВЭР близка к схеме КЭС, однако вместо парогенератора на органическом топливе здесь используется ядерная установка.

Первый контур, реакторный, полностью изолирован от второго, что уменьшает радиоактивные выбросы в атмосферу. Главный циркуляционный насос 8 и конденсатный (питательный) насос 7 прокачивают воду соответственно через реактор 1 и парогенератор 2. Вода реакторного контура находится под повышенным давлением, так что несмотря на ее высокую температуру (293 ºС – на выходе, 267 ºС – на входе в реактор) ее закипания не происходит. В парогенераторе 2 теплоноситель, циркулирующий по первому контуру, отдает часть своей энергии на вращение турбины 3, после чего поступает в конденсатор 6. Конденсатор 6 охлаждаемый водой циркуляционного контура обеспечивает сбор и конденсацию отработавшего пара. Пар, полученный в парогенераторе 2, подается в турбину 3, на одном валу с которой находится генератор 4. Вырабатываемая генераторами станции электрическая энергия при напряжении 10 кВ подается на открытую повышающую трансформаторную подстанцию, на которой генераторное напряжение 10 кВ повышается, и по линиям электропередачи (ЛЭП) передается в районы потребления.

Перспективными являются АЭС с реакторами на быстрых нейтронах (БН), которые могут использоваться для получения тепла и электроэнергии, а также для воспроизводства ядерного горючего.

Реактор 1 типа БН  имеет активную зону, где происходит ядерная реакция с выделением потока быстрый нейтронов. Эти нейтроны воздействуют на элементы из урана-238, который обычно в ядерных реакциях не используется, и превращают его в плутоний-239, который может быть впоследствии использован на АЭС в качестве ядерного горючего. Тепло ядерной реакции отводится жидким натрием и используется для выработки электроэнергии.

Схема АЭС с реактором БН имеет элементы 1 – 7 аналогичные схеме АЭС с реактором типа ВВЭР и состоит из трех контуров, в двух из них используется жидкий натрий (в контуре реактора и промежуточном). В первом контуре главный циркуляционный насос 10 прокачивают жидкий натрий соответственно через реактор 1 и парогенератор 8. Жидкий натрий бурно реагирует с водой и водяным паром. Поэтому, чтобы избежать при авариях контакта радиоактивного натрия первого контура с водой или водяным паром, выполняют второй (промежуточный) контур, теплоносителем в котором является нерадиоактивный натрий, перекачка которого осуществляется с помощью насоса нерадиоактивного натрия 9. Рабочим телом третьего контура является вода и водяной пар.

В настоящее время в эксплуатации находится ряд энергоблоков типа БН, из низ наиболее крупный БН-600.

АЭС не имеют выбросов дымовых газов и не имеют отходов в виде золы и шлаков. Однако удельные тепловыделения в охлаждающую воду у АЭС больше, чем у ТЭС, вследствие большего удельного расхода пара, а следовательно, и больших удельных расходов охлаждающей воды. Поэтому на большинстве новых АЭС предусматривается установка градирен, в которых теплота от охлаждающей воды отводится в атмосферу.

Важной особенностью возможного воздействия АЭС на окружающую среду является необходимость захоронения радиоактивных отходов. Это делается в специальных могильниках, которые исключают возможность воздействия радиации на людей. Чтобы избежать влияния радиоактивных выбросов АЭС на людей при авариях, применены специальные меры по повышению надежности оборудования (дублирование систем безопасности и др.), а вокруг станции создается санитарно-защитная зона.

На ГЭС для получения электроэнергии используется энергия водных потоков (рек, водопадов и т. д.). В настоящее время на ГЭС вырабатывается около 15 % всей электроэнергии. Более интенсивное строительство этого вида станций сдерживается большими капиталовложениями, большими сроками строительства и спецификой размещения гидроресурсов.

Первичным двигателем на ГЭС являются гидротурбины, которые приводят во вращение синхронные гидрогенераторы. Мощность ГЭС определяется расходом и напором воды.

На ГЭС, как правило, напор воды создается плотиной. Водное пространство перед плотиной называется верхним бьефом, а ниже плотины – нижним бьефом. Разность уровней верхнего (УВБ) и нижнего бьефа (УНБ) определяет напор воды Н.

Верхний бьеф образует водохранилище, в котором накапливается вода, используемая по мере необходимости для выработки электрической энергии.

В состав гидроузла на равнинной реке входят: плотина, здание электростанции, водосбросные, судопропускные (шлюзы), рыбопропускные сооружения и др.

На горных реках сооружаются ГЭС, которые используют большие естественные уклоны реки. Однако при этом обычно приходится создавать систему деривационных сооружений. К ним относятся сооружения, направляющие воду в обход естественного русла реки: деривационные каналы, туннели, трубы.

В электрической части ГЭС во многом подобны конденсационным электростанциям. Как и КЭС, гидроэлектростанции обычно удалены от центров потребления, т. к. место их строительства определяется основном природными условиями. Поэтому электроэнергия, вырабатываемая ГЭС, выдается на высоких и сверхвысоких напряжениях (110 – 500 кВ). Отличительной особенностью ГЭС является небольшое потребление электроэнергии на собственные нужды, которое обычно в несколько раз меньше, чем на ТЭС. Это объясняется отсутствием на ГЭС крупных механизмов в системе собственных нужд.

При сооружении ГЭС одновременно с энергетическими решаются важные народнохозяйственные задачи: орошение земель и развитие судоходства, обеспечение водоснабжения крупных городов и промышленных предприятий и т. д.

Технология производства электроэнергии на ГЭС довольно проста и легко поддается автоматизации. Пуск агрегата ГЭС занимает не более 50 с, поэтому резерв мощности в энергосистеме целесообразно обеспечить именно такими агрегатами.

Коэффициент полезного действия ГЭС обычно составляет около 85 – 90 %.

Благодаря меньшим эксплуатационным расходам себестоимость электроэнергии на ГЭС, как правило, в несколько раз меньше, чем на тепловых электростанциях.

Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) имеют как минимум два бассейна – верхний и нижний с определенными перепадами высот между ними.

В здании ГАЭС устанавливаются обратимые гидрогенераторы. В часы максимума нагрузки энергосистемы генераторы ГАЭС переводят в двигательный режим, а турбины в насосный. Потребляя мощность из сети, такие гидрогенераторы перекачивают воду по трубопроводу из нижнего бассейна в верхний. В период максимальных нагрузок, когда в энергосистеме образуется дефицит генераторной мощности, ГАЭС вырабатывает электроэнергию. Срабатывая воду из верхнего бассейна, турбина вращает генератор, который выдает мощность в сеть.

Таким образом, применение ГАЭС помогает выравнивать график нагрузки энергосистемы, что повышает экономичность работы тепловых и атомных электростанций.

Воздействие ГЭС и ГАЭС на окружающую среду связано с сооружением плотин и водохранилищ. Это обстоятельство, кроме отчуждения больших площадей земли с их природными богатствами, сказывается на изменении ландшафта, уровня грунтовых вод, на переформировании берегов, увеличении испарения воды и т. д. При сооружении крупных водохранилищ ГЭС, кроме того, создаются условия для развития тектонической активности.

В качестве примера показан фрагмент смешанной схемы электроснабжения машиностроительного завода. Основные производственные цеха снабжаются электроэнергией по радиальным и радиально-ступенчатым схемам. Однако в отдельных случаях экономически целесообразно питание потребителей осуществлять по магистральным линиям. Это относится, в частности, к электроснабжению неосновных, вспомогательных цехов (бытовки, мастерские, склады, ремонтные цеха и т.п.) при последовательном (линейном) их расположении на территории промышленного предприятия.

Таким образом, для питания потребителей I и II категорий широко применяются радиальные (радиально-ступенчатые) схемы и двойные сквозные магистрали, а для потребителей III категории – магистральные схемы. В некоторых случаях, в зависимости от положения электроприемников относительно питающей подстанции, электроснабжение последних осуществляется по радиальным линиям.

Внутризаводское электроснабжение промышленных предприятий и установок осуществляется в основном с помощью электрических сетей напряжением 6, 10, 35, 110 и 220 кВ. Система электроснабжения может быть выполнена в нескольких вариантах, из которых выбирается оптимальный. При ее выборе учитываются степень надежности, обеспечение качества электрической энергии, удобство и безопасность эксплуатации, возможность применения про­грессивных методов электромонтажных работ.

Основные принципы построения схем электроснабжения:

а) максимальное приближение источников высокого напряжения 35 – 220 кВ к электроустановкам потребителей с подстанциями глубокого ввода (ПГВ), размещаемыми рядом с энергоемкими производственными корпусами;

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

в) секционирование шин всех звеньев системы распределения электроэнергии, а при преобладании потребителей первой и второй категорий установка на них устройств автоматического ввода резерва (АВР).

Схемы строятся по уровневому принципу. Обычно применяется два-три уровня. Первым уровнем распределения электроэнергии является сеть между источником питания объекта и ПГВ, если распределение производится на напряжении 110 – 220 кВ, или между ГПП и РП 6 – 10 кВ, если распределение происходит на напряжении 6 – 10 кВ.

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

При выборе схемы электроснабжения используется следующая классификация объектов в зависимости от установленной мощности:

1. крупные – от 75 до 100 МВт;

2. средние – от 5 до 75 МВт;

3. мелкие – до 5 МВт.

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

Трансформатором называется статическое электромагнитное устройство, имеющее две или более индуктивно связанные обмотки и предназначенное для преобразования посредством электромагнитной индукции одной или нескольких систем переменного тока. Различают двух-, трех- и многообмоточные трансформаторы, имеющие соответственно две, три и более гальванически не связанные обмотки. Передача энергии из первичной цепи трансформатора во вторичную происходит посредством магнитного поля.

Трансформатор называется силовым, если он применяется для преобразования электрической энергии в электрических сетях и в установках, предназначенных для приема и использования электрической энергии. К силовым трансформаторам относятся трансформаторы трехфазные и многофазные мощностью 6,3 кВ∙А и более. При меньших мощностях трансформаторы называются трансформаторами малой мощности.

Различают силовые трансформаторы:

а) общего назначения, предназначенные для включения в сети, не отличающиеся особыми условиями работы, или для непосредственного питания приемников электрической энергии, не отличающиеся особыми условиями работы, характером нагрузки или режимом работы;

б) специального назначения, предназначенные для непосредственного питания сетей или приемников электрической энергии, если эти сети или приемники отличаются особыми условиями работы, характером нагрузки или режимом работы (например, подземные рудничные и шахтные сети и установки, выпрямительные установки, электрические печи и т.п.)

Установлены схемы и группы соединения обмоток высшего (ВН), среднего напряжения (СН) и низшего напряжения (НН). Условные обозначения представленные в последней графе таблицы указывают схемы и группы соединения обмоток трансформаторов и автотрансформаторов.

Схема соединения обмоток показывает последовательность соединения концов фазных обмоток трансформатора.

Группа соединения показывает угловое смещение векторов линейных ЭДС обмоток СН и НН по отношению к векторам ЭДС обмоток ВН и обозначается числом, которое при умножении на 30º дает угол отставания в градусах (например, 11 соответствует углу 330º).

Нейтралями электроустановок называют общие точки обмотки генераторов или трансформаторов, соединенные в звезду.

Вид связи нейтралей машин и трансформаторов с землей в значительной степени определяет уровень изоляции электроустановок и выбор коммутационной аппаратуры, значения перенапряжений и способы их ограничения, токи при однофазных замыканиях на землю, условия работы релейной защиты и безопасности в электрических сетях, электромагнитное влияние на линии связи и т. д.

В зависимости от режима работы нейтрали электрические сети разделяют на четыре группы:

1. сети с глухозаземленными нейтралями;

2. сети с изолированными (незаземленными) нейтралями;

3. сети с компенсированными (резонансно-заземленными) нейтралями;

4. сети с эффективно-заземленными нейтралями.

Сетями с глухозаземленной нейтралью называются трехфазные сети, у которых обмотки питающих трансформаторов соединены в звезду и нейтральные точки электрически соединены с заземляющей установкой (землей).

Выбор режима работы нейтрали определяется надежностью и экономичностью работы электроустановок, безопасностью из обслуживания и зависит от работы сети при наиболее частых авариях однофазных замыканиях на землю.

Однофазным замыканием на землю называется электрическое соединение частей электроустановки, находящейся под напряжением, с заземленными конструкциями или непосредственно с землей. В месте однофазного короткого замыкания течет ток замыкания на землю, а потенциал земли возрастает до рабочего напряжения сети.

Сети, в которых ток однофазного замыкания на землю менее 500 А, называют сетями с малыми токами замыкания на землю (в основном это сети с изолированными и компенсированными нейтралями). Токи более 500 А соответствуют сетям с большими токами замыкания на землю (это сети с эффективно-заземленными нейтралями).

При больших токах однофазных КЗ дуга в месте короткого замыкания устойчиво и длительно горит, вызывая перенапряжения, опасные для изоляции неповрежденных фаз, и переход однофазного КЗ в междуфазное. При малых токах однофазного КЗ дуга в места КЗ неустойчива и быстро угасает.

В сетях с глухозаземленной нейтралью при однофазных КЗ протекают большие токи замыкания на землю, защита отключает поврежденный участок, и однофазное КЗ не переходит в междуфазное замыкание. На неповрежденных фазах напряжение относительно земли не повышается и изоляция может рассчитываться на фазное напряжение. Однако при частых однофазных КЗ возникают тяжелые условия работы отключающих аппаратов и могут быть повреждены обмотки трансформаторов.

Быстродействие защиты сокращает время прохождения тока однофазного КЗ; для уменьшения его величины в сетях напряжением выше 1000 В в нейтраль трансформатора включается индуктивное сопротивление (реактор). Для восстановления питания предназначено автоматическое повторное включение (АПВ) или автоматический ввод резерва (АВР).

В сети с изолированной нейтралью косвенная электрическая связь с землей происходит из-за несовершенства изоляции, в которой протекают незначительные по величине емкостные и активные токи утечки, причем их геометрическая сумма равна нулю. Потенциалы фаз относительно земли равны фазным напряжениям.

При однофазном КЗ потенциал поврежденной фазы равен нулю. У неповрежденных фаз напряжение возрастает до междуфазного и емкостные токи увеличиваются пропорционально напряжению в √3 раз. Ток однофазного КЗ больше нормального емкостного тока в три раза. Это ограничивает область использования этого режима работы нейтрали сетями с напряжением 35 кВ и ниже, где стоимость изоляции электроустановок не является определяющей и некоторое ее увеличение компенсируется повышенной надежностью питания потребителей.

Емкость фаз относительно земли зависит от конструкции сети и ее протяженности.

При однофазных замыканиях на землю в сетях с изолированной нейтралью треугольник линейных напряжений не искажается, поэтому потребители, включенные на междуфазные напряжения, продолжают работать.

Определение места замыкания на землю после получения сигнала должно начинаться немедленно, и повреждение должно устраняться в кратчайший срок.

Допустимая длительность работы с заземленной фазой определяется Правилами технической эксплуатации (ПТЭ) и в большинстве случаев не должна превышать 2 часа.

Работа сети с изолированной нейтралью применяется и при напряжении до 1 кВ. При этом основные свойства сетей с изолированной нейтралью сохраняются и при этом напряжении. Кроме того, эти сети обеспечивают высокий уровень электробезопасности и их следует применять для передвижных установок, торфяных разработок и шахт. Для защиты от опасности, возникающей при пробое изоляции между обмотками высшего и низшего напряжений, в нейтрали или фазе каждого трансформатора устанавливается пробивной предохранитель.

Сетью с компенсированной нейтралью называется сеть, нейтраль которой заземлена через дугогасящую катушку, компенсирующую емкостные токи замыкания на землю.

При однофазном КЗ потенциал нейтрали относительно земли возрастает до фазного напряжения и через катушку к месту замыкания течет индуктивный ток катушки. При полной компенсации тока однофазного КЗ нет.

Для обеспечения надежной защиты от однофазных КЗ компенсированные сети работают с некоторой перекомпенсацией (IL>IC).

Сети с эффективно-заземленными нейтралями применяют на напряжение выше 1 кВ. В них коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4.

Коэффициентом замыкания на землю называют отношение разности потенциалов между неповрежденной фазой и землей в точке замыкания на землю поврежденной фазы к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до замыкания.

В соответствии с рекомендациями Международного электротехнического комитета (МЭК) к эффективно-заземленным сетям относятся сети высокого и сверхвысокого напряжения, нейтрали которых соединены с землей непосредственно или через небольшое активное сопротивление.

В Российской Федерации к этой группе относятся сети напряжением 110 кВ и выше.

Во время однофазных КЗ в сетях с эффективно-заземленной нейтралью напряжение на неповрежденных фазах относительно земли равно примерно 0,8 междуфазного напряжения в нормальном режиме работы. Это основное достоинство такого способа заземления нейтрали.

Однако рассматриваемый режим нейтрали имеет и ряд недостатков. Так, при замыкании одной фазы на землю образуется короткозамкнутый контур через землю и нейтраль источника с малым сопротивлением, к которому приложена ЭДС фазы. Возникает режим КЗ, сопровождающийся протеканием больших токов.

Во избежание повреждения оборудования протекание больших токов недопустимо, поэтому КЗ быстро отключаются релейной защитой. Правда, значительная часть однофазных повреждений в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше относится к самоустраняющимся, т. е. исчезающим после снятия напряжения. В таких случаях эффективны устройства автоматического повторного включения (АПВ), которые, действую после устройств релейной защиты, восстанавливают питание потребителей за минимальное время.

Второй недостаток – значительное удорожание выполняемого в распределительных устройствах контура заземления, который должен отвести на землю большие токи КЗ и поэтому представляет собой в данном случае сложное инженерное сооружение.

Третий недостаток – значительный ток однофазного КЗ, который при большом количестве заземленных нейтралей трансформаторов, а также в сетях с автотрансформаторами может превышать токи трехфазного КЗ. Для уменьшения токов однофазного КЗ применяют, если это возможно и эффективно, частичное разземление нейтралей (в основном в сетях 110 – 220 кВ). Возможно применение для тех же целей токоограничивающих сопротивлений, включаемых в нейтрали трансформаторов.

Основными группами электроприемников жилых зданий являются светильники общего и местного освещения квартир и лестничных клеток, различные электробытовые приборы, силовые электроприемники (лифтовые установки, вентиляторы, насосы и др.). Характерными группами потребителей электрической энергии на промышленных предприятиях являются осветительные установки, электродвигатели производственных механизмов, сварочные установки, электрические печи и др.

Электроприемники могут работать в следующих режимах:

1. продолжительном – электрические машины работают длительное время, и превышение температуры отдельных частей машины не выходит за установленные пределы;

2. кратковременном – рабочий период машины не настолько длителен, чтобы температуры отдельных частей машины могли достигнуть установившегося значения, период же остановки машины настолько длителен, что машина успевает охладиться до температуры окружающей среды;

3. повторно-кратковременном – рабочие периоды tв чередуются с периодами пауз tо, а длительность всего цикла не превышает 10 минут, при этом нагрев не превосходит допустимого, а охлаждение не достигает температуры окружающей среды.

Электрические нагрузки промышленных предприятий определяют выбор всех элементов системы электроснабжения: мощности районных трансформаторных подстанций, питающих и распределительных сетей энергосистемы, заводских трансформаторных подстанций и их сетей.

По охватываемому периоду времени различают сменные, суточные и годовые графики нагрузки, а по рассматриваемой величине – графики активной, реактивной и полной мощности, графики тока.

Различают графики активной и реактивной нагрузок индивидуальных электроприемников и групповые графики.

Групповые графики нагрузки строят путем суммирования ординат индивидуальных графиков; суммируя ординаты групповых графиков, получают график нагрузки цеха или предприятия.

На суточном графике откладывают изменение нагрузки во времени Рt и потери мощности в линиях и трансформаторах ΔР.

Потери делятся на переменные, зависящие от нагрузки (нагрев проводов сети и обмоток трансформаторов), и постоянные, не зависящие от нагрузки (нагрев стали трансформаторов).

Площадь, ограниченная графиком, соответствует суточному расходу электроэнергии.

Годовой график составляется на основе характерных суточных графиков за зимние и летние сутки. Изменение нагрузки на годовом графике обозначается в порядке убывания во времени. Площадь годового графика электрических нагрузок представляет собой количество электрической энергии потребленной электроустановкой в течение года.

По годовым графикам определяются:

1. максимальная годовая нагрузка Рм;

2. минимальная годовая нагрузка Рmin;

3. средняя годовая мощность нагрузки Рср.год;

4. средняя квадратичная мощность Рср.кв.;

5. коэффициент заполнения;

6. коэффициент формы;

7. коэффициент равномерности;

8. годовое число часов использования максимума нагрузки Тм.

Значениями мощности Рmin, Рср и Рmaxм) суточный график нагрузки делится на три характерные части:

1. базовую (А): 0 ≤PРmin;

2. полупиковую (Б): РminPРср;

3. пиковую (В): РсрPРmax.

Для выполнения основных требований к системам электроснабжения полезно построить картограмму нагрузок предприятия и определить центр электрических нагрузок (ЦЭН). Картограмма нагрузок — это изображение распределения нагрузок по территории предприятия кругами, площади которых в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Цифры в числителях надписей на картограмме нагрузок — значения силовых нагрузок цеха, в знаменателях — значения осветительных нагрузок цеха

Одну ГПГ1, или несколько ПГВ, или центральный распределительный пункт (ЦРП) на территории предприятия рационально располагать на прямой, соединяющей ЦЭН с источником питания — энергосистемой. Подстанции целесообразно располагать как можно ближе к ЦЭН. При большой мощности предприятия и при нескольких явно выраженных зонах концентрации нагрузок проводится технико-экономическое сравнение вариантов электроснабжения от одной, двух и более понизительных подстанций 35...220/6 (10) кВ. Если же предприятие получает электроэнергию при напряжении 6 (10) кВ, то создается ЦРП, не преобразующий напряжение, располагать который рекомендуется на границе питаемого им участка со стороны источника во избежание обратных перетоков мощности (см. рис. 1). Места размещения подстанций для питания приемников выбирают в центре их нагрузок. Преобладающим типом ТП являются комплектные трансформаторные подстанции.

Размах изменения напряжения δU– разность между следующими друг за другом действующих значений напряжения любой формы, т. е. между следующими друг за другом максимальным и минимальным значениями огибающей действующих значений напряжения.

Огибающая действующих (среднеквадратичных) значений напряжения - ступенчатая временная функция, образованная действующими значениями напряжения, определенными на каждом полупериоде напряжения основной частоты.

Если огибающая действующих значений напряжения имеет горизонтальные участки (при спокойном графике нагрузки), то размах изменения напряжения δUtопределяется как разность между соседним экстремумом (максимумом Uмахили минимумом Umin) и горизонтальным участком или как разность между соседними горизонтальными участками.

Предельно допустимые значения размаха напряжения δUt в точках общего присоединения к электрическим сетям в зависимости от частоты повторения изменения напряжения FδUt или интервала между изменениями напряженияΔti, i+1 равны значениям, определяемым по кривым ГОСТ 13109-97.

Провал напряжения – внезапное значительное снижение напряжения в точке электрической сети ниже 0,9 Uном, за которым следует восстановление напряжения до первоначального или близкого к нему уровня через промежуток времени от десяти миллисекунд до нескольких десятков секунд.

Основной причиной появления провалов напряжения в системе электроснабжения являются короткие замыкания в отходящих от цепи питания данного узла нагрузки ответвлениях электрической сети высокого (35÷220 кВ), среднего (6, 10 кВ) напряжений и в сетях напряжением до 1 кВ.

Провал напряжения характеризуется глубиной δUп (по отношению к значению напряжения в нормальном режиме) и длительностью Δtп.

Длительность провала напряжения Δtп – интервал времени между начальным моментом провала напряжения tн и моментом восстановления напряжения до первоначального или близкого к нему уровня tк.

Провалы напряжения не нормируются, поскольку они неизбежны настолько же, насколько неизбежны короткие замыкания.

Импульс напряжения – резкое изменение напряжения в точке электрической сети, за которым следует восстановление напряжения до первоначального или близкого к нему уровня за промежуток времени до нескольких миллисекунд (т. е. меньше полупериода).

Импульсное напряжение характеризуют следующие величины:

амплитуда импульса Uимп – максимальное мгновенное значение импульса напряжения;

длительность импульса – интервал времени между начальным моментом импульса напряжения и моментом восстановления мгновенного значения напряжения до первоначального или близкого к нему уровня (часто длительность импульса оценивается по уровню 0,5 его амплитуды Δtимп 0,5).

Основным способом защиты от импульсных напряжений является использование ограничителей перенапряжений (ОПН) на основе металлооксидных соединений.

Коротким замыканием называется нарушение нормальной работы электрической установки, вызванное замыканием фаз между собой, а также замыканием фаз на землю в сетях с глухозаземленной нейтралью.

Причинами коротких замыканий обычно являются нарушения изоляции, вызванные ее механическими повреждениями, старением, набросами посторонних тел на провода линий электропередачи, проездом под линиями негабаритных механизмов (кранов с поднятой стрелой и т.п.), прямыми ударами молнии, перенапряжениями, неудовлетворительной эксплуатацией оборудования, неправильные действия оперативного персонала.

При коротких замыканиях токи в поврежденных фазах увеличиваются в несколько раз по сравнению с их нормальным значением, а напряжения снижаются, особенно вблизи места повреждения.

Трехфазные и двухфазные короткие замыкания возможны в любых трехфазных сетях.

Для прохождения тока при однофазном или двухфазном коротком замыкании на землю необходимо, чтобы на участке сети, где произошло повреждение, была хотя бы одна заземленная нулевая точка (нейтраль) трансформатора, электрически связанная с местом короткого замыкания. Чем больше будет заземленных нейтралей, тем больше будет ток короткого замыкания при этих видах повреждений.

Важным фактором является относительная частота возникновения различных видов коротких замыканий. По усредненным данным она составляет:

1. трехфазных – 5 %;

2. двухфазных – 10 %;

3. однофазных – 65 %;

4. двухфазные на землю – 20 %.

Для расчета токов КЗ составляется расчетная схема – упрощенная однолинейная схема электроустановки, в которой учитываются:

1. все источники питания (генераторы, синхронные компенсаторы, энергосистемы);

2. трансформаторы;

3. воздушные и кабельные линии;

4. реакторы.

Если параметры генераторов, трансформаторов и других элементов в наиболее удаленной от точки КЗ части энергосистемы неизвестны, то эту часть системы допускается представлять на исходной расчетной схеме в виде одного источника энергии с неизменной по амплитуде ЭДС и результирующим эквивалентным индуктивным сопротивлением.

Электродвигатели, для которых расчетное КЗ является удаленным, в расчетную схему не вводятся.

Расчетные условия КЗ, т.е. наиболее тяжелые, но достаточно вероятные условия КЗ, формируются на основе опыта эксплуатации электроустановок, анализа отказов электрооборудования и последствий КЗ.

Расчетные условия КЗ определяются индивидуально для каждого элемента энергетической системы. Для однотипных по параметрам и схеме включения элементов допускается использовать аналогичные расчетные условия.

Ток КЗ для выбора токоведущих частей и аппаратов рассчитывается при нормальном режиме работы электроустановки: параллельное включение всех источников, параллельная или раздельная работа трансформаторов и линий. Параллельная или раздельная работа зависит от режима работы секционного выключателя на подстанциях: при отключенном секционном выключателе на двухтрансформаторной подстанции в расчете токов КЗ будет учтено сопротивление только одного трансформатора. Возможные ремонтные режимы: отключение генераторов, трансформаторов, линий в расчете токов КЗ не учитываются. Кратковременное включение трансформаторов на параллельную работу в процессе переключений на подстанции в расчете токов КЗ также не учитываются.

По расчетной схеме составляется схема замещения, в которой указываются сопротивления всех элементов и намечаются точки для расчета токов КЗ.

Расчетная точка КЗ находится непосредственно с одной или с другой стороны от рассматриваемого элемента электроустановки в зависимости от того, когда для него создаются наиболее тяжелые условия в режиме КЗ. Случаи двойных коротких замыканий на землю допускается в общем случае не учитывать.

При проверке кабелей на термическую стойкость расчетной точкой КЗ является:

1. для одиночных кабелей одной строительной длины – точка КЗ в начале кабеля;

2. для одиночных кабелей со ступенчатым соединением по длине – точка КЗ в начале каждого участка нового сечения кабеля;

3. для двух и более параллельно включенных кабелей одной кабельной линии – в начале каждого кабеля.

Генераторы, трансформаторы большой мощности, воздушные линии, реакторы обычно представляются в схеме замещения их индуктивными сопротивлениями, т.к. активные сопротивления во много раз меньше индуктивных.

Кабельные линии напряжением 6 – 10 кВ, трансформаторы мощностью 1600 кВА и менее в схеме замещения представляются индуктивными и активными сопротивлениями.

Все сопротивления подсчитываются в именованных единицах (Ом) или в относительных единицах. Способ подсчета сопротивлений на результаты расчета токов КЗ не влияет.

Для расчета сопротивлений задаются базовыми величинами:

1. базовым напряжением Uб;

2. базовой мощностью Sб.

За базовое напряжение принимают среднее номинальное напряжение той ступени, где происходит расчет токов короткого замыкания.

За базовую мощность для удобства подсчетов принимают 100 или 1000 МВА.

Пользуясь таблицей расчетных формул для определения сопротивлений, следует обратить внимание на примечания и исходные параметры элементов схемы Uк%, Рк, х0, r0.

Преобразование схемы замещения позволяет определить результирующее сопротивление от источника до точки КЗ. Наиболее часто используют простейшие преобразования:

1. последовательное соединение двух или более сопротивлений;

2. параллельное соединение двух сопротивлений;

3. параллельное соединение трех и более сопротивлений;

4. преобразование треугольника в звезду;

5. преобразование звезды в треугольник.

Преобразования схемы выполняются в направлении от источника к точке короткого замыкания. Если в схеме несколько источников, электрически равноудаленных от точки короткого замыкания, то их объединяют в один эквивалентный источник. Неравноудаленные источники не объединяют, в ходе преобразования схемы находят результирующие сопротивления от каждого источника до точки короткого замыкания.

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

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

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

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

Одиночные магистрали без резервирования (а) применяются в тех случаях, когда отключение одного потребителя вызывает необходимость по условиям технологии производства отключение всех остальных потребителей (например, непрерывные технологические линии).

Схемы с двойными (сквозными) магистралями (б) применяются для питания ответственных и технологически слабо связанных между собой потребителей одного объекта. Установка разъединителей на вводе и выходе линии магистрали не требуется.

При кабельных магистралях их трасса должна быть доступна для ремонта в любое время года, что возможно при прокладке в каналах, туннелях и т.п. Надежность схемы с оди­ночными магистралями можно повысить, если питаемые ими трансформаторные подстанции расположить таким образом, чтобы была возможность осуществить частичное резервирование по связям низкого напряжения между ближайшими подстанциями.

Согласно схеме магистрали с частичным резервированием по связям вторичного напряжения близко расположенные трансформаторные подстанции питаются от разных одиночных магистралей с резервированием по связям на низшем напряжении. Такие схемы можно применять и для потребителей первой категории, если их мощность не превышает 20 % от общей нагрузки трансформатора. Трансформаторы подключаются к разным магистралям, присоединенным к разным секциям РП или РУ.

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

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

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

Степень резервирования определяется категорией потребителей.

Воздушной линией (ВЛ) называется устройство для передачи и распределения электроэнергии по проводам, проложенным открыто и прикрепленным изоляторами и арматурой к опорам. На промышленных предприятиях ВЛ применяются сравнительно редко из-за загруженности различными постройками территории предприятия. Обычно ВЛ используют для предприятий малой мощности и для отдельных объектов, удаленных от основной промышленной площадки, например, для насосных, компрессорных станций, ремонтно-строительных баз и других объектов, работающих на напряжении 6–10 кВ.

К главным конструктивным элементам ВЛ относятся:

1. опоры;

2. провода, служащие для передачи электроэнергии;

3. изоляторы, изолирующие провода от опоры;

4. линейная арматура, с помощью, которой провода закрепляются на изоляторах;

5. защитные тросы.

Горизонтальное расстояние между центрами двух опор называется пролетом ВЛ.

Высотой подвеса линии называется расстояние от земли до места крепления провода на изоляторе опоры.

Стрелой провеса называется вертикальное расстояние от низшей точки провода в пролете до прямой линии, соединяющей точки крепления провода на опоре. Стрела провеса провода зависит от температуры воздуха, длины пролета, внешней нагрузки на провод (ветер, гололед), материала и сечения провода.

Габаритом провода над землей называют расстояние от проводов до поверхности земли при наибольшей стреле провеса.

По своему назначению и месту установки опоры воздушных линий делятся на:

1. промежуточные, устанавливаемые на прямых участках трассы ВЛ и не воспринимающие усилий от тяжения проводов, направленных вдоль ВЛ и служащие для поддержания проводов на определенной высоте прямых участков линий;

2. анкерные, применяемые при пересечении дорог и других инженерных сооружений и предназначенные для жесткого крепления проводов ВЛ;

3. угловые, устанавливаемые на углах поворота трассы ВЛ;

Угловые опоры подразделяются на промежуточные и анкерно-угловые. Промежуточные угловые опоры применяются при небольших углах поворота ВЛ, а анкерно-угловые опоры применяются при углах поворота более 20º.

4. концевые, устанавливаемые в начале и конце ВЛ и воспринимающие усилия от одностороннего тяжения проводов (концевые опоры являются разновидностью анкерных);

5. специальные – ответвительные, перекрестные (транспозиционные для перемены фаз ВЛ местами) и др.

Все виды опор могут выполняться как одноцепными (для одной линии), так и двухцепными (для двух линий одновременно); свободно стоящими и с оттяжками.

Для воздушных линий применяют деревянные, железобетонные и металлические опоры.

Деревянные опоры применяют на ВЛ напряжением до 220 кВ. Для продления срока службы деревянные опоры пропитывают антисептическим составом.

На ВЛ применяют неизолированные провода:

1. алюминиевые (А, Ап, АН, АЖ);

2. медные (М);

3. сталеалюминиевые (АС);

4. сталеалюминиевые усиленные (АСУ);

5. сталеалюминиевые проволочные (ПСО);

6. стальные многопроволочные (ПМС, ПС);

7. специальные алюминиевые и сталеалюминиевые с защитой от коррозии для прокладки на побережьях морей, соленых озер, в промышленных районах и районах засоленных песков (АКП, АСКС, АСК).

На ВЛ применяются следующие типы изоляторов:

1. при напряжении 6–10 кВ – штыревые фарфоровые и стеклянные типов ШФ6-А, ШФ10-Б, ШСС-10, ШССЛ-10;

2. при напряжении 20–35 кВ – штыревые фарфоровые типов ШФ20-А, ШФ20-Б, ШФ35-А, ШФ35-Б, ШФ35-В;

3. при напряжении от 35 кВ и выше – подвесные фарфоровые изоляторы типовПФ-6А, ПФ-6Б, ПФ-6В, ПФ-16А, ПФ-20А, а также подвесные стеклянные изоляторы типов ПС-6А, ПС-11, ПС-16А, ПС-16Б и др. (цифры указывают испытательную нагрузку в тоннах).

При напряжении 110 кВ и выше применяются только подвесные изоляторы, которые собираются в гирлянды.

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

Число изоляторов в гирлянде зависит от напряжения воздушной линии, эффективной и нормированной длины пути утечки и материала опоры (требуемого уровня изоляции). На деревянных и железобетонных опорах количество подвесных изоляторов в гирлянде:

1. при напряжении 35 кВ – два;

2. при напряжении 110 кВ – шесть;

3. при напряжении 220 кВ – двенадцать.

На металлических опорах берется на один - два изолятора больше.

При выборе материала изолятора следует учитывать основное достоинство стеклянных изоляторов: в случае электрического пробоя, разрушающего механического или термического воздействия закаленное стекло изолятора не растрескивается, а рассыпается. Это облегчает нахождение не только места повреждения на линии, но и самого поврежденного изолятора.

Кабельной линией (КЛ) называется устройство для передачи электроэнергии, состоя­щее из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями.

Кабельные линии прокладываются в местах, где затруднено строительство воздушных линий.

Для внутризаводского электроснабжения применяются следующие способы прокладки кабелей:

1. в земляных траншеях;

2. в кабельных каналах и туннелях;

3. по эстакадам и галереям.

Наиболее простой является прокладка кабелей в траншеях.

Она экономична и по расходу цветного металла, так как допустимые токи на кабели больше (примерно в 1,3 раза) при прокладке кабеля в земле, чем в воздухе. Однако по ряду причин этот способ не получил широкого применения на промышленных предприятиях.

Опыт эксплуатации кабелей, проложенных в траншеях, показал, что при всяких разрытиях кабели часто повреждаются. При прокладке в одной траншее двух кабелей и более вводится снижающий коэффициент на допустимую токовую нагрузку. Поэтому в траншее рекомендуется прокладывать не более шести кабелей.

При большом числе кабелей предусматривают две рядом расположенные траншеи с расстоянием между ними 1,2 метра.

Земляная траншея для укладки кабелей должна иметь глубину не менее 800 мм. На дне траншеи создают мягкую подушку толщиной не менее 100 мм из просеянной земли. Глубина заложения кабеля должна быть не менее 700 мм. Ширина траншеи зависит от числа кабелей, прокладываемых в ней. Расстояние между несколькими кабелями напряжением до 10 кВ должно быть не менее 100 мм. Кабели укладывают на дне траншеи в один ряд. Сверху кабели засыпают слоем мягкого грунта. Для защиты кабельной линии напряжением выше 1 кВ от механических повреждений ее по всей длине поверх верхней подсыпки покрывают бетонными плитами или кирпичом, а линии напряжением до 1 кВ – только в местах вероятных разрытий.

Трассы кабельных линий прокладывают на непроезжей части на расстоянии не менее:

1. 600 мм от фундаментов зданий;

2. 500 мм до трубопроводов;

3. 2000 мм до теплопроводов.

Прокладка в траншеях не применяется:

1. на участках с большим числом кабелей;

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

3. в местах, где возможны блуждающие токи опасных значения, большие механиче­ские нагрузки, размытие почвы;

4. на участках, где возможно разлитие горячего металла или жидкостей, разрушающе действующих на оболочку кабеля и т.п.

В случаях если территория предприятия насыщенна подземными коммуникациями, необходима параллельная прокладка большого количества КЛ, агрессивный грунт и возможны блуждающие токи, сложно находить места повреждения и производства ремонтных работ КЛ кабели прокладывают в специальных кабельных сооружениях – кабельных каналах и туннелях.

В каналах целесообразно прокладывать кабели при их числе от 6 до 30, а при числе кабелей более 30 – в туннелях.

Канал – это непроходное кабельное сооружение, покрываемое съемными металлическими или бетонными плитами.

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

Туннель – по сравнению с кабельным каналом более глубокое (до 2,5 м) сооружение, устраиваемое в земле для прокладки более 40 кабелей и имеющее устройство принудительной вентиляции.

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

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

Недостатком прокладки кабелей в туннелях является повышенная пожарная опасность при электрических пробоях в кабелях и соединительных муфтах. Поэтому туннели оборудуют датчиками автоматической пожарной сигнализации. Кроме того, устройство туннелей с надежной гидроизоляцией от грунтовых вод и вентиляцией для снижения температуры нагрева кабелей требует больших затрат.

При больших потоках кабелей целесообразно вместо туннелей применять для прокладки кабелей открытые эстакады и закрытые галереи, а также использовать стены зданий, в которых нет взрыво- и пожароопасных производств.

Прокладка кабелей на эстакадах и галереях целесообразна:

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

2. на предприятиях с большой агрессивностью почвы;

3. в местах, где возможно значительное скопление при подземных способах прокладки (каналы и туннели) взрывоопасных газов тяжелее воздуха.

Минимум приведенных затрат на сооружение линии будет соответствовать сечению проводника, которое называется экономическим. На его величину влияет ряд факторов (стоимость строительной части линии в различных регионах страны, стоимость потерь электроэнергии в зависимости от исполнения линии, экономия цветных металлов и др.), учесть которые математически затруднительно.

На основе анализа всех факторов, влияющих на величину экономического сечения, и технико-экономических расчетов ПУЭ рекомендуют в практических расчетах экономическое сечение определять в зависимости от экономической плотности тока jэк, величина которой зависит от материала проводника, конструктивного исполнения линий, приведенных затрат на ее сооружение и продолжительности использования максимума нагрузки.

Нормированные значения экономической плотности тока устанавливают Правила устройства электроустановок.

При использовании таблицы «Экономическая плотность тока» необходимо руководствоваться следующим:

1. при максимуме нагрузки в ночное время экономическая плотность тока увеличивается на 40 %;

2. для изолированных проводников сечением 16 мм2 и менее экономическая плотность тока увеличивается на 40 %.

Экономическое сечение, мм2, определяется по формуле:

,

где Iм– расчетный ток в часы максимума энергосистемы, А;

jэк– нормированное значение экономической плотности тока для заданных усло­вий работы, А/мм2 (таблица 28).

Расчетная величина экономического сечения округляется до ближайшего стандартного сечения (в большую или меньшую сторону).

При экономическом сечении свыше 150 мм2 одну кабельную линию целесообразно выполнять из двух и более кабелей меньшего сечения. Суммарное сечение всех кабелей должно соответствовать экономическому. Если к обеспечению резервирования питания потребителей второй категории надежности не предъявляют особых требований, то при сечениях кабеля 150 мм2 и менее прокладывают один кабель.

Проверке по экономической плотности тока не подлежат (ПУЭ п.1.3.28.):

1. сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при числе часов использования максимума нагрузки предприятий до 4000–5000;

2. ответвления к отдельным электроприемникам напряжением до 1 кВ, а также осветительные сети промышленных предприятий, жилых и общественных зданий;

3. сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех напряжений;

4. проводники, идущие к резисторам, пусковым реостатам и т. п.;

5. сети временных сооружений, а также устройства со сроком службы 3–5 лет.

В распределительных сетях энергоемких производств требуется передавать в одном направлении токи силой 1500 – 2000 Аи более при напряжении 6 – 35 кВ. В таких случаях используют токопроводы.

Основными отраслями промышленности, в которых широкое применение находят токопроводы, являются черная и цветная металлургия и химия. Токопроводы имеют ряд преимуществ по сравнению с кабельными линиями:

1. позволяют заменить кабели высокого напряжения неизолированными алюминиевыми шинами и проводами;

2. экономить свинец и алюминий, идущий на оболочки кабелей, а также изоляционные материалы;

3. индустриализуются монтажные работы по сетям, так как на монтаж поступают готовые секции токопроводов;

4. токопроводы имеют значительно большую способность к перегрузке, чем кабельные линии, из-за отсутствия горючей изоляции.

Помимо электрических параметров (напряжение, ток, сопротивление), токопроводы различаются по исполнению в отношении условий прикосновения к токоведущим частям, а также рядом конструктивных характеристик (тип, расположение фаз, изоляция и т. д.).

По условиям прикосновения к токоведущим частям различают токопроводы:

1. открытые;

2. защищенные;

3. закрытые.

Открытые симметричные подвесные токопроводы с жесткими шинами и опор­ными изоляторами комплектуются из типовых секций заводского изготовления, свариваемых при монтаже. Токопроводы могут монтироваться на опорах, на кронштейнах по стенам зданий, на эстакадах. В качестве шин используются швеллеры из алюминия или алюминиевого сплава.

При прокладке жесткого симметричного токопровода напряжением 6 – 10 кВ опоры токопроводов устанавливаются через 12–18 метров.

Открытые симметричные подвесные токопроводы с жесткими шинами и подвесными изоляторами отличаются от предыдущего вида токопроводов отсутствием продольной балки для подвески токопровода. Конструкция токопровода самонесущая. Расстояние между опорами 14-20 метров.

Преимуществами самонесущего токопровода с подвесными изоляторами перед токопроводом на опорных изоляторах являются:

1. значительное сокращение изоляторов благодаря высокой прочности подвесных изоляторов;

2. снижение стоимости строительной части, так как отпадает необходимость прокладки продольной балки;

3. снижение магнитных потерь в связи с отсутствием металлической продольной балки;

4. облегчается эксплуатация токопровода благодаря меньшему количеству изоляции на 1 км.

Гибкие токопроводы применяются для передачи значительных мощностей (100–200 МВА) при напряжении 6–35 кВ соответственно на расстояние 1,5–3 км. Гибкий симметричный токопровод напряжением 6–10 кВ представляет собой двух цепную ВЛ с расщепленными проводами. Каждая фаза состоит из 4, 6, 8 или 10 проводов марки А600 (АКП600 для химически активных сред), располагаемых на поддерживающих зажимах. Для предотвращения схлестывания проводов в фазе и фаз между собой в пролетах устанавливаются внутри- и междуфазные распорки.

У гибкого токопровода напряжением 35 кВ фазы состоят из трех проводов марки А600 и с помощью несущего стального троса подвешены на изоляторах к опоре. Опоры гибких токопроводов устанавливаются через 50–100 метров. Отпайки от токопровода к потребителям выполняются шинами или неизолированными проводами.

Большой диаметр расщепления проводов гибких токопроводов (0,8 метра) и специальная система подвески обусловили значительное снижение индуктивного сопротивления фаз токопроводов, что определяет возможность передачи электроэнергии на сравнительно большие расстояния по условиям допустимой потери напряжения.

Увеличение сечения линий повышает капитальные затраты на ее сооружение. С уменьшением сечения затраты снижаются, но возрастает стоимость потерь электроэнергии, величина которой прямо пропорциональна потерям активной мощности и обратно пропорциональна площади поперечного сечения проводника.

Существуют три основные системы самонесущих изолированных проводников (СИП). Монтаж проводников каждой из этих систем требует специального подхода в части выбора линейной арматуры, особенно для компонентов, несущих механическую нагрузку (поддерживающие и анкерные крепления). Системы проводников выбирают исходя из имеющихся условий с учетом особенностей трассы, сельских или городских территорий, плотности населения и застройки, климатических условий, возможности капиталовложений.

С 1970 года четырехпроводная система стала широко применяться в Центральной и Северной Европе, в таких странах, как Австрия, Германия, Ирландия, Великобритания, Польша, Венгрия, страны Скандинавии.

Четырехпроводная система (тип СИП-4, СИПс-4, СИП-2 состоит из четырех алюминиевых изолированных проводников, которые поровну делят между собой механическую нагрузку от тяжения, их сечение варьируется от 16 до 150 мм2. Жгут может содержать 1–2 дополнительные жилы для нужд освещения и т. п. Так как механическая нагрузка распределяется между всеми четырьмя проводниками, то разрывная прочность всего жгута довольно велика. В качестве изоляционного материала используют как термопластичный полиэтилен PE (СИП-4), так и сшитый полиэтилен XLPE (СИПс-4, СИП-2АF).

Система с изолированным несущим нулевым проводником (тип СИП-1А, СИП-2А) представляет собой фазные изолированные проводники из алюминия в количестве от одного до пяти, скрученные вокруг изолированного несущего нулевого проводника из алюминиевого сплава («АВЕ» или «альмелек» с разрывной прочностью 300 Н/мм2). Изоляция выполнена из атмосферостойкого светостабилизированного термопластичного (СИП-1А) или сшитого (СИП-2А) полиэтилена высокой плотности. Несущий проводник, который также является нейтральным проводником, несёт всю механическую нагрузку. Сечение фазных проводников может варьироваться от 16 до 150 мм2, сечение несущего нулевого проводника варьируется от 25 до 95 мм2 и зависит от механических и электрических требований системы.

Система с неизолированным несущим нулевым проводником (тип СИП-1, СИП-2) также является надежной и безопасной основой при строительстве воздушных линий электропередачи (ВЛИ). Система представляет собой алюминиевые изолированные проводники в количестве от одного до пяти, скрученные вокруг неизолированного несущего нулевого проводника из алюминиевого сплава («АВЕ» или «альмелек» с разрывной прочностью 300 Н/мм2). Изоляция выполнена из атмосферостойкого светостабилизированного термопластичного (СИП-1) или сшитого (СИП-2) полиэтилена высокой плотности. Несущий проводник, который также является нейтральным проводником, несёт всю механическую нагрузку. Сечение фазных проводников может варьироваться от 16 до 150 мм2, сечение несущего нулевого проводника варьируется от 25 до 95 мм2 и зависит от механических и электрических требований к системе.

На схеме условной сети показана линия СИП до 1 кВ с 14 типовыми узлами. Сечение проводов фиксированное. Вся арматура подобрана соответственно размерам указанного СИП. Чтобы правильно подобрать арматуру для проводов различных сечений необходимо использовать каталоги по арматуре для самонесущих изолированных проводов до 1 кВ.

Одним из основных вопросов, решаемых при проектировании осветительной установки, от которого зависит не только качество и экономичность, но и надежность действия, является выбор типа светильника.

Несоответствие конструктивного исполнения светильника условиям окружающей среды понижает надежность и долговечность действия осветительной установки, а в ряде случаев может явиться источником пожара или взрыва.

Выбор светильника должен определяться следующими основными условиями:

1. характером окружающей среды;

2. требованиями к светораспределению и ограничению слепящего действия;

3. >соображениями экономики.

Светильники классифицируются по следующим признакам:

1. характеру светораспределения;

2. форме кривой силы света;

3. типу источника;

4. способу установки;

5. целевому назначению;

6. по защите от воздействия внешней среды и т. д.

Классификация светильников приведена в таблице.

Каждому светильнику, за исключением светильников специального назначения, присваивается шифр:

  • первая часть шифра состоит из трех букв, обозначающих:
    • источник света:
      • Н – лампы накаливания общего применения;
      • Р – ртутные лампы типа ДРЛ;
      • Л – прямые трубчатые люминесцентные лампы;
      • И – кварцевые галогенные лампы накаливания;
      • Г – ртутные лампы типа ДРИ;
      • Ж – натриевые лампы;
      • К – ксеноновые трубчатые лампы и т. д.
    • способ установки (буквенное обозначение указано выше);
    • целевое назначение (буквенное обозначение указано выше).
  • номер серии;
  • число и мощность (в ваттах) ламп в светильнике (для одноламповых светильников число ламп не указывается);
  • номер модификации;
  • климатическое исполнение;
  • место размещения (буквенное обозначение указано выше).

Например:

НСПО3-60-002-У3 – светильник для лампы накаливания, подвесной, для промышленных предприятий, серия 03, на одну лампу 60Вт, модификация 002, для помещений неотапливаемых, в районах умеренного климата;

РСП05-1000 / Г 03 – светильник для лампы типа ДРЛ подвесной, для промышленных предприятий, серия 05, на одну лампу 1000 Вт, глубокого светораспределения, 03- степень защиты от пыли и воды;

Для управления наружным освещением различных территорий в пульте управления, в качестве которого используется щит NRL-24, собирается электрическая схема представленная на рисунке. Наружное освещение включается в автоматическом режиме от сумеречного реле, либо при необходимости вручную от выключателя.

Для расчета годовых эксплуатационных расходов на осветительные установки используются следующие показатели:

1. номинальный срок службы ламп;

2. число часов использования максимума осветительной нагрузки (представлено в таблице);

3. количество чисток светильников в год;

4. число ламп в одном светильнике;

5. потери мощности в сетях и пускорегулирующей аппаратуре.

Изыскание вариантов решения освещения с минимальным расходом электроэнергии является одним из наиболее перспективных путей повышения экономичность освещения в целом. Вопрос о рациональном использовании электроэнергии относится в настоящее время к первоочередным и важнейшим. Поэтому в последние годы, наряду с комплексной оценкой эффективности освещения, проводят также оценку по расходу электроэнергии, который рассматривается как самостоятельный показатель, учитываемый и регламентируемый отдельно. Подобный подход представляется оправданным, так как первоначальные затраты на системы освещения близки по значениям, а в текущих затратах основной составляющей являются затраты на электроэнергию.

Напряжение в электрической сети изменяется вследствие потери напряжения в активных и индуктивных сопротивлениях проводов и кабелей. Оно уменьшается по направлению от источника питания к потребителю.

Из графика изменения напряжения вдоль линии при равномерном распределении нагрузки видно, что напряжение U1 в начале линии выше, чем U2 в ее конце. Из всех подключенных электроприемников напряжение Uном имеют электроприемники, подключенные в точке б. Остальные электроприемники получают электроэнергию при повышенном напряжении (1, 2, 3, 4) и при пониженном напряжении (6, 7, 8, 9, 10).

Номинальное напряжение сети численно равно номинальному напряжению приемников электрической энергии, при котором обеспечивается их нормальная работа.

Потерей напряжения DU на каком-либо участке электрической сети называют алгебраическую разность между значениями напряжения в начале и в конце этого участка сети. На графике изменения напряжения вдоль линии при равномерном распределении нагрузки потеря напряжения на участке а–в определяется по формуле: DU=U1-U2.

Потеря напряжения в процентах от номинального напряжения определяется по формуле:

.

Для возмещения потерь напряжения в сети и для обеспечения электроприемников напряжением, близким к номинальному, источники питания (генераторы, трансформаторы) изготовляют с расчетом создания на зажимах напряжения на 5 % выше номинального.

Падением напряжения называется геометрическая разность векторов напряжений переменного тока в начале и конце рассматриваемого участка электрической сети:

,

где - ток линии, А;

z – полное сопротивление линии, Ом;

r – активное сопротивление линии, Ом;

x – реактивное сопротивление линии, Ом.

Падение напряжения на одной фазе трехфазной линии переменного тока с нагрузкой на конце линии можно определить графическим методом по векторной диаграмме.

Чтобы определить напряжение в начале линии, по положительному направлению вещественной оси системы координат надо расположить вектор . Так как ток нагрузки имеет активную составляющую, то вектор тока будет находиться под углом φ2; к вектору напряжения в сторону отставания. Далее из конца вектора отложить параллельно вектору тока вектор падения напряжения в активном сопротивлении линии r, т. е. ·r, и под углом 90º к нему в сторону опережения – вектор падения напряжения в реактивном сопротивлении x, т. е. (треугольник АВС). Соединив полученную точку С с началом координат 0, можно получить искомый вектор напряжения в начале линии , ориентированный по отношению к току на угол φ1. Отрезок АС, численно равный модулю вектора , т. е. представляет собой величину полного падения напряжения в заданной фазе рассматриваемой линии. Это падение напряжения можно разложить на две составляющие – продольную и поперечную.

Продольная составляющая DUφ (отрезок AD), направлена вдоль вектора .

Поперечная составляющая δUφ(отрезок DC).

Потеря напряжения в линии с несколькими нагрузками определяется как сумма потерь напряжений на отдельных участках сети.

В схеме сети переменного тока с двумя нагрузками каждая нагрузка на отдельных участках сети обозначена через параметры:

I – расчетный ток линии, А;

Р – активная мощность, кВт;

Q – реактивная мощность, квар;

l – длина участков, км;

 p1, q1p2, q2 - узловые нагрузки (нагрузки в точках присоединения к сети).

Мощности, передаваемые по участкам сети P01, P12 определяются суммированием узловых нагрузок в сторону источника питания: DU=DU01+DU12.

Для сети трехфазного переменного тока с несколькими распределенными нагрузками потеря напряжения определяется по формуле:

,

где n – число присоединенных нагрузок.

Если для сети трехфазного переменного тока с несколькими распределенными нагрузками задан коэффициент реактивной мощности tgφ, потеря напряжения определяется по формуле:

.

 

В сетях напряжением до 1 кВ при условии, что сечения не превышают значений указанных в таблице «Предельные сечения кабелей и проводов», можно определить потери напряжения без учета индуктивного сопротивления (х0=0).

Произведения Pl, Il, pL, iL называют моментами нагрузок по мощности или току и обозначают ∑M.

С учетом обозначения момента нагрузок, а также введя коэффициент

,

потери напряжения можно определить по формуле:

,

где М –момент нагрузок, кВт/м;

      F – сечение проводника, мм2;

      С – коэффициент, зависящий от материала проводника и напряжения сети, определяемый по представленной таблице.

<

При передаче электрической энергии от генераторов электрических станций к потребителям неизбежными являются потери мощности и энергии в проводниках воздушных и кабельных линий, а также в обмотках и стальных сердечниках трансформаторов, установленных на подстанциях.

В любой момент времени активная нагрузка источника питания, кВт, может быть определена по формуле:

Pt=∑PpPлPmp,

где ∑Pp- сумма расчетных (потребляемых) нагрузок электроприемников, кВт;

ΔPл - потери мощности в линиях, кВт;

ΔPmp - потери мощности в трансформаторах, кВт.

В сетях промышленных предприятий теряется около 10 % передаваемой электроэнергии.

Для покрытия потерь мощности и энергии в электрических сетях на станциях увеличивают нагрузку генераторов (устанавливают дополнительные турбогенераторы, котлы и т. п.). Это ведет к увеличению капиталовложений и дополнительному расходу топлива, а следовательно, к возрастанию себестоимости электроэнергии. Поэтому при проектировании необходимо стремиться к снижению потерь во всех элементах системы электроснабжения.

Для определения потерь электроэнергии применяют метод, основанный на понятиях времени использования максимальных потерь и времени использования максимума нагрузок.

Временем использования максимальной нагрузки Tmax или временем использования максимума называют условное число часов, в течении которых линия, работая с максимальной нагрузкой, могла бы передать потребителю за год столько энергии, сколько при работе по действительному переменному графику. Так, например, если за какой-то период времени (сутки, год) по линии было передано W (кВт∙ч) электроэнергии, а максимальная нагрузка составляла Pmax (кВт), то время использования максимальной нагрузки определяется по формуле:

.

Характерные значения продолжительности использования максимальной нагрузки по отраслям промышленности и видам нагрузки приведены в таблице.

Временем максимальных потерь электроэнергии τmax называется время, в течение которого сеть, работая с неизменной максимальной нагрузкой, имеет потери электроэнергии, равные действительным годовым потерям (кривая б на ступенчатом годовом графике нагрузки по продолжительности).

На основании статистических данных о различных годовых графиках нагрузки промышленных предприятий составлена зависимость времени максимальных потерь τmax от продолжительности использования максимума нагрузки Tmax и коэффициента мощности cosφ.

Потери активной мощности в линиях переменного трехфазного тока ΔPл определяются по формуле:

,

где I - ток нагрузки линии, А;

Pл - активное сопротивление линии, Ом;

P - активная мощность, передаваемая по линии, кВт;

Q - реактивная мощность, передаваемая по линии, кВар;

S - полная мощность, передаваемая по линии, кВА;

U - напряжение линии, кВ.

Аналогично потери реактивной мощности в линии ΔQл

,

где хл- реактивное (индуктивное или емкостное) сопротивление воздушной или кабельной линии, Ом.

Активное сопротивление линии, обуславливающее тепловые потери, Ом,

Rл=r0l,

где r0- расчетное активное сопротивление 1 км проводника линии (определяется по справочникам с учетом марки провода или кабеля и материала жил), Ом/км;

l- длина линии, км.

Индуктивное сопротивление линии, создаваемое магнитным полем, образующимся вокруг проводников линии при прохождении переменного тока, Ом,

xl=x0l,

где x0- расчетное индуктивное сопротивление 1 км проводника линии (определяется по справочникам с учетом марки провода или кабеля и материала жил), Ом/км.

В практических расчетах для проводников воздушных линий (ВЛ) всех марок и сечений x0=0,4 Ом/км, для кабельных линий (КЛ) к0=0,08 ÷0,11 Ом/км.

В схеме замещения линии напряжением 6–35 кВ учтены активное Rл и индуктивное xл сопротивления линии.

Сети напряжением 6–35 кВ имеют небольшую протяженность (1–20 км), поэтому токи активной и емкостной проводимостей в них незначительны по сравнению с токами нагрузки линии.

Линии напряжением 110 кВ и выше имеют, как правило, большую протяженность и обладают помимо активного и индуктивного сопротивлений еще активной Gл и Bл реактивной проводимостями, которые необходимо учитывать при расчете этих линий.

Активная проводимость линии Gл обусловлена активными потерями на корону. Корона представляет собой разряд на проводах, связанный с ионизацией воздуха вокруг провода. Корона возникает в тех случаях, когда напряженность электрического поля у поверхности провода превышает электрическую прочность воздуха. Помимо потерь электроэнергии, корона может вызвать коррозию проводов и арматуры изоляторов, высокочастотные помехи в линиях связи и радиолиниях.

Одним из факторов, влияющих на уменьшение потерь от короны, является увеличение сечения провода воздушной линии. Поэтому при выборе проводов воздушных линий напряжением 11 кВ и выше из условия допустимых потерь на корону Правила устройства электроустановок (седьмое издание, п.2.5.81 таблица 2.5.6) рекомендуют при отметках до 1000 метров над уровнем моря применять провода диаметром не менее указанных в таблице.

При отметках более 1000 метров над уровнем моря для ВЛ 500 кВ и выше рекомендуется рассматривать целесообразность изменения конструкции средней фазы по сравнению с крайними фазами.

Приняв указанные минимальные сечения линии, при которых потери на корону будут отсутствовать, т. е. Gл=0 упрощается схема замещения линии.

Приняв минимальные сечения проводов линии рекомендуемые Правилами устройства электроустановок, при которых потери на корону будут отсутствовать, т. е. Gл=0 упрощается схема замещения линии.

Рассмотрим, чем обусловлена емкостная проводимость ВЛ и КЛ. Любую пару проводов ВЛ или КЛ, а также каждый провод такой линии и землю можно рассматривать как конденсатор с соответствующей емкостью. Под действием приложенного к линии переменного напряжения в емкости линии возникает переменное электрическое поле и соответственно емкостный переменный ток. Этот ток называется зарядным током линии Iв. Зарядный ток на единицу длины линии при равномерно распределенной емкости (b0=const) зависит от напряжения в каждой точке линии. Обычно принимают вдоль всей длины линии среднее напряжение, равное номинальному напряжению сети Uном. Емкостный ток изменяется вдоль линии пропорционально длине линии. Зарядный ток зависит от емкостной проводимости линии Bл.

Емкостная проводимость линии, См, длиной l, км, определяется по формуле:

Bл=b0l,

соответственно емкостный ток линии, кА,

,

При П-образной схеме замещения линии вся емкостная проводимость линии условно сосредоточена нlа концах схемы и, следовательно, проводимость на концах схемы замещения равна .

Для определения потерь мощности в трансформаторах необходимо воспользоваться Г-образной схемой замещения двухобмоточного трансформатора, схемой соединения обмоток и схемой замещения двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

Ветви расщепленной обмотки низшего напряжения двухобмоточных трансформаторов имеют одинаковое индуктивное сопротивление по отношению к обмотке высшего напряжения.

Активное сопротивление Rm, Ом, двухобмоточного трансформатора для основного ответвления регулируемой обмотки высшего напряжения определяется по активным потерям короткого замыкания при номинальной нагрузке ΔPк.ном, кВт, значение которых дается в каталоге трансформатора

,

где Sном.m - номинальная мощность трансформатора, кВА (МВА).

Если Uном, кВ; Sном.m, кВА; ΔPк.ном, кВт, то активное сопротивление двух обмоточного трансформатора:

,

Реактивное сопротивление двух обмоточного трансформатора при работе его на основном ответвлении регулируемой обмотки высшего напряжения xm при номинальном токе и напряжении, Ом,

,

где uк % - напряжение короткого замыкания трансформатора, % от номинального напряжения (приводится в каталоге или паспорте трансформатора).

Двухобмоточные трансформаторы с расщепленными обмотками низшего напряжения с достаточной для практических расчетов точностью можно рассматривать как два независимых трансформатора, питающихся от общей сети высшего напряжения. Мощность каждой ветви низшего напряжения НН1 и НН2 составляет 50 % номинальной мощности трансформатора, определяемой мощностью обмотки высшего напряжения. При параллельном соединении ветвей НН1 и НН2 трансформатор с расщепленными обмотками будет работать как обычный двухобмоточный трансформатор, следовательно, активное сопротивление каждой ветви обмотки низшего напряжения, Ом,

,

Соответственно реактивные сопротивления ветвей, Ом,

,

где uкНН1-НН2 - напряжение короткого замыкания (по паспорту трансформатора), %.

Таким образом, применение трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения для раздельного питания секций РУ НН трансформаторной подстанции позволяет снизить мощность короткого замыкания на шинах секций РУ НН почти в 2 раза без установки токоограничивающих реакторов.

Активная проводимость Gm обусловлена потерями активной мощности в стали трансформаторов на перемагничивание и вихревые токи, нагревающие магнитопровод трансформатора. Потери активной мощности в проводимости Gm примерно равны потерям холостого хода трансформатора ΔP0, которые даются в каталоге трансформатора.

Реактивная намагничивающая мощность ΔQ0, квар, обусловливающая реактивную проводимость трансформатора Bm, определяется по току холостого хода трансформатора I0 %, выраженному в процентах от номинального тока трансформатора Iном.m.

Величины ΔP0 и ΔQ0 представляют собой внутренние потери трансформатора, не зависящие от его нагрузки.

Схема электроснабжения предприятия показывает связь между источниками питания и потребителями электроэнергии. В качестве источника питания электроснабжения предприятия, как правило, выбирается энергосистема. Передача электрической энергии от РП энергосистемы может осуществляться по радиальным схемам без трансформации, если напряжение РП энергосистемы и РП предприятия, на который подается напряжение совпадают, и с трансформацией напряжения, если напряжения не совпадают.

Радиальные глубокие вводы применяются, как правило, при загрязненной окружающей среде. Подстанции глубокого ввода (ПГВ) часто питаются по двойным сквозным магистралям, к которым подключаются по магистральной схеме однотрансформаторные и двухтрансформаторные подстанции. Обычно ПГВ выполняются по простой схеме без выключателей и сборных шин на стороне высшего напряжения. Применяются также одиночные магистрали без резервирования для электроснабжения потребителей III категории, так как повреждение магистрали ведет к отключению всех питающихся от нее потребителей.

Схема электроснабжения предприятия с трехобмоточным трансформатором с трансформацией на два напряжения характерна для мощных предприятий и для предприятий находящихся друг от друга на значительном расстоянии.

Возможно электроснабжение предприятия от смежных источников питания. Например от энергосистемы и от собственной электростанции.

Напряжение энергосистемы и собственной электростанции при этом должно совпадать. При несовпадении напряжений применяется трансформатор.

Схемы электроснабжения в двухсторонним питанием повышают надежность электроснабжения, так как при повреждении одной из линий электроснабжение от второй линии сохраняется и через секционный выключатель на стороне низшего напряжения восстанавливается электроснабжение потребителей питающихся от поврежденной линии.

Большое количество портальных конструкций в типовом ОРУ вызывает необходимость производства работ на высоте, затрудняет и удорожает монтаж. Если сборные шины выполнить жестким, то шинных порталов не требуется, а монтаж облегчается. Конструкция такого ОРУ представлена на рисунке. Сборные шины выполнены трубами, закрепленными на изоляторах ОНС-110-1000, которые установлены на железобетонных опорах высотой 4,6 м. Шинные разъединители расположены на типовой опорной конструкции ниже сборных шин, причем все три полюса – под средней фазой. Разъединители шинных аппаратов и линейные крепятся на опорных конструкциях высотой 2,5 м.

Вместо выключателей ВМТ-110 могут устанавливаться ВВК-110, ВГУ-110, ВГТ-110, в этом случае ошиновку и изоляторы рассчитывают на ударный ток 80 кА, междуфазное расстояние увеличивается до 2 м, общая длина ячейки – на 5 м.

Кабели и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных плит, которые служат одновременно пешеходными дорожками. В местах пересечений с дорогой лотки прокладываются под проезжей частью дороги.

Площадь распределительного устройства такого типа меньше площади типового, сокращается расход сборного железобетона и металлоконструкций, снижается стоимость строительно-монтажных работ.

Представлена электрическая схема энергосистемы с четырьмя генерирующими источниками: двумя ТЭЦ, ГЭС и ГРЭС, двумя районными (системными) подстанциями (ПС) А и Б и несколькими потребительскими подстанциями, объединенными на параллельную работу линиями 35, 110, 220 кВ. Межсистемные связи осуществляются линиями W1 500 кВ. Местные распределительные сети выполнены на напряжении 6–10 кВ. Подстанция Б с двумя синхронными компенсаторами GC является узловой подстанцией системы. Подстанция А с двумя автотрансформаторами и линиями 500 кВ является системной подстанцией. Подстанция В – проходная, через шины 110 кВ осуществляется транзит мощности и связь ТЭЦ1 с ГРЭС. Подстанция Д присоединена отпайками к транзитной линии W11. Однотрансформаторная ПС Ж включена в кольцо линий 35 кВ.

Создание энергосистем имеет большое значение и дает ряд технических и экономических преимуществ:

1. позволяет увеличить темпы развития энергетики и осуществлять это развитие наиболее экономично для современных условий, т. е. за счет преобладающего ввода крупных ТЭС и АЭС с блочными агрегатами большой мощности;

2. повышает надежность электроснабжения потребителей;

3. обеспечивает повышение экономичности производства и распределения электроэнергии в целом по энергосистеме за счет наиболее рационального распределения нагрузки между электростанциями при наилучшем использовании энергоресурсов (топлива, водной энергии и т.д.);

4. улучшает качество электроэнергии, т. е. обеспечивает поддержание напряжения и частоты в пределах, нормированных ГОСТ, так как колебания нагрузки воспринимаются большим числом агрегатов;

5. позволяет снизить суммарный резерв мощности по энергосистеме, который должен составлять 12 0 20 % общей мощности агрегатов энергосистемы.

Каждая подстанция имеет три основных элемента:

1. распределительное устройство высшего напряжения;

2. трансформатор;

3. распределительное устройство низшего напряжения.

Главная понизительная подстанция (ГПП) – подстанция, получающая питание напряжением 35-220 кВ непосредственно от районной энергосистемы и распределяющая электроэнергию на более низком напряжении 6-35 кВ по всему объекту или его району, т. е. по ТП предприятия, включая и питание крупных электроприемников на 6, 10 и 35 кВ.

Представленная схема ГПП 35 – 220/6 – 10 кВ применяется для предприятия средней мощности, получающего электроэнергию от энергосистемы по двум параллельным линиям ВЛ1 и ВЛ2. Трансформаторы Т1, Т2 подключаются к линиям только через разъединители РЛДЗ, так как при радиальной схеме нет необходимости в отделителях. Перемычка между цепями напряжением 35–220 кВ позволяет питать трансформаторы не только от своей, но и от другой линии. Исходя из условий ремонта в перемычку включают последовательно два разъединителя. Следует применять в основном схему без перемычки напряжением 35–220 кВ, но допускается применение ее в тех случаях, когда по условиям режима работы ГПП возникает необходимость в питании двух трансформаторов от одной линии, например при загрузке трансформаторов свыше 70 %, когда при отключении Т1 нагрузка Т2 превышает 140 %.

На вводах к трансформаторам устанавливают короткозамыкатели КЗ в одной фазе – в сетях с глухозаземленной нейтралью и в двух фазах – в сетях с изолированной нейтралью. Короткозамыкатель автоматически включается при срабатывании релейной защиты от внутренних повреждений в трансформаторе ГПП, к которым нечувствительна защита головных выключателей ВЛ1 и ВЛ2 энергосистемы. При включении короткозамыкателя КЗ создается искусственное металлическое короткое замыкание на вводах ВН трансформатора.

На такое короткое замыкание реагирует релейная защита линии в системе и отключает соответствующую линию.

Двухобмоточные трансформаторы ГПП имеют схему соединения обмоток Y/∆-11 или Y0/∆-11. Включение нейтрали трансформатора 110–220 кВ на землю осуществляется через однополюсный разъединитель типа ЗОН. Последний включают не всегда. Число включенных на землю нейтралей регулируется так, чтобы сила тока одно- и двухфазного короткого замыкания на землю не выходила за установленные пределы. Для защиты изоляции трансформатора от пробоя при возникновении перенапряжения, в период работы трансформатора с разземленной нейтралью предусмотрены разрядники в нейтрали. Кроме того, разрядники устанавливают на вводе ВН трансформатора во всех трех фазах для защиты от набегающих по линиям волн перенапряжений.

Трансформаторы ГПП подключают к сборным шинам вторичного напряжения 6–10 кВ через выключатели и разъединители. Если требуется ограничение токов короткого замыкания в сети предприятия напряжением 6–10 кВ, то между выключателем и разъединителем ввода включают трехфазный бетонный реактор.

Схема с силовыми трансформаторами мощностью до 25 МВ∙А не предусматривает дополнительного ограничения токов короткого замыкания в электрической сети. При большей мощности трансформаторов обычно требуются мероприятия по ограничению токов короткого замыкания. При мощности трансформатора 40 МВ∙А применяются схемы предусматривающие установку токоограничивающих реакторов или трансформаторов с расщепленной вторичной обмоткой. При мощности трансформатора 63 МВ∙А рекомендуются схемы с одновременной установкой токоограничивающих реакторов и трансформаторов с расщепленной вторичной обмоткой. Если же мощность трансформатора достигает 80 МВ∙А, то применяют схемы с установкой токоограничивающих реакторов на отходящие линии напряжением 6–10 кВ.

К вводам подключаются трансформаторы собственных нужд подстанции для обеспечения питания приемников собственного расхода, в том числе приводов масляных выключателей, независимо от состояния сборных шин напряжением 6–10 кВ ГПП.

Сборные шины напряжением 6–10 кВ распределительного устройства ГПП секционируют выключателем. Благодаря этому при повреждении или ремонте сборных шин отключается только одна секция и все основные электроприемники получают питание от другой секции. При внезапном исчезновении напряжения на одной секции, например при отключении питающей линии, с помощью АВР включится секционный выключатель и обеспечит ее питание. Секционный выключатель по нагрузке одной секции сборных шин, а выключатель ввода трансформатора – по нагрузке двух секций – в послеаварийном режиме ГПП. Для ограничения токов короткого замыкания секционный выключатель нормально отключен.

Схема ГПП может быть использована для предприятия средней мощности, получающей электроэнергию по отпайкам от двух магистральных линий. В этом случае необходимы отделители ОД для отключения поврежденного трансформатора ГПП от магистрали. Отключение отделителей происходит автоматически в период бестоковой паузы между моментом отключения головного выключателя линии под действием АПВ.

Трансформаторы мощностью 25 МВ∙А и более имеют расщепленную вторичную обмотку. Это эффективное мероприятие по ограничению токов короткого замыкания в электросети предприятия. Для этой же цели применяется групповое реактирование обычными и двоенными реакторами, включаемыми в цепь выводов трансформатора. Применявшееся ранее индивидуальное реактирование каждой отходящей линии не рекомендуется по соображениям компоновки и экономии оборудования.

Схема предусматривает подключение каждой вторичной обмотки обоих трансформаторов к отдельной секции шин напряжением 6 – 10 кВ. Все четыре секции одной системы сборных шин работают раздельно, но при выходе из работы одного трансформатора вся нагрузка автоматически переводится на другой включением секционных выключателей СВ1 и СВ2 под действием АВР. В распределительном устройстве данной подстанции установлены ячейки КРУ с масляными выключателями ВМП напряжением 6–10 кВ. Выкатные масляные выключатели имеют втычные контакты, поэтому нет необходимости в разъединителях. Конденсаторные батареи, измерительные трансформаторы напряжения предусматриваются на каждой секции шин, так как их режим регулируется самостоятельно и напряжение секций может существенно отличаться.

Если передаваемая от одной секции мощность составляет 25 МВ∙А и более, потребители расположены по одной трассе, то эффективно применение магистральной схемы питания с токопроводами. Шинные и гибкие токопроводы напряжением 6–10 кВ выполняют одновременно роль сборных шин и распределительной линии.

Тупиковая подстанция – это подстанция, получающая электроэнергию от одной электроустановки по одной или нескольким параллельным линиям.

Ответвительная подстанция присоединяется глухой отпайкой к одной или двум проходящим линиям.

Тупиковые однотрансформаторные подстанции на стороне 35–330 кВ выполняются по схеме блока трансформатор-линия без коммутационной аппаратуры или с одним разъединителем, если защита линии со стороны питающего конца имеет достаточную чувствительность к повреждениям в трансформаторе.

В схеме блока трансформатор-линия на стороне ВН установлен разъединитель QS1, а на стороне 6–10 кВ – выключатель Q2. При повреждении в трансформаторе релейной защитой отключается выключатель Q2 и посылается телеотключающий импульс (ТО) на отключение выключателя Q1 питающей линии W1.

Если от линии W1 питаются несколько подстанций, то для восстановления их работы необходимо отключить разъединитель QS1 оперативной выездной бригадой, после чего включить Q1 и поставить линию W1 под напряжение, что связано с перерывом электроснабжения не только от поврежденной подстанции, но и всех остальных, присоединенных к линии W1. Упрощение схемы ведет к уменьшению надежности.

Такая схема может также применяться, если предусмотрена передача телеотключающего сигнала для подстанций 330 кВ с трансформаторами любой мощности, а для подстанций 110–220 кВ с трансформаторами более 25 МВ∙А. При кабельном вводе в трансформатор разъединители не устанавливаются.

Предохранители на стороне 35, 110 кВ силовых трансформаторов не применяются. На тупиковых и ответвительных подстанциях только на 110 кВ допускается применять схемы с отделителями QR за исключением:

1. подстанций, расположенных в зонах холодного климата, а также в особо гололедном районе;

2. подстанций в районах с сейсмичностью 6 баллов по шкале MSK-64; если действия отделителей и короткозамыкателей приводят к выпадению из синхронизма синхронных двигателей у потребителя;

3. на подстанциях транспорта и добычи нефти и газа;

4. для присоединения трансформаторов мощностью более 25 МВ∙А;

5. в цепях трансформаторов, присоединенных к линиям имеющим ОАПВ.

В схеме подстанции с трансформаторами мощностью 25 МВ∙А и менее на стороне 110 кВ могут быть установлены разъединитель QS2, отделитель QR1 и в одной фазе – короткозамыкатель QN, на стороне 6–10 кВ – выключатель Q2.

В нормальном режиме трансформатор отключается выключателем Q2, а затем ток намагничивания отключается отделителем QR1. Допустимость последней операции зависит от мощности трансформатора и его номинального напряжения.

При повреждении в трансформаторе релейной защитой отключается выключатель Q2 и подается импульс на привод короткозамыкателя QN, который, включаясь, создает искусственное короткое замыкание. Релейная защита линии W1 срабатывает и отключает выключатель Q1, после чего автоматически отключается отделитель QR. Транзитная линия должна остаться под напряжением, поэтому после срабатывания QR автоматически отключается Q1. Пауза в схеме АПВ должна быть согласована с временем отключения QR, в противном случае линия будет включена на неустраненное повреждение в трансформаторе. Применение короткозамыкателей создает тяжелые условия для работы выключателя на питающем конце линии, так как он отключает неудаленное короткое замыкание. Возможность применения схемы без выключателей ВН должна быть подтверждена соответствующим расчетом на возможность отключения неудаленного короткого замыкания выключателем питающей линии. Надежность рассмотренной схемы зависит от четкости и надежности работы короткозамыкателей и отделителей.

В тех случаях, когда рассмотренные выше схемы не рекомендуются, применяют типовую схему с выключателем на стороне 35–500 кВ.

При необходимости секционирования линий, мощности трансформаторов до 63 МВ∙А включительно и напряжении 35–220 кВ рекомендуются мостиковые схемы. Схема с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов применяется на стороне 110 кВ при мощности трансформаторов до 25 МВ∙А включительно. Ремонтная перемычка с разъединителями QS7, QS8 нормально отключена одним разъединителем (QS7).

Выключатель Q1 в мостике включен, если по линиям W1, W2 происходит транзит мощности. Если необходимо исключить параллельную работу линий W1, W2 с точки зрения ограничения токов короткого замыкания, выключатель Q1 отключен. При повреждении трансформатора (Т1) отключается выключатель со стороны 6 (10) кВ Q4, включается короткозамыкатель QN1, отключается выключатель Q2 на питающем конце линии W1 и отключается отделитель QR1. Если по режиму работы сети необходимо восстановить в работе линию W1, то автоматически включается выключатель на питающем конце этой линии и выключатель мостика Q1, таким образом, транзит по линиям W1, W2 восстановлен. Ремонтная перемычка используется при ревизии выключателя Q1, для этого включается QS7, отключаются Q1 и QS3, QS4. Транзит по линиям W1, W2 осуществляется по ремонтной перемычке, трансформаторы Т1 и Т2 в работе.

В сетях 220 кВ и трансформаторах 63 МВ∙А включительно для увеличения надежности работы используют схему с выключателями в цепи линий и ремонтной перемычкой со стороны линий.

Ремонтная перемычка разомкнута разъединителем QS9. Выключатель Q>3 в мостике включен, что обеспечивает транзит мощности по линиям W1, W2. При аварии в трансформаторе Т1 отключаются выключатель со стороны 6 (10) кВ и выключатели Q1 и Q3. После отключения разъединителя QS3 включаются Q1 и Q3, и транзит восстанавливается. Для ремонта Q1 включают ремонтную перемычку (разъединитель QS9), отключают Q1 и разъединители QS1 и QS2. Если в этом режиме произойдет авария в Т2, то отключаются Q2 и Q3 и оба трансформатора остаются без питания. Необходимо отключить QS6 и включить Q3 и Q2, тогда Т1 подключается к обеим линиям. Этот недостаток можно устранить, если мостик и ремонтную перемычки поменять местами. В этом случае при повреждении в трансформаторе отключается один выключатель на стороне ВН трансформатора, выключатель в мостике остается выключенным, значит, транзит мощности по W1, W2 сохраняется.

На шинах 330–750 кВ узловых подстанций осуществляется связь отдельных частей энергосистемы или связь двух систем, поэтому к схемам на стороне ВН предъявляют повышенные требования в отношении надежности.

Для построения представленной схемы мощной узловой подстанции применена схема шины-автотрансформатор. В цепи каждой линии – два выключателя, автотрансформаторы присоединяются к шинам без выключателя (устанавливаются разъединители с дистанционным приводом). При повреждении Т1 отключаются все выключатели, присоединенные к К1, работа линий 330–750 кВ при этом не нарушается. После отключения Т1 со всех сторон дистанционно отключается разъединитель QS1 и схема со стороны ВН восстанавливается включением всех выключателей, присоединенных к первой системе шин К1.

В зависимости от числа линий 330–750 кВ возможно применение кольцевых схем или схемы 3/2 выключателя на цепь.

На стороне среднего напряжения 110–220 кВ мощных подстанций применяется схема с одной рабочей и одной обходной системами шин или с двумя рабочими и одной обходной системами шин.

При выборе схемы на стороне НН в первую очередь решается вопрос об ограничении тока короткого замыкания. Для этой цели можно применять трансформаторы с повышенным значением uк, трансформаторы с расщепленной обмоткой НН или устанавливать реакторы в цепи трансформатора. В представленной схема на стороне НН установлены сдвоенные реакторы. Синхронные компенсаторы с пусковыми реакторами присоединены непосредственно к выводам НН автотрансформаторов. Присоединение мощных синхронных компенсаторов GC к шинам 6–10 кВ привело бы к недопустимому увеличению токов короткого замыкания.

В цепях автотрансформаторов со стороны НН для независимого регулирования напряжения могут устанавливаться линейные регулировочные трансформаторы ЛРТ. Необходимость установки линейных регуляторов решается в проекте развития электрической сети ВН.

Состав потребителей собственных нужд подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей собственных нужд на подстанциях, выполненных по упрощенным схемам, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства.

Наиболее ответственными потребителями собственных нужд подстанций являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов и синхронных компенсаторов GC, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприемники компрессорной.

Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учетом коэффициента загрузки и одновременности, при этом отдельно учитываются летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузки в период ремонтных работ на подстанции.

Предельная мощность каждого трансформатора собственных нужд для подстанций 110–220 кВ должна быть не более 630 кВ∙А. При технико-экономическом обосновании допускается применение трансформаторов 1000 кВ∙А при uк= 8 %.

Предельная мощность трансформатора собственных нужд (ТСН) для подстанций 330 кВ и выше не более 1000 кВ∙А.

На всех подстанциях необходимо устанавливать не менее двух ТСН.

Для однотрансформаторных подстанций питание второго ТСН.

На двухтрансформаторных подстанциях в начальный период их работы с одним трансформатором допускается устанавливать один рабочий ТСН, при этом второй ТСН должен быть смонтирован и включен в схему подстанции.

Для питания оперативных цепей подстанции может применяться переменный или постоянный ток.

Постоянный ток применяется на всех подстанциях 330–750 кВ; на подстанциях 110–220 кВ – с числом масляных выключателей 110 и 220 кВ три и более; на подстанциях 110–220 кВ – с воздушными выключателями.

Переменный оперативный ток применяется на подстанциях 35–220 кВ без выключателей ВН. Возможно применение выпрямленного оперативного тока на подстанциях 110 кВ с одним или двумя выключателями ВН.

На подстанциях с оперативным переменным током трансформаторы собственных нужд Т1 и Т2 присоединяются отпайкой к вводу главных трансформаторов. Это необходимо для возможности управления выключателями 6–10 кВ при полной потере напряжения на шинах 6–10 кВ.

Шины 0,4 кВ секционируются. Питание оперативных цепей переменного тока осуществляется от шин собственных нужд через стабилизаторы TS с напряжением на выходе 220 В.

На подстанциях с оперативным постоянным током трансформаторы собственных нужд Т1, Т2 присоединяются к шинам 6–35 кВ. Если отсутствует РУ 6–35 кВ, то трансформаторы собственных нужд присоединяются к обмотке НН основных трансформаторов.

Наиболее простой схемой электроустановок на стороне 6–10 кВ является схема с одной несекционированной системой сборных шин.

Схема проста и наглядна. Источники питания и линии 6–10 кВ присоединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъединителей. На каждую цепь необходим один выключатель, который служит для отключения и включения этой цепи в нормальных и аварийных режимах. При необходимости отключения линии W1 достаточно отключить выключатель Q1. Если выключатель Q1 выводится в ремонт, то после его отключения выключают разъединители: сначала линейный QS1, а затем шинный QS2.

Таким образом, операции с разъединителями необходимы только при выводе присоединения с целью обеспечения безопасного производства работ. Вследствие однотипности и простоты операций с разъединителями аварийность из-за неправильных действий с ними дежурного персонала мала, что относится к достоинствам рассматриваемой схемы.

Наряду с достоинствами схема с одной несекционированной системой шин обладает рядом недостатков. Для ремонта сборных шин и шинных разъединителей любого присоединения необходимо полностью снять напряжение со сборных шин, т. е. отключить источники питания. Это приводит к перерыву электроснабжения всех потребителей на время ремонта.

При коротком замыкании на линии, например в точке К-1, должен отключиться соответствующий выключатель Q4, а все остальные присоединения должны остаться в работе; однако при отказе этого выключателя отключатся выключатели источников питания Q5, Q6, вследствие чего сборные шины останутся без напряжения. Короткое замыкание на сборных шинах (точка К-2) также вызывает отключение источников питания, т. е. прекращение электроснабжения потребителей.

Схема с одной несекционированной системой шин применяется при полном резервировании потребителей от сети, при наличии технологического резерва на электростанциях, при питании от сборных шин неответственных потребителей третьей категории.

Недостатки схемы с одной несекционированной системой сборных шин частично устраняются путем разделения сборных шин на секции, число которых обычно соответствует количеству источников питания.

Схема с одной системой сборных шин, секционированной выключателем сохраняет все достоинства схем с одиночной системой шин; кроме того, авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и половины потребителей; вторая секция и все присоединения к ней остаются в работе.

Достоинствами схемы являются простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надежность, что можно подтвердить на примере присоединения главной понизительной подстанции к шинам электроустановки двумя линиями W3, W4. При повреждении одной линии (короткое замыкание в точке К-2) отключаются выключатели Q2, Q3 и автоматически включается QK3, восстанавливая питание первой секции ГПП от линии >W4.

При коротком замыкании на шинах в точке К-1 отключаются выключатели QK1, Q6, Q3 и автоматически включается QK3. При отключении одного источника нагрузку принимает оставшийся в работе источник питания.

Таким образом, питание ГПП в рассмотренных режимах не нарушается благодаря наличию двух питающих линий, присоединенных к разным секциям станции, каждая из которых должна быть рассчитана на полную нагрузку (100 %-ный резерв по сети) при наличии такого резерва от сети схема с одной секционированной системой шин может быть рекомендована для ответственных потребителей.

Однако схема обладает и рядом недостатков.

При повреждении и последующем ремонте одной секции ответственные потребители, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резерва, а потребители, нерезервированные по сети, отключаются на все время ремонта. В этом же режиме источник питания, подключенный к ремонтируемой секции, отключается на все время ремонта.

Последний недостаток можно устранить, присоединив источник питания одновременно к двум секциям, но это усложняет конструкцию распределительного устройства и увеличивает число секций (по две секции на каждый источник).

Другим недостатком схемы является отключение обоих источников питания при аварии в секционном выключателе QK1 или при его отказе в момент короткого замыкания на одной из секций. Для устранения этого недостатка рекомендуется устанавливать два секционных выключателя последовательно. В этом случае при аварийных ситуациях, рассмотренных выше, отключается одна секция и один источник питания.

Схемы с одной системой сборных шин позволяют использовать комплектные распределительные устройства (КРУ), что снижает стоимость монтажа, позволяет широко применять механизацию и уменьшать время сооружения электроустановки. Такие схемы нашли широкое применение на подстанциях и электростанциях с генераторами до 63 МВт.

С учетом особенностей электроприемников (I и II категорий), их схемы электроснабжения (отсутствие резерва по сети), а также большого количества присоединений к сборным шинам для главного распределительного устройства ТЭЦ при технико-экономическом обосновании может предусматриваться схема с двумя системами сборных шин, в которой каждый элемент присоединяется через развилку двух шинных разъединителей, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другой системе шин.

На рисунке схема представлена в рабочем состоянии: генераторы G1 и G2 присоединены на первую систему сборных шин К1, от которой получают питание групповые реакторы и трансформаторы связи Т1 и Т2. Рабочая система шин секционирована выключателем QК и реактором LRK, назначение которых такое же, как и в схеме с одной системой шин. Вторая система шин К2 является резервной, напряжение на ней нормально отсутствует. Обе системы шин могут быть соединены между собой шиносоединительными выключателеми QK1 и QK2, которые в нормальном режиме отключены.

Возможен и другой режим работы этой схемы, когда обе системы шин находятся под напряжением и все присоединения распределяются между ними равномерно. Такой режим, называемый работой с фиксированным присоединением цепей, обычно применяется на шинах повышенного напряжения.

Схема с двумя системами шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в работе все присоединения. Так, при ремонте второй секции рабочей системы шин К1 все ее присоединения переводят на резервную систему шин К2, для чего производят следующие операции:

1. включают шиносоединительный выключатель QK2 и с его привода снимают оперативный ток;

2. проверяют включенное положение QK2;

3. включают на систему шин К2 разъединители всех переводимых присоединений;

4. отключают от системы шин К1 разъединители всех присоединений, кроме разъединителей QK2 и трансформатора напряжения;

5. переключают питание цепей напряжения релейной защиты, автоматики и измерительных приборов на трансформатор напряжения системы шин К2;

6. проверяют по амперметру отсутствие нагрузки на QK2;

7. на привод подают оперативный ток и отключают QK2;

8. производят подготовку к ремонту секции шин К1.

При коротком замыкании на первой секции рабочей системы шин К1 отключаются генератор G1, секционный выключатель QK и трансформатор связи Т1. Для восстановления работы потребителей в этом случае необходимо выполнить переключения:

1. отключить все выключатели, не отключенные релейной защитой (выключатели тупиковых линий);

2. отключить все разъединители от поврежденной секции;

3. включить разъединители всех присоединений первой секции на резервную систему шин;

4. включить выключатели трансформатора связи Т1, подав тем самым напряжение на резервную систему шин для проверки ее исправности;

5. включить выключатели наиболее ответственных потребителей;

6. развернуть генератор G1 и после синхронизации включить его выключатель;

7. включить выключатели всех отключившихся линий.

В этой схеме можно использовать шиносоединительный выключатель для замены выключателя любого назначения.

Рассматриваемая схема является гибкой и достаточно надежной. К недостаткам ее следует отнести большое количество разъединителей, изоляторов, токоведущих материалов и выключателей, более сложную конструкцию распределительного устройства, что ведет к увеличению капитальных затрат на сооружение ГРУ.

Существенным недостатком является использование разъединителей в качестве оперативных аппаратов. Большое количество операций разъединителями и сложная блокировка между выключателями и разъединителями приводят к возможности ошибочного отключения тока нагрузки разъединителями. Вероятность аварий из-за неправильного действия обслуживающего персонала в схемах с двумя системами шин больше, чем в схемах с одной системой шин.

Схема с двумя системами шин может быть применена на расширяемых ТЭЦ, на которых ранее была выполнена такая схема.

Распределительное устройство – это электроустановка, предназначенная для приема и распределения электрической энергии и содержащая электрические аппараты, шины и вспомогательные устройства.

Распределительные устройства могут быть открытыми и закрытыми.

РУ напряжением 6–10 кВ, как правило, выполняются комплектными (КРУ) и состоят из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами. Шкафы КРУ изготавливаются на заводах и в полностью собранным и готовым к работе оборудованием поступают на место монтажа, где их устанавливают, соединяют сборные шины, подводят силовые и контрольные кабели. Применение КРУ позволяет значительно уменьшить объем строительно-монтажных работ и сократить сроки их выполнения, улучшить качество электроустановок, увеличить надежность и безопасность их обслуживания и сократить эксплуатационные расходы.

КРУ обеспечивает удобство и быстроту при расширении и реконструкции установки, упрощают комплектацию и снабжение при производстве строительно-монтажных работ, сокращают объемы и сроки проектирования. Промышленностью выпускаются КРУ для внутренней (КРУ, КСО) и наружной установки (КРУН), выдвижного (выкатного) типа, в которых основной коммутационный аппарат размещен на тележке, и стационарного, в которых основной коммутационный аппарат размещен в корпусе шкафа. В КРУ устанавливаются маломасляные выключатели типов ВМПЭ-10, ВМПП-10, МГГ-10, электромагнитные выключатели типов ВЭМ-16, ВЭ-10, ВК-10 или выключатели нагрузки типа ВНП. Для установок с большой частотой включений разработаны КРУ с вакуумным выключателем ВНВП-10

Шкаф серии КРУ2-10 выкатного типа внутренней установки разделен перегородками на четыре отсека:

1. шинный;

2. присоединений и трансформатора тока;

3. тележки;

4. релейный.

В шинном отсеке размещаются сборные шины, соединяющие отдельные камеры. Исполнение ошиновки отсека 2 дает возможность выполнять кабельные или шинные вводы в камеру. В отсеке 3 установлена выкатная тележка, на которой в зависимости от схемы заполнения крепится аппаратура первичной цепи (в данном случае выключатель 5 типа ВМП-10 с приводом). Для ревизии и ремонта аппаратуры тележка выкатывается из камеры. При этом размыкаются штепсельные разъемы 6, а отверстия в металлической перегородке между отсеками 2 и 3 закрываются металлическими шторами, препятствующими прикосновению к токоведущим частям, находящимся под напряжением. Местное управление приводом выключателя производится при открытой передней двери. Для наблюдения за аппаратурой на передней стенке тележки и на дверях имеются смотровые окна.

Связь цепей приборов измерения, защиты и сигнализации, установленных в отсеке 4, со вторичными цепями оборудования, установленного на тележке, осуществляется через систему контактов или при помощи штепсельного разъема.

При осмотре и ревизии сборных шин, трансформаторов тока и кабельных разделок 7 задняя стенка камеры и верхняя крышка отсека 1 снимаются.

Тележка может находиться в трех положениях:

1. рабочем, когда замкнуты разъемы 6 и контакты вторичных цепей;

2. испытательном, когда замкнуты контакты только вторичных цепей;

3. ремонтном, когда тележка полностью выкатывается из шкафа; система блокировки не позволяет выкатывать или вкатывать ее при включенном выключателе.

Комплектные распределительные устройства наружной установки (КРУН) предназначены для открытой установки вне помещения. КРУН состоят из металлических шкафов со встроенными в них аппаратами, приборами, устройствами защиты и управления.

Шкафы КРУН имеют уплотнения, обеспечивающие защиту аппаратуры от загрязнения и атмосферных осадков. Так как шкафы не абсолютно герметичны, то КРУН не предназначены для работы в среде с влажностью более 80 %, опасной в отношении взрыва и пожара, а также в среде с химически активными газами и токопроводящей пылью. КРУН рассчитаны для работы при температурах окружающего воздуха от -40 до +35 ºС. В некоторых сериях КРУН предусматривается искусственный подогрев воздуха внутри шкафа для предотвращения конденсации влаги при резких колебаниях температуры наружного воздуха. КРУН могут иметь стационарную установку выключателей в шкафу или выкатную тележку с выключателем подобно КРУ внутренней установки.

Шкафы КРУН широко применяются для комплектных трансформаторных подстанций и в открытых РУ электростанций и подстанций. Они разработаны для схемы с одной системой сборных шин.

Закрытый коридор обслуживания в КРУН серии К-59 образуется передней стенкой коридора со стороны фасада, крышей и торцевыми стенками с дверями, открывающимися наружу. Все эти части поставляются отдельными элементами и собираются на месте. Тележка с выключателем 3 выкатывается в коридор. Сборные шины 10 расположены в нижней части шкафа. Разгрузочный клапан 19 и заземляющий разъединитель 16 обеспечивают более надежную работу автоматики ограничения времени горения открытой дуги короткого замыкания. Шкаф К-59 металлическими перегородками разделен на отсеки: тележки 7, сборных шин 10, ввода 17, шкафа релейного 22.

КРУН может иметь различную конструкцию в зависимости от применяемого оборудования, схем главных и вспомогательных соединений, поэтому при их выборе следует ориентироваться на сетку схем и каталожные данные.

Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) изготавливаются на заводах и крупноблочными узлами доставляются на место монтажа. Широкое внедрение КТП позволило индустриализовать и ускорить монтаж подстанций, обеспечить максимальную безопасность при обслуживании, уменьшить габариты подстанций.

На подстанциях энергосистем применяются КТП наружной установки с высшим напряжением 35 и 110 кВ.

На двухтрансформаторных КТП может предусматриваться схема мостика с отделителями или выключателями (для КТП 35 кВ). Со стороны 6–10 кВ применяются КРУН. Все узлы ОРУ 35, 110 и 220 кВ и КРУН 6–10 кВ изготовляются на заводе, в поставку завода не входит лишь силовой трансформатор.

На рисунке представлена комплектная трансформаторная подстанция 35/10 кВ с двумя трансформаторами, выполненная по типовой схеме мостика с выключателями на стороне 35 кВ. На стороне 10 кВ применена схема с одной секционированной системой шин.

КТПБ монтируется из укрупненных блоков: линии, ввода, шинных аппаратов, разъединителей, выключателей, жесткой ошиновки. КРУ 10 кВ поставляется блоками по 6 ячеек (серий К-59, К-61, К-59У3, К-63). Грозозащита выполняется стержневыми молниеотводами, установленными на концевых опорах и, при необходимости, на отдельно стоящих опорах. Заземление контурное, расчет его выполняется при проектировании. На КТПБ (М) могут устанавливаться заземляющие дугогасящие реакторы и линейные регулировочные трансформаторы, если это подтверждено расчетом.

Большое количество портальных конструкций в представленном типовом ОРУ вызывает необходимость производства работ на высоте, затрудняет и удорожает монтаж. Если сборные шины выполнить жестким, то шинных порталов не требуется, а монтаж облегчается.

Для широко распространенной схемы с двумя рабочими и обходной системами шин применяется типовая компоновка ОРУ.

Размеры основных элементов компоновки зависят от напряжений ОРУ и приводятся в специальных таблицах.

Каждый полюс шинных разъединителей 9 второй системы сборных шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель 7.

Рассмотренные разъединители имеют пополюсное управление.

Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминиевым проводом. При большой нагрузке или по условиям проверки на коронирование в каждой фазе могут быть два-три провода. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами – стандартные, железобетонные.

Маломасляные выключатели (горшковые) получили широкое распространение в закрытых и открытых распределительных устройствах всех напряжений. Масло в этих выключателях в основном служит дугогасящей средой и только частично изоляцией между разомкнутыми контактами. Изоляция токоведущих частей друг от друга и от заземленных конструкций осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами. Контакты выключателей для внутренней установки находятся в стальном бачке (горшке), отсюда сохранилось название выключателей «горшковые». Маломасляные выключатели напряжением 35 кВ и выше имеют фарфоровый корпус. Самое широкое применение имеют выключатели подвесного типа. В этих выключателях корпус крепится на фарфоровых изоляторах к общей раме для всех трех полюсов. В каждом полюсе предусмотрен один разрыв контактов и дугогасительная камера. По описанному типу изготавливаются выключатели ВМГ-10 (выключатель масляный горшковый), ВПМ-10 (выключатель подвесной масляный) и ВМП (выключатель маломасляный подвесной)

При больших номинальных токах обойтись одной парой контактов (которые выполняют роль рабочих и дугогасительных) трудно, поэтому предусматривают рабочие контакты снаружи выключателя, а дугогасительные – внутри металлического бачка. При больших отключаемых токах на каждый полюс имеются два дугогасительных разрыва. По такой схеме выполняются выключатели серий МГГ и МГ на напряжение до 20 кВ включительно. Массивные внешние рабочие контакты 4 позволяют рассчитывать выключатель на большие номинальные токи (до 12000 А).

Специально для КРУ выдвижного исполнения разработаны и изготавливаются колонковые маломасляные выключатели серии ВК.

Для установок 35 кВ и выше корпус колонковых выключателей фарфоровый, заполненный маслом. В выключателях 35,110 кВ предусмотрен один разрыв на фазу при более высоких напряжениях – два и более разрывов.

В воздушных выключателях гашение электрической дуги происходит сжатым воздухом, а изоляция токоведущих частей и дугогасительного устройства осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами.

Конструктивные схемы воздушных выключателей различны и зависят от их номинального напряжения, способа создания изоляционного промежутка между контактами в отключенном положении и способа подачи сжатого воздуха в дугогасительное устройство.

В выключателях на большие номинальные токи имеются главный и дугогасительный контуры, как и в маломасляных выключателях МГ и ВГМ. Основная часть тока во включенном положении выключателя проходит по главным контактам 4, расположенным открыто. При отключении выключателя главные контакты размыкаются первыми, после чего весь ток проходит по дугогасительным контактам, заключенным в дугогасительной камере 2. К моменту размыкания этих контактов в камеру подается сжатый воздух из резервуара 1, создается мощное дутье, гасящее дугу. Дутье может быть продольным или поперечным. Необходимый изоляционный промежуток между контактами в отключенном положении создается в дугогасительной камере путем разведения контактов на достаточное расстояние или специальным отделителем 5, расположенным открыто. После отключения отделителя 5 прекращается подача сжатого воздуха в камеры и дугогасительные контакты замыкаются. Выключатели, выполненные по такой конструктивной схеме, изготавливаются для внутренней установки на напряжение 15 и 20 кВ и ток до 20000 А (серия ВВГ), а также на 35 кВ (ВВЭ-35-20/1600У3).

В выключателях для отрытой установки дугогасительная камера расположена внутри фарфорового изолятора, причем на напряжение 35 кВ достаточно иметь один разрыв на фазу, на 110 кВ – два разрыва на фазу. Различие между этими конструкциями состоит в том, что в выключателе 35 кВ изоляционный промежуток создается в дугогасительной камере 2, а в выключателях напряжением 110 кВ и выше после гашения дуги размыкаются контакты отделителя 5 и камера отделителя остается заполненной сжатым воздухом на все время отключенного положения, при этом в дугогасительную камеру сжатый воздух не подается и контакты в ней замыкаются. По этой конструктивной схеме созданы выключатели серии ВВ на напряжение до 500 кВ. Чем выше номинальное напряжение и чем больше отключаемая способность, тем больше разрывов необходимо иметь в дугогасительной камере и в отделителе (на 330 кВ – восемь; на 500 кВ – десять).

В рассмотренных конструкциях воздух подается в дугогасительные камеры из резервуара, расположенного около основания выключателя. Если контактную систему поместить в резервуар сжатого воздуха, изолированный от земли, то скорость гашения электрической дуги значительно увеличится. Такой принцип заложен в основу серии выключателей ВВБ. В этих выключателях нет отделителя. При отключении выключателя дугогасительная камера 2, являющаяся одновременно резервуаром сжатого воздуха, сообщается с атмосферой через дутьевые клапаны, благодаря чему создается дутье, гасящее электрическую дугу. В отключенном положении контакты находятся в среде сжатого воздуха. По такой конструктивной схеме созданы выключатели до 750 кВ. Количество дугогасительных камер (модулей) зависит от напряжения: 110 кВ – одна; 220, 330 кВ – две; 500 кВ – четыре; 750 кВ – шесть (в серии ВВБК).

Для равномерного распределения напряжения по разрывам используются омические 3 и емкостные 6 делители напряжения.

Разъединитель – это коммутационный аппарат, предназначенный для коммутации цепи без тока.

Основное назначение разъединителя – создание надежного видимого разрыва цепи для обеспечения безопасного проведения ремонтных работ на оборудовании и токоведущих частях электроустановки.

Контактная система разъединителя не имеет дугогасительных устройств, поэтому отключение необесточенной цепи приведет к образованию устойчивой дуги и последующей аварии в распределительном устройстве. Прежде чем оперировать разъединителем, цепь должна быть отключена выключателем.

Как исключение, допускается использовать разъединители для отключения и включения незначительных токов: емкостных токов шин и коротких кабельных линий, токов утечки, токов намагничивания трансформаторов. Допустимость таких операций определяется Правилами технической эксплуатации (ПТЭ) и местными инструкциями по эксплуатации электроустановки.

Разъединители, устанавливаемые в открытых распределительных устройствах, должны обладать соответствующе изоляцией и надежно выполнять свои функции в неблагоприятных условиях окружающей среды.

Разъединители горизонтально-поворотного типа выпускаются на напряжение 10–750 кВ. Широкое применение этих разъединителей объясняется значительно меньшими габаритами и более простым механизмом управления. В этих разъединителях главный нож состоит из двух частей, перемещающихся в горизонтальной плоскости при повороте колонок изоляторов, на которых закреплены. Один полюс является ведущим, к нему присоединен привод. Движение к двум другим полюсам (ведомым) передается тягами. Разъединители могут иметь один или два заземляющих ножа. Контактная часть разъединителя состоит из ламелей, укрепленных на конце одного ножа, и контактной поверхности на конце другого ножа. При включении нож входит между ламелями. Давление в контакте создается пружинами.

В горизонтально-поворотном разъединителе при отключении нож как бы «ломается» на две части, поэтому значительно облегчается работа привода в случае обледенения контактов. В разъединителях 330–750 кВ предусмотрены льдозащитные кожухи, закрывающие контакты.

Выключатели нагрузки 6–10 кВ – коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения токов нагрузки в нормальном режиме.

Выпускаемые отечественной промышленностью выключатели нагрузки ВНП-16 и ВНП-17 в сочетании с высоковольтными предохранителями типа ПК в известной мере заменяют силовой выключатель. Выключатели нагрузки выполняются на номинальные токи 200 и 400 А, наибольший рабочий ток отключения 400 и 800 А.

При включении сначала замыкаются контакты дугогасительного контура, затем контакты рабочего контура.

Привод выключателей нагрузки может быть ручными, ручным с дистанционным отключением или электромагнитным с дистанционным отключением и включением.

Трансформатор тока предназначен для понижения первичного тока до стандартной величины (5 или 1 А) и для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформатор тока имеет замкнутый магнитопровод 2 и две обмотки: первичную 1 и вторичную 3. Первичная обмотка включается последовательно в цепь измеряемого тока I1, ко вторичной обмотке присоединяются измерительные приборы, обтекаемые током I2.

Токовые цепи измерительных приборов и реле имеют малое сопротивление, поэтому трансформатор тока нормально работает в режиме близком к короткому замыканию. Если разомкнуть вторичную обмотку, то резко увеличится магнитный поток в сердечнике, так как в нормальном режиме вторичный ток создает размагничивающий поток, а при его исчезновении поток в сердечнике определяется полным первичным током. В этом режиме сердечник может нагреваться до недопустимой температуры, а на вторичной обмотке появится высокое напряжение, достигающее в некоторых случаях нескольких киловольт. Ввиду указанных явлений размыкать вторичную обмотку трансформатора тока не разрешается. При необходимости замены измерительных приборов или реле предварительно замыкается накоротко вторичная обмотка трансформатора тока. Безопасность работы во вторичных цепях достигается также заземлением одного из вторичных выводов.

Трансформатор напряжения предназначен для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Напряжение на его вторичной обмотке обычно 100 В или 100/√3 В. Трансформатор напряжения по схеме включения напоминает силовой трансформатор, его первичная обмотка включена на напряжение сети U1, а ко вторичной обмотке с напряжением U2 присоединяются параллельно катушки измерительных приборов и реле. Для безопасности обслуживания один ввод вторичной обмотки заземляется. Трансформатор напряжения в отличие от трансформатора тока работает с небольшой нагрузкой в режиме близком к холостому ходу.

Вторичная нагрузка измерительных приборов и реле не должна превышать номинальную мощность трансформатора напряжения, так как это приведет к увеличению погрешностей.

Реакторы служат для ограничения токов короткого замыкания в электроустановках, а также позволяют поддерживать определенный уровень напряжения при повреждении за реактором.

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

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

Существую различные схемы включения реакторов.

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

РУ напряжением 6–10 кВ получает электроэнергию непосредственно от трансформаторов или по линиям напряжением 6–10 кВ с шин подстанции. Выбор количества секций шин зависит от числа ячеек отходящих линий и от наличия резкопеременных нагрузок, которые требуется подключить на отдельные секции РУ.

На рисунке (слева на право) представлены состав и последовательность включения аппаратуры в ячейках отходящих линий РУ напряжением 6–10 кВ разного вида и назначения:

1. ячейка КСО закрытого РУ с выключателем 2, шинным разъединителем 1, трансформатором тока 3 и линейным разъединителем.

Линейный разъединитель предусматривается в тех случаях, когда на выключатель во время ремонта может быть подано напряжение со стороны линии.

2. ячейка КРУ с выкатным выключателем, в которой роль шинных и линейных разъединителей выполняют втычные контакты (штепсельные разъемы);

3. ячейка с выключателем нагрузки и предохранителем (ВНП), которая может быть выкатной, как показано на схеме, и стационарной (в этом случае установка разъединителей вместо штепсельных разъемов необязательна);

4. ячейка с выключателем нагрузки и предохранителем предусматривает снятие предохранителей Пр для создания видимого разрыва при ремонте выключателя нагрузки ВН;

5. ячейка для ремонта выключателя требует снятия шин;

6. ячейка с шинным разъединителем Р для проведения ремонта выключателя нагрузки без снятия шин (установка разъединителя приводит к удорожанию ячейки и увеличению ее высоты на 0,5 м).

Все оборудование ячеек КРУ и КСО размещается в шкафах. Объемы шкафов КРУ в 1,5–2 раза меньше аналогичных ячеек КСО благодаря более компактному размещению аппаратуры. Однако из-за более высокой стоимости выключателей по сравнению с ВНП ячейки КСО с ВНП стоят дешевле, чем КРУ с масляным выключателем. Поэтому в целях экономии средств рекомендуется применять ячейки с ВНП там, где они проходят по техническим характеристикам, а именно на отходящих от шин РУ линиях, питающих:

1. трансформаторные подстанции мощностью до 1600 кВ∙А;

2. батареи конденсаторов мощностью до 400 квар;

3. электродвигатели мощностью до 1500 кВт;

при условии, что за весь период времени между ремонтами производится на более ста включений-отключений.

На рисунке представлена камера КСО-366 с выключателем нагрузки ВНПз – 16 и приводом ПР-17. Корпус камеры, состоящий из листовой стали толщиной 2,5–3 мм представляет собой жесткую сварную конструкцию. Всю аппаратуру первичной коммутации размещают в пределах камеры, сборные шины – вне камеры.

Выключатели устанавливают в отсеке, отделенном от сборных шин и шинных разъединителей; от кабельных присоединений выключатели отделены горизонтальной перегородкой из листовой стали. Приводы коммутационных аппаратов, элементы блокировки, приборы защиты, измерения и сигнализации размещают в левой части фасада камеры. В правой части фасада предусматривают проем с дверью.

На территории любого города расположено большое количество потребителей электроэнергии, различных по режиму работы и величине потребляемой мощности. Из всех электропотребителей города наиболее энергоемкими являются жилые дома, общественные здания и предприятия. Эти потребители обычно распределены в пределах всего города. Передача и распределение электрической энергии между электропотребителями в зависимости от величины и местных условий города осуществляется по соответствующей системе электроснабжения. Она представляет собой комплекс понижающих трансформаторных подстанций (ТП), питающих и распределительных сетей напряжением до 1000 В и выше.

На рисунке представлен элемент принципиальной условной схемы электроснабжения города. От центров питания ЦП1 и ЦП2по питающим линиям Л1 и Л2 электрическая энергия на напряжение 6–10 кВ, передается на распределительный пункт РП1 и распределительно-трансформаторный пункт РТП и по распределительным линиям Ли Л6 на том же напряжении распределяется между трансформаторными подстанциями ТП, расположенными непосредственно около потребителей. Трансформаторы этих подстанций понижают напряжение с 6–10 кВ до 380, 220 В. Некоторые ТП по распределительным линиям Ли Л4 6–10 кВ питаются непосредственно от ЦП3, минуя распределительные пункты РП.

Для городских питающих сетей 6–10 кВ применяются схемы питания РП от двух ТП. При этом питающие линии работают раздельно.

На рисунках приведены наиболее распространенные схемы.

На левом рисунке представлена схема с раздельной работой питающих линий 6–10 кВ. Каждая секция РП питается кабельной линией от разных ТП. Сборные шины РП разделены на две секции и связаны между собой в нормальном режиме отключенным секционным выключателем 1, в котором имеется устройство АВР двустороннего действия. В нормальном режиме каждая линия питает свою секцию шин РП В случае повреждения любой из питающих линий устройство АВР включает секционный выключатель и питание РП будет осуществлять от неповрежденной линии. При раздельной работе питающих линий значительно уменьшается мощность короткого замыкания на шинах РП по сравнению с параллельной работой линий. Основным недостатком этой схемы является малая загрузка каждой линии (60 %) в нормальном режиме работы.

В практике часто применяют комбинированные схемы построения питающей сети 6–10 кВ, в которых используют схемы с АВР с максимально направленной защитой. В них предусматривают одновременно параллельную и раздельную работу линий.

На правом рисунке показана комбинированная схема питающей сета 6–10 кВ. Кабели К1 и К2 работают параллельно и загружены в нормальном режиме на 60 % каждый. На концах кабельных линий в РП установлена максимально направленная защита. Секционный масляный выключатель 1 служит для АВР и включается только при выходе из строя кабеля К3, который загружен в нормальном режиме на 100 %. При выходе из строя кабеля К1 или К2 оставшийся в работе загружается на 120 %, а при аварии с кабелем К3 его нагрузка равномерно распределяется между кабелями К1 и К2.

Представлены наиболее распространенные схемы распределительных сетей напряжением до 1 кВ.

Из схем а и б видно, что распределительные сети, построенные по радиальной и магистральной схемам, обеспечивают питание потребителей только в нормальном режиме. При повреждении сети на любом участке или при коротком замыкании электроснабжение всех потребителей, подключенных к сети, прекращается. Питание может быть восстановлено только после ремонта поврежденного элемента сети.

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

Питание электроприемников зданий высотой 9–14 этажей осуществляется по радиальной петлевой схеме представленной на рисунке г.

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

При электроснабжении зданий высотой выше 16 этажей с электроприемниками первой категории, такими как лифты, пожарные насосы, дежурное освещение и т. п, применяют схему с автоматическим их резервированием. В нормальных условиях электроприемники первой категории питаются, например, по линии Л-2 от трансформатора Т-2. При выходе из строя линии Л-2 или трансформатора Т-2 электроприемники автоматически переключаются на питание от линии Л-1 и трансформатора Т-1, чем обеспечивается бесперебойное питание.

Первой схемой электроснабжения общественного здания предусмотрена одна питающая линия 1 от отдельно стоящей однотрансформаторной подстанции, с отходящими от ВРУ линиями групповым щиткам освещения 2, силовым распределительным щиткам 3 и щиткам эвакуационного освещения. В случае аварии в ТП или в питающей линии при отсутствии резервного питания надежность работы данной схемы электроснабжения электроустановок здания снижается. Поэтому такая схема применима для питания электроэнергией малоответственных общественных зданий и предприятий с нагрузками третьей категории надежности.

Более надежной схемой питания установка обеспечивается, если на объекте расположены две однотрансформаторные подстанции. В этом случае аварийное освещение питается самостоятельными линиями от разных подстанций. Этим самым сохраняется один из видов освещения даже при выходе из строя одной из подстанций. Такая схема питания рабочего и аварийного освещения называется перекрестной. Если каждая подстанция питается от разных центров питания, то данную схему можно использовать для питания аварийного освещения с целью продолжения работы.

На стороне низкого напряжения в больших городах используют двухтрансформаторные подстанции с устройством АВР для питания ответственных потребителей.

Обмотки реле рассчитаны на длительное протекание рабочего тока и кратковременное – аварийного. В реле прямого действия при протекании тока короткого замыкания по катушке 2 срабатывает реле 1, воздействуя бойком на защелку 4. С помощью отключающей пружины 5 выключатель Q отключается.

Реле косвенного действия непосредственно не отключают выключатель, а подают импульс на отключающую катушку (электромагнит) 2´ привода выключателя. Реле 1 при этом вместо бойка имеет контакты 3, которые при срабатывании замыкают цепь отключающего электромагнита, питаемого от источника оперативного тока (в данном случае от аккумуляторной батареи). Такие реле получили наибольшее распространение в схемах релейной защиты, так как имеют небольшие размеры, высокую чувствительность, связанную с тем, что катушки реле выполняются на малый ток срабатывания. Недостатком является необходимость применения трансформаторов тока и источников оперативного тока.

Основным видом релейной защиты в электрических сетях промышленных предприятий является максимальная токовая защиты (МТЗ), срабатывающая от резкого увеличения тока в цепи при коротком замыкании или перегрузках. Пусковым органом МТЗ является реле максимального тока и реле времени, обеспечивающие выдержку времени срабатывания МТЗ.

На рисунке приведены различные схемы МТЗ. Схема МТХ с независимой характеристикой времени срабатывания применяется в сетях с заземленной нейтралью для защиты от между фазных и однофазных коротких замыканий. Здесь КА – реле защиты от междуфазный коротких замыканий, реле КАО – реле защиты от однофазных коротких замыканий. Благодаря реле КАО чувствительность схемы повышается. Селективность действия МТЗ по пути прохождения тока от источника питания до точки установки защиты достигается ступенчатым подбором выдержки времени в реле времени на разных участках цепи; КН1 и КН2 указательное реле.

При коротком замыкании контакты одного, двух или трех реле КА замыкаются, катушка реле времени КТ1 получает питание и с установленной выдержкой времени замыкаются контакты КТ1:1, подающие питание через указательное реле КН1 на отключающую катушку привода выключателей YАТ. Выключатель Q отключается, а реле КН показывает, какая защита пришла в действие.

В схемах с изолированной нейтралью могут быть применены аналогичные схемы МТЗ с двумя реле КА в фазах А и С, допускается использовать схему с одним токовым реле, включенным на разность токов двух фаз.

Схема МТЗ с двумя реле типа РТВ применяется с сетях с изолированной нейтралью. Схема действует при междуфазных коротких замыканиях любой пары фаз цепи. В таких же сетях может быть применена схема с двумя трансформаторами тока (ТТ) и одним реле РТВ, которая срабатывает при междуфазных коротких замыканиях любой пары фаз. Однако чувствительность схемы с одним реле РТВ ниже в 1,73 раза. Если реле типа РТВ заменить на реле типа РТМ, то эти схемы будут являться схемами токовой отсечки (ТО). При этом селективность схем будет обеспечена установкой различных токов срабатывания реле, т. е. ток срабатывания ТО одного участка линии выбирается на 25–50 % больше максимального значения тока короткого замыкания в начале следующего участка линии.

Схемы МТЗ могут быть выполнены с помощью двух реете РТ-80 с зависимой характеристикой времени срабатывания соответственно на оперативном постоянном и переменном токе.

Для увеличения чувствительности МТЗ иногда применяется схема с блокировкой минимального напряжения. В схеме показаны три токовых реле КА1, КА2, КА3 и три блокирующих реле минимального напряжения KV1, KV2 и KV3.Защита работает при коротком замыкании, так как одновременное срабатывание реле токовых и реле минимального напряжения возможно только при коротком замыкании, когда возрастают токи и снижается напряжение. При перегрузках схема не работает из-за того, что напряжение резко не снижается и соответственно блокирующие реле минимального напряжения не действуют. Для защиты от ложных срабатываний при перегорании предохранителя или обрыве цепи от трансформатора напряжения TV в схеме предусматривается предупредительный сигнал от контакта промежуточного реле KL. Получив сигнал при любом срабатывании реле минимального напряжения, обслуживающий персонал должен немедленно принять меры к восстановлению цепи напряжения.

Токовой отсечкой (ТО) называется МТЗ с ограниченной зоной действия, имеющая в большинстве случаев реле мгновенного действия. ТО выполняется по схеме МТЗ, но без реле времени. Селективность ТО обеспечивается не выдержкой времени, а ограничением зоны ее действия. В этой зоне ток срабатывания ТО отстраивается не от максимального тока нагрузки, а от тока короткого замыкания в конце защищаемой линии или в другой какой-то определенной точке сети, где отсечка не должна действовать (точка А1 на рисунке а). Известно, что ток короткого замыкания определяется сопротивлением сети от источника питания до места повреждения и уменьшается с удалением места повреждения (кривая 1 на рисунке а). Ток срабатывания ТО выбирается так, чтобы отсечка не работала при повреждениях на линиях (например, в точке К2), подключенных за точкой А1 в сети по направлению от источника питания к потребителям или в трансформаторе приемной подстанции ТП предприятия (точка К3). Для этого ток срабатывания ТО должен быть больше максимального тока короткого замыкания на шинах приемной ТП и определяется по формуле:

,

где Iк3max – максимальное значение тока короткого замыкания на шинах приемной подстанции;

     кн – коэффициент надежности, принимаемый равным 1,2–1,3 при выполнении ТО с помощью токовых реле РТ-40 и 1,4–1,5 при выполнении ТО электромагнитными элементами индукционных реле типов РТ-80 и РТ-90.

Токовая отсечка может защищать всю линию, в которой подключен только один трансформатор, если ток срабатывания реле отсечки выбран таким образом, чтобы она не действовала при коротких замыканиях на линиях низкого напряжения (точка К4). В этом случае ТО будет надежно защищать линию высокого напряжения и часть обмотки высокого напряжения силового трансформатора. Для этого в выше приведенную формулу следует подставить значение тока короткого замыкания на шинах низкого напряжения трансформатора Iк4max.

Зона действия ТО определяется после вычисления токов короткого замыкания в начале и в конце линии, а также на расстоянии 1/4l, 1/2l, 3/4l. По найденным токам короткого замыкания строится кривая (см. кривую 1 на рисунке а). По выше приведенной формуле определяется ток срабатывания отсечки и на том же графике наносится прямая тока срабатывания 2 с зоной действия 0-А1 или прямая тока срабатывания 3 с зоной действия 0-А2. Отсечка будет действовать с зоне, где Iк > Iсраб.т.о.

Применение отсечки рекомендуется, когда она действует при токах повреждения, обусловливающих снижение напряжения на Нинах менее чем на 0,6Uном.

При сочетании ТО с МТЗ получается токовая защита со ступенчатой характеристикой времени срабатывания. Первой ступенью является ТО, которая в пределах своей зоны действия является мгновенной защитой. Второй ступень является МТЗ, действующая на отключение цепи с заданной выдержкой времени. При сочетании ТО с МТЗ, выполненной с помощью индукционных реле РТ-80, РТ-90, имеющих зависимую характеристику времени срабатывания, установки дополнительных реле отсечки не требуется, так как реле РТ-80 и РТ-90 имеют строенные электромагнитные элементы отсечки.

Дифференциальная токовая защита (ДЗТ) является разновидностью МТЗ. Схема ДЗТ работает по принципу сравнения токов по концам защищаемого элемента сети: линии, трансформатора и др. Рассмотрим принцип действия и устройство ДЗТ трансформаторов и линий. Для осуществления этой защиты с обеих сторон защищаемого элемента устанавливаются трансформаторы тока (ТТ). Участок, ограниченный ТТ, называется зоной действия ДЗТ. В нормальном режиме и при внешнем (за пределами действия ДЗТ) коротком замыкании ток I1 имеет разное направление относительно шин питающей подстанции. Так, на подстанции ТП1 ток I1 направлен от шин к линии, а на подстанции ТП2 – от линии к шинам. Параллельно вторичным обмоткам ТТ подключена обмотка реле КА, которое вместе с трансформаторами тока образует ДЗТ.

При внешнем коротком замыкании (в точке К1) или в нормальном режиме при токе нагрузки ток в реле КА будет отсутствовать, если принять условно идеальные ТТ (без погрешностей) и с равными коэффициентами трансформации при полном совпадении их характеристик. В этом случае ток реле:

Iрел = I1 - I2 = 0,

где I1 и I2 – вторичные токи трансформаторов тока ТА1 и ТА2.

Однако в нормальных условиях ток через реле КА нулю не равен, так как всегда имеются погрешности ТТ в коэффициентах трансформации по углу, приводящие к неравенству вторичных токов ТТ, соединенных в дифференциальную схему. Неравенство вторичных токов вследствие погрешностей ТТ вызывает прохождение через обмотку реле КА тока небаланса, определяемого по формуле:

Iнб = I2нам - I1нам,

где I1нам и I2нам – токи намагничивания соответственно ТА1 и ТА2.

Для предотвращения ложных срабатываний ДЗТ от токов небаланса ток срабатывания реле ДЗТ должен быть больше максимального тока небаланса при внешнем коротком замыкании:

,

где кн – коэффициент надежности отстройки реле, равный 1,3;

кI – номинальный коэффициент трансформации ТТ.

Расчетный ток небаланса, зависящий от погрешностей ТТ,

Iсраб.р = ка·кодн·ƒ·Iкmax,

где ка – коэффициент, учитывающий влияние апериодической составляющей тока короткого замыкания и принимаемый равным 1 для реле, имеющих БНТ с короткозамкнутыми обмотками, и равным 2 – для реле без БНТ;

кодн – коэффициент однотипности условий работы ТТ , принимается равным 0,5, когда ТТ обтекаются близкими по значению токами, и равным 1 – в остальных случаях;

ƒ – погрешность ТТ, удовлетворяющая 10 %-ной кратности (принимается ƒ = 0,1);

Iкmax – наибольший трехфазный ток при внешнем (сквозном) коротком замыкании.

При повреждениях внутри защищаемого элемента ток короткого замыкания проходит только через ТА1, а тока через ТА2 нет, следовательно, I2 = 0. Таким образом:

,

где I – ток короткого замыкания, возникающий при повреждениях внутри защищаемого элемента электрической сети (линии или трансформатора).

Под воздействием этого тока ДЗТ срабатывает и производит отключение выключателей Q1 и Q2 с двух сторон защищаемого элемента.

Газовая защита применяется от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газов, и от понижения уровня масла. Применение газовой защиты является обязательным на трансформаторах мощностью 6300 кВ∙А и более, а также на трансформаторах мощностью 1000–4000 кВ∙А, не имеющих ДЗТ или отсечки, и если МТЗ имеет выдержку времени 1 с и более. Применение газовой защиты является обязательным также для внутрицеховых трансформаторов мощностью 400 кВ∙А и более. Принцип действия газовой защиты основан на том, что всякие повреждения трансформатора внутри бака сопровождаются выделением газообразных продуктов разложения трансформаторного масла, которые легче масла и потому поднимаются в вверх в сторону расширителя. Газовая защита выполняется таким образом, чтобы при медленном газообразовании подавался сигнал, а при бурном (что имеет место при витковых замыканиях) – происходило отключение поврежденного трансформатора.

Газовая защита является более чувствительной защитой трансформатора по сравнению с ДЗТ, так как она реагирует на замыкание небольшого количества витков обмотки трансформатора, от которого другие защиты из-за недостаточного повышения тока не срабатывают.

Газовая защита осуществляется с помощью специальных газовых реле, которые делятся на поплавковые, лопастные и чашечные. Особенно широко применяются чашечные реле РГЧЗ-66, у которых реакция на вибрацию трансформатора по сравнению с поплавковыми незначительная.

Газовое чашечное реле представляет собой металлический кожух с фланцами для врезки в трубопровод, соединяющий бак трансформатора с расширителем. Внутри кожуха реле около верхнего фланца расположены сигнальные контакты 8–7, а напротив отверстия маслопровода – нижний отключающий контакт 4–3. Оба контакта расположены в металлических чашках 1 и 11, которые могут поворачиваться вокруг осей 2 и 6. При опускании верхней или нижней чашки подвижные контакты замыкаются с неподвижными 3–4 и 7–8. В нормальном режиме пружины 9 и 13 удерживают чашки от замыкания контактов 3 и 4, 7 и 8. В таком режиме кожух реле и чашки заполнены маслом. Упоры 10 и 12 ограничивают движение чашек вверх под действием пружин 9 и 13.

При незначительных повреждениях в трансформаторе, при слабом газообразовании газы вытесняют часть масла и уровень его в реле повышается. Это приводит к увеличению силы, действующей вниз, за счет увеличения веса масла в чашке. Сила, преодолевая противодействие пружины 9, заставляет чашку повернуться вниз. Контакты 7 и 8 замкнутся, в результате чего замкнется и цепи предупреждающей сигнализации.

При коротком замыкании в трансформаторе возникает сильное газообразование. Сила потока газа, воздействуя на лопасть 5, заставляет чашку 1 повернуться около оси 2 вниз и тем самым замыкает контакты 3 и 4 в цепи отключения поврежденного трансформатора.

Схема газовой защиты работает по следующему принципу. По мере утечки масла из газового реле замыкается контакт KG:1 газового реле, вызывая срабатывание указательного реле КН1, звонка ВА и лампы HL. Затем замыкается контакт KG:2, включается промежуточное реле KL и указательное КН2. Контакты промежуточного реле действуют на отключающие электромагниты YAT1 и YAT2 выключателей Q1 и Q2 с двух сторон трансформатора. При бурном газообразовании сразу срабатывает контакт KG:2, воздействующий на выключатели Q1 и Q2, которые отключают трансформатор от сети.

В кабельных сетях часто защиту от однофазных замыканий на землю осуществляют трансформатором тока нулевой последовательности. Этот трансформатор имеет кольцеобразную или прямоугольную форму и надевается на защищаемый трехжильный кабель. На обмотку трансформатора включается защитное реле.

В нормальном режиме работы каждая фаза линий обладает одинаковой емкостью по отношению к земле. При междуфазных коротких замыканиях геометрическая сумма токов также равна нулю, поэтому ток в реле защиты не протекает. При замыкании на землю одной фазы через реле защиты будет протекать ток, обусловленный емкостью поврежденных фаз. Если ток срабатывания защиты меньше величины емкостного тока неповрежденных фаз, то такая защита сработает через реле Т на сигнал; при коротких замыканиях такая защита сработает через быстронасыщающийся трансформатор БНТ на отключение.

В схеме защиты линии напряжением 6–10 кВ, питающей трансформатор 6–10/0,4–0,23 кВ предусмотрена защита от многофазных замыканий в линии с действием защиты на отключение и выдержкой времени, обеспечиваемой токовыми реле РТ1 – РТ5 типа РТ-40 и реле времени ЭВ типа ЭВ-122, действующих через промежуточное реле Р1 РП-23 для усиления мощности контактов реле времени В. Защита от замыканий на землю выполняется трансформатором тока нулевой последовательности Т3 с действием на устройство сигнализации заземления УС3-3М.

При расчетах токов срабатывания уставок реле защиты отдельных элементов систем электроснабжения используется понятие коэффициент схемы, определяемый схемой соединения трансформаторов тока в схемах релейной защиты.

Выбранная схема соединения вторичных обмоток трансформаторов тока должна соответствовать виду защиты, вторичной нагрузке трансформатора тока и обеспечивать допустимую погрешность трансформаторов тока.

Ненормальными режимами работы трансформаторов 6–10/0,4 кВ являются следующие:

1. внешние короткие замыкания, при которых через обмотки трансформатора могут проходить токи, превышающие номинальные, что приводит к нагреву изоляции обмоток и ее старению и повреждению;

2. перегрузка трансформаторов, допустимая в течение некоторого времени;

3. недопустимое понижение уровня масла в трансформаторе, которое может произойти при повреждении бака трансформатора.

4. на подстанциях с трансформаторами напряжением 6–10/0,4 кВ обычно устанавливают максимальную токовую защиту, защиту от однофазных замыканий на землю, газовую защиту для трансформаторов мощностью 400 кВ∙А и более.

На рисунке приведена полная схема защиты цехового трансформатора, питающегося по радиальной кабельной линии с глухим присоединением трансформатора на стороне первичного напряжения. На головном участке кабельной линии имеется выкатной выключатель Q, на стороне вторичного напряжения 0,4 кВ имеется автоматический выключатель QF.

Реле КА1, КТ2 – однофазная релейная МТЗ трансформатора от перегрузки, действующая на сигнал.

Реле КА2, КА3 – двухфазная релейная защита ТО без выдержки времени, установленная со стороны питания, от междуфазных коротких замыканий в трансформаторе.

Реле КА4, КА5, КА6 – двухфазная релейная МТЗ трансформатора от внешних коротких замыканий, установленная со стороны питания (реле КА4, КА5 включены на фазные токи, реле КА6 – на сумму фазных токов для повышения надежности срабатывания защиты).

Реле КА7 – МТЗ нулевой последовательности установленная в нейтрали трансформатора, от однофазных коротких замыканий в цепи напряжением 0,4 кВ.

Реле KSG – газовая защита масляного трансформатора, реагирующая на витковые замыкания, пробои изоляции на корпус и на понижение уровня масла, но не реагирующая на короткие замыкания на выводах трансформатора.

Максимально-направленная защита состоит из пускового органа 3, осуществляемого токовыми реле, реле направления мощности 2 и органа выдержки времени 1, осуществляемого реле времени.

Приведенная защита может подействовать на отключение выключателя в случае, если сработает не только токовое реле, но и реле направления мощности, причем последнее замыкает контакты при направлении мощности короткого замыкания от шин подстанции в линию.

При этом желательно, чтобы пусковые токовые реле были отстроены от максимального тока нагрузки, проходящего по линии в направлении действия защиты как от шин подстанции в линию, так и к шинам подстанции.

Схемы максимально-направленных защит весьма многообразны и отличаются типом пускового органа (токовые реле, реле максимального напряжения и др.), типом реле направления мощности, способом подвода напряжения (постоянно или в момент аварии), наличием или отсутствием выдержки времени и др.

Токовую поперечную дифференциальную защиту применяют для защиты параллельных линий, присоединенных к шинам подстанции через один общий выключатель.

Вторичные токи трансформаторов тока, установленных на каждой линии, соединяют проводами между собой и подключают на разность токов. Параллельно вторичным обмоткам трансформаторов тока включают реле тока РТ-40. Ток в реле равен разности вторичных токов трансформаторов тока первой и второй линии.

Следовательно, в нормальных условиях и при равных по величине вторичных токах нагрузки разность вторичных токов трансформаторов тока равна нулю. При повреждении на одной из линий вторичные токи трансформаторов тока не будут равны и через реле будет проходить ток, равный их разности. Если величина этого тока (разности) больше тока срабатывания реле, то защита подействует на отключения выключателя линии.

Для того чтобы при коротких замыканиях на шинах приемной подстанции или на отходящих от нее линиях (сквозные короткие замыкания) защита не работала, ток срабатывания реле Iср.р должен быть больше максимального тока небаланса Iнб.max:

Iср.р ≥ кнад.∙ Iнб.max.

Защита состоит из основных элементов: реле прямого действия РТМ и РНВ, встроенных в привод выключателя Q, токового реле КА от междуфазных замыканий и реле КА0 от однофазных замыканий на землю. Защита от перегрузки (реле РНВ) должна иметь выдержку времени 10–20 с для отстройки от времени пуска электродвигателя.

При выполнении перечисленных защит необходимо выполнить следующие условия:

1. ток срабатывания защиты от междуфазных коротких замыканий отстраивается от максимального значения периодической составляющей пускового тока двигателя с введением повышенного коэффициента надежности;

2. защита от однофазных замыканий на землю устанавливается только для двигателей с током замыкания на землю выше 10 А;

3. защита от токов перегрузки устанавливается на двигателях, когда возможны перегрузки по техническим причинам или тяжелые условия пуска и самозапуска.

Представлена наиболее распространенная на промышленных предприятиях схема АВР на секционном выключателе с пружинным приводом. В нормальном режиме выключатели Q1 и Q2 первой и второй секций подстанции включены, секционный выключатель Q3 отключен. В схеме имеется электродвигатель М для завода пружины привода, отключаемый конечным выключателем SQ. Реле блокировки KBS, служащее для обеспечения однократности действия АВР, получает питание от выпрямительного моста VT. Готовность схемы АВР к работе сигнализируется лампой HL. Ключи SA1 и SA2 установлены в положение АВР. Реле минимального напряжения KV1–KV4 и реле блокировки включены. Контакт привода SQM замкнут.

При аварии на первой секции и исчезновении на ней напряжения срабатывают реле KV1 и KV2, включая реле времени КТ1, которое своим контактом КТ1:1 с выдержкой времени включает промежуточное реле KL1. Контакт KL1:1, замыкаясь, включает цепь электромагнита отключения YAT1 выключателя Q1, который отключается. Вспомогательный контакт выключателя Q1:3 включает электромагнит YAС3 секционного выключателя Q3, чем освобождается пружина привода этого выключателя, который, включаясь, восстанавливает питание на первой секции от линии 2, оставшейся в работе. Одновременно срабатывает двигатель М, заводя пружину и подготавливая схему к новому циклу срабатывания. При исчезновении напряжения на второй секции схема работает аналогично. Однократность АВР обеспечивается за счет того, что при включении выключателя Q1 или Q2 реле блокировки KBS размыкает с выдержкой времени цепь включения электромагнита YAС3. При включении на короткое замыкание секционный выключатель Q3 отключается своей релейной защитой.

В схеме АПВ однократного действия для линии с односторонним питанием показано комплектное устройство РПВ-58, в которое входят:

1. реле времени КТ типа ЭВ-133 с добавочным резистором R1 для термической стойкости реле;

2. промежуточное реле KL с последовательной и параллельной обмотками, служащее для предотвращения многократного включения выключателя на устойчивое короткое замыкание;

3. конденсатор С, обеспечивающий однократность действия АПВ (так как время его заряда после срабатывания АПВ составляет 20 с);

4. SA1–SA4 – ключи управления, в которых предусмотрена фиксация положения последней операции.

Работа АПВ, как правило, начинается при несоответствии положений привода и выключателя или ключа управления и выключателя, если у него привод электромагнитный.

Комплект РПВ-58 получает питание от сети оперативного постоянного тока 110 и 220 В.

В исходном положении выключатель включен и ключи SA1, SA2 и SA4 находятся в фиксированном замкнутом положении В. Конденсатор С заряжен, устройство АПВ подготовлено к работе через реле времени КТ. Пуск схемы АПВ может произойти под действием отключения выключателя от релейной защиты. Вспомогательный контакт выключателя Q:1 и контакты KBS:2 подают питание реле положения выключателя KQT, которое своими контактами в цепи реле КТ подает к его катушке минус сети оперативного тока. По истечении установленной выдержки времени реле КТ своим контактом КТ:2 подключает параллельную обмотку реле KL к заряженному конденсатору С. До включения выключателя Q и размыкания его контакта Q:1 контакты KL:1 включают через последовательную самоудерживающую обмотку реле KL контактор КМ.

Если АПВ успешно сработало, реле KQT отпадает, реле КТ обесточивается, обеспечивая новый заряд конденсатора С через 20 с.

Наиболее просто выполняются схемы АПВ на переменном оперативном токе для выключателей с пружинными приводами, в которые встраиваются реле прямого действия.

В схеме электрического АПВ однократного действия на оперативном переменном токе для выключателей с приводом ПП-67 когда релейная защита отключает выключатель Q, включается реле времени КТ. Реле КТ с выдержкой времени своим замыкающим контактом КТ:1 включает цепь катушки включения YAC и повторно включает выключатель Q. Одновременно происходит автоматическое натяжение пружины с помощью электродвигательного редуктора М, в цепь которого включен вспомогательный контакт QS:5. Благодаря этому исключается вторичное АПВ на устойчивое короткое замыкание, а также при включении на короткое замыкание от руки с помощью ключа SA. Недостатком схемы является то, что при ручном включении выключателя ключом SA необходимо долго держать замкнутой цепь включения, пока не сработает реле времени КТ.

На предприятиях, как правило, применяются одноступенчатые АЧР, в схему которых входят реле частоты KF, реле промежуточное KL, трансформатор напряжения TV. Реле частоты действует с уставками частоты в зоне 46,5–49,5 Гц. От одного реле частоты могут быть отключены две питающие линии и соответственно подключенная к ним мощность.

После ликвидации дефицита генерируемой мощности в энергосистеме потребителям, отключенным устройствами АЧР, должно быть вновь подано напряжение. Это осуществляется автоматически с помощью устройства частотного АПВ (ЧАПВ). Устройства ЧАПВ представляют собой автоматическое повторное включение после действия АЧР, когда частота в питающей энергосистеме восстанавливается. Действие ЧАПВ должно происходить при частоте 49,5–50 Гц. Очередность подключения отдельных потребителей с системе электроснабжения с помощью ЧАПВ обратна очередности отключения этих потребителей устройствами АЧР. Время срабатывания первой очереди ЧАПВ 10–20 с, диапазон между соседними очередями 5 с. Устройство ЧАПВ, устанавливаемое на головной подстанции предприятия, состоит из центрального устройства, общего для подстанции, и индивидуальных устройств, производящих отключение, а затем после восстановления частоты повторное включение их.

Устройства автоматической разгрузки по току (АРТ) применяются в тех случаях, когда возможна недопустимая перегрузка какого-либо элемента электрической сети, оставшегося в работе после аварийного отключения первого элемента (линии, трансформатора). Это устройство предусматривает своим действием отключение ступенями неответственных потребителей в послеаварийном режиме, срабатывает по ступенчатому принципу до тех пор, пока перегрузка оставшегося в работе элемента сети не снизится до допустимого значения. Автоматика разгрузки по току действует однократно. В представленной схеме токовое реле КА срабатывает при перегрузке трансформатора и подает плюс на обмотку реле времени КТ типа РТВ, имеющего несколько контактов. Потребители отключаются четырьмя-пятью ступенями – по степени ответственности. Выдержка времени первой ступени t1=5÷10 мин, а каждой последующей – на 30 с выше предыдущей. Ток срабатывания реле КА принимается равным 1,2–1,4 номинального тока трансформатора Iном.т. В устройствах АРТ применяются специальные токовые реле с высоким коэффициентом возврата (кв=0,95÷0,97). В противном случае отключалось бы больше потребителей, чем это допустимо по перегрузочной способности трансформатора.

Для обеспечения требуемых режимов работы электрооборудования высокого напряжения на подстанциях промышленных предприятий устанавливают средства дистанционного управления. Устройства дистанционного управления позволяют включать и отключать различные элементы электрической сети, изменяя активную и реактивную нагрузку, управлять режимом работы электроустановки.

Дистанционное управление выключателями отличается многообразием схем и конструкций. На рисунке приведена схема сигнализации и дистанционного управления выключателем Q с электромагнитным приводом. Питание цепей управления осуществляется от цепи постоянного оперативного тока через шины +ES, -ES, +EY и -EY, а цепей сигнализации – от шин +ЕН и – ЕН. Реле управления КСС и КСТ в отключенном положении выключателя Q отключены, их контакты КСС:1, КСС:2, КСТ:1 иКСТ:2 разомкнуты, а контакты КСС:3, КСС:4, КСТ:3 замкнуты. Реле контроля цепи включения (цепи контактора КМ) KQT включено и его контакты KQT:1 и KQT:2 замкнуты, а реле контроля цепи отключения (отключающего электромагнита YAT) KQC отключено. Контакты KQC:1 и KQC:2 разомкнуты. Реле фиксации команд управления KQQ находится в положении, соответствующем последней команде, которая была подана на отключение выключателя Q. Контакты KQQ:1, KQQ:4 и KQQ:6 замкнуты, а KQQ:2, KQQ:3, KQQ:5, KQQ:7 разомкнуты. Об отключенном положении выключателя сигнализирует лампа HL1.

При подаче команды на включение выключателя Q с помощью ключа управления SA его переводят в положение В. Срабатывает реле КСС и своим контактом КСС:1 замыкает цепь катушки контактора КМ, а контактом КСС:2 – цепь обмотки реле KQQ, которое переключается. Контакты контактора КМ:1 и КМ:2 включаются и замыкают цепь включающего электромагнита YAC. Выключатель Q включается и переключает свои вспомогательные контакты (Q:1 и Q:3 разомкнуться, а Q:2 замкнется).

Ключ SA возвращается в нейтральное положение Н, при котором реле КСС и КСТ придут в исходное положение. Реле фиксации положения KQQ свои контакты KQQ:1, KQQ:4 и KQQ:6 разомкнет, а KQQ:2, KQQ:3, KQQ:5 и KQQ:7 замкнет. Реле KQT отключается, и его контакты KQT:1 и KQT:2 разомкнутся, а реле KQC включиться, замкнув контакты KQC:1 и KQC:2. Лампа HL1 погаснет, а лампа HL2 включится через замкнутые контакты KQQ:3 и KQC:2, сигнализируя о включенном положении выключателя Q.

При аварийном отключении выключателя Q от устройства релейной защиты вспомогательные контакты Q:1 и Q:3 замкнутся, а Q:2 разомкнется. Реле KQQ останется в положении последней команды, т.е. на включение выключателя Q, поданной ключом SA. Реле KQC отключится, его контакты KQC:1 и KQC:2 разомкнутся, реле KQT сработает, и его контакты KQT:1 и KQT:2 замкнутся.

Лампа HL2 погаснет, HL1 подключится к шине мигания (+ЕР) и будет периодически мигать. От шины +ЕН через контакты КСС:4, KQQ:7 соответствующих реле и вспомогательный контакт Q:3 выключателя, а также шину ЕНА будет подано питание к устройству аварийной звуковой сигнализации. Если нажать на кнопку SB, которая переводит ключ SA в положение, соответствующее положению выключателя Q, то по цепи +ЕН, кнопка SB, контакты KCT:3, KQT:1, KQQ:2, - ЕН будет подано питание на другую обмотку реле KQQ, которое переключится, при этом его контакты KQQ:1, KQQ:4 и KQQ:6 замкнутся, а KQQ:2, KQQ:3, KQQ:5 и KQQ:7 разомкнутся. Лампа HL1 подключится к шине +ЕН и будет гореть ровным светом и разорвется цепь звуковой сигнализации. С помощью реле KBS осуществляется блокировка, препятствующая многократному включению выключателя Q на короткое замыкание.

Сопутствующая учебная техника и пособия: