МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Национальный исследовательский университет «МЭИ»

Кафедра «Электроснабжение промышленных предприятий

и электротехнологии»

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Рекомендовано федеральным учебно-методическим объединением

в системе высшего образования по укрупненным группам специальностей и направлений подготовки

13.00.00 «Электро- и теплоэнергетика» в качестве учебника для реализации основных образовательных программ высшего образования

по направлению подготовки «Электроэнергетика и электротехника»

ISBN 978-5-7046-3179-8

УДК 621.31

ББК 31.27

Э 45

Подготовлено на кафедре электроснабжения промышленных предпрятий и электротехнологии

Рецензенты: докт. техн. наук, проф. кафедры энергетики транспорта ФГБОУ ВО «Иркутский государственный университет путей сообщения» А.В. Крюков;

канд. техн. наук, доц., зав. каф. энергетики ФГБОУ ВО «Братский государственный университет» Ю.Н. Булатов

Авторы: М.А. Рашевская, С.А. Янченко, М.Е. Вихров, М.С. Егоров

Э 45 Электроснабжение потребителей [Электронный ресурс]: учебник / М.А. Рашевская, С.А. Янченко, М.Е. Вихров и др. – Электрон. дан. – М.: Издательство МЭИ, 2025. – 1 электрон. опт. диск DVD-R.

В учебнике рассмотрены вопросы построения систем электроснабжения промышленных предприятий: расчет нагрузок, виды и характеристики оборудования и принципы выбора оборудования, выбор схем ГПП и цеховых ТП, состав оборудования подстанций, построение схем распределения энергии по территории предприятия, расчет токов короткого замыкания на уровне напряжения свыше 1 кВ. В приложениях приведен необходимый справочный материал: марки, сечения и длительно допустимые токи проводов и кабелей, расчетные коэффициенты электрических нагрузок.

Для студентов, обучающихся по направлению «Электроэнергетика и электротехника».

Минимальные системные требования:

Тип ЭВМ: ПК на базе Pentium IV и выше.

ОС: Windows XP и выше.

Дополнительное программное обеспечение: Office – российский пакет офисных программ, Компас 3D.

Веб-браузер: Google Chrome, Internet Explorer, Яндекс Браузер, Edge.

ISBN 978-5-7046-3179-8

Ó Коллектив авторов, 2025

Ó Национальный исследовательский университет «МЭИ», 2025

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

1. Распределение электроэнергии на напряжении выше 1кВ.. 9

1.1. Схемы подключения предприятий к энергосистеме. 10

1.2. Схемы подстанций промышленных предприятий. 14

1.3. Схемы распределительных сетей предприятий. 25

Контрольные вопросы и задания.

2. Основное электрооборудование подстанций. 30

2.1. Силовые трансформаторы. 31

2.2. Выбор коммутационной аппаратуры на напряжение выше 1кВ.. 37

2.3. Цеховые комплектные трансформаторные подстанции. 45

2.4 Цифровая трансформация электрических сетей. 48

Контрольные вопросы и задания

3. Силовые трансформаторы ГПП (ПГВ) 53

3.1. Главная понизительная подстанция. 53

3.2. Подстанция глубокого ввода. 54

3.3. Оборудование ГПП (ПГВ) 55

3.4. Трансформаторы ГПП (ПГВ). Выбор мощности трансформаторов по расчетной мощности предприятия. 57

3.5. Выбор питающего напряжения ГПП (ПГВ) 57

3.6. Допустимые перегрузки трансформаторов. 59

3.7. Перегрузки нормального режима. Систематические перегрузки. 60

3.8 Перегрузки аварийного режима. 64

Контрольные вопросы и задания

4. Сети внутризаводского электроснабжения. 68

4.1. Принципы построения распределительных сетей 6-10кВ.. 68

4.2. Воздушные и кабельные линии. 72

4.3. Параметры выбора сетей на напряжение выше 1000В. 82

Контрольные вопросы и задания

5. Расчет токов короткого замыкания в сетях напряжением выше 1кВ.. 89

5.1. Причины и виды замыканий в сетях электроснабжения. 89

5.2. Общие сведения о расчете токов короткого замыкания. 91

5.3. Методика расчета токов короткого замыкания в сетях выше 1000 В.. 94

Контрольные вопросы и задания

6. Автономные и возобновляемые источники энергии. 106

6.1. Традиционные источники энергии. 107

6.2. Нетрадиционные источники энергии. 110

6.3. Энергия солнца. 114

6.3.1. Классификация солнечных энергетических установок. 117

6.3.2. Термоэлектрические преобразователи. 117

6.3.3. Фотоэлектрические преобразователи. 119

6.3.4. Солнечные коллекторы.. 126

6.3.4. Концентрирующие гелиоприемники. 128

6.3.5. Паротурбинные СЭС.. 129

6.4. Энергия ветра. 131

6.4.1. Классификация ветроустановок по принципу работы. 132

6.4.2. Основы теории расчета ветроэнергетических установок. 133

6.4.4. Производство электроэнергии с помощью ветроэнергетических установок 136

6.5. Геотермальные источники. 138

6.6. Биотопливо. 141

Контрольные вопросы и задания

7. Сети потребителей на напряжении ниже 1кВ.. 148

7.1 Категории надежности электроприемников, режимы их работы.. 149

7.2. Условия присоединения к системе. 153

7.3. Типы систем заземления. 173

7.4. Расчет нагрузок промпредприятий. 181

7.5. Расчет нагрузок общественных зданий. 188

Контрольные вопросы и задания

8. Конструктивные решения элементов системы электроснабжения потребителей 197

8.1. Оборудование подстанций 6 ̶ 10/0,4 кВ.. 199

8.2. Линии электропередач. 204

8.3. Коммутационно-защитные аппараты.. 222

8.4. Схемы электрических сетей. 234

Контрольные вопросы.. 248 и задания

9. Особенности проектирования осветительных и троллейных сетей. 249

9.1. Троллейные сети. 249

Определяем эффективное число электродвигателей. 253

9.2. Проектирование осветительных сетей. 255

Контрольные вопросы и задания

10. Компенсация реактивной нагрузки. 272

10.1. Виды методов компенсации реактивной мощности. 274

10.2 Потребители реактивной мощности и средства компенсации. 275

10.3. Средства компенсации реактивной мощности. 277

Контрольные вопросы и задания

11. Специфика расчета токов кз в сетях на напряжение ниже1 кВ.. 282

11.1 Сопротивления элементов цепи кз. 285

11.2 Расчет токов трехфазного кз. 289

11.3. Расчет параметров электродвигателей. 296

11.4. Расчет параметров комплексных нагрузок. 302

11.5. Расчет токов однофазных коротких замыканий. 309

Контрольные вопросы и задания

12. Проектирование систем электроснабжения. 319

12.1. Требования к встроенным и пристроенным трансформаторным подстанциям 319

12.2. Вводно-распределительные устройства, главные распределительные щиты, распределительные щиты, пункты и щитки. 322

12.3 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры. 325

12.4. Выбор сечений проводников. 336

Контрольные вопросы и задания

13. Качество электрической энергии. 353

13.1. Параметры качества по ГОСТ. 354

13.1.1. Отклонение частоты.. 357

13.1.2. Медленные изменения напряжения. 357

13.1.3. Колебания напряжения и фликер. 359

13.1.4 Несинусоидальность напряжения. 359

13.1.5. Несимметрия напряжений в трехфазных системах. 361

13.1.6. Случайные события. 362

13.2. Влияние качества электроэнергии на работу электроприемников. 363

13.2.1. Влияние отклонения частоты в энергосистеме на работу электроприемников 363

13.2.2. Влияние отклонения напряжения на работу электроприемников. 364

13.2.3. Влияние колебаний напряжения на работу электроприемников. 365

13.2.4. Влияние несимметрии напряжения на работу электроприемников 366

13.2.5. Влияние несинусоидальности напряжения на работу электроприемников 367

13.3. Средства поддержания качества ЭЭ 368

Контрольные вопросы и задания

14. Системы бесперебойного и гарантированного электроснабжения. 377

14.1. Источники бесперебойного питания. 377

14.1.1. Динамические ИБП.. 377

14.1.2. Статические ИБП.. 383

14.1.3. Гибридные ИБП.. 392

14.1.4. Разновидности аккумуляторных батарей. 394

14.1.5. Выбор ИБП.. 396

14.1.6. Функционирование источников бесперебойного питания при внешнем коротком замыкании или перегрузке. 398

14.2. Системы бесперебойного электроснабжения. 401

14.2.1. Централизованная система бесперебойного электроснабжения. 402

14.2.2. Распределенная система бесперебойного электроснабжения. 403

14.2.3. Комбинированная система бесперебойного электроснабжения. 405

14.3. Системы гарантированного электроснабжения. 407

14.3.1. Дизель-генераторные установки. 408

14.3.2. Газопоршневые установки. 410

14.3.3. Системы электроснабжения на основе топливных элементов. 412

Контрольные вопросы и задания

Список литературы. 415

ПРИЛОЖЕНИЯ. 418

Приложение к главе 2. 418

Приложение к главе 3. 419

Приложение к главе 4. 425

Приложение к главе 5. 428

Приложение к главе 7. 432

Приложение к главе 8. 447

Приложение к главе 9. 449

Приложение к главе 10. 451

Приложение к главе 11. 454

Приложение к главе 12

Приложение к главе 13. 478

СПИСОК ТЕРМИНОВ И СОКРАЩЕНИЙ

В соответствии с ГОСТ 19431-84 в электроснабжении существует следующая терминология:

График нагрузки энергоустановок – кривая изменения во времени нагрузки потребителя энергии.

Группа электроприемников – совокупность электроприемников, характеризующаяся одинаковыми требованиями к надежности электроснабжения, например, электроприемники операционных, родильных отделений и др. В отдельных случаях в качестве группы электроприемников могут рассматриваться потребители в целом, например, водопроводная насосная станция, здание и др.

Потребитель электрической энергии – предприятие, организация, территориально обособленный цех, строительная площадка, квартира, у которых приемники электроэнергии присоединены к электрической сети и используют электроэнергию. В более современной трактовке под потребителем электроэнергии понимают юридическое или физическое лицо, осуществляющее использование и оплату электроэнергии.

Приемник электроэнергии (электроприемник) – устройство, в котором происходит преобразование электрической энергии в другой вид энергии для ее использования.

Режим работы энергоустановки – характеристика энергетического процесса, протекающего в энергоустановке и определяемого значениями изменяющихся во времени основных параметров этого процесса.

Система энергоснабжения (электроснабжения) – совокупность взаимосвязанных энергоустановок, осуществляющих энергоснабжение (электроснабжение) района, города, предприятия.

Структура электроснабжения – долевое распределение суммарного электропотребления по типам потребителей.

Электроснабжение (энергоснабжение) – обеспечение потребителей энергией (электроэнергией).

Электроустановка – энерогоустановка, предназначенная для производства или преобразования, передачи, распределения или потребления энергии.

Энергетический баланс – количественная характеристика производства, потребления и потерь энергии или мощности за установленный интервал времени для определенной отрасли хозяйства, зоны энергоснабжения, предприятия, установки.

РП – распределительная подстанция

РУ – распределительное устройство

ТП – трансформаторная подстанция

ГПП – главная понизительная подстанция

ПГВ – подстанция глубого ввода

ТЭЦ – тепловая электроснатция

АПВ – автоматическое повторное включение

КЗ – короткое замыкание

ВВЕДЕНИЕ

Вопросами обеспечения потребителей необходимой им электрической энергией занимается предмет «Электроснабжение». Система электроснабжения объекта должна удовлетворять требованиям экономичности и надежности, безопасности и удобства эксплуатации, возможности индустриального выполнения строительно-монтажных работ. Не допустимы перерывы в электроснабжении, которые могут нанести ущерб, привести к авариям, связанным с человеческими жертвами и выходом из строя дорогостоящего оборудования. Система электроснабжения должна быть гибкой, допускать рост мощности предприятий при изменении производственных условий.

Основной задачей, решаемой при проектировании системы электроснабжения, считается оптимизация параметров схемы при обеспечении бесперебойности электроснабжения за счет правильного выбора напряжений, определения электрических нагрузок, рационального выбора числа и мощности трансформаторов, конструкций промышленных сетей, средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения. В настоящей работе авторами на основании анализа нормативно-технической документации, а также опыта проектирования предлагаются рекомендации по проектированию электроустановок промышленных, административных и общественных зданий. Нормативно-технической базой проектирования электроснабжения являются Правила устройств электроустановок (ПУЭ), различные нормы и правила (СНиПы, ГОСТы, СП, СН и др.), в которых регламентированы отдельные разделы, относящиеся к электроустановкам административных и общественных зданий. Это большой объем материала и в практических условиях как при обучении студентов, так и при проектировании пользование всей нормативно-технической базой затруднено. В учебнике предлагаются способы принятия решений на разных ступенях системы электроснабжения указанных объектов, приведены примеры решения отдельных задач. Также большое внимание уделено электротехническому оборудованию систем электроснабжения.

Книга предназначена студентам электротехнических специальностей, изучающих вопросы электроснабжения.

1. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
НА НАПРЯЖЕНИИ ВЫШЕ 1КВ

Система электроснабжения предприятий, состоящая из сетей до 1 кВ и выше, трансформаторных и преобразовательных подстанций, служит для обеспечения потребителей электрической энергией в необходимом количестве и соответствующего качества. Система электроснабжения предприятия является подсистемой технологической системы производства предприятия. В электроснабжении различают системы внешнего и внутреннего электроснабжения, которое в свою очередь можно поделить на внутризаводское и внутрицеховое. Как правило, внешнее и внутризаводское электроснабжение осуществляется на напряжении выше 1000В.

1.1. Схемы подключения предприятий к энергосистеме

На рисунке 1.1 в упрощенном виде изображена типовая иерархическая структура электроснабжения крупного промышленного предприятия, являющегося потребителем электроэнергии.

Теоретически и практически следует различать следующие уровни (ступени) системы электроснабжения:

- первый уровень (1УР) – отдельный электроприемник – аппарат, механизм, установка, агрегат (станок) с многодвигательным приводом или другой группой электроприемников, связанных технологически или территориально и образующих единое изделие с определенной (документально обозначенной заводом-изготовителем) паспортной мощностью; питание по одной линии (отдельным приемником электрической энергии может быть трансформатор, преобразователь, преобразующие электроэнергию в электроэнергию же, но с другими параметрами по напряжению, роду тока, частоте, и питающие, обычно блочно, специфические электроприемники или их группы);

- второй уровень (2УР) – щиты распределительные и распределительные пункты напряжением до 1 кВ переменного и до 1,5 кВ постоянного тока, щиты управления и щиты станций управления, шкафы силовые, вводно-распределительные устройства, установки ячейкового типа, шинные выводы, сборки, магистрали;

- третий уровень (3УР) – щит низкого напряжения трансформаторной подстанции 10(6)/0,4 кВ или сам трансформатор (при рассмотрении следующего уровня – загрузка трансформатора с учетом потерь в нем);

- четвертый уровень (4УР) 10(6) кВ (при рассмотрении следующего уровня – загрузка РП в целом);

- пятый уровень (5УР) – шины главной понизительной подстанции (ГПП), подстанции глубокого ввода (ПГВ), опорной подстанции района;

- шестой уровень (6УР) – граница раздела предприятия и энергоснабжающей организации (заявляемый (договорной), присоединяемый, лимитируемый, контролируемый и отчетный уровень).

На схеме представлен шестой уровень 6УР системы электроснабжения – условная граница между предприятием и энергосистемой, соответствующая точке передачи электроэнергии предприятию. Конструктивно передача ЭЭ может осуществляться:

- по воздушной линии электропередачи Л-1 от подстанции энергосистемы или РУ 110 кВ ТЭЦ энергосистемы;

- от автотрансформатора АТ районной подстанции;

- от трансформатора Т-1, установленного на подстанции энергосистемы, обеспечивающей питание одного или нескольких предприятий, которая находится в непосредственной близости, а иногда и на территории предприятия;

- по линии Л-2 от одной из РУ 10(6) кВ или от ТЭЦ энергосистемы на генераторном напряжении, в этом случае 6УР может проходить по шинам 10(6) кВ.

Ниже 6 уровня системы электроснабжения располагается зона ответственности электриков, которая охватывает участок от границы раздела предприятия — энергосистема до трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ, включая ГПП, распределительные пункты (РП). Электрические сети на уровне 0,4 кВ являются многочисленными и разветвленными, их параметры определяются характеристиками подключенных электроприемников.

Рис. 1.1. Шесть уровней системы электроснабжения

На схеме (1УР) условно изображены осветительная нагрузка, выпрямительное устройство, двигатель и нагревательное устройство. Данный участок (от ТП до отдельного электроприемника) в рамках предприятия и проектных организаций обозначается как силовое электрооборудование, а сети (Л14—Л16 и другие) — как цеховые.

Число вводов, через которые предприятие подключается к энергосистеме, варьируется от двух и более при питании от генераторов на напряжении, аналогичном Л-2, а также на высоком напряжении 110 и 220 кВ, аналогичном Л-1 и АТ.

Предприятия присоединяются к энергосистеме следующими способами:

1) через открытые (ОРУ) или закрытые распределительные устройства (ЗРУ) на уровне 10 кВ, включая подключение посредством глухого ввода через кабельную линию;

2) через распределительные подстанции (РП) на уровне 10 кВ, обеспечивающих питание специальных потребителей (например, печная ПС Т-3), а также ГПП (например, с трансформаторами с расщепленной обмоткой Т-4;

3) через главные распределительные устройства (ГРУ) на уровне 10(6) кВ собственных теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) с трансформаторами связи Т-5;

4) через распределительные подстанции на уровне 10(6) кВ предприятий.

Заводские подстанции 110/10 кВ (с возможностью трансформации на 6 кВ) имеют различные наименования, такие как главные понизительные или преобразовательные подстанции, подстанции глубокого ввода и опорные подстанции (ОП).

Стандартная схема распределительной подстанции на 10 кВ состоит из двух секций (РП-1). Схема с одной секцией (РП-2) используется редко и предназначена для незначительных потребителей или для нескольких электроприемников одной технологической линии. От распределительной подстанции питаются высоковольтные электродвигатели по линии Л-13 и трансформаторы 10/0,4 кВ, чаще всего КТП.

На участке схемы от границы предприятия-энергосистема до трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ (включая ГПП, РП и сети) располагаются подстанции глубоких вводов, воздушные линии электропередачи всех уровней напряжения, межцеховые кабельные сети, установки и сети наружного освещения территории завода, а также внецеховые распределительные трансформаторные и преобразовательные подстанции.

Магистральные сооружения представляют собой блоки, каналы, туннели, по которым проходят сети от ГПП к РП и ТП различных цехов. Электроустановки и сети напряжением 0.4 кВ отличаются не только большим количеством и разветвленностью. Способ их подключения зависит от типа электроприемников (освещение, выпрямительные устройства, двигатели, нагревательные установки) и может изменяться со временем в связи с заменой по технологическим или экологическим требованиям, увеличением потребляемой мощности, оптимизацией режимов и т.д.

1.2. Схемы подстанций промышленных предприятий

Важным звеном в системе электроснабжения любого производственного предприятия является ГПП. Размещение ГПП определяется генеральным планом предприятия, который, в свою очередь, формируется в соответствии с требованиями технологического процесса производства.

Схема ГПП определяется схемой подключения подстанции к основной электрической сети и должна обеспечивать:

- надежное электроснабжение потребителей;

- перспективу развития;

- возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных участках без массового отключения потребителей.

На ГПП обычно устанавливаются стандартные двухобмоточные трансформаторы или трансформаторы с расщепленными вторичными обмотками.

В зависимости от схемы подключения к сети высокого напряжения, ГПП подразделяются на ответвительные, проходные или тупиковые.

С точки зрения защиты силовых трансформаторов в ГПП используются два подхода: с установкой выключателей на стороне высокого напряжения и без них, но с использованием простых аппаратов или «глухих» присоединений. Подстанции без выключателей на стороне высокого напряжения обозначаются как подстанции с упрощенными схемами.

При проектировании схем подстанций приоритетным является их максимальное упрощение и минимизация числа установленных коммутационных устройств, что позволяет съэкономить средства при обеспечении надежности. При выборе схем подстанций важное значение играют правильный выбор и установка коммутационных устройств с учетом назначения, мощности и требований надежности подстанции, характеристик короткого замыкания.

На стороне низкого напряжения ГПП (6–10 кВ) обычно используется схема с одиночной секционированной системой шин. Трансформаторы подключаются к секциям через вводные выключатели, а секционный выключатель в нормальном режиме работы остается отключенным с целью снизить токи короткого замыкания.

В зависимости от типа защитных аппаратов силового трансформатора подстанции по упрощенным схемам делятся на три типа: с отделителями и короткозамыкателями, с короткозамыкателями, и без коммутационных аппаратов на стороне высокого напряжения.

Отделители – это коммутационные устройства, предназначенные для автоматического создания разрыва обесточенно цепи.

Короткозамыкатели используются для создания искусственного короткого замыкания в случае внутренних повреждений силовых трансформаторов, с целью создания условий срабатывания выключателя на питающем конце линии. Короткозамыкатели могут быть установлены в однополюсном, двухполюсном и, реже, в трехполюсном исполнении.

В сетях 110–220 кВ с глухозаземленной нейтралью допускается установка короткозамыкателя лишь в одной фазе, поскольку любое замыкание в этих сетях считается коротким. В сетях 35 кВ с изолированной нейтралью необходимо устанавливать короткозамыкатели как минимум в двух фазах, так как однофазное замыкание на землю в таких сетях не считается коротким.

Подстанции по упрощенным схемам, широко используются для обеспечения электроснабжения объектов различного назначения. При этом схема коммутации на первичном напряжении 35–220 кВ определяется в зависимости от мощности, назначения, схемы питания и расстояния до источника питания.

На рисунках 1.2, а и б изображены схемы тупиковых подстанций, выполненных по схеме блока «радиальная линия – трансформатор». Отказ от установки отделителей существенно упрощает схемы и обуславливается тем, что возможные повреждения трансформаторов не отражаются на работе других подстанций.

При радиальном подключении, когда каждый трансформатор соединен с отдельной линией, эти схемы применимы для трансформаторов произвольной мощности.

На рисунке 1.2, а изображена конфигурация подстанции, где нет коммутационных устройств на стороне высокого напряжения. В случае возникновения неисправности в трансформаторе, импульс от срабатывания защиты передается на главный выключатель, расположенный в начале питающей линии.

Для обеспечения защиты трансформаторов в подстанции, изображенной на рис. 1.2, б, используются короткозамыкатели. При возникновении неисправности в трансформаторе короткозамыкатель активируется благодаря встроенной защите от внутренних повреждений в трансформаторе, на которую не распространяется защита питающей линии.

Искусственное КЗ на линии, создаваемое короткозамыкателем, приводит к срабатыванию защиты линии и отключению выключателя в начале линии. Таким образом, производится отключение от электросети поврежденного трансформатора.

Рис. 1.2. Варианты выполнения схем коммутации на первичном напряжении подстанций, выполненных по упрощенным схемам

В данном случае головной выключатель обеспечивает защиту как линии, так и трансформатора. Установленное АПВ (автоматическое повторное включение) срабатывает при повреждениях как в линии, так и в трансформаторе. При неуспешном АПВ выключатель, установленный у источника питания, отключается повторно. После этого коммутации схемы на стороне высокого напряжения завершаются, и линия остается отключенной до устранения повреждения в трансформаторе.

На рисунке 1.2, в показана схема той же подстанции, что и на рис. 1.2, б, но с неавтоматической перемычкой на стороне высокого напряжения, позволяющей подключать трансформаторы подстанции к любой линии. В этой перемычке установлены два разъединителя, которые обеспечивают последовательный ремонт без полного отключения подстанции.

Схемы подстанций, присоединяемых к линиям ответвлениями, более сложны и требуют наличия отделителей в дополнение к короткозамыкателям. На головном выключателе питающей линии также должно быть установлено АПВ.

Несколько ответвительных подстанций могут быть подключены к питающим линиям в зависимости от структуры сети. При этом количество подключений определяется главным образом, мощностью трансформаторов подстанций. Схема ответвительной подстанции представлена на рис. 1.2, г. При отключении поврежденного трансформатора по стороне высокого напряжения происходит следующая последовательность действий: срабатывает короткозамыкатель под действием защиты трансформатора, на возникшее КЗ реагирует защита линии на головном выключателе, и выключатель отключается. Затем в бестоковую паузу автоматически отключается отделитель поврежденного трансформатора, после чего срабатывает АПВ и головной выключатель включается, восстанавливая питание линии. Для предотвращения отключения отделителя при прохождении тока нагрузки или повреждения трансформатора в цепь короткозамыкателя подключается трансформатор тока (ТА1, ТА2), содержащий блокировочное реле отделителя.

Следовательно, отключение отделителя произойдет лишь после выключения установленного у источника питания выключателя. При длительном времени отключения отделителей предусматрвается двукратное АПВ. Первый цикл с минимальной выдержкой времени обеспечивает быстрое устранение наиболее распространенных неустойчивых (самоустраняющихся) повреждений на линиях. В это время функция отделителя блокируется, и его отключение происходит только в ходе второго, более продолжительного цикла АПВ.

При питании предприятия с помощью двухцепных линий для повышения надежности электроснабжения целесообразно подключать трансформаторы двухтрансформаторных ГПП к разным цепям. На ответвительных подстанциях короткозамыкатели трансформаторов устанавливаются на разных фазах, что позволяет быстрее обнаружить неисправности в трансформаторах. При этом следует избегать установки короткозамыкателей и разрядников в области действия дифференциальной защиты трансформаторов подстанций по упрощенным схемам. Отделители, помимо функции аварийного отключения, используются также для оперативных переключений и предназначены для коммутации холостого хода трансформатора.

Похожие схемы с ручным управлением перемычками между ответвлениями к трансформаторам показаны на рис. 1.2, д и 1.2, е. Использование перемычек может быть оправданным при отсутствии загрязнений среды и значительном количестве подстанций, подключенных к одной линии 110–220 кВ, а также при частых переключениях режимов. Перемычки могут размещаться как со стороны питающих линий (см. рис. 1.2, д), так и на стороне силовых трансформаторов (см. рис. 1.2, е). Перемычка содержит два разъединителя для обеспечения возможности их поочередного обслуживания или ремонта.

Подключение трансформаторов подстанции к любой из линий обеспечивается в схеме на рис. 1.2, е. Когда оба трансформатора питаются от одной линии, защита осуществляется одним короткозамыкателем и отделителем. Это означает, что при повреждении любого из трансформаторов вся подстанция будет выведена из работы. К недостаткам этой схемы: относится также и то, что при обслуживании трансформатора Т1 трансформатор Т2 не сможет быть подключен к линии W1. Таким образом, при отключении линии W1 и необходимости оставить в работе только один из трансформаторов, включение Т1 будет невозможно, и единственным вариантом будет использование трансформатора Т2.

Мощность трансформаторов на подстанциях с упрощенными схемами, оснащенных отделителями и короткозамыкателями, должна соответствовать коммутационной способности разъединителей и отделителей для отключения тока холостого хода, т.е. не превышать 60 МВА.

В случае открытого исполнения подстанции распределительное оборудование низкого напряжения размещается в наружных шкафах или в закрытых помещениях. При использовании закрытых распредустройств подразумевается, что все оборудование находится в закрытом помещении, за исключением трансформаторов, которые могут быть установлены на открытой площадке.

Типовые схемы ГПП (ПГВ) с силовыми выключателями, показанные на рис. 1.3, применяются при следующих особенностях потребителей электроэнергии:

– при возможном самозапуске электродвигателей, подключенных к секциям распределительного устройства напряжением 6–10 кВ, когда использование выключателей позволяет сократить время действия АВР по сравнению со схемами с отделителями (рис. 1.2);

– при избыточном усложнении защиты, построенной с использованием отделителей;

– при наличии сборных шин 110–220 кВ предусмотренных на ГПП в соответствии с развитием предприятия;

– при подключении трансформаторов подстанции в рассечку транзитных линий или линий с двусторонним питанием;

– при невозможности применения короткозамыкателей по техническим причинам и высокой стоимости устройств передачи сигнала отключения.

Рис. 1.3. Варианты выполнения схем подстанций с выключателями на вводах высшего напряжения 110–220 кВ

Наиболее простая схема с установленными только на вводах трансформаторов выключателями изображена на рис. 1.3, а. При необходимости для обеспечения оперативных переключений в блочной схеме может использоваться перемычка с выключателем или «мостик». На рисунке 1.3, б показан вариант с устройством перемычки между линейными выключателями и трансформаторами. Этот вариант применяется при равномерной нагрузке трансформаторов, не требуются частые переключения.

На схеме рис. 1.3, в перемычка размещается между линейными выключателями и линиями питания. Такое решение оправдано в случае неравномерной дневной нагрузки, когда необходимы частые коммутации трансформатора.

При выборе данной схемы также следует учитывать частоту срабатывания выключателей при повреждениях трансформаторов и линий. Например, при повреждениях трансформатора на иллюстрации 1.3, б отключение проводится двумя выключателями, в то время как на иллюстрации 1.3, в – только одним. Аналогичная ситуация наблюдается при отключении повреждений на линиях.

Для упрощения переключений во время проверок и ремонтов трансформаторов или линий без временного отключения смежных элементов в схемах «мостика» могут добавляться дополнительные ремонтные перемычки с двумя последовательно соединенными разъединителями. На рис. 1.3, б и 1.3, в эти перемычки обозначены пунктиром.

Таким образом обеспечивается непрерывность передачи энергии по линии во время ремонта выключателей на подстанции. Наличие двух разъединителей позволяет проводить последовательную проверку или ремонт одного из них без нарушения работы «мостиков» трансформаторов или линий.

Схемы присоединения трансформаторов мощностью 10 МВА и выше к секциям сборных шин распределительных устройств вторичного напряжения практически не зависят от схем подстанций 5УР со стороны высокого напряжения. Количество секций, уровень напряжения и число отходящих линий в значительной мере определяются требованиями потребителей, включая различные варианты электроснабжения на напряжении, отличном от типового10 кВ.

Выбор схемы подключения выполняется в зависимости от:

- мощности подстанции, которая определяет число выводов и секций шин 6–10 кВ;

- наличия и мощности крупных потребителей (таких как электропечи, компрессоры и др.);

- мощности КЗ на стороне 6–10 кВ, от которой зависит необходимость установки реакторов;

- характера нагрузок, влияющего на подпитку места КЗ и число секций на стороне 6–10(35) кВ.

Схемы, представленные на рис. 1.3, разработаны для мощности короткого замыкания от системы до 5000 МВА в сети 110 кВ и до 10 000 МВА в сети 220 кВ при раздельной работе сборных шин.

При выборе схемы рекомендуется учитывать несколько общих принципов. Присоединение одной секции сборных шин к обмотке трансформатора или к параллельно соединенным ветвям трансформатора с расщепленной обмоткой 6–10 кВ без реактирования отходящих линий осуществляется с помощью высоковольтных выключателей с одинаковым номинальным током отключения всех выключателей РУ. Рекомендуется применять выключатели с предельным током отключения, равным 20 или 31,5(40) кА, что должно соответствовать минимуму предельного тока термической стойкости и действующему значению периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ. Использование выключателей с током отключения 31.5 (40) кА и выше вместо 20 кА, на стороне НН трансформаторов с расщепленными обмотками или в схемах с реакторами, должно быть экономически или технически обосновано.

Подключение сборных шин (двух секций) к трансформатору с расщепленной обмоткой 6–10 кВ без реактирования отходящих линий должно осуществляться таким образом, чтобы каждая секция была связана с отдельной ветвью обмотки трансформатора на стороне 6–10 кВ. Данная схема предоставляет значительное преимущество, так как существенно снижает негативное воздействие нагрузок одной ветви на качество напряжения питания другой ветви, особенно при резких колебаниях нагрузки, которые могут вызывать колебания напряжения и фликер на шинах подстанции, или при нелинейных нагрузках, искажающих форму напряжения. Тем не менее использование этой схемы нецелесообразно в случаях подключения мощной нагрузки, сопоставимой с номинальной мощностью одной ветви обмотки трансформатора, поскольку в таких ситуациях возникают трудности с равномерным распределением нагрузок между секциями сборных шин подстанции и обеспечением необходимого резервирования.

При подключении одной секции сборных шин к обмотке или к параллельно соединенным ветвям трансформатора с расщепленной обмоткой 6–10 кВ, где используются реакторы для отходящих линий, необходимо применять вводные и межсекционные выключатели с номинальным током отключения свыше 31,5 (40) кА. На линиях, отходящих от сборных шин распределительных устройств, устанавливаются групповые реакторы, к каждому из которых может быть подключено от одной до четырех-пяти линий с номинальным током отключения выключателей 20 кА.

Количество линий, подключаемых к каждому групповому реактору, определяется расчетными токами линий и особенностями присоединяемых вторичных подстанций или отдельных токоприемников. В некоторых случаях реактированные линии соединяются со сборными шинами совместно с нереактированными линиями или токопроводами (через выключатели с соответствующим номинальным током отключения), для которых снижение мощности короткого замыкания нецелесообразно, например, в случае подключения крупного преобразовательного агрегата или для обеспечения самозапуска.

Схемы с групповыми реакторами используются для:

- снижения тока подпитки КЗ от синхронных и асинхронных электродвигателей;

- увеличения остаточного напряжения на сборных шинах в случае КЗ на отходящих линиях за реакторами;

- при наличии ЭП, негативно влияющих на качество электроэнергии в питающей их сети (например, вентильные преобразователи, сварочные аппараты и устройства с резкими изменениями нагрузки).

Факторами, ограничивающими использование данных схем являются:

- высокая стоимость электрооборудования для напряжений 6–10 кВ;

- постоянные потери в реакторах;

- увеличение размеров РУ 6–10 кВ;

- технические сложности при реализации релейной защиты, касающиеся обеспечения чувствительности и дальнего резервирования.

Схемы с реакторами на вводах 10(6) кВ от трансформаторов, способствующие уменьшению мощности КЗ, позволяют независимо от мощности трансформатора применять выключатели с относительно низким номинальным током отключения, равным 20 кА или 31,5(40) кА, в качестве вводных, секционных и линейных устройств.

Оптимальный уровень снижения мощности КЗ на шинах 6-10 кВ определяется с помощью технико-экономического анализа схемы подстанции и питающейся сети.

Негативным эффектом от использования реакторов на вводах является ухудшение пуска и и самозапуска мощных электродвигателей, а также усложнение настройки релейной защиты трансформаторов и крупных единичных электроприемников или линий питания вторичных подстанций. В случае наличия значительного числа электродвигателей с высокими пусковыми токами целесообразно избегать применения подобных схем.

Ниже приводятся общие рекомендации по использованию схем, представленных на рис. 1.4:

- схема а предназначена для двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов;

- схема б предназначена для трансформаторов с расщепленной вторичной обмоткой мощностью от 25 до 63 МВА и с вторичным напряжением 6–10 кВ;

Рис. 1.4. Схемы присоединения РУ к трансформаторам

- схемы в или д применяются для трансформаторов мощностью от 32 до 63 МВА с напряжением 6 кВ, когда необходимо реактивное включение на вводах 6 кВ (в случае, если мощность КЗ на стороне 6 кВ приблизительно равна или превышает разрывную мощность выключателей камер КРУ), а также для трансформаторов мощностью 63 МВА с напряжением 10 кВ (трансформаторы 110/10 кВ);

- схема г используется для трансформаторов мощностью 25 и 40 МВА вместо схемы б с целью уменьшения количества секций;

- схема и предназначена для трансформаторов мощностью 63 МВА 110/6, а также 160 МВА 220/10 кВ с расщепленными вторичными обмотками. Она отличается от схемы в большей пропускной способностью вторичной стороны благодаря использованию сдвоенных реакторов и включает в себя вдвое больше секций шин 6–10 кВ;

- схемы е, з и к предназначены для трехобмоточных трансформаторов, характеризующихся высокой пропускной способностью и уровнем ограничения мощности КЗ на стороне 6–10 кВ.

Для трансформаторов с мощностью вторичной обмотки 40 МВА при напряжении 10 кВ применяется схема е, а при 6 кВ — схема з. Для трансформаторов мощностью 63, 80 и 100 МВА используются схемы з и к соответственно (при высоком уровне напряжения короткого замыкания может быть также применена схема е).

При наличии на подстанции напряжений 10 кВ или 6 кВ выбираются схемы б, д, ж, з в зависимости от мощности вторичных обмоток (50% мощности трансформатора при расщепленных вторичных обмотках и 100% в трехобмоточных трансформаторах). Это влияет на выбор оборудования и шинопроводов с точки зрения пропускной способности и устойчивости к токам короткого замыкания.

В указанных схемах реакторы предусмотрены в случае значительной подпитки участков короткого замыкания от электродвигателей. В таких ситуациях более целесообразной может быть установка групповых реакторов на линиях электродвигателей, что приводит к снижению пропускной мощности реакторов на вводах трансформаторов (схема л) или даже к полной отмене необходимости в реакторах, что, в свою очередь, уменьшает падение напряжения при пусках и самозапусках электродвигателей.

1.3. Схемы распределительных сетей предприятий

От шин 5УР (рис. 1.4) ЭЭ передается радиальными линиями к распределительным подстанциям РП напряжением 6–10 кВ, крупным электроприемникам и трансформаторам ЗУР, расположенным поблизости. Схемы внутреннего электроснабжения ввиду большой разветвленности, большого количеста аппаратов должны характеризоваться дешевизной и надежностью, что обуславливает применение различных способов подключения, исходя из характеристик присоединяемых нагрузок.

Рис. 1.5. Схемы питания трансформаторов 3 УР:

радиальная (а) и магистральная (б)

Цеховые трансформаторные подстанции ЗУР могут быть подключены к распределительным подстанциям 4УР по радиальной, магистральной или комбинированной схеме (рис. 1.5). Радиальными являются такие схемы, в которых электрическая энергия от центра питания (электростанция предприятия, подстанция или распределительный пункт) передается прямо к цеховой подстанции, без ответвлений на пути для питания других потребителей. Такие схемы должны обладать большим количеством отключающей аппаратуры и иметь значительное число питающих линий, что обусловливает их использование для питания мощных потребителей

Магистральные схемы применяются в системе внутреннего электроснабжения предприятий в том случае, когда потребителей достаточно много и радиальные схемы питания явно нецелесообразны. Обычно магистральные схемы обеспечивают присоединение пяти-шести подстанций с общей мощностью потребителей не более 5000–6000 кВА. Эти схемы характеризуются пониженной надежностью питания, но дают возможность уменьшить число отключающих аппаратов высокого напряжения и более удачно скомпоновать потребителей для питания в группе по пять-шесть подстанций.

Цеховые трансформаторные подстанции, работающие на напряжении 6–10/(0,4–0,69) кВ, обычно не оснащены сборными шинами первичного напряжения, как в случае радиального, так и магистрального питания. При радиальном типе питания глухое подключение к линии 6–10 кВ (рис. 1.6, а) осуществляется от распределительной подстанции 4УР, где к глухим присоединениям также относится использование штепсельного кабельного разъема. Коммутационные устройства (разъединители или выключатели нагрузки в сочетании с предохранителями) перед цеховым трансформатором применяются в следующих ситуациях: если источник питания управляется другой эксплуатационной организацией (установка отключающего устройства обязательна для обеспечения защиты, например, в случае газовых или однофазных коротких замыканий); если подстанция находится на значительном расстоянии (более 3 км) от источника питания (по воздушной линии, на стороне низкого напряжения отключающее устройство не установлено). На стороне 6–10 кВ коммутационное устройство также устанавливается для обеспечения видимого разрыва при проведении осмотров и ремонтных работ.

На старых подстанциях часто используется подключение трансформатора через высоковольтный предохранитель. Подключение через разъединитель с плавкими предохранителями представляет собой наиболее экономичный способ защиты трансформатора ЗУР по сравнению с отдельным выключателем на подстанции 4УР. Данная схема актуальна в нескольких случаях: если ток нагрузки трансформатора отключается устройствами НН; если разъединитель ВН способен отключать ток холостого хода трансформатора; если имеется возможность выбора подходящих плавких предохранителей по номинальному току трансформатора с необходимой отключающей способностью для токов короткого замыкания; если включение и отключение трансформатора происходит относительно редко (например, не более нескольких раз в месяц); если не требуется дистанционное управление или телеуправление подстанцией, и если у трансформатора отсутствуют защитные устройства, нуждающиеся в выключателе в цепи ВН. В случаях, когда требуется отключение тока нагрузки со стороны ВН, вместо разъединителя используется выключатель нагрузки. Это позволяет применять данную схему для ежедневных, коммутаций в цепи трансформатора и при настройке сложных защит со стороны ВН трансформатора.

Рис. 1.6. Схемы включения трансформаторов КТП в электрическую сеть

При магистральном питании на вводе трансформатора устанавливаются следующие элементы: если номинальная мощность S ≥ 630 кВА, необходимо установить предохранитель и выключатель нагрузки (см. рис. 1.6, б); если S ≤ 400 кВА – разъединитель и предохранитель (см. рис. 1.6, в). Для трансформаторов мощностью от 25 до 100 кВА допускается установка только одного разъединителя.

В случае магистральной схемы распределения электроэнергии с напряжением 6-10 кВ установка отключающего аппарата не является обязательной при следующих условиях:

1) если магистраль выполнена в виде воздушной линии и существует достаточная чувствительность защиты на головном участке к повреждениям трансформатора;

2) если обеспечено необходимое резервирование электроприемников (например, использование схемы двойной магистрали и резервирования на стороне низкого напряжения трансформаторной подстанции);

3) если на двухтрансформаторной подстанции мощность одного трансформатора достаточна для питания объектов 1 и 2 категории, и установлено отключающее оборудование на стороне низшего напряжения трансформатора;

4) если секции шин трансформаторной подстанции оснащены устройствами автоматического ввода резерва (АВР).

При магистральном присоединении на вводе к цеховому трансформатору устанавливаются выключатель нагрузки с предохранителем или разъединитель с предохранителем. Это обеспечивает возможность селективного отключения цеховой ТП в случае повреждения или ненормального функционирования трансформатора. Глухое подключение трансформаторов в магистральной схеме используется крайне редко, поскольку в таких случаях повреждение трансформатора может привести к отключению всей магистрали с помощью выключателя головного участка (высоковольтного выключателя подстанции 4УР), что в свою очередь вызывает потерю питания для всех цеховых ТП, подключенных к данной магистрали. Рекомендуется избегать подключения к одной магистрали более трех трансформаторов мощностью 1000 кВА, за исключением специализированных схем, где, например, необходимо увеличить токи короткого замыкания на стороне 0,4 кВ. В магистральных кольцевых схемах и для силовых трансформаторов небольшой мощности (10–400 кВА) данное ограничение не применяется.

Контрольные вопросы и задания

1. Дайте краткую характеристику уровней системы электроснабжения предприятия.

2. Опишите способы присоединения предприятий к энергосистеме.

3. Назовите основные схемы ГПП в зависимости от типов коммутационных защитных аппаратов на стороне высокого напряжения.

4. Опишите типовые схемы тупиковых подстанций.

5. Опишите типовые схемы ответвительных подстанций.

6. В каких случаях на стороне высокого напряжения ГПП устанавливаются высоковольтные выключатели?

7. Перечислите основные принципы, которыми необходимо руководствоваться при выборе схемы подключения ГПП к энергосистеме.

8. Назовите достоинства и недостатки использования реакторов на вторичной стороне трансформаторов ГПП.

9. Опишите основные типы схем ГПП с реактированием.

10. Охарактеризуйте основные типы распределительных сетей предприятия.

11. В каких случаях допускается не устанавливать отключающий аппарат на магистральной линии?

12. Перечислите варианты схем коммутационных аппаратов магистральных линий.

К оглавлению

2. ОСНОВНОЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ПОДСТАНЦИЙ

Требования к источникам питания определяются площадью объекта и величиной потребляемой мощности. Объекты электроснабжения можно классифицировать по мощности следующим образом:

· крупные объекты – установленная мощность 75 – 100 МВт и более;

· средние объекты – установленная мощность 57.5 – 75 МВт;

· небольшие объекты – установленная мощность, до 5 МВт.

Для уменьшения количества промежуточных звеньев и ступеней трансформации и коммутации источники питания объектов электроэнергией рекомендуется размещать ближе к потребителям. Это обеспечивается посредством использования схем «глубоких вводов», повышенных напряжений в питающих и распределительных сетях, а также разукрупнения подстанций. Основными поставщиками электроэнергии для промышленных и непромышленных объектов являются сетевые компании. Крупные предприятия, например, в химической промышленности, могут иметь собственные источники питания.

Электроснабжение объектов обеспечивается с помощью ГПП или распределительных пунктов (ЦРП, РП). Обычно к ГПП от источника питания прокладывается не менее двух линий связи, а на самой ГПП устанавливают два трансформатора. На объекте, в зависимости от потребляемой мощности и распределения нагрузок по территории, может быть установлен один или несколько источников питания. Распределение нагрузки между источниками зависит от их мощности, удаленности, экономической эффективности и сезонности работы предприятия. Схемы с одним источником электроснабжения применяются в основном на небольших и средних объектах без особых требований к непрерывности питания и при компактном размещении нагрузок. При наличии потребителей электроэнергии, для которых надежность электроснабжения критична, необходимо разделение шин приемного пункта и подача питания каждой секции по отдельной линии.

Схемы с несколькими приемными пунктами электроэнергии используются:

– при наличии специальных требований к непрерывности питания или при доминировании нагрузок I категории;

– если на объекте существуют две или более относительно мощные и изолированные группы потребителей;

– при расширении предприятия, когда для электроснабжения нагрузок второй очереди требует наличия дополнительного приемного пункта;

– в остальных случаях, когда применение нескольких приемных пунктов оправдано с экономической точки зрения, например, когда эти пункты одновременно выполняют функции распределительного пункта, что снижает стоимость системы электроснабжения.

Выбор типа приемного пункта зависит от мощности и напряжения питания.

На предприятии высокой мощности при значительном удалении источника питания, когда подаваемое напряжение выше уровня напряжения в сети, электроэнергия поступает на ГПП, где происходит понижение напряжения до уровня 6 или 10 кВ для сети. Если источник питания находится поблизости от предприятия и его напряжение совпадает с напряжением сети, то энергия принимается непосредственно на распределительных пунктах (РП), их количество определяется объемом и местоположением основных нагрузок объекта.

На небольших предприятиях прием энергии осуществляется через одну из трансформаторных подстанций (6–10/0,4 кВ), которые могут выступать в качестве РП.

Все точки приема энергии должны иметь между собой связь на различных уровнях напряжения, выполненную с помощью кабельных или воздушных линий или проводов.

2.1. Силовые трансформаторы

Силовые трехфазные трансформаторы и автотрансформаторы являются основными компонентами подстанций. Подстанции электрической сети можно подразделить на потребительские и системные. Потребительские подстанции оснащены двухобмоточными, двухобмоточными с расщепленными обмотками низкого напряжения или трехобмоточными трансформаторами, служащими для понижения напряжения. Системные подстанции, имеющие напряжение 110 кВ и выше, обычно оснащены автотрансформаторами и используются для соединения сетей различных уровней напряжения.

На промышленных предприятиях с мощностью более 8–10 МВт в качестве источника энергии применяются ГПП или ПГВ, которые относятся к потребительским подстанциям. На этих подстанциях обычно устанавливаются трехфазные двухобмоточные трансформаторы.

Номинальная мощность трехфазного трансформатора определяется как

. (2.1)

Заявленный производителем срок службы трансформатора обеспечивается при соблюдении условий соответствия мощности нагрузки, сетевого напряжения и температуры охлаждающей среды номинальным характеристикам трансформатора.

К типовым схемам соединения обмоток силовых трансформаторов и автотрансформаторов относятся звезда (Y), звезда с заземленной нейтралью (Y-о) и треугольник (Д). Группа соединений определяется фазовым углом между напряжениями обмоток с высшим и низшим напряжениями.

Трансформаторы могут быть повышающими или понижающими, иметь различную конструкцию, взаимное расположение обмоток (для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов) и номинальное напряжение. Важным параметром трансформатора является его напряжение короткого замыкания (КЗ), которое характеризует рассеиваемую мощность трансформатора и, следовательно, его индуктивное сопротивление. Напряжение КЗ, соответствующее напряжению первичной обмотки трансформатора, при котором во вторичной протекает номинальный ток, выражается в процентах относительно номинального напряжения трансформатора и характеризуется активной u_a и реактивной u_p составляющими:

(2.2)

Поскольку реактивное сопротивление трансформатора значительно превышает активное, то можно приближенно записать:

Напряжение КЗ изменяется в широком диапазоне и зависит от мощности и напряжения трансформаторов. Устройства малой мощности (10–35кВ) имеют напряжение КЗ от 4,5 до 5,5%, в то время как у трансформаторов большей мощности (220-750 кВ) это значение составляет от 12 до 14%.

Ток холостого хода (ХХ) также является важным параметром трансформатора, количественно описывающим необходимый для намагничивания уровень реактивной мощности и, соответственно, позволяющей оценить эффективность его работы. Ток ХХ, представляющий собой ток, протекающий в первичной обмотке трансформатора при разомкнутой вторичной и при питании номинальным напряжением, выражается в процентах относительно номинального тока трансформатора. Для устройств напряжением 10–35кВ этот показатель колеблется от 2 до 2,5%, а для трансформаторов 220–500кВ – от 0,5 до 0,3%.

Кроме того, значимыми являются показатели экономичности работы трансформатора. КПД трансформатора зависит от нагрузки, и его экономичность обычно оценивается постоянными потерями (потери в стали) и нагрузочными потерями (в меди) при максимальной нагрузке.

Потери активной мощности трансформатора складываются из потерь ХХ , потерь КЗ и дополнительных потерь в элементах конструкции и определяются по выражению:

(2.3)

где k_з – коэффициент загрузки равный отношению расчетной нагрузки к мощности трансформатора k_з = S_р / S_ном,т.

На рисунке 2.1, а и б показаны визуальное представление двухобмоточного трансформатора и его эквивалентная схема.

Трансформаторы, устанавливаемые на потребительских подстанциях с номинальной мощностью 25 МВА и выше, имеют расщепленные обмотки низшего напряжения. В таких трансформаторах каждая фаза обмотки вторичного напряжения состоит из двух ветвей, симметрично расположенных относительно обмотки высшего напряжения, имеющих отдельные выводы. Суммарная мощность расщепленных частей обмотки соответствует номинальной мощности трансформатора.

, где (2.4)

Рис. 2.1. Графическое изображения двухобмоточного (а), двухобмоточного с расщепленной обмоткой (в)
и авто-(д) трансформаторов и соответствующие схемы замещения (б, г, е, ж)

Расщепленные обмотки проектируются как на одинаковые уровни напряжения: 6,3–6.3 кВ, 10.5–10.5 кВ, так и на различные: 6.3–10.5 кВ. Преимущество трансформаторов с расщепленной обмоткой низкого напряжения заключается в увеличенном общем сопротивлении между ветвями этой обмотки, что приводит к росту напряжения короткого замыкания и, следовательно, к снижению токов короткого замыкания на стороне низкого напряжения.

На рисунке 2.1. в, г показано графическое изображение трансформатора с расщепленной обмоткой низкого напряжения и его схема замещения. По сравнению с двухобмоточными трансформаторы с расщепленными обмотками требуют больше меди и стали, и следовательно, стоят дороже. Тем не менее они являются более экономичным вариантом для снижения токов короткого замыкания, чем установка реакторов.

При этом трехобмоточные трансформаторы в основном применяются как понижающие трансформаторы.

Трехобмоточные трансформаторы на ГПП (ПГВ) используются в случаях, когда требуется обеспечить потребителей предприятия двумя уровнями напряжения: 35 кВ и 6 или 10 кВ. Обычно целесообразно применять такие трансформаторы, если мощность обмотки среднего напряжения (35 кВ) составляет не менее 15% от номинальной мощности устройства. Суммарная нагрузка обмоток среднего и низкого напряжений не должна превышать номинальной мощности трансформатора. Напряжение обмотки среднего напряжения составляет 35 кВ, низкого – 6 или 10 кВ.

Трансформатор с гальванически связанными обмотками обозначается как автотрансформатор. В сравнении с обычными трансформаторами автотрансформаторы характеризуются значительными технико-экономическими преимуществами:

· более низкая стоимость, расход меди и стали, потери электроэнергии;

· значительно большая мощность;

· меньший вес и компактные размеры.

Среди недостатков можно выделить следующие:

· наличие электромагнитной и гальванической связи между обмотками приводит к усложнению устройств защиты и регулирования напряжения;

· глухое заземление нейтрали вызывает рост токов короткого замыкания;

· влияние атмосферных перенапряжений как на обмотки высокого, так и среднего напряжения.

На рисунке 2.1 д, е, ж представлены графические обозначения, схема соединения обмоток и схема замещения автотрансформатора. В отличие от трансформаторов с гальванически «развязанными» обмотками, в случае с автотрансформатором часть мощности передается между обмотками без изменения уровня напряжения посредством электрической связи между последовательной и общей обмотками (рис. 2.1, б). При этом в качестве проходной обозначается полная мощность, передаваемая автотрансформатором, а в качестве трансформаторной – мощность, передаваемая за счет магнитного поля.

Автотрансформаторы характеризуются коэффициентом трансформации n_T и коэффициентом типовой мощности (коэффициентом выгодности) k_тип, которые определяются по выражениям:

, (2.5)

(2.6)

Типовая мощность автотрансформатора S_тип при номинальных условиях определяет его способность передавать энергию через магнитное поле. Этот параметр влияет на размеры, стоимость, расход материалов и мощность обмоток автотрансформатора. Зависимость между типовой мощностью и номинальными мощностями общей и последовательной обмоток автотрансформатора может быть представлена в виде:

(2.7)

Проходная мощность автотрансформатора – это мощность, которую он может принять из сети высокого напряжения или передать в нее:

. (2.8)

Проходная мощность соответствует предельной мощности, которую автотрансформатор способен передать между сетями с разными уровнями напряжения без нагрузки на обмотке с более низким напряжением.

Номинальная мощность автотрансформатора определяется как проходная мощность при номинальных условиях работы.

. (2.9)

При этом часть мощности между сетями высокого и среднего напряжения передается за счет электрической связи:

, (2.10)

причем

, (2.11)

Снижение коэффициента трансформации у автотрансформатора приводит к уменьшению коэффициента типовой мощности и увеличению уровня мощности, передаваемой за счет электрической связи, что обеспечивает существенную выгоду при использовании автотрансформаторов.

В зависимости от назначения автотрансформатора номинальная мощность обмотки низшего напряжения выбирается меньшей либо равной типовой мощности.: S_номНН ≤ S_тип.

На подстанциях часто применяются автотрансформаторы для соединения эффективно заземленных сетей напряжением 110 кВ и выше при отношении номинальных напряжений 3–4. На крупных электростанциях автотрансформаторы используются для соединения сетей высокого напряжения. К обмотке низшего напряжения подключаются потребители, синхронные компенсаторы или генераторы.

Основные характеристики трансформаторов включают в себя полную мощность, частоту, напряжение, ток, активные и реактивные потери, а также коэффициент полезного действия.

2.2. Выбор коммутационной аппаратуры на напряжение выше 1кВ

К типовым устройствам коммутационной аппаратуры относятся:

– выключатели, подразделяющиеся в зависимости от назначения на силовые (для отключения токов нормального режима и короткого замыкания) и выключатели нагрузки (для коммутации токов номинального режима);

– разъединители, создающие видимый разрыв в обесточенной цепи и также использующиеся для коммутации токов холостого хода трансформаторов и зарядных токов воздушных линий. При определенных условиях разъединители могут выполнять оперативные переключения. Разъединители имеют простую конструкцию и оснащаются заземляющими ножами, которые используются для снижения остаточного напряжения на выключенном оборудовании. В положении «отключено» между токоведущими частями создается видимый разрыв в воздухе что гарантирует электрическую изоляцию соседних элементов. Разъединители могут иметь ручной и электрический привод;

– отделитель, обеспечивающий автоматическое создание разрыва в цепи с помощью электропривода в течение бестоковой паузы при коммутации выключателя;

– короткозамыкатель, применяемый для создания КЗ в случае повреждения трансформатора. Имеет конструкцию однополюсного, двухполюсного или трехполюсного разъединителя в зависимости от режима работы нейтрали и оборудован пружинным приводом для автоматического включения;

– предохранитель, предназначенный для защиты цепей от КЗ. Является однополюсным устройством, работа которого заключается в расплавлении металлической вставки малого сечения под воздействием тока КЗ и при гашении дуги. К преимуществам предохранителей относятся простота устройства и низкая стоимость, быстрый разрыв цепи КЗ, также возможность ограничения токов КЗ для некоторых типов предохранителей. В число недостатков предохранителей можно отнести неприменимость защитных характеристик для защиты цепей от перегрузок, возможность избирательного отключения только в радиальных схемах, частое возникновение коммутационных перенапряжений при отключении, что возможность однополюсных отключений и, как следствие, ненормальных режимов работы схемы. В связи с этим в высоковольтных электрических сетях применение предохранителей ограничено, и их чаще используют для обеспечения защиты небольших силовых трансформаторов, трансформаторов напряжения и батарей конденсаторов;

– разрядники, служащие для защиты эектрооборудования от атмосферных перенапряжений. Основной компонент конструкции разрядников – это искровой промежуток, который разделяет токоведущую часть и заземленный контур. При возникновении перенапряжений происходит пробой искрового промежутка и уменьшение импульса напряжения. Разрядники также обеспечивают гашение дуги, возникающей при протекании тока импульсного пробоя.

Перспективной заменой разрядников являются нелинейные ограничители перенапряжений (ОПН), предназначенные для защиты высоковольтного оборудования от грозовых и коммутационных перенапряжений. В связи с этим при проектировании, эксплуатации и модернизации рекомендуется использовать ОПН вместо вентильных разрядников.

При выборе коммутационных аппаратов учитываются продолжительные режимы работы сети: нормальный, ремонтный, послеаварийный.

В качестве расчетных токов в продолжительном режиме используются I_норм – наибольший ток в нормальном режиме и I_max – наибольший ток в ремонтном или послеаварийном режиме.

Ток нормального режима соответствует току на стороне ВН и НН трансформатора мощностью S_ном , работающего без систематической перегрузки:

; …(2.12)

В случае работы трансформатора с систематической перегрузкой ток рассчитывается на основе эквивалентной начальной нагрузки S_{экв.нач}, определяемой из нагрузочного графика:

; . (2.13)

В качестве максимального тока ремонтного и послеаварийного режимов используется ток при отключении одного из работающих трансформаторов, что подразумевает перегрузку оставшегося в работе трансформатора в соответствии с правилами аварийной долговременной или систематической перегрузки. Согласно стандарту ГОСТ 14209-85, трансформаторы могут быть подвергнуты аварийной 40%-й перегрузке, также систематической перегрузке с учетом условий охлаждения и изменения нагрузки.

При отсутствии данных о допустимом уровне перегрузки, можно принять I_max = 1.4∙I_ном.

Если известен график работы трансформаторов, то при условии отключения потребителей III категории надежности, можно принять:

(2.14)

где – действительный коэффициент аварийной перегрузки, при условии отключения потребителей III категории по надежности электроснабжения.

Ток в нормальном режиме рассчитывается при самом неблагоприятном распределении нагрузки между секциями в эксплуатационном режиме. Обычно на подстанциях трансформаторы нагружены примерно одинаково, что обеспечивает равномерное распределение нагрузки между секциями.

В целях снижения мощности КЗ на подстанциях секционные выключатели находятся в выключенном состоянии в нормальном режиме работы, в результате для них отсутствует ток нормального режима. Максимальный ток секционных выключателей определяется для аварийного режима при отключении одного из трансформаторов и продолжительной аварийной перегрузке второго оставшегося в работе.

(2.15)

Ток сборных шин обычно не превышает тока самого мощного подключения.

На подстанциях 35–220 кВ обычно используются масляные, воздушные или газовые выключатели.

РУ 6–10 кВ изготавливаются на основе комплектных распределительных устройств (КРУ), в которых могут быть установлены малогабаритные масляные, вакуумные, элегазовые или другие виды выключателей, в зависимости от среды дугогашения.

При использовании вакуумных выключателей необходимо учитывать, что при включении/отключении небольших индуктивных токов (например, силовых трансформаторов в режиме ХХ, пуске или торможении электродвигателей) могут возникать опасные для изоляции электрооборудования перенапряжения. Для обеспечения безопасной работы при использовании вакуумного выключателя рекомендуется устанавливать защитные устройства от перенапряжений, такие как ограничители перенапряжений типа ОПН КР 6(10) кВ параллельно основным контактам вакуумного выключателя.

Выключатели первоначально выбираются по току продолжительного режима работы, затем проводится проверка отключающей способности в аварийном режиме.

Порядок выбора высоковольтных выключателей подразумевает оценку его характеристик относительно параметров сети и включает следующие этапы:

1) проверка соответствия напряжению установки:

(2.16)

где U_уст – напряжение сети, в которой устанавливается выключатель, кВ; U_ном – номинальное напряжение выключателя, кВ.

2) проверка соответствия номинального тока выключателя длительному току нормального режима или максимальному длительному току I_._maxремонтного или послеаварийного режима:

, ; (2.17)

3) проверка соответствия отключающей способности I_{откл.ном} действующему значению периодической составляющей симметричного тока КЗ I_п._t:

; (2.18)

4) проверка по току включения: в качестве номинального тока отключения подразумевается максимальный ток короткого замыкания, который выключатель может коммутировать. Этот ток соответствует максимальному эффективному значению, равному номинальному току размыкания.

, (2.19)

и наибольшим мгновенным значением, которое установлено равным:

. (2.20)

Следовательно, выключатель, подобранный по номинальному току отключения, может быть использован для включения цепи с номинальным током включения;

5) проверка электродинамической устойчивости:

, (2.21)

где – амплитудное значение полного тока электродинамической стойкости выключателя, кА; i_уд – ударный ток КЗ, кА.

6) проверка электротермической устойчивости, которая состоит в определении теплового импульса тока КЗ:

(2.22)

где – каталожный тепловой импульс, кА²с; – расчетный тепловой импульс, кА²с; – ток термической стойкости, кА; – время протекания тока термической стойкости, с; – периодическая составляющая тока к.з. в начальный момент времени, кА; – время протекания тока к.з., с;

(2.23)

где – максимальное время срабатывания основной или резервной релейной защиты и может быть принято от 0,1с до 4с; – полное время отключения выключателя; –постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Пример 2.1

Для схемы на рис. 2.2, а выбрать выключатели Q1 и Q2. Исходные данные: относительное сопротивление системы 0,4 Х_C = 0, при S_б = 100 МВА; U₁ = 110 кВ; U₂ = 10,5 кВ; трансформаторы мощностью 16 МВА каждый, % u_к = 10,5 ; ток отходящей линии I_л =200 А; количество линий на одной секции низшего напряжения − 3. Действующие значения периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени в т. К-1 и К-2 равны, соответственно 12,5 кА и 5,045 кА.

Рис. 2.2. Фрагмент однолинейной схемы электроснабжения

Решение

К установке на отходящей линии намечается вакуумный выключатель ВВЭ-10-20/630УЗ с током отключения I_отк = 20 кА. Так как I_п.τ = I_п.0 = 5,045 кА (удаленное короткое замыкание) меньше тока отключения, то установка реактора на отходящей линии не требуется.

Выбор выключателя Q1 в цепи ВН силового трансформатора.

Расчетные рабочие токи продолжительного режима

Расчетным током короткого замыкания является ток на шинах высшего напряжения в точке К-1. Выключатели распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше выбираются обычно однотипными для всех цепей данного распределительного устройства и проверяются по наиболее тяжелым условиям короткого замыкания. К установке принимаем выключатель элегазовый типа ВГУ-110-40/3150У1 с собственным временем отключения t_с.в= 0,025 с. Привод к выключателю пневматический. Расчетное значение периодической составляющей тока короткого замыкания I_п.τ= I_п.о = 12,5 кА (удаленное короткое замыкание). Расчетное время τ = t _з.min + t _с.в = 0,01+ 0,025 = 0,035 с.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания для ветви энергосистемы

Постоянная времени Та взята из табл. П2.1.

Завод-изготовитель гарантирует выключателю апериодическую составляющую в отключаемом токе для времени τ:

где β_ном определяется по каталогу на выключатель.

Тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания,

здесь t_отк = t_р.з + t_о.в = 0,1 + 0,055 = 0,155 с; t_р.з. − время действия основной защиты трансформатора, равное 0,1 с; − tо.в. полное время отключения выключателя ВГУ-110-40/3150, равное 0,055 с.

Выбор выключателя отходящей линии Q2

На отходящей линии с рабочим током I_л = 200 А принимаем к установке вакуумный выключатель ВВЭ-10-630-20 с приводом типа ПЭ. Собственное время отключения выключателя t_c.в = 0?050 с; расчетное время τ = t_з.min + t_с.в = 0,01+ 0,050 = 0,060 с.

Расчетное значение периодической составляющей тока КЗ I_пτ = I_п0 = 5,045 кА.

Апериодическая составляющая тока кз

Постоянная времени Та взята из табл. П2.1.

Завод-изготовитель гарантирует выключателю апериодическую составляющую в отключаемом токе для времени τ:

где β_ном определяется по каталогу на выключатель.

Тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания,

здесь t_отк = t_р.з + t_о.в = 0,5 + 0,055 = 0,56 с; t_р.з − время действия максимальной токовой защиты линии, равное 0,5 с; t_о.в − полное время отключения выключателя ВВЭ-10, равное 0,055 с.

Выбор разъединителей, отделителей аналогичен выбору высоковольтных выключателей и проводится в рамках проверки соответствия характеристик аппаратов параметрам сети:

- проверка соответствия напряжению сети в точке установки:

(2.24)

- проверка соответствия длительным токам нормального и максимального режимов:

, (2.25)

- проверка электродинамической устойчивости:

; (2.26)

- проверка электротермической устойчивости:

(2.27)

Аналогично выбираются короткозамыкатели за исключением проверки соответствия токам нормального и пускового режимов.

Выбор предохранителей проводится по напряжению, току работы в нормальном режиме и по предельному току отключения. Также осуществляется проверка время-токовых характеристик в соответствии с рабочими характеристиками защищаемой цепи.

2.3. Цеховые комплектные трансформаторные подстанции

Структура цеховых трансформаторных подстанций зависит от параметров нагрузок потребителя и схем межцехового и внутрицехового распределения электроэнергии. Цеховые подстанции представляют собой комплектные устройства (КТП), которые поставляются производителем в собранном виде для установки на месте. КТП могут быть предназначены для внутренней или наружной установки, быть открытыми или закрытыми. Структура КТП основана на модульной шкафной компоновке, обеспечивающей удобный доступ к трансформаторам, высоковольтным и низковольтным шкафам, которые могут быть оборудованы металлическими или полимерными защитными кожухами.

В сравнении с обычными подстанциями КТП имеют более компактные размеры при сохранении аналогичных электрических параметров, что позволяет размещать их ближе к центру электрических нагрузок. Это упрощает и удешевляет сети распределения, делая их более эффективными с конструктивной точки зрения.

Цеховые КТП работают на напряжении 6–10/0,4–0,23 кВ и оснащены одним или двумя трансформаторами мощностью до 2500 кВА. Подключение КТП к источнику питания (РУ–6–10 кВ) осуществляется двумя способами:

– через блок линия – трансформатор, с помощью глухого соединения трансформатора с питающей линией со стороны высокого напряжения. Этот метод применяется при радиальной схеме распределительной сети 6–10 кВ;

– через шкаф ввода ВН 6–10 кВ с устанавкой выключателя нагрузки с предохранителем. При этом предполагается подключение ТП по магистральной схеме. Кроме того, коммутационные аппараты на вводе необходимо устанавливать в следующих ситуациях:

– при питании от источника, относящегося к другой эксплуатирующей организации;

– при расстоянии между пунктом питания и КТП 3–5 км;

– при питании от воздушной линии;

– если необходим отключающий аппарат в соответствии с условиями защиты.


а)	б)

Рис. 2.3. Варианты исполнения схем РУНН КТП

Существует два варианта исполнения схемы распределительного устройства НН.

1. Магистральная схема, где шинопровод прямо подключается к трансформатору через автоматический выключатель, обеспечивающий быстрое отключение магистрали в случае аварии (рис. 2.3, а).

2. Радиальная схема, при которой отдельные потребители электроэнергии, чья мощность превышает 100 кВт, такие как РП, ЩСУ, подключаются к распределительному устройству низкого напряжения (РУ НН) через автоматические выключатели (рис. 2.3, б). В этом случае РУ НН может быть установлено в различных шкафах: вводных, линейных и секционных (для двухтрансформаторных КТП).

Для потребителей электроэнергии с напряжением 0,4–0,23 кВ, отнесенных к I категории надежности электроснабжения, на секционном автомате устанавливается устройство автоматики АВР (автоматический ввод резерва). В обычном режиме работы секционный автоматический выключатль выключен.

Габариты внутреннего пространства КТП зависят от мощности трансформатора, наличия вводного шкафа ВН, количества шкафов РУ НН и размеров проходов для обслуживания. Шкафы КТП подключаются к кабельному каналу, который выходит из помещения подстанции. Питающий кабель напряжением 6–10 кВ прокладывается в трубе.

Рис. 2.4. Вариант расположения электрооборудования в помещении КТП:

1 – шкаф ввода ВН; 2 – силовой трансформатор; 3 – шкаф ввода НН; 4 – линейный шкаф; 5 – секционный шкаф; 6 – шкаф конденсаторной установки

В КТП существует несколько вариантов размещения оборудования: например, шкаф с конденсаторной установкой может быть расположен в одном ряду со шкафами НН, либо размещение оборудования может иметь «П»-образную форму.

Иногда целесообразно использовать однотрансформаторные КТП с резервированием, где резервирование осуществляется с помощью перемычек на вторичном напряжении, пропускная способность которых выбирается в пределах 15–30% от мощности однотрансформаторных КТП. Данные перемычки могут быть выполнены как в виде кабелей, так и в виде шин; а также содержать АВР.

В качестве силовых трансформаторов в КТП применяют масляные трансформаторы марки:

– ТМ, размещаемые в отдельных камерах.

– ТМЗ, разрабатываемые в герметичном исполнении для установки в КТП. Для защиты масла в них применяется сухой азот, служащий в качестве «подушки» между маслом и крышкой трансформатора.

– ТМГ, изготавливаемые с полной заправкой маслом и без расширителя, а также без воздушной или газовой подушки. Благодаря герметичности таких трансформаторов масло не взаимодействует с внешней средой, что предотвращает образование шлама, окисление или увлажнение.

Под масляным трансформатором КТП предусматривается бетонный маслоприемник, вмещающий 20% от общего объема масла, перекрываемый решеткой со слоем гравия и изолируемый от кабельного канала.

В настоящее время широкое распространение получают трансформаторы с сухой изоляцией марок ТСГЛ, ТСЗГЛ (с расположением ВН вводов внутри кожуха) и ТСЗГЛФ (с ВН вводами, выведенными на фланец).

Изоляция обмоток выполняется с помощью эпоксидного компаунда с кварцевым наполнителем (геафоль). Обмотки также укрепляются стеклотканью, что предотвращает появление трещин в эпоксидном компаунде при перегрузках. При этом геафоль не оказывает вредного воздействия на окружающую среду и не выделяет токсичных газов даже при возникновении дуговых разрядов. В результате не требуется регулярное техническое обслуживание обмоток, обеспечиваются экологическая и пожарная безопасность, а также возможность работы в сетях с грозовыми и коммутационными перенапряжениями, низкий уровень шума и высокая устойчивость к токам короткого замыкания. Электрическая схема шкафов РУ НН определяется мощностью трансформаторов, схемой НН сети и мощностью подключаемого оборудования.

Для регулирования коэффициента мощности на КТП могут использоваться конденсаторные установки, обеспечивающие компенсацию реактивной мощности в автоматическом и полуавтоматическом режимах как при подключении к шинам трансформаторной подстанции, так и при установке у потребителя. При наличии микропроцессорного управления обеспечивается точное соответствие требуемому коэффициенту мощности при широком диапазоне компенсируемой мощности. При этом система управления определяет активную и реактивную мощности в сети, рассчитывает фазовый сдвиг между основными гармониками тока и напряжения, и тем самым фактический коэффициент мощности, который сравнивается с установленным значением, и в результате осуществляется его регулирование.

2.4. Цифровая трансформация электрических сетей

Представленная ОАО «Россети» в 2018 г. концепция «Цифровой трансформации 2030» предполагает полное преобразование энергетической электросетевой инфраструктуры России до 2030 г. с целью выхода на новый уровень технологической эффективности посредством внедрения цифровых технологий.

Цифровая трансформация позволит повысить надежность, качество, доступность оказания услуг по передаче электроэнергии и технологическому присоединению потребителей, сформировать новую инфраструктуру для максимально эффективного процесса передачи электроэнергии между субъектами электроэнергетики, а также развивать конкурентные рынки сопутствующих услуг.

Цель цифровой трансформации – изменение логики процессов и переход на риск-ориентированное управление на основе внедрения цифровых технологий и анализа больших данных. В результате обеспечиваются положительные эффекты как на государственном, так и на потребительском уровне: гарантируется энергонезависимость экономики, модернизация базовой инфраструктурной компании; радикально повышается уровень качества и доступности услуг по передаче и технологическому присоединению.

Подстанции нового поколения обладают рядом характеристик, среди которых можно выделить, во-первых, использование компактного оборудования, что особенно актуально для систем электроснабжения крупных городов. Во-вторых, они полностью автоматизированы с применением цифровых технологий, включая средства передачи информации, что значительно повышает наблюдаемость и управляемость объектов, обеспечивая возможность широкого использования подстанций без необходимости в обслуживающем персонале.

Согласно разработанной в «ФСК ЕЭС» «Концепции программно-аппаратного комплекса (ПАК) «Цифровая подстанция», под «цифровой» подстанцией (ЦПС) подразумевается объект с высоким уровнем автоматизации управления, где практически все процессы информационного обмена между элементами подстанции, взаимодействия с внешними системами и управления ее работой осуществляются в цифровом формате на основе протоколов МЭК. При этом как первичное оборудование цифровой подстанции, так и компоненты информационно-технологических и управляющих систем должны быть функционально и конструктивно приспособлены для поддержки цифрового обмена данными.

Целью создания ЦПС является повышение надежности и эффективности элементов «вторичных цепей» посредством развития и унификации ключевых информационно-технологических и управляющих систем (ИТС) подстанции, включая автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП), релейную защиту и автоматику (РЗА), автоматизированные информационно-измерительные системы для коммерческого и технического учета электроэнергии (АИИС КУЭ), системы связи и другие.

Эта задача решается за счет развития ИТС подстанций, направленное на автоматизацию технологических процессов, способствующую повышению надежности и управляемости; совершенствования информационных технологий, применяемых в ПАК подстанций; совершенствования интеллектуальных функций электрооборудования.

В связи с этим ЦПС воспринимается как элемент многоуровневой иерархии управления энергосистемой. Важно отметить, что с развитием ИЭС возрастает сложность задач диспетчеризации. В связи с этим становится особенно актуальным создание сбалансированной распределенной системы управления процессами в электроэнергетических системах, что включает в себя задачи по повышению уровня автоматизации работы подстанций.

Одним из ключевых направлений автоматизации подстанций является совершенствование автоматической координации информационно-технологических и управляющих систем подстанции. Это возможно через разработку специальной функциональной координирующей подсистемы в рамках интегрированной автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП). Данная подсистема должна, основываясь на актуализируемой в реальном времени детализированной модели технологических процессов подстанции, участвовать в управлении оборудованием подстанции и одновременно выполнять роль «представителя» подстанции в центрах управления (диспетчерских центрах, центрах управления системами).

Другим направлением является IT-развитие ПАК ЦПС, заключающееся в разработке технологии, направленной на обеспечение единства точек измерения для всех информационно-технологических и управляющих систем подстанции. Это достигается путем полной оцифровки как аналоговой, так и дискретной информации в точках измерения, с последующей передачей этих данных по ЛВС в устройства ПАК ЦПС.

Также возрастает значение эффективной организации информационных потоков между компонентами ПАК ЦПС и внешними системами, такими как центры управления и соседние подстанции, с использованием протоколов МЭК.

Положительный эффект «цифровизации» передачи сигналов заключается в снижении затрат на кабельные цепи, благодаря более близкому расположению источников цифровых сигналов к первичному оборудованию; увеличении помехоустойчивости вторичных цепей при применении оптоволоконных технологий за счет использования цифровых связей, что наиболее целесообразно на больших расстояниях, при высоких скоростях передачи данных и в условиях неблагоприятной электромагнитной обстановки. Также унификацируются интерфейсы устройств интеллектуальных электронных устройств (IED), что упрощает их взаимозаменяемость.

В условиях ЦПС появление новых свойств у основного электрооборудования, обусловленных наличием интерфейса связи с цифровыми устройствами программно-аппаратного комплекса ЦПС, создает основу для формирования новой информационной модели подстанции.

При этом сборки и щиты оснащаются «интеллектуальными» устройствами связи с объектом, внедряются высокоинформативные датчики и исполнительные устройства с цифровым управлением.

За счет «интеллектуализации» силового электрооборудования обеспечиваются надежность, защита от помех и ремонтопригодность электрооборудования, а также снижение вероятности внезапных отказов; сокращение времение и затрат на проектирование в части интеграции электрооборудования с системами защиты, контроля и управления подстанции (например, благодаря использованию единого резервированного цифрового кабеля для сбора всех сигналов); снижение объема кабельной инфраструктуры, и, соответственно, затрат на монтаж, эксплуатацию и восстановление.

По сравнению с аналогичными типовыми схемами АСУ ТП программно-аппаратный комплекс ЦПС обладает рядом преимуществ.

1. Введение актуальной информации о режиме работы и состоянии схемы и оборудования подстанции в ПАК осуществляется в цифровом формате, что исключает необходимость использования аналогово-цифровых преобразователей. Данные поступают непосредственно от цифровых измерительных трансформаторов тока и напряжения, а также от специализированных «интеллектуальных» устройств, которые выполняют функции модулей связи. Эти устройства разрабатываются для всех категорий основного электрооборудования подстанции, включая трансформаторы, реакторы, коммутационные аппараты (выключатели, разъединители, заземляющие ножи), КРУ 6(10) кВ, а также оборудование для постоянного тока – щиты постоянного тока (ЩПТ) и щиты собственных нужд (ЩСН). В данной концепции цифровые ТТ и ТН, а также устройства, обеспечивающие функции модулей связи, рассматриваются в качестве компонентов силового оборудования ЦПС.

2. Управляющие команды для электрооборудования должны передаваться от терминалов РЗА через цифровые интерфейсы, основанные на стандартных протоколах устройств Smart IED.

3. Создание двух шин информационного обмена между компонентами интегрированной АСУ ТП на основе протоколов IEC 61850. Шина процесса активное и пассивное сетевое оборудование, работающее по протоколам IEC 61850-8.1 и 61850-9.2 и подстанционной шины – активное и пассивное сетевое оборудование, работающее по протоколу IEC 61850-8.1.

4. Применение интеллектуальных устройств (IED), обеспечивающих выполнение основных технологических функций РЗА; измерения; организации каналов передачи телеинформации в удаленные центры управления; автоматики управления выключателями и коммутационными аппаратами (включая оперативные и технологические блокировки) и др.

5. Синхронизация работы устройств нижнего уровня осуществляется по протоколам МЭК с точностью не менее 1–2 мкс.

6). Наличие в составе ПАК ЦПС подсистемы, осуществляющей координацию информационно-технологических и управляющих систем подстанции. Таким образом автоматизируются процессы обработки информации, принятия и реализации решений по управлению оборудованием ПС на базе модели реального времени технологических процессов подстанции.

Контрольные вопросы и задания

1. Назовите основные паспортные характеристики силовых трансформаторов.

2. Дайте определение понятию «напряжение кз» силового трансформатора.

3. Дайте определение понятию «ток ХХ» силового трансформатора.

4. Из чего складываются потери активной мощности силового трансформатора?

5. Охарактеризуйте основные свойства силовых трансформаторов с расщепленной обмоткой.

6. Перечислите основные достоинства и недостатки силовых автотрансформаторов.

7. Дайте определение понятию «проходная мощность автотрансформатора».

8. Охарактеризуйте основные свойства типовых схем ГПП.

9. Опишите основные свойства схем тупиковых подстанций, выполненных в виде блока «линия-трансформатор». Каково назначение короткозамыкателей? Перемычки?

10. Опишите основные свойства схем ответвительных подстанций. Каково назначение АПВ?

11. Охарактеризуйте основные свойства схем подстанций с выключателями на стороне высшего напряжения. Каково назначение «мостика»?

12. Дайте краткую характеристику основных типов коммутационных аппаратов.

13. Запишите выражения для определения токов нормального и послеаварийного режимов.

14. В чем особенность определения тока для выбора секционного выключателя?

15. Кратко опишите порядок выбора силовых выключателей.

16. Кратко опишите порядок выбора отделителей и предохранителей.

17. Назовите типовые способы подключения КТП к питающей сети.

18. Охарактеризуйте основные типы трансформаторов, используемых в составе КТП.

К оглавлению

3. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ ГПП (ПГВ)

Проектирование системы электроснабжения различных объектов обычно начинается с выбора источника питания электроэнергией. В качестве таких источников, как правило, выступают главная понизительная подстанция (ГПП) или Подстанция глубокого ввода (ПГВ).

Одной из основных задач при проектировании ГПП (ПГВ) является выбор трансформатора, удовлетворяющего требованиям по нагрузке и температурному режиму в нормальном и послеаварийном режиме работы.

3.1. Главная понизительная подстанция

Главная понизительная подстанция (ГПП) — это трансформаторная подстанция, которая получает питание напрямую от высоковольтной линии электропередачи и понижает напряжение до требуемого уровня. Входное напряжение ГПП обычно составляет 35…220 кВ и обеспечивает питание потребителей предприятия.

Для разумного соотношения экономичности и надежности к ГПП и их схемам предъявляется ряд требований.

Источники питания должны быть максимально приближены к потребителям электрической энергии (для этого ГПП размещают вблизи центра нагрузки).

Число ступеней трансформации и распределения электроэнергии на каждом напряжении должно быть минимально возможным.

Питание цехов от ГПП рекомендуется осуществлять по магистральным схемам. Применение радиальных схем должно быть обосновано.

Все элементы электрической сети должны находиться под нагрузкой. Наличие резервных элементов сети, включаемых в работу только при аварии основного, должно быть обосновано.

Линии трансформаторов должны работать раздельно.

Схемы электроснабжения должны обеспечивать требуемый уровень надежности и выполняться по блочному принципу.

При резервировании питания должно проводиться секционирование шин во всех звеньях системы распределения электроэнергии.

Требуемый уровень надежности и резервирования должен быть обеспечен при минимальном количестве электрооборудования и проводников.

Схемы присоединения трансформаторов ГПП приведены в приложении 3 (безмостиковые блочные – рис. П3.1 а-е, схемы ГПП с перемычками – рис. П3.2).

3.2. Подстанция глубокого ввода

Глубоким вводом называется система электроснабжения с максимально возможным приближением высшего напряжения (35—220 кВ) к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и выполненная обычно по упрощенным схемам коммутации (без сборных шин и, как правило, без выключателей на стороне первичного напряжения), получающая питание непосредственно от энергосистемы или центрального (узлового) распределительного пункта данного предприятия и предназначенная для питания отдельного объекта или группы электроустановок предприятия.

При использовании ПГВ прием энергии децентрализуется, т.е. производится не одной ГПП, а несколькими ПГВ 35, 110 или 220 кВ, расположенными относительно близко друг к другу.

На предприятиях средней мощности линии глубоких вводов вводятся непосредственно от энергосистемы.

На крупных предприятиях глубокие вводы отходят от Узловой распределительной подстанции (УРП) или ГПП. Линии глубоких вводов проходят по территории предприятия в виде радиальных кабельных или воздушных линий электропередачи или магистралей с ответвлениями к наиболее крупным пунктам потребления электроэнергии.

ПГВ выполняются по двум основным схемам: по схеме с короткозамыкателями и отделителями и по схеме с подачей отключающего импульса на головной выключатель.

Схемы с короткозамыкателями и отделителями применяются при установке трансформаторов 6300 кВА и выше, присоединяемых к ответвлениям от проходящих магистральных линий 35–220 кВ. Данная схема применима как для ГПП, так и для ПГВ. Описание и исполнение данной схемы приведено в главе 1, п. 1.2, рис. 1.2.

В схеме ПГВ с подачей отключающего импульса на головной выключатель предусмотрена подача отключающего импульса на выключатель, установленный на головном участке питающей линии. Данная схема целесообразна на промышленных предприятиях с загрязненной и агрессивной средой (за счет меньшего количества аппаратов, и, следовательно, меньшего числа очагов загрязнения и коррозии). Передача отключающего импульса может осуществляться по проводам воздушной линии электропередачи с помощью высокочастотной аппаратуры (ВЧТО-М), по воздушным проводным линиям, УКВ радиоканала, кабелям связи.

3.3. Оборудование ГПП (ПГВ)

Подстанции, питающие крупные промышленные предприятия, включают в себя:

– распределительные устройства высокого напряжения (35…220 кВ) и низкого напряжения (6…10) кВ;

– главные трансформаторы на напряжение 35...220/6 (10) кВ; трансформаторы собственных нужд на напряжение 6 (10)/0,4 кВ;

– конденсаторные батареи напряжением 6 (10) кВ для компенсации реактивной мощности;

– щиты управления электроснабжением, мастерские и т.д.

Согласно СН 174–75, при напряжении 110 кВ и выше в условиях нормальной окружающей среды применяют открытые распределительные устройства (ОРУ), а при напряжении 35 кВ – как открытые, так и закрытые (ЗРУ). В условиях повышенного загрязнения, а также на Крайнем Севере рекомендуется применение ЗРУ напряжением 35...220 кВ с открытой установкой трансформаторов при усиленной изоляции вводов.

Для ОРУ напряжением 35...220 кВ все электрооборудование выбирается с учетом наружной установки и монтируется по условиям безопасности обслуживания на высоте 2,5 м над уровнем земли. Выше располагаются сборные шины ОРУ. Третий ярус образуют переходы над сборными шинами и проводами отходящих линий. Поэтому на ОРУ требуется довольно много высоких стальных опор для сооружения порталов, молниеотводов и металлических конструкций для изготовления искусственных заземляющих устройств.

ЗРУ напряжением 110–220 кВ могут быть применены в следующих случаях:

– в районах с загрязненной атмосферой;

– в районах с минимальными расчетными температурами окружающего воздуха ниже допустимых для электрооборудования;

– при невозможности размещения ОРУ по условиям застройки площадки.

Решение о сооружении закрытого РУ 110–220 кВ должно быть обосновано в проекте.

От РУ 6–10 кВ ГПП питаются вторичные РП 6–10 кВ, электроприемники 6–10 кВ и ТП 6–10/0,4 кВ. Помещение РУ 6–10кВ ПГВ рекомендуется пристраивать или встраивать в производственное здание.

Секционированные системы сборных шин 6–10 кВ работают, как правило, раздельно. В случаях, когда при раздельном режиме работы систем сборных шин действие АВР (даже быстродействующего) приводит к расстройству сложного технологического процесса, следует рассматривать возможность и целесообразность параллельной работы систем сборных шин 6–10 кВ.

В случае установки на двухтрансформаторных ГПП (ПГВ) трансформаторов с расщепленными обмотками на различные напряжения (6 и 10 кВ) распределительное устройство для каждого из напряжений следует выполнять с одной одиночной секционированной выключателем системой шин.

3.4. Трансформаторы ГПП (ПГВ). Выбор мощности трансформаторов по расчетной мощности предприятия

На ГПП (ПГВ), как правило, устанавливают два одинаковых трансформатора с масляным охлаждением и с возможностью регулирования под напряжением. Применение двух трансформаторов обусловлено преобладанием на современных промышленных предприятиях нагрузки второй категории и наличием нагрузки первой категории, для питания которых необходимо иметь два независимых источника. Установка более двух трансформаторов неэкономична и применяется в основном лишь при расширении предприятия.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении любого из них оставшийся в работе обеспечил с учетом допустимых перегрузок питание электроприемников, необходимых для продолжения работы производства (третья категория при этом может быть отключена):

, (3.1)

где – номинальная мощность трансформатора ГПП;

– расчетная мощность предприятия;

– количество трансформаторов на ГПП;

– коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме (обычно берется равным 0,7).

Однотрансформаторные подстанции применяются для питания электроприемников III категории, а также могут быть также применены для питания электроприемников II категории, если обеспечивается требуемая степень резервирования питания по стороне низшего напряжения при отключении трансформатора.

3.5. Выбор питающего напряжения ГПП (ПГВ)

Важным фактором проектирования ГПП (ПГВ) является выбор напряжения питания, которое во многом определяется путем технико-экономического расчета.

При выборе номинального напряжения учитываются существующие источники питания энергосистемы, расстояние от них до предприятия (L) и нагрузка предприятия в целом (.

Так питание энергоемких предприятий от сетей энергосистемы следует осуществлять на напряжении 110, 220 или 330 кВ. Распределительную сеть энергоемкого производства при сооружении нескольких ПГВ рекомендуется выполнять на напряжении 110 кВ. При этом распределительную сеть промышленных предприятий (от ГПП до РП и ТП) рекомендуется выполнять на напряжении 10 кВ. Использование напряжения 6 кВ рационально для предприятий, где устанавливается значительное количество двигателей 6 кВ небольшой мощности (до 500 кВт).

Питание предприятий с незначительной нагрузкой следует осуществлять от сетей энергосистемы на напряжении 6, 10, 35 кВ. При этом применение напряжения 6 кВ в качестве распределительного следует ограничивать, кроме случаев, описанных выше.

Питание предприятий с малой нагрузкой может осуществляться на напряжении 0,4 кВ либо от сетей энергосистемы, либо от сетей 0,4 кВ соседнего предприятия.

Для выбора напряжения питания ГПП (ПГВ) могут быть использованы графические и эмпирические способы.

К эмпирическим способам выбора напряжения относятся:

– формула Стилла

(3.2)

при

– формула Зелесского

(3.3)

при

;

– формула Илларионова

(3.4)

Используется данный способ если требуется выбрать напряжение из доступных от 35 кВ до 1150 кВ.

3.6. Допустимые перегрузки трансформаторов

Длительная работа трансформаторов гарантируется при соблюдении нормированных условий их эксплуатации. Реальные условия могут существенно отличаться от нормированных. Возникает вопрос о допустимых перегрузках трансформатора, возникающих при следующих условиях или их сочетании:

, (3.5)

где – текущая нагрузка трансформатора;

– номинальная мощность трансформатора;

– температура охлаждающей среды;

– номинальная температура охлаждающей среды;

– напряжение сети;

– номинальное напряжение трансформатора.

Перенапряжения должны исключаться схемой и режимом работы электрической сети, а также защитными устройствами. Поэтому обычно рассматривается только допустимость перегрузок по нагрузке (мощности и току) в условиях изменяющейся температуры охлаждающей среды.

Под нагрузочной способностью понимают свойство трансформатора нести нагрузку сверх номинальной при условиях эксплуатации, определяемых предшествующей нагрузкой и температурой охлаждающей среды.

Опытным путем показано, что трансформаторы могут без ущерба для нормального срока службы работать в течение части суток (года) с нагрузкой, превышающей номинальную, если в другую часть рассматриваемого периода их нагрузка меньше номинальной. Критерием допустимости того или иного режима (в течение суток и года) является не номинальная мощность, а износ изоляции за рассматриваемый период. Учет только номинальной мощности при выборе и эксплуатации трансформаторов приводит к недоиспользованию мощности трансформатора, а значит необоснованному завышению затрат.

Наивыгоднейшая мощность трансформатора соответствует минимальным ежегодным затратам. Она зависит от:

– величины и продолжительности максимума нагрузки,

– графика электрической нагрузки

– длительности нарастания нагрузки по годам,

– коэффициента мощности,

– удаленности трансформатора от источника питания,

– числа часов работы предприятия,

– стоимости энергии,

– условий окружающей среды и др.

В зависимости от сочетания этих факторов, получаются различные значения наивыгоднейшей номинальной мощности трансформаторов. Работа трансформаторов может оказаться выгодной как с недогрузкой, так и с перегрузкой, не допускающей предела теплового износа трансформатора и приводящего к сокращению его нормального срока службы.

Величина и продолжительность перегрузок зависит от:

– коэффициента заполнения суточного графика нагрузки (),

– температуры окружающего воздуха,

– системы охлаждения трансформатора и др.

Температура окружающего воздуха +40°С, принятая в стандарте, не держится длительно даже в жарких поясах и колеблется в очень больших пределах, достигая значений 25÷35°С. Поэтому даже при одинаковом максимуме нагрузки наивыгоднейшие мощности трансформаторов могут быть разными, если режим их работы неодинаков. К тому же перечисленные факторы могут меняться во времени, что затрудняет их учет заранее.

Для правильного выбора мощности трансформатора необходимо иметь график его нагрузки или, хотя бы знать максимальную и среднесуточную нагрузки данной подстанции, приблизительную суммарную продолжительность максимума нагрузки.

Для правильного учета перегрузки, следует различать перегрузки нормального режима (когда в схеме нет вынужденно отключенных элементов) и перегрузки аварийного режима, когда один из трансформаторов подстанции отключен. Перегрузки нормального режима бывают систематические и определенные по однопроцентному правилу. Перегрузки аварийного режима – длительные и кратковременные.

3.7. Перегрузки нормального режима. Систематические перегрузки

В условиях эксплуатации, с целью сохранения расчетного срока службы трансформатора, допускается перегрузка в часы максимума нагрузки настолько, чтобы повышенный износ изоляции за время перегрузки уравновешивался недоиспользованием запланированного старения изоляции в часы минимума нагрузки. Такая перегрузка называется нормальной систематической. Ее величина определяется неравномерностью реального графика нагрузки, способом охлаждения трансформатора, температурой охлаждающей среды.

Использовать систематическую перегрузку при выборе мощности трансформатора возможно в случае наличия графика нагрузки и его неравномерности. Такие графики характерны для металлообрабатывающих, деревообрабатывающих предприятий, заводов стройматериалов и других отраслей промышленности.

Чтобы проверить возможность использования систематической перегрузки необходимо реальный график нагрузки преобразовать в эквивалентный в тепловом отношении и двухступенчатый по форме. Для этого нужно определить два значения мощности и , которые находятся как среднеквадратические величины.

Для иллюстрации рассмотрим пример 3.1.

Пример 3.1

Требуется выбрать мощность трансформаторов на ГПП, схема подстанции представлена на рис. 3.1, а, исходные данные и реальный график нагрузки показан на рис. 3.1, б. Средняя температура окружающей среды . Потребители III категории по надежности электроснабжения составляют 30%.

Преобразуем реальный график нагрузки в эквивалентный.

Для этого сначала намечаем номинальную мощность двух трансформаторов таким образом, чтобы она была меньше максимума . Для такого условия подходят два трансформатора номинальной мощностью по 4МВА типа ТМ-4000/35/6,3кВ. Показываем на графике 3.1б номинальную мощность трансформаторов и .

Определяем мощность первой ступени эквивалентного графика нагрузки . Эта величина определяется по большему по величине или продолжительности максимуму. В рассматриваемом примере максимумов два: один – продолжительностью 4 ч. (с 8 до 12 ч.); второй продолжительностью 3 ч. (с 14 до 17 часов). Следовательно, определяется по первому максимуму.

где – значение мощностей выше линии за время наибольшего максимума, который определен выше; – продолжительность каждого .

Определяем мощность второй ступени эквивалентного графика нагрузки. В определение входят все ступени реального графика нагрузки, не вошедшие в определение :

Определяем коэффициент начальной нагрузки равный:

Определяем коэффициент перегрузки :

а)

б)

Рис. 3.1. Получение эквивалентного графика нагрузки:

а) схема подстанции; б) реальный и преобразованный эквивалентный график нагрузки

По таблице П3.1 (Приложение 3) «Нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов» определяем коэффициент (для систематических перегрузок), который зависит от:

– – коэффициента начальной нагрузки;

– – средней температуры окружающей среды

– продолжительности максимума нагрузки (в рассматриваемом случае ),

– системы охлаждения трансформатора.

, следовательно, намеченные к установке трансформаторы ТМ-4000/35/6,3кВ могут работать с реальным графиком, представленным на рис. 3.1, б, т.е. систематическая перегрузка допустима.

Перегрузка, определяемая по однопроцентному правилу, – это вид перегрузки силовых трансформаторов возможный за счет неравномерности сезонных графиков нагрузки. Заключается она в том, что если максимум среднего графика нагрузки в летнее время меньше номинальной мощности трансформатора, то в зимнее время допускается 1%-я перегрузка трансформатора на каждый процент недогрузки летом, но не более 15%.

Суммарная перегрузка нормального режима систематическая и определенная по однопроцентному правилу не должна превышать 150%.

Указанные перегрузки относятся также к автотрансформаторам и трансформаторам с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Дополнительная перегрузка одной ветви за счет недогрузки другой допускается только в соответствии с указаниями завода изготовителя.

3.8. Перегрузки аварийного режима

Длительные аварийные перегрузки зависят от предшествующего режима работы, т.е. от коэффициента . Если известен реальный график нагрузки, то возможность этой перегрузки может быть определен по графику.

Разберем на примере 3.2.

Пример 3.2

Требуется проверить возможность аварийной перегрузки. Схема подстанции, исходные данные, реальный график нагрузки приведены на рис. 3.1. Значение коэффициента взять из примера 3.1.

Аварийным режимом для подстанции является режим, при котором один из трансформаторов отключен. На схеме рис. 3.1, а вводной выключатель поврежденного трансформатора отключен, секционный выключатель Q3 включен. Следовательно, оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей I и II категории по надежности электроснабжения.

На рисунке 3.1, б показываем значение номинальной мощности одного трансформатора . Значение коэффициента останется без изменения, так как этот коэффициент характеризует режим работы трансформатора до перегрузки. Необходимо пересчитать значение для послеаварийного режима. определяется как среднеквадратическая величина для всех ступеней реального графика нагрузки, значение которых больше номинальной мощности одного трансформатора.

Находим коэффициент перегрузки для послеаварийного режима:

По таблице П3.2 для тех же значений и определяем . Так как , то в послеаварийном режиме работы необходимо отключить потребителей III категории по надежности электроснабжения.

, что составляет 28,2%, что меньше мощности всех потребителей III категории (30%). Следовательно, намеченные к установке на подстанции трансформаторы мощностью по 4МВА проходят и по систематической и длительной аварийной перегрузке.

В ряде случаев потребление электроэнергии на производственных и непроизводственных объектах осуществляется с ровным графиком нагрузки (металлургия, химия и др). В данном случае мощность трансформаторов выбирается по нагрузкам послеаварийного режима (в результате чего допускаются меньшие перегрузки), и в нормальном режиме трансформаторы работают с недогрузкой.

В ряде случаев, особенно на стадии проектирования, графики электрических нагрузок потребителей неизвестны. Для таких объектов мощность трансформаторов выбирается по коэффициентам загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме. Для трансформаторов ГПП (ПГВ) с системами охлаждения М; Д; ДЦ; Ц допускается перегрузка в течение не более 5 суток на 40% во время максимума нагрузки, если общая продолжительность максимумов не превышает 6 часов в сутки. При этом коэффициент начальной нагрузки не должен превышать 0,93.

Коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах равны:

где – расчетная нагрузка подстанции;

– номинальная мощность трансформатора.

На коэффициенты загрузки трансформатора влияет соотношение потребителей разных категорий, подключенных к шинам распределительного устройства низшего напряжения. Рассмотрим пример.

Пример 3.3

Выбрать мощность трансформаторов ГПП, если напряжение питающей сети 110кВ, напряжение потребителей 10кВ, . По надежности электроснабжения потребители относятся к I и II категории.

На ГПП должно быть установлено два трансформатора, и коэффициент перегрузки их в послеаварийном режиме не должен превышать , так как потребителей III категории нет.

Требуемая мощность трансформаторов составит:

где n = 2 – число трансформаторов.

Намечаем ближайшее каталожное значение номинальной мощности трансформатора .

Проверяем намеченные к установке трансформаторы по коэффициентам загрузки в нормальном и послеаварийном режимах.

Коэффициент загрузки в нормальном режиме работы равен:

Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме:

Следовательно, к установке на ГПП принимаем трансформаторы типа ТМН-6300/110/10.

Кроме упомянутых перегрузок, обусловленных режимом работы нагрузок, трансформаторы допускают кратковременные аварийные перегрузки, возникающие при автоматическом переключении нагрузки отключившегося трансформатора на соседний трансформатор. Величина этих перегрузок не зависит от предшествующего режима работы и используется главным образом на время разгрузки перегрузившегося трансформатора от второстепенных потребителей.

В таблице 3.1 приведены величины и продолжительность аварийных перегрузок трансформаторов (автотрансформаторов) с масляной и сухой изоляцией. Трансформаторы с расщепленными обмотками допускают такие же перегрузки, как и обычные трансформаторы.

Таблица 3.1

Аварийные перегрузки силовых трансформаторов

масляные		сухие
Величина перегрузки, %	Продолжительность перегрузки, мин	Величина перегрузки, %	Продолжительность перегрузки, мин
30	120	10	75
45	80	20	60
60	45	30	45
75	20	40	32
100	10	50	18
200	1,5	60	5

Контрольные вопросы и задания

1. Что такое ГПП?

2. Какие требования предъявляются к ГПП и их схемам?

3. Что такое «глубокий ввод»?

4. Как работает схема с короткозамыкателями и отделителями?

5. Какие основные части включают в себя подстанции крупных предприятий?

6. В каких случаях в качестве распределительного устройства высокого напряжения используются ОРУ и ЗРУ?

7. Сколько трансформаторов устанавливается на ГПП?

8. Как выбрать мощность трансформаторов ГПП?

9. Как выбирается питающее напряжение ГПП?

10. Как учитываются перегрузки нормального режима и систематические перегрузки при выборе мощности трансформатора?

11. Что такое перегрузка, определяемая по однопроцентному правилу?

12. Как учитываются перегрузки аварийного режима при выборе мощности трансформатора?

К оглавлению

4. СЕТИ ВНУТРИЗАВОДСКОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Схема внутреннего электроснабжения объекта зависит от расположения источников питания и потребителей, величин их напряжения и мощностей, требуемой надежности, расположения и конструктивного исполнения линий, РУ, ТП.

Надежность и экономичность схемы повышается, если соблюдаются следующие условия:

– уменьшение числа ступеней трансформации и приближение источника высшего напряжения к потребителям;

– исключение специальных резервных (нормально не работающих) линий и трансформаторов; все элементы схемы в нормальном режиме должны находиться под нагрузкой и работать раздельно; при аварии одного из элементов (линии, трансформатора) оставшийся может работать с допустимой перегрузкой и с отключением потребителей 3 категории надежности;

– осуществление секционирования шин во всех звеньях системы распределения электроэнергии, (начиная от ГПП и заканчивая распределительными устройствами 0,4кВ); при наличии ответственных по надежности электроснабжения потребителей, предусматривать АВР на секционных выключателях.

4.1. Принципы построения распределительных сетей 6–10кВ

Сети внутризаводского электроснабжения как правило работают на номинальных напряжениях 3–35 кВ. Такие сети выполняются с изолированной или компенсированной нейтралью (с малыми токами замыкания на землю).

Распределение электроэнергии в межцеховых сетях осуществляется по радиальной, магистральной или смешанной схемам. Выбор схемы зависит от расположения источников питания и трансформаторных подстанций, их мощности, категории надежности, способов канализации электроэнергии по территории объекта, токов короткого замыкания.

Радиальные схемы применяются при размещении нагрузок в различных направлениях от источника питания.

На больших предприятиях применяются двухступенчатые схемы электроснабжения. В таких схемах первой ступенью являются промежуточных РУ напряжением 6–10 кВ. От промежуточных РУ питаются одно- и двухтрансформаторные ТП без шин на высшем напряжении и отдельные электроприемники напряжением 6–10кВ (например, электродвигатели, электропечи).

На рисунке 4.1 показана двухступенчатая схема распределения электроэнергии.

Рис. 4.1. Двухступенчатая схема распределения электроэнергии

Суммарная мощность нагрузок, подключаемых к каждой секции РУ, определяется из соображений более полного использования линий между источником питания и промежуточным РУ. При этом к каждой его секции можно подключать четыре-пять ТП и другие нагрузки 6-10кВ.

На небольших по мощности промышленных и непромышленных объектах применяются одноступенчатые схемы распределения электроэнергии, когда ТП и потребители среднего напряжения подключаются непосредственно к источнику питания 6-10кВ.

Радиальные схемы распределения электроэнергии позволяют осуществить секционирование всей системы электроснабжения, начиная от высших уровней системы и заканчивая стороной до 1000В цеховых ТП, а иногда и силовых распределительных шкафов в цеховой сети. На секционных коммутационных аппаратах применяются несложные схемы и устройства АВР.

Для повышения надежности электроснабжения двухтрансформаторных ТП при радиальной схеме, подключение трансформаторов одного цеха выполняется от разных секций промежуточного РУ 6–10кВ или ГПП. Сечение питающих линий выбирается из условия питания всех нагрузок при нормальном режиме работы и току в послеаварийном режиме (с учетом отключения 3 категории).

Магистральные схемы применяются в распределительных сетях 6–10кВ в тех случаях, когда потребителей много и радиальные схемы нецелесообразны из-за большого числа звеньев коммутации. Число трансформаторов, питающихся от одной магистрали, зависит от их мощности и требований к надежности электроснабжения. Число трансформаторов, присоединяемых к одной магистрали, обычно не должно превышать двух-трех при мощности трансформаторов 100–2500 кВА и четырех-пяти при мощности 250–630 кВА.

Разновидностью магистральных схем являются схемы двойных сквозных магистралей, которые могут использоваться для питания потребителей любой категории надежности электроснабжения. На рисунке 4.2 показана такая схема подключения ТП.

Рис. 4.2. Схема двойных сквозных магистралей

Бесперебойность электроснабжения достигается тем, что все первые трансформаторы подключаются к первой секции РУ 6–10кВ ГПП, а вторые – ко второй секции. При выходе из строя любой из питающих магистралей высшего напряжения, питание подается потребителям по второй магистрали путем автоматических переключений на секциях 0,4кВ всех цеховых ТП. Эти переключения осуществляются с помощью устройства АВР в течение 0,1–0,2с, что практически не отражается на работе электроприемников.

Недостатком магистральных схем является снижение надежности электроснабжения в сравнении с радиальными.

Существенным преимуществом схем двойных сквозных магистралей является значительное уменьшение количества высоковольтных силовых выключателей в РУ 6-10кВ ГПП и длины питающих кабелей, что уменьшает стоимость и упрощает схемы распределительной сети. Такие схемы применяются и при наличии нагрузок первой и второй категории надежности на двухтрансформаторных подстанциях, имеющих две секции на низшем уровне напряжения.

Схемы смешанного питания. На промышленных и непромышленных объектах редко встречаются в чистом виде схемы, построенные только по радиальному или только по магистральному принципу. Обычно на одном и том же объекте крупные и ответственные потребители и электроприемники питаются по радиальной схеме и схемам двойных сквозных магистралей. Неответственные потребители и потребители небольшой мощности могут подключаться по магистральным схемам. Комплексное использование радиальных и магистральных схем позволяет создать схему распределительной сети с наилучшими технико-экономическими параметрами.

4.2. Воздушные и кабельные линии

4.2.1. Воздушных линии электропередачи

Воздушная линия электропередачи (ВЛ, ВЛЭП) – устройство, предназначенное для передачи или распределения электрической энергии по проводам, находящимся на открытом воздухе и прикрепленным с помощью траверс (кронштейнов), изоляторов и арматуры к опорам или другим сооружениям (мостам, путепроводам).

Основными конструктивными элементами воздушных линий электропередачи являются: опоры, провода, изоляторы, линейная арматура и грозозащитные тросы.

Для начала разберемся в основных терминах, используемых для ВЛЭП.

Пролет (длина пролета) – расстояние между центрами двух опор, на которых подвешены провода. Различают промежуточный пролет (между двумя соседними промежуточными опорами), анкерный пролет (между анкерными опорами) и переходный пролет (пролет, пересекающий какое-либо сооружение или естественное препятствие: реку, овраг и т.д.).

Угол поворота линии – угол между направлениями трассы ВЛ в смежных пролетах (до и после поворота).

Стрела провеса – вертикальное расстояние между низшей точкой провода в пролете и прямой, соединяющей точки его крепления на опорах.

Габарит провода (габарит приближения к земле) – вертикальное расстояние от провода в пролете до пересекаемых трассой инженерных сооружений, поверхности земли или воды.

Иллюстрацию основных понятий можно увидеть на рис. 4.3

Рис. 4.3. Основные понятия для ВЛЭП

Посмотрим классификацию воздушных линий по разным критериям.

По роду тока ВЛЭП бывают переменного и постоянного тока.

По классу номинальному напряжению:

- ВЛ низкого напряжения (до 1000 В);

- ВЛ среднего класса напряжения (1–35 кВ);

- ВЛ высокого класса напряжения (110–220 кВ);

- ВЛ сверхвысокого класса напряжения (330–500 кВ);

- ВЛ ультравысокого класса напряжения (750 кВ и выше).

В свою очередь, напряжение ВЛ определяется назначение воздушной линии:

- сверхдальние ВЛ для связи отдельных энергосистем используют напряжение 500 кВ и выше;

- магистральные ВЛ для передачи энергии от мощных электростанций, а также объединения электростанций внутри энергосистем – 220 и 330 кВ;

- распределительные ВЛ для электроснабжения предприятий и населенных пунктов крупных районов – 35, 110 и 150 кВ;

- ВЛ, подводящие электроэнергию к потребителям – 20 кВ и ниже.

В зависимости от конструкции, опоры ВЛЭП подразделяются на промежуточные и анкерные. Промежуточные опоры устанавливаются на прямых участках трассы и поддерживают провода в пролете на необходимой высоте, не осуществляя их натяжения по горизонтали. Анкерные опоры устанавливаются в местах жесткого крепления провода (в начале, в конце, на прямых участках в опорных точках и на поворотах трассы, для перехода через инженерные сооружения и естественные преграды), они воспринимают продольную нагрузку от втяжения проводов и тросов.

Конструкция опоры определяет количество цепей ВЛ и взаимное расположение проводов. Одна цепь ВЛ объединяет три провода трехфазной линии. Опоры (и линии) выполняются в одно- или двухцепном варианте, при этом провода на опорах могут размещаться треугольником, горизонтально и шестиугольником.

Также для увеличения пропускной способности ВЛ сверхвысокого и ультравысокого классов напряжений фазы расщепляют на несколько проводов: при 330 кВ – на 2 провода, при 500 кВ – на 3 провода, при 1150 кВ – на 8 проводов.

По материалу изготовления опоры ВЛЭП могут быть деревянными, железобетонными, металлическими и из композиционных материалов.

Деревянные опоры изготовляются из сосны или лиственницы и пропитываются антисептическим составом для предотвращения гниения. Такие опоры просты в изготовлении, имеют сравнительно низкую стоимость (особенно в местах лесозаготовок), удобны в транспортировке. Недостатком их является загнивание, особенно в нижней части, на глубину 30-40см от поверхности земли. Для увеличения срока службы деревянных опор, используются железобетонные пасынки. Деревянные опоры применяют в основном для линий низкого напряжения, реже на 6, 10, 20, 35 и 110 кВ.

Железобетонные опоры выполняются прямоугольного сечения. Для линий 6–10кВ применяются одноцепные опоры из вибробетонна с креплением изоляторов на траверсе. Для ВЛ 35кВ и выше опоры выполняются из центрифугированного бетона в одно- и двухцепном исполнении. Достоинством железобетонных опор является их стойкость в отношении коррозии и воздействиям химических реагентов, находящихся в воздухе. Основные недостатки опор данного вида – это значительный вес, относительно высокий процент возникновения дефектов при транспортировке (сколы, трещины) и выкрашивание бетона в приповерхностном слое грунта за счет воздействия влаги и циклического изменения температуры (циклов замерзания-оттаивания).

Металлические опоры применяются для ВЛЭП от 35кВ и выше, изготовляются из стали в одно- и двухцепном исполнении и устанавливаются на специальных железобетонных фундаментах. Такие опоры подвержены коррозии для защиты, от которой их покрывают специальным антикоррозионным лаком) и имеют сравнительно высокую стоимость. Однако их недостатки перекрываются высокой сопротивляемостью к климатическим воздействиям (перепадам температуры, порывам ветра), высокой прочностью (до 3 т), небольшим весом и возможностью разобрать опоры (что упрощается процесс хранения, транспортировки и монтажа), длительным сроком службы (до 50 лет), эстетически привлекательным внешний видом.

Композитные – сравнительно новый тип опор. Получили распространение в США, Канаде, Норвегии, Китае. В России введено в экспериментальную эксплуатацию несколько участков ЛЭП различных классов напряжений с композитными опорами. Преимущества композитных опор обусловлены их диэлектрическими свойствами, хорошей устойчивостью к сложным климатическим условиям (ветер, гололед, циклы замораживание-оттаивание), а также малой массой, позволяющей вести их монтаж в труднодоступных местах.

В качестве проводов на ВЛ чаще всего используются:

– алюминиевые провода марок А и АКП (когда межпроволочные пазы заполнены антикоррозийной смазкой) сечением от 16 до 400мм²;

– сталеалюминиевые провода марок АС, АСО и АСУ сечением 35-600мм². Данные провода имеют вокруг стального сердечника повивы из алюминиевых проволок с различным отношением сечений алюминиевой и стальной частей. В электрических расчетах проводимость стальной части не учитывается из-за незначительной ее величины по сравнению с алюминиевой.

Для грозозащитных тросов используют стальные оцинкованные канаты. По механической прочности нижний предел сечения проводов и тросов ограничен в зависимости от напряжения ВЛ и условий прокладки. Значения минимально допустимых сечений приведены в ПУЭ.

Изоляторы служат для крепления проводов к опорам ВЛЭП и изготовляются из электротехнического фарфора, закаленного стекла и полимерных материалов. По способу закрепления на опоре они подразделяются на штыревые (крепятся на крюках или штырях, применяются на воздушных линиях до 35 кВ), подвесные (собираются в гирлянду и крепятся специальной арматурой на траверсе, применяются на ВЛЭП 35 кВ и выше), линейные опорные (крепятся к траверсам или стойкам опор ЛЭП с помощью болтов, применяются на ВЛ до 154 кВ). Количество изоляторов зависит от номинального напряжения линии.

Многолетний опыт эксплуатации воздушных линий электропередачи традиционного исполнения, т.е. выполненных голыми проводами, показал ряд их существенных недостатков:

· повышенную опасность поражения электрическим током из-за большого числа обрывов проводов;

· возможность прикосновения людей к неизолированным проводам и случайных прикосновений негабаритных предметов;

· частые отключения ВЛ из-за механических набросов на провода, схлеста проводов при ветре и перекрытии ветвями деревьев;

· подверженность гололедно-ветровым воздействиям, приводящим зачастую к авариям и длительным перерывам электроснабжения потребителей;

· необходимость регулярного проведения обрезки ветвей деревьев и нанесение вреда деревьям ценных пород.

Для решения данных проблем традиционные голые провода ВЛЭП заменяются самонесущими изолированными проводами (СИП). СИП предназначены для передачи и распределения электроэнергии в воздушных силовых и осветительных сетях напряжением до 0,6–1кВ (СИП-1 и СИП-2) и на напряжение 20 и 35кВ (СИП-3). Для подвески и соединения проводов СИП выпускается специальная арматура.

СИП – это скрученные в жгут изолированные провода. Изоляция выполнена из светостабилизированного полиэтилена.

Надежность самонесущих изолированных проводов складывается из следующих критериев:

· провода защищены от схлестывания;

· на проводах практически не образуется гололед;

· существенно ограничен несанкционированный отбор электроэнергии;

· исключено воровство проводов, так как они не подлежат вторичной переработке;

· возможно подключение абонентов и новые ответвления под напряжением;

· нет необходимости в вырубке широкой просеки перед прокладкой и в процессе эксплуатации;

· простота монтажных работ и соответственно уменьшение сроков их проведения;

· высокая механическая прочность проводов и соответственно невозможность их обрыва;

· пожаробезопасность, основанная на исключении короткого замыкания при схлестывании;

· снижение энергопотерь в ЛЭП за счет уменьшения реактивного сопротивления изолированного провода по сравнению с «голым»;

· возможность прокладки СИП по фасадам зданий, а также совместной подвески с проводами низкого, высокого напряжения, линиями связи, что дает существенную экономию на опорах.

4.2.2. Кабельные линии электропередачи

Распределительные сети напряжением 6–10кВ промышленных и непромышленных объектов, как правило, выполняются кабелями. Кабели – готовое заводское изделие из изолированных токоведущих жил, заключенных в защитную оболочку.

Токопроводящие медные и алюминиевые жилы силовых кабелей для стационарной прокладки на номинальное переменное напряжение до 10 кВ включительно могут быть одно- и многопроволочными, круглыми или секторными. Кабели с секторными жилами имеют диаметр на 20–25 % меньший, чем кабели с круглыми жилами того же сечения и соответственно меньший расход материалов на другие конструктивные элементы кабеля.

Основными элементами всех типов кабелей являются токопроводящие жилы, изоляция, экраны, оболочка и наружные покровы. В зависимости от назначения и условий эксплуатации кабелей и проводов экран и наружные покровы могут отсутствовать.

Токопроводящие жилы должны быть изолированы. Изоляция служит для обеспечения необходимой электрической прочности токопроводящих жил кабеля по отношению друг к другу и к заземленной оболочке. Кабели выпускаются с изоляцией, выполненной из пропитанной бумаги (БПИ, в обозначении кабеля буква, указывающая на материал изоляции, отсутствует), резины (Р), поливинилхлоридного пластика (В), полиэтилена (П) и вулканизированного полиэтилена (Пв).

Экраны используются для защиты внешних цепей от влияния электромагнитных полей токов, протекающих по кабелю, и для обеспечения симметрии электрического поля вокруг жил кабеля.

Оболочки защищают внутренние элементы кабеля от увлажнения и других внешних воздействий.

Защитные покровы предназначены для защиты оболочки кабеля от различных внешних воздействий. В зависимости от конструкции кабеля в защитные покровы могут входить подушка, бронепокров и наружный покров. Броня может быть выполнена из стальных лент (буква Б в обозначении, плоской оцинкованной проволоки (П), круглой оцинкованной проволоки (К).

Кабели с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами бывают следующих марок: ААБ, ААГ, ААП, ААШв, АСБ, АСБГ, АСШв. В обозначении этих марок первая буква означает материал жил (А – алюминий, в вариациях с медной жилой буква отсутствует), вторая – материал оболочки (А – алюминий, С – свинец), буква Б говорит о том, что кабель бронирован стальными лентами, буква Г – об отсутствии наружных покровом, обозначение Шв – наружный покров выполнен в виде шланга из поливинилхлорида.

По конструкции кабели могут иметь заполнители, предназначенные для устранения свободных промежутков между конструктивными элементами кабеля в целях герметизации, придания необходимой формы и механической устойчивости конструкции кабеля.

В настоящее время широкое применение находят кабели из сшитого полиэтилена (СПЭ). Переход на кабели с изоляцией из СПЭ взамен кабелей с бумажно-пропитанной изоляцией (БПИ) обусловлен следующими преимуществами:

- более высокая надежность в эксплуатации;

- меньшие расходы на реконструкцию и содержание кабельных линий;

- низкие диэлектрические потери (коэффициент диэлектрических потерь 0,001 вместо 0,008 у кабелей с БПИ);

- высокая стойкость к повреждениям;

- большая пропускная способность за счет увеличения допустимой температуры нагрева жил:

- при длительном режиме работы 90°С вместо 70°С (для кабелей с БПИ);

- при перегрузке 130°С вместо 90°С (для кабелей с БПИ);

- более высокий ток термической устойчивости при коротком замыкании (250⁰С вместо 200⁰С);

- низкая допустимая температура при прокладке без предварительного подогрева (–20⁰С вместо 0⁰С);

- низкое водопоглащение;

- меньший вес, диаметр и радиус изгиба, что облегчает прокладку на сложных трассах;

- возможность прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней;

- более экологичный монтаж и эксплуатация (отсутствие свинца, масла, битума).

Маркировка кабелей из СПЭ включает в себя следующие обозначения

А – алюминиевая жила (без обозначения – медная жила);

Пв – изоляция из сшитого полиэтилена;

П – оболочка из полиэтилена (ПвП, АПвП);

Пу – оболочка из полиэтилена увеличенной толщины (ПвПу, АПвПу);

В – оболочка из поливинилхлоридного (ПВХ) пластиката (АПвВ, ПвВ);

Внг-LS – оболочка из ПВХ пластиката пониженной пожароопасности (нг) и с низким дымовыделением (“LS” – Low Smoke);

г – продольная герметизация водоблокирующими лентами;

2г – двойная герметизация (водоблокирующими лентами и алюмополиэтиленовой лентой).

Преимущества кабелей из СПЭ обусловливаются применением современного изоляционного материала. Термин «сшивка» подразумевает обработку полиэтилена на молекулярном уровне. Поперечные связи, образующиеся в процессе сшивки между макромолекулами полиэтилена, создают трехмерную структуру, которая и определяет высокие электрические и механические характеристики материала, меньшую гигроскопичность, большой диапазон рабочих температур.

Кабели из СПЭ выпускают с многопроволочной круглой медной или алюминиевой жилой, применение различных типов оболочек и возможность герметизации позволяет использовать кабель как для прокладки в земле, так и в кабельных сооружениях, в том числе при групповой прокладке (см. Приложение 4. табл. П 4.2). При прокладке в земле применяется оболочка из полиэтилена высокой плотности, обеспечивающая необходимую защиту кабеля от механических повреждений, как при прокладке, так и в процессе эксплуатации.

Кабельные трассы требуют меньших площадей по сравнению с воздушными линиями и могут применяться при любых природных и атмосферных условиях. Трасса кабельных линий выбирается кратчайшая с учетом наиболее дешевого обеспечения их защиты от механических повреждений, коррозии, вибрации, перегрева и от повреждений при возникновении электрической дуги в соседнем кабеле.

Прокладка кабелей вне цехов может осуществляться несколькими способами.

1. В траншеях.

Траншеи являются наиболее простым и дешевым способом прокладки кабелей в том числе в виду экономии расхода цветного металла, так как допустимые токи на кабели больше (примерно в 1,3 раза) при прокладке в земле, чем в воздухе. Однако данный способ имеет ряд ограничений для своего применения и не применяется:

– на участках с большим числом кабелей (при прокладке в одной траншее шести кабелей и более вводится большой снижающий коэффициент на допустимый ток, поэтому в одной траншее прокладывается не более шести кабелей, а при большом числе кабелей предусматриваются две рядом расположенные траншеи);

– при большой насыщенности территории подземными коммуникациями и сооружениями;

– на участках, где возможно разлитие горячего металла или едких жидкостей, оказывающих разрушительное действие на оболочку кабелей;

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

Земляная траншея для укладки кабелей должна иметь глубину не менее 800 мм. На дне траншеи создают мягкую подушку 100 мм из просеянной земли. Ширина траншеи зависит от числа кабелей, прокладываемых в ней (например, расстояние между кабелями напряжением до 10 кВ должно быть не менее 100 мм). Кабели укладывают на дне траншеи в один ряд. Сверху кабели засыпают слоем мягкого просеянного грунта или песком. Для защиты кабельной линии напряжением выше 1 кВ от механических повреждений используют бетонные плиты, кирпич, керамическую плитку, а линии напряжением до 1 кВ – только в местах вероятных разрытии. Также для сигнализации о наличии кабелей под землей укладывают сигнальную ленту из полимерных материалов. Трассы кабельных линий прокладываются по непроезжей части на расстоянии не менее: 600 мм от фундаментов зданий, 500 мм до трубопроводов, 2000 мм до теплопроводов.

Более подробно правила прокладки кабельных линий в траншее, объемы материалов и размеры траншей описаны в альбоме А5-92 «Прокладка кабелей напряжением до 35 кВ в траншеях».

Условия применения силовых кабелей с бумажной, пластмассовой и резиновой изоляцией при отсутствии механических воздействий и растягивающих усилий в земле (траншеях) указаны в Приложении 4 (табл. П4.1).

2. В железобетонных каналах.

Кабельный наружный канал представляет собой железобетонную конструкцию, состоящую из П-образного основания с закладными элементами (полками, крюками и т.д.) и крышки в виде плиты. Данный способ прокладки более дорогостоящий, чем в траншеях.

На неохраняемой территории каналы прокладываются под землей на глубине 300 мм и более. Материалы для проектирования каналов приведены в альбоме А3-92 «Кабельные каналы внутри и вне зданий»

Кабельные каналы запрещено применять на участках, где возможно разлитие расплавленного металла, жидкостей или других веществ, разрушительно действующих на оболочки кабелей.

3. В туннелях и коллекторах.

Туннель это специализированное кабельное сооружение со своими системами освещения, водоотведения, вентиляции, противопожарной защиты. Коллектор отличается от туннеля лишь наличием в нем других коммуникаций (теплопроводов, водопроводов и т.д.)

Прокладка в туннелях и коллекторах удобна и надежна в эксплуатации, но она оправдана лишь при большом числе кабелей, идущих в одном направлении (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 используются 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.

4. В блоках.

Прокладка кабелей в блоках надежна, но наименее экономична как по стоимости, так и по пропускной способности кабелей. Она применяется в условиях, когда прокладка другими способами не допустима:

– при наличии блуждающих токов,

– в агрессивных грунтах,

– при вероятности разлива по трассе металла или агрессивных жидкостей и др,

– под автомобильными и железными дорогами.

5. На галереях и эстакадах.

Галереи и эстакады – это наземные сооружения для прокладки кабелей. Применяются они в основном тогда, когда нет возможности проложить кабели в земле из-за насыщенности ее другими подземными коммуникациями. Эстакады имеют открытую конструкцию, галереи – закрытую.

Прокладка кабелей на эстакадах и в галереях целесообразна в следующих случаях:

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

– на предприятиях с большой агрессивностью почвы;

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

4.3. Параметры выбора сетей на напряжение выше 1000В

4.3.1. Выбор сечений жил неизолированных проводов ВЛЭП напряжением выше 1 кВ

Сечение проводов ВЛ выбирают в зависимости от напряжения, расчетного тока, района по гололеду, материала и количества цепей опоры.

Расчетный ток ВЛ определяется по выражению:

, (4.1)

где – коэффициент, коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, принимается 1,05;

– коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии и коэффициент ее попадания в максимум нагрузки энергосистемы (при коэффициент равен 1);

– ток на пятый год эксплуатации ВЛ в нормальном эксплуатационном режиме, определяется по выражению (4.2):

, (4.2)

где S – полная мощность, передаваемая по линии;

– количество цепей линии.

Сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке (по нагреву):

(4.4)

где – расчетный ток в послеаварийном режиме; – допустимый длительный ток.

При выборе сечения проводов ВЛ требуется учитывать ограничения по условиям коронирования и механической прочности. При номинальном напряжении линии 110 кВ наименьшее допустимое сечение сталеалюминиевых проводов по условиям коронирования 70 мм², при напряжении 220 кВ – 240 мм². Наименьшие допустимые сечения проводов воздушных линий напряжением 1–35 кВ по условиям механической прочности – 25 мм². Для сталеалюминиевых проводов рекомендуется применять марку АСО при сечении больше 240 мм² включительно и марку АС при сечении меньше 185 мм² включительно при расчетной толщине гололеда до 20 мм, марку АСУ – для всех сечений при расчетной толщине гололеда более 20 мм.

4.3.2. Выбор кабелей напряжением выше 1000 В

Кабели напряжением выше 1000В выбираются по следующим параметрам:

- напряжению установки: ; (4.5)

- по конструктивному исполнению;

- предельно допустимому нагреву в нормальном и послеаварийном режи мах работы: ; (4.6)

где – длительный допустимый ток с учетом поправочных коэффициентов на число рядом проложенных кабелей K₁ и на температуру окружающей среды K₂:

(4.7)

Кроме этого, для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией, если в нормальном режиме кабель работает с током меньшим допустимого, то возможна кратковременная перегрузка на 10% в течение 30 мин. В период ликвидации послеаварийного режима допускается перегрузка не более 1,2 в течение пяти суток, если максимум нагрузки не превышает 6 ч. в сутки.

Для кабелей с полиэтиленовой изоляцией в послеаварийном режиме допустима перегрузка до 10%, а для кабелей с ПВХ изоляцией – до 15% на время не более 6 ч. в течение 6 суток, с учетом, что соблюдается допустимая температура жилы кабеля 10кВ (+60°С).

Для кабелей с резиновой или пластмассовой допустимая температура жилы кабеля (+65°С) и земли (+15°С).

Для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена допустимая температура жилы кабеля (+90°С).

По экономической плотности тока (ток послеаварийного режима работы в этом случае не учитывается):

, (4.8)

где – расчетный ток; – экономическая плотность тока, зависящая от числа часов использования максимума, материала жил кабелей, изоляции.

Полученное экономическое сечение округляется до ближайшего стандартного значения.

Сечение кабеля, выбранное по указанным выше условиям, должно быть проверено на термическую устойчивость к токам короткого замыкания:

(4.9)

где F – сечение жилы кабеля, мм²;

С – функция, зависящая от напряжения и характеристики кабеля А×с^1/2/мм², значение приведено в приложении 4 (табл. П4.3).

t_отк – время отключения цепи короткого замыкания;

Т_а – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока кз.

где I_по – значение тока кз в начале кабельной линии, кА.

Или можно определить минимальное сечение кабеля по термической стойкости по формуле (4.10)

(4.10)

где F_min – минимальное сечение кабеля по термической стойкости, необходимо округлить до ближайшего большего стандартного, мм²;

– расчетный тепловой импульс, кА²×с.

Кабели одинакового сечения по всей длине проверяются по току КЗ в начале кабеля, а кабели со ступенчатым сечением по длине проверяются по току КЗ в начале каждого участка.

Выбранное сечение кабеля должно быть проверено по потере напряжения:

(4.11)

где ∆U – потеря напряжения, В;

I_р – расчетный ток, А;

x_о; r_о – соответственно удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля, Ом/км.

Допустимая потеря напряжения в нормальном режиме работы не должна превышать 5%.

Пример 4.1

Выбрать сечение кабеля, питающего РУ 10кВ от двух взаиморезервируемых секций шин ГПП, если:

- S_р=3200кВА;

- cosφ=0,85;

- l=1,2км;

- ток кз на шинах 10кВ ГПП I_по=12 кА;

- выдержка времени максимальной защиты на линии t_рз=1,2с;

- полное время отключения выключателя t_откл=0,07с;

- число часов использования максимума Т_max=5500ч.

Определяем расчетный ток нормального режима:

Максимальный длительный ток послеаварийного режима:

Экономическая плотность тока при T_max=5500, равна 1,2 А/мм².

Определяем сечение кабеля по экономической плотности тока:

Исходя из полученного по расчету сечения, выбираем кабель для прокладки в земле с пропитанной бумажной изоляцией и однопроволочной токопроводящей жилой марки ААШВ-10 сечением 3×95мм². Для данного кабеля:

Сечение кабеля 3×70мм²не проходит по длительному максимальному току.

Проверяем выбранный кабель по термической устойчивости:

Условие проверки не выполняется так как , следовательно, сечение кабеля необходимо увеличить до следующего стандартного значения 3×150мм². Для данного сечения получим:

Аналогичным образом можно получить минимальное сечение кабеля по формуле (4.6).

Таким образом, кабель ААШВ-10-3×150 проходит по термической устойчивости, так как

Проверка по потере напряжения:

где

Выбранный кабель также проходит и по потере напряжения.

Пример 4.2

Для тех же данных, что и в предыдущем примере выбран кабель и изоляцией из сшитого полиэтилена типа АПвП-10 сечением 150мм² и с медным экраном 25мм²: 3(1×150/25) мм². Необходимо проверить экран на действие токов КЗ.

Необходимо чтобы выполнялось условие:

, (4.12)

где – допустимый ток КЗ для экрана;

– значение двухфазного тока кз.

В Приложении 4 таблице П 4.4 приведены допустимые значения тока КЗ в зависимости от сечения экрана и времени отключения тока кз.

При заданном сечении экрана 25мм² и t_{отк.доп}=1,0 с допустимый ток экрана .

Определяем значение двухфазного тока кз:

Так как действительная продолжительность протекания тока КЗ. отличается от 1 с, то I_{доп.экр}. необходимо умножить на поправочной коэффициент:

;

Так как, , следовательно, экран не проходит по термической стойкости к токам КЗ. Принимаем экран сечением 70мм².

Таким образом, трехфазный кабель АПвП-10 сечением токопроводящей алюминиевой жилы 150 мм² и медным экраном сечением 70 мм² проходит по всем параметрам.

Контрольные вопросы и задания

1. Как повысить надежность и экономичность схем внутризаводского электроснабжения?

2. Какой режим нейтрали обычно используется для внутризаводских сетей?

3. Как выполняются радиальные схемы электроснабжения? Что такое двуступенчатые и одноступенчатые схемы?

4. Как выполняются магистральные схемы электроснабжения? Сколько трансформаторов и какой мощности допускается присоединять к одной магистрали?

5. Что такое «схемы смешанного типа»?

6. Что такое «воздушная линия»?

7. Назовите основные конструктивные элементы ВЛ.

8. Что такое «пролет» ВЛ?

9. Что такое «угол поворота» ВЛ?

10. Что такое «стрела провеса» ВЛ?

11. Что такое «габарит» ВЛ?

12. Какие ВЛ бывают по роду тока?

13. Как классифицируются ВЛ по классу номинального напряжения?

14. Какие номинальные напряжения используются для воздушных линий в зависимости от их назначения?

15. Что такое «промежуточные» и «анкерные» опоры?

16. Для чего используется расщепление фаз ВЛ?

17. Какие бывают опоры ВЛ по материалу изготовления? Дайте краткую характеристику каждому виду.

18. Какие виды проводов используются на воздушных линия?

19. Что используется в качестве грозозащитных троссов на ВЛ?

20. Какие бывают изоляторы ВЛ?

21. Назовите преимущества СИП.

22. Что такое «кабель»?

23. Из какого материала изготавливают изоляцию и оболочку кабелей?

24. Какие защитные покровы кабелей вы знаете?

25. Расшифруйте обозначения следующих кабелей: ААБ, ААГ, ААП, ААШв, АСБ, АСБГ, АСШв.

26. Как маркируются кабели из сшитого полиэтилена?

27. Назовите преимущества кабелей из сшитого полиэтилена. Какова область применения этих кабелей?

28. Дайте краткую характеристику основным способам прокладки кабелей вне зданий.

29. Как выбирается и проверяется сечение воздушной линии на напряжение выше 1000 В?

30. Как выбирается и проверяется кабель на напряжение выше 1000 В?

31. Как проверяется экран кабелей на действие токов КЗ?

К оглавлению

5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1КВ

Основной неисправностью систем электроснабжения являются короткие замыкания.

5.1. Причины и виды замыканий в сетях электроснабжения

Основной причиной возникновения короткого замыкания является нарушение изоляции электрооборудования, которое возникает в результате: перенапряжений (особенно в сетях с изолированными нейтралями), прямых ударов молнии, старения изоляции, механических повреждений изоляции, неудовлетворительного ухода за оборудованием и сетями. Часто причиной повреждений в электрической части электроустановок являются неквалифицированные действия и ошибки обслуживающего персонала.

При возникновении коротких замыканий в системе электроснабжения ее общее сопротивление уменьшается, что приводит к увеличению токов в ветвях по сравнению с токами нормального режима, а это вызывает снижение напряжения отдельных точек системы электроснабжения, которое особенно велико вблизи места короткого замыкания. Эти процессы вызывают следующие последствия:

– механические и термические повреждения электрооборудования;

– возгорания в электроустановках;

– снижение уровня напряжения в сети, ведущее к уменьшению вращающего момента электродвигателей, их торможению, снижению производительности или даже к их опрокидыванию;

– выпадение из синхронизма отдельных генераторов, электростанций и частей электрической системы и возникновение аварий, включая системные аварии;

– электромагнитное влияние на линии связи, коммуникации.

Различают следующие виды коротких замыканий.

1. Однофазное короткое замыкание – замыкание на землю в трехфазной электроэнергетической системе с глухо- или эффективно заземленными нейтралями силовых элементов, при котором с землей соединяется только одна фаза.

2. Двухфазное короткое замыкание — замыкание между двумя фазами в трехфазной системе без замыкания на землю.

3. Двухфазное короткое замыкание на землю – замыкание на землю в трехфазной системе, при котором с землей соединяются две фазы.

4. Двойное короткое замыкание на землю – совокупность двух однофазных коротких замыканий на землю в различных, но электрически связанных частях электроустановки.

5. Трехфазное короткое замыкание – замыкание между тремя фазами в трехфазной электроэнергетической системе.

6. Трехфазное короткое замыкание на землю – замыкание на землю в трехфазной электроэнергетической системе с глухо- или эффективно заземленными нейтралями силовых элементов, при котором с землей соединяются три фазы.

Помимо коротких замыканий существуют неполные (неметаллические) короткие замыкания (НКЗ). При таких замыканиях в местах контакта проводов возникает переходное сопротивление из-за различных факторов, таких как неплотность контактов, образование окисной пленки или обугливание изоляции. Это переходное сопротивление приводит к тому, что ток в цепи ограничен, и энергия не расходуется максимально возможным образом.

Причинами НКЗ являются:

–дефекты изоляции;

– высокие сопротивления токопроводящих элементов (жилы кабеля пониженного сечения или контактные соединения с высоким сопротивлением);

– дуговой пробой.

5.2. Общие сведения о расчете токов короткого замыкания

Для защиты оборудования от сверхтоков и увеличения надежности, требуется оценка величины тока в аварийном режиме через аналитический расчет при наиболее тяжелых условиях.

Аварийный режим – это режим, вызванный внезапным нарушением нормального режима вследствие к.з. Аварийные режимы необходимо быстро ликвидировать, при этом все элементы системы электроснабжения должны быть термически и динамически стойкими.

Расчет токов короткого замыкания преследует собой несколько целей:

– выбор и проверка электрооборудования по электродинамической и термической стойкости;

– проверка коммутационных аппаратов на коммутационную способность;

– определения уставок и обеспечения селективности срабатывания защиты на вводах в объект.

Такой расчет допускается проводить приближенно, с принятием ряда допущений, с погрешностью до 5-10%.

Кривая изменения тока кз представляет собой сумму двух составляющих: периодическую и апериодическую (рис. 5.1).

Периодическая составляющая (i_п) – представляет собой синусоиду с неизменной амплитудой, действующее значение которой зависит от напряжения сети и сопротивления петли короткого замыкания.

Апериодическая составляющая (i_а) затухает по экспоненциальному закону

, (5.1)

где T_а– постоянная времени затухания,

(5.2)

– значение апериодической составляющей в начальный момент времени;

, – активное и индуктивное сопротивление цепи кз (чем больше активное сопротивление цепи кз, тем быстрее затухает апериодическая составляющая тока кз).

Рис 5

Рис. 5.1. Кривая изменения тока КЗ

Для расчетов токов короткого замыкания также используются следующие понятия:

– ударный ток кз (i_уд) – наибольшее возможное мгновенное значение тока короткого замыкания;

– ударный коэффициент тока КЗ – отношение ударного тока короткого замыкания к амплитуде периодической составляющей тока короткого замыкания рабочей частоты в начальный момент времени.

Расчет токов короткого замыкания всегда начинается со следующих четырех действий:

1. Составляется расчетная схема электроустановки (сети электроснабжения);

2. Определяется расчетный вид КЗ.

3. Выбираются расчетные точки КЗ.

4. Определяется расчетное время протекания тока КЗ.

Под расчетной схемой понимают упрощенную однолинейную схему с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток КЗ, и должны быть учтены при выполнении расчетов. По расчетной схеме составляется схема замещения.

Расчетным видом КЗ при проверке на динамическую и термическую устойчивости зачастую является трехфазное КЗ. Однако, в случаях когда КЗ электрически близко к генераторам, возможно что , и для расчетов термической стойкости используется двухфазное 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 обычно не учитывать.

В ЗРУ проводники и электрические аппараты, расположенные до реактора, проверяются, исходя из того, что расчетная точка КЗ находится за реактором, если они отделены от сборных шин разделяющими полками, а реактор находится в том же здании и все соединения от реактора до сборных шин выполнены шинами.

При проверке кабелей на термическую стойкость расчетной точкой КЗ является:

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

– для одиночных кабелей со ступенчатым соединением по длине — точки КЗ в начале каждого участка нового сечения;

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

Расчетная длительность КЗ принимается в зависимости от назначения расчета.

При проверке на термическую устойчивость она принимается равной времени действия основной защиты и полного времени отключения выключателя, ближайшего к месту КЗ (5.3).

. (5.3)

В отдельных случаях основная защита может не сработать, поэтому целесообразно оценить термическую стойкость также при действии резервной защиты.

При проверке выключателей на отключающую способность расчетное время КЗ равно сумме минимально возможного времени действия основной защиты и собственного времени отключения выключателя (5.4).

. (5.4)

5.3. Методика расчета токов короткого замыкания в сетях выше 1000 В

Рассмотрим расчет трехфазного кз для сетей выше 1000 В.

Расчет токов короткого замыкания на высоком напряжении как правило ведется в относительных единицах. При наличии нескольких ступеней напряжения все элементы схемы приводятся к одной, базисной, ступени. Ток кз рассчитывается при отключенном положении всех секционных выключателей.

При выражении параметров элементов эквивалентной схемы замещения в относительных единицах необходимо:

1) задаться базисной мощностью S_б и для одной из ступеней напряжения исходной расчетной схемы, принимаемой за основную, выбрать базисное напряжение U_б.осн;

2) определить базисные напряжения других ступеней напряжения расчетной схемы, используя формулу (5.5):

, (5.5)

где – базисное напряжение N-ой ступени;

– коэффициенты трансформации трансформаторов и автотрансформаторов.

– базовое напряжение основной ступени.

3) найти искомые значения ЭДС источников энергии и сопротивлений всех элементов схемы замещения в относительных единицах при выбранных базисных условиях, используя формулу (5.6):

, (5.6)

Режим трехфазного КЗ является симметричным, поэтому для его моделирования используется схемы замещения прямой последовательности. Она составляется с учетом фактических коэффициентов трансформации трансформаторов или при приближенном учете этих коэффициентов.

Независимо от принятого способа составления в схеме замещения должны быть представлены все элементы исходной расчетной схемы, причем источники энергии (генераторы, синхронные компенсаторы, а также электродвигатели мощностью 100 кВт и более, если они не отделены от расчетной точки КЗ токоограничивающим реактором или трансформатором) и обобщенные нагрузки узлов должны быть введены в схему ЭДС и индуктивными сопротивлениями, соответствующими рассматриваемому моменту времени.

Если исходная схема замещения не содержит замкнутых контуров, то она легко преобразуется в эквивалентную результирующую схему путем последовательного и параллельного соединения элементов и путем замены нескольких источников, имеющих разные ЭДС и разные сопротивления, но присоединенных в одной точке, одним эквивалентным источником.

Рис. 5.2. Схема для расчета токов КЗ

Рассмотрим схему на рис. 5.2. Для проверки электрооборудования на высшем напряжении намечается точка К1 и рассчитывается ток кз от внешних источников I_по.вн. При этом, если со стороны высшего напряжения установлены выключатели, то при проверке их на отключающую способность затуханием от внешних источников можно пренебречь, так как их мощность, как правило, значительно больше мощности подстанции, т.е. .

Электрооборудование РУ 6-10кВ ГПП (точка К2), РУ1 и РУ2 (точки К3, К4) должно быть проверено по суммарным токам КЗ в указанных точках, т.е. токов КЗ от внешних источников и токов подпитки от двигателей. Расчет суммарных токов КЗ в точках К5 и К6 необходим для расчета токов КЗ в сети напряжением ниже 1000В.

Системы электроснабжения современных промышленных предприятий характеризуются разветвленной сетью 6-10кВ с двигательной нагрузкой. При расчете токов КЗ в подобных установках токи подпитки от двигателей могут быть значительными и в ряде случаев превышать токи КЗ от внешних источников. Способ расчета тока КЗ с учетом двигателей зависит от места их расположения в расчетной схеме.

На рисунке 5.3 приведена схема замещения, составленная по схеме рис. 5.2.

Рис. 5.3. Схема замещения к схеме на рис.5.2

Следует иметь в виду, что в зависимости от схемы подключения электродвигателей, они могут быть связаны с точкой КЗ внешним индивидуальным сопротивлением (точка К3) или общим для группы электродвигателей сопротивлением Z_вн2 (точка К2). Если подключены разнотипные электродвигатели (асинхронные, синхронные с разными параметрами), то их нужно учитывать индивидуально. Остальная часть схемы должна быть преобразована относительно точки короткого замыкания результирующим сопротивлением.

Начальное значение периодической составляющей тока от асинхронных двигателей I_поАД определяется через кратность пускового тока к номинальному К_п, которая приводится в каталогах.

Если внешнее индивидуальное сопротивление (Z_вн.инд1и Z_вн.инд2) не превышает 10-20% от сверхпереходного сопротивления двигателя (), то его при расчете I_поАД учитывать не надо (таким сопротивлением обладает, например, кабель длиной не более 200–300м, и сечением не менее 50–70мм²); тогда:

, (5.7)

где – кратность пускового тока от номинального.

Если , то:

. (5.8)

Периодическую составляющую тока КЗ от асинхронных двигателей в произвольный момент времени можно определить по формуле (5.8).

, (5.9)

где – расчетная постоянная времени.

При учете внешнего сопротивления постоянная времени определяется:

(5.10)

где – расчетная постоянная времени двигателя при КЗ на его выводах.

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ синхронного двигателя при учете его внешнего сопротивления, когда за базисные условия принимаются его номинальный ток и напряжение, рассчитывается по формуле (5.11)

, (5.11)

где – сверхпереходное сопротивление, отн. ед. указывается в каталогах на синхронные двигатели (пример таблицы см. в Приложении 5, таблица П5.1);

– сверхпереходная ЭДС в начальный момент КЗ, отн. ед.;

и – индуктивная и активная составляющие внешнего сопротивления, отн. ед.

Величина определяется с учетом того, что двигатель работал в нормальном режиме с перевозбуждением:

(5.12)

где сosφ_н – номинальный коэффициент мощности двигателя в режиме перевозбуждения.

Значение периодической составляющей тока КЗ от синхронного двигателя в произвольный момент времени определяется с помощью расчетных кривых (Приложение 5, рис. П5.3).

Расчет периодической составляющей тока КЗ синхронного двигателя, отделенного от точки КЗ сопротивлением Z_вн, производится в следующей последовательности:

1) определяется I_поСД;

2) по кривым (Приложение 5, рис. П5.2) для нужного момента времени τ находят I_пτСД/I_поСД ;

3) вычисляют ток КЗ в именованных единицах:

. (5.13)

Апериодическая составляющая тока КЗ двигателя (асинхронного и синхронного) в любой момент t (5.13).

. (5.14)

Ударный ток КЗ двигателя (асинхронного и синхронного) равен:

(5.15)

Параметры асинхронных электродвигателей приведены в Приложении 5 (табл. П5.2), ударный ток для синхронных двигателей определяется по кривым Приложения 5 (рис. П5.2).

Суммарные токи КЗ периодическая и апериодическая составляющие определяются арифметическим суммированием периодических и апериодических составляющих токов от всех источников токов КЗ: внешних источников, двигателей.

В общем случае суммарное значение периодической составляющей тока КЗ равно:

(5.16)

Суммарная периодическая составляющая для произвольного момента времени:

(5.17)

Суммарная апериодическая составляющая тока КЗ:

(5.18)

Ударный ток в точке к.з. вычисляется арифметическим суммированием ударных токов двигателей и внешних источников:

(5.19)

В Приложении 5 (таблица П5.3) приведены выражения для определения приведенных значений сопротивлений.

Для выбора и проверки электрооборудования по условию электродинамической стойкости необходимо знать наибольшее возможное мгновенное значение тока КЗ, которое называют ударным током и определяют по формуле (5.20).

(5.20)

где I_п0 - значение периодической слагающей тока КЗ в начальный момент;

К_уд – ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени Т_а апериодической составляющей тока КЗ.

Зависимость ударного коэффициента Куд от постоянной времени Та определяется выражением (5.21).

(5.21)

При отсутствии данных можно принять Т_а=0,04 с для асинхронных двигателей, и Т_а=0,06 с для синхронных двигателей.

Рассмотрим пример расчета токов короткого замыкания.

Предприятие питается по двухцепной ВЛЭП, выполненной проводами АС-35 длиной 8 км через трансформаторы на ГПП ТМ 2500. Мощность короткого замыкания сети равно 750 МВА. Найдем токи короткого трехфазного (симметричного) замыкания в точках К1 и К2. Схема предприятия представлена на рис. 5.4.

Рис 5.4. Схема для примера 1

Для начала примем базисные значения мощности, напряжений и токов на всех ступенях трансформации:

Базисная мощность: .

Базисное напряжение рекомендуется выбирать равным его среднему номинальному значению по следующей шкале: 230; 115; 37; 10,5; 6,3: 0,69; 0,4; 0,23.

Базисное напряжение 1 ступени трансформации: .

Базисное напряжение 2 ступени трансформации: .

Базисный ток первой ступени трансформации:

Базисный ток второй ступени трансформации:

Определим сопротивления элементов системы электроснабжения с учетом, что ВЛЭП и трансформаторы ГПП не работают параллельно.

Сопротивление энергосистемы:

Сопротивление ВЛЭП:

где – удельное активное сопротивление воздушной линии, принимаемое по справочным данным (см. Приложение 5, таблица П5.5);

=0,436 (Ом/км) – удельное индуктивное сопротивление воздушной линии, рассчитанное по формуле:

где – усредненное среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, принимаемое в зависимости от класса напряжения по табл. 5.1.

Таблица 5.1

Усредненное значение среднегеометрического расстояния между фазными проводами, принимаемое в зависимости

от класса напряжения

U, кВ	35	110	220	330	750
, м	3,5	5,5	8,0	11,0	22,7

– радиус провода, определяемый по справочным данным (см. Приложение 5, табл. П 5.5).

Сопротивления трансформаторов ГПП:

где – потери короткого замыкания (потери в меди).

где – напряжение короткого замыкания, %.

ЭДС энергосистема: .

Проведем расчет токов короткого замыкания в точке К1.

Схема замещения до точки К1 выглядит следующим образом:

КЗ1

Действующее значение периодической составляющей тока КЗ в точке К1:

Постоянная времени затухания для точки К1

Ударный ток КЗ в точке К1:

Термическое действие токов КЗ оценивается тепловым импульсом В_к от протекания тока за время t_отк с момента возникновения КЗ до его отключения, состоящим из периодической В_кпи апериодической В_ка составляющих. На напряжении 35 кВ примем: t_кз = t_рел + t_соб =0,3 с.

Проведем расчет токов короткого замыкания в точке К2.

Схема замещения до точки К2 выглядит следующим образом:

Действующее значение периодической составляющей тока КЗ в точке К2:

Постоянная времени затухания для точки К1

Ударный ток КЗ в точке К1:

Тепловой импульс за время t_отк=0,3 с.

Для расчета токов при несимметричных КЗ целесообразно использовать метод симметричных составляющих, при котором помимо схемы замещения прямой последовательности для расчета двухфазного КЗ необходимо составить схему замещения обратной последовательности, а для расчета однофазного и двухфазного КЗ на землю – также схему замещения нулевой последовательности.

Схема замещения обратной последовательности содержит все элементы исходной расчетной схемы. При этом электродвигатели и обобщенные нагрузки узлов должны быть учтены соответствующим сопротивлением обратной последовательности, а ЭДС приняты равными нулю.

Схема замещения нулевой последовательности обычно существенно отличается от схем прямой и обратной последовательностей. Ее конфигурация определяется в основном положением расчетной точки КЗ и схемами соединения обмоток трансформаторов и автотрансформаторов исходной расчетной схемы.

Рассмотрим подробнее режимы двухфазного и однофазного КЗ,

Режим двухфазного КЗ состоит из режимов прямой и обратной последовательностей. Токи обратной последовательности протекают по тем же путям, что и токи прямой последовательности, поэтому схема обратной последовательности состоит из тех же ветвей, что и схема прямой последовательности, однако ЭДС у всех источников отсутствуют.

Сопротивления прямой последовательности электроприемников в общем случае отличаются от их сопротивлений обратной последовательности. Но у синхронных и асинхронных машин сопротивления обратной последовательности мало отличаются от сверхпереходных сопротивлений. У трансформаторов, автотрансформаторов, линий электропередачи и реакторов, магнитосвязанные цепи которых неподвижны друг относительно друга, сопротивления прямой и обратной последовательности одинаковы. Поэтому при расчете начального сверхпереходного режима КЗ (начального момента КЗ) в системах электроснабжения можно считать сопротивление обратной последовательности равным сопротивлению прямой последовательности.

Однофазные КЗ возможны только в сетях с глухо или эффективно-заземленной нейтралью. Токи нулевой последовательности не циркулируют в линейных цепях электрической сети, присоединенных к выводам обмоток трансформаторов, соединенных в треугольник или звезду с изолированной нейтралью. Токи прямой и обратной последовательности протекают по всей электрически связанной цепи от источника питания до места КЗ.

Контрольные вопросы и задания

1. Что такое «короткое замыкание»?

2. Каковы основные причины возникновения коротких замыканий?

3. Какие последствия вызывают короткие замыкания в сетях и электрооборудовании?

4. Назовите виды коротких замыканий.

5. Какие замыкания помимо металлических существуют? Назовите причины их возникновения.

6. Какие цели преследуются при расчете токов короткого замыкания?

7. Какие составляющие включает в себя мгновенное значение тока короткого замыкания? Как они определяются?

8. Что такое «ударный ток»?

9. Что такое «ударный коэффициент тока» КЗ?

10. Что требуется сделать перед расчетом токов КЗ?

11. Что такое «расчетная схема»?

12. Какие расчетные виды КЗ вы знаете?

13. Как выбирается расчетная точка КЗ?

14. Как определяется расчетная длительность КЗ?

15. Каков алгоритм определения токов короткого замыкания?

16. Как учитываются асинхронные и синхронные двигатели при расчете токов КЗ?

17. Как оценивается термическое действие токов КЗ?

18. В чем особенность расчета токов двухфазных и однофазных КЗ

К оглавлению

6. АВТОНОМНЫЕ И ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ

В 2019 г. в нашей стране была принята Государственная стратегия развития энергетического комплекса страны до 2035 г. (ЭС‑2035). Целью данной стратегии является создание инновационного и эффективного энергетического сектора в стране. Одной из основных идей ЭС‑2035 является переход от ресурсно-сырьевого к ресурсно-инновационному развитию топливно-энергетического комплекса, опирающемуся на полное использование отечественного ресурсного и инновационного потенциалов за счет формирования длинных технологических цепочек с их насыщением инновационными технологиями.

Одной из инновационных технологий рассматриваются возобновляемые источники энергии (ВИЭ) и различные направления энергосбережения. Обширная территория страны, наличие удаленных населенных пунктов и различных автономных объектов требуют надежных и независимых энергоисточников. В настоящее время эта задача решается преимущественно генераторами, работающими на ископаемом топливе. Одним из решений задачи внедрения ВИЭ для удаленных объектов могло бы стать использование микрогенерирующих комплексных систем с расширенным составом ВИЭ, использующих имеющийся на конкретной территории разнообразный энергетический потенциал, созданный природой.

До недавнего времени механизм привлечения широких слоев населения для активного участия во внедрении ВИЭ отсутствовал, но на сегодняшний день он разрабатывается по поручению Правительства РФ «О механизме микрогенерации на основе ВИЭ» от 24 июля 2017 г. Под микрогенерацией подразумевается выработка мощности до 15 кВт. Роль использования микрогенерирующих энергетических комплексов с расширенным рядом ВИЭ для России, с учетом ее большой площади, отсутствием на 70% территории страны централизованных источников энергии и усилением в последнее время климатических и политических угроз, возрастает. Внедрение ВИЭ предполагает повышение надежности энергоснабжения и рост качества жизни децентрализованных потребителей, создание новых рабочих мест, формирование тренда к снижению потребления органических видов топлива и загрязнения окружающей среды.

6.1. Традиционные источники энергии

В индустриальном обществе ископаемое углеводородное топливо стало преобладающим источником энергии. Все без исключения страны в стадии индустриализации обычно используют углеводородное топливо для привода тепловых машин и получения тепла в широком диапазоне температур, а также для выработки электрической энергии. Так же к традиционным источникам энергии, помимо тепловых станций, относят гидроэлектростанции, атомные электростанции.

Российская энергетика на сегодня состоит из более 600 тепловых, 100 гидроэлектрических, 9 атомных электростанций, общая мощность которых превышает 210 млн кВт.

Тепловая электростанция (ТЭС) – электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. Около 75 % всей электроэнергии России производится на тепловых электростанциях. Большинство российских городов снабжаются именно ТЭС, часто используются и ТЭЦ – теплоэлектроцентрали, производящие не только электроэнергию, но и тепло в виде горячей воды. Такая система является довольно-таки непрактичной, так как в отличие от электрокабеля надежность теплотрасс чрезвычайно низка на больших расстояниях, эффективность централизованного теплоснабжения при передаче также значительно понижается. Подсчитано, что при протяженности теплотрасс более 20 км (типичная ситуация для большинства городов) установка электрического бойлера в отдельно стоящем доме становится экономически выгодна.

На тепловых электростанциях преобразуется химическая энергия топлива сначала в механическую, а затем – в электрическую. Топливом для такой электростанции могут служить уголь, торф, газ, горючие сланцы, мазут.

Гидроэлектрическая станция, гидроэлектростанция (ГЭС) – комплекс сооружений и оборудования, посредством которых энергия потока воды преобразуется в электрическую энергию. ГЭС состоит из последовательной цепи гидротехнических сооружений, обеспечивающих необходимую концентрацию потока воды и создание напора, и энергетического оборудования, преобразующего энергию движущейся под напором воды в механическую энергию вращения, которая, в свою очередь, преобразуется в электрическую.

Напор ГЭС создается концентрацией падения реки на используемом участке плотиной, либо деривацией, либо плотиной и деривацией совместно. Основное энергетическое оборудование ГЭС размещается внутри здания ГЭС: в машинном зале электростанции – гидроагрегаты, вспомогательное оборудование, устройства автоматического управления и контроля; в центральном посту управления – пульт оператора-диспетчера или автооператора гидроэлектростанции. Повышающая трансформаторная подстанция размещается как внутри здания ГЭС, так и в отдельных зданиях или на открытых площадках. Распределительные устройства зачастую располагаются на открытой площадке. Здание ГЭС может быть разделено на секции с одним или несколькими агрегатами и вспомогательным оборудованием, отделенные от смежных частей здания. При здании ГЭС или внутри него создается монтажная площадка для сборки и ремонта различного оборудования и для вспомогательных операций по обслуживанию ГЭС.

Важнейшая особенность гидроэнергетических ресурсов по сравнению с топливно-энергетическими ресурсами – их непрерывная возобновляемость. Отсутствие потребности в топливе для ГЭС определяет низкую себестоимость вырабатываемой на ГЭС электроэнергии. Поэтому сооружению ГЭС, несмотря на значительные, удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности и продолжительные сроки строительства, придавалось и придается большое значение, особенно когда это связано с размещением электроемких производств.

Атомная электростанция (АЭС) – электростанция, в которой атомная (ядерная) энергия преобразуется в электрическую. Генератором энергии на АЭС является атомный реактор. Тепло, которое выделяется в реакторе в результате цепной реакции деления ядер некоторых тяжелых элементов, затем так же, как и на обычных тепловых электростанциях (ТЭС), преобразуется в электроэнергию. В отличие от ТЭС, работающих на органическом топливе, АЭС работает на ядерном горючем. При делении 1 г изотопов урана или плутония высвобождается 22500 кВт·ч, что эквивалентно энергии, содержащейся в 2800 кг условного топлива. Установлено, что мировые энергетические ресурсы ядерного горючего (уран, плутоний и др.) существенно превышают энергоресурсы природных запасов органического топлива (нефть, уголь, природный газ и др.). Это открывает широкие перспективы для удовлетворения быстро растущих потребностей в топливе. Кроме того, необходимо учитывать все увеличивающийся объем потребления угля и нефти для технологических целей мировой химической промышленности, которая становится серьезным конкурентом тепловых электростанций. Несмотря на открытие новых месторождений органического топлива и совершенствование способов его добычи, в мире наблюдается тенденция к относительному увеличению его стоимости. Это создает наиболее тяжелые условия для стран, имеющих ограниченные запасы топлива органического происхождения. Очевидна необходимость быстрейшего развития атомной энергетики, которая уже занимает заметное место в энергетическом балансе ряда промышленных стран мира.

АЭС, являющиеся наиболее современным видом электростанций, имеют ряд существенных преимуществ перед другими видами электростанций: при нормальных условиях функционирования они абсолютно не загрязняют окружающую среду, не требуют привязки к источнику сырья и соответственно могут быть размещены практически везде, новые энергоблоки имеют мощность практически равную мощности средней ГЭС, однако коэффициент использования установленной мощности на АЭС (80%) значительно превышает этот показатель у ГЭС или ТЭС.

Значительных недостатков АЭС при нормальных условиях функционирования практически не имеют. Однако нельзя не заметить опасность АЭС при возможных форс-мажорных обстоятельствах: землетрясениях, ураганах, и т.п. – здесь старые модели энергоблоков представляют потенциальную опасность радиационного заражения территорий.

6.2. Нетрадиционные источники энергии

В соответствии с резолюцией 33/148, принятой в 1978 г. Генеральной Ассамблеей ООН, введено понятие «нетрадиционные и возобновляемые источники энергии». К ним относятся: солнечная, ветровая, геотермальная, энергия морских волн, приливов и океана, энергия биомассы, древесины, древесного угля, торфа, тяглового скота, сланцев, битуминозных песчаников и гидроэнергия больших и малых водотоков.

Все источники энергии и пути их преобразования представлены структурной схемой преобразования от первичной энергии до полезной (рис. 6.1).

Рис. 6.1. Структура преобразования и потребления энергии

Одним из наиболее перспективных источников энергии является солнечная энергия.

У солнечной энергии два основных преимущества. Во-первых, ее много, и она относится к возобновляемым энергоресурсам: длительность существования Солнца оценивается приблизительно в 5 млрд лет. Во-вторых, ее использование не влечет за собой нежелательных экологических последствий.

Однако использованию солнечной энергии мешает ряд трудностей. Хотя полное количество этой энергии огромно, она неконтролируемо рассеивается. Чтобы получать большие количества энергии, требуются коллекторные поверхности большой площади. Кроме того, возникает проблема нестабильности энергоснабжения: солнце не всегда светит. Даже в пустынях, где преобладает безоблачная погода, день сменяется ночью. Следовательно, необходимы накопители солнечной энергии. И, наконец, многие виды применения солнечной энергии еще как следует не апробированы, и их экономическая рентабельность не доказана.

Так же одним из наиболее применимых альтернативных источников является ветроэнергетика. Прибрежные зоны северной части России, Каспийское побережье и северная часть Сахалина отличаются высокой интенсивностью ветрового режима. Здесь среднегодовые скорости ветра превышают 6 м/с. В этих районах часто наблюдаются ураганные ветры (выше 30 м/с), которые сопровождаются снежными метелями и буранами. Поэтому в указанной зоне можно использовать только агрегаты с ветродвигателями высокой быстроходности (двух-трехлопастные), прочность которых рассчитана на ветровые нагрузки при скоростях ветра 40 м/с. В Арктике и на побережье наиболее эффективно применение ветроэлектрических станций, работающих совместно с тепловым резервом, а также небольших ветроэлектрических агрегатов.

Большинство областей европейской части СНГ относится к зоне средней интенсивности ветра. В этих районах среднегодовая скорость ветра составляет от 3,5 до 6 м/с. К этой же зоне относится часть территории, лежащая юго-восточнее озера Байкал.

Третья зона занимает обширную территорию Восточной Сибири и Дальнего Востока, некоторых областей европейской части России. В этой зоне скорости ветра относительно невелики – до 3,5 м/с, и широкое применение здесь ветроэнергетических установок не рекомендуется.

Другим перспективным альтернативным источником является геотермальная энергия. Геотермальная энергия, т.е. теплота недр Земли, уже используется в ряде стран, например в Исландии, России, Италии и Новой Зеландии. Земная кора толщиной 32…35 км значительно тоньше лежащего под ней слоя – мантии, простирающейся примерно на 2900 км к горячему жидкому ядру. Мантия является источником богатых газами огненно-жидких пород (магмы), которые извергаются действующими вулканами. Тепло выделяется в основном вследствие радиоактивного распада веществ в земном ядре. Температура и количество этого тепла столь велики, что оно вызывает плавление пород мантии. Горячие породы могут создавать тепловые «мешки» под поверхностью, в контакте с которыми вода нагревается и даже превращается в пар. Поскольку такие «мешки» обычно герметичны, горячая вода и пар часто оказываются под большим давлением, а температура этих сред превышает точку кипения воды на поверхности земли. Наибольшие геотермальные ресурсы сосредоточены в вулканических зонах по границам корковых плит.

Основным недостатком геотермальной энергии является то, что ее ресурсы локализованы и ограничены, если изыскания не показывают наличия значительных залежей горячей породы или возможности бурения скважин до мантии. Существенного вклада этого ресурса в энергетику можно ожидать только в локальных географических зонах.

Вероятным энергетическим ресурсом являются твердые отходы и биомасса. Примерно половину твердых отходов составляет вода. Легко собрать можно лишь 15% мусора. Самое большее, что могут дать твердые отходы – это энергию, соответствующую примерно 3% потребляемой нефти и 6% природного газа. Следовательно, без радикальных улучшений в организации сбора твердых отходов они вряд ли дадут большой вклад в производство электроэнергии.

На биомассу – древесину и органические отходы – приходится около 14% полного потребления энергии в мире. Биомасса – обычное бытовое топливо во многих развивающихся странах.

Потенциальные возможности нетрадиционных и возобновляемых источников энергии составляют в год:

− энергии Солнца – 2300 млрд т усл. топл;

− энергии ветра – 26,7 млрд т усл. топл;

− энергии биомассы – 10 млрд т усл. топл;

− тепла Земли – 40000 млрд т усл. топл;

− энергии малых рек – 360 млрд т усл. топл;

− энергии морей и океанов – 30 млрд т усл. топл;

− энергии вторичных низкопотенциальных источников тепла – 530 млрд т усл. топл.

Разведанные запасы местных месторождений угля, нефти и газа в России составляют 8,7 млрд т усл. топл, торфа – 10 млрд т усл. топл.

На рисунке 6.2 показано расположение наиболее значимых объектов нетрадиционной и возобновляемой энергетики на территории России.

Рис. 6.2. Расположение объектов нетрадиционной и возобновляемой энергетики на территории России

Характерной особенностью большинства нетрадиционных и возобновляемых источников энергии является их низкая плотность и неуправляемость. Это создает проблемы их применения в большой энергетике и должно учитываться при определении условий эффективного применения ВИЭ. Эти недостатки можно нивелировать, если аккумулировать энергию или использовать разные ее виды в комплексе.

По имеющимся оценкам, технический потенциал ВИЭ в России составляет порядка 4,6 млрд т усл. топл в год, что превышают современный уровень энергопотребления России, составляющий около 1,2 млрд т усл. топл в год. Экономический потенциал НВИЭ определен в 270 млн т усл. топл в год, что составляет около 25% от годового внутрироссийского потребления. В настоящее время экономический потенциал ВИЭ существенно увеличился в связи с подорожанием традиционного топлива и удешевлением оборудования возобновляемой энергетики за прошедшие годы.

6.3. Энергия солнца

Источником энергии солнечного излучения являются термоядерные реакции, протекающие на Солнце. Солнце представляет собой расплавленный шар диаметром 1,4 млн км, его масса в 333 тыс. раз превышает массу Земли, а объем – 1,3 млн раз.

Химический состав Солнца:

– 81,76 % водорода;

– 18,14 % гелия;

– 0,1 % азота.

Внутри солнца происходят термоядерные реакции превращения водорода в гелий и ежесекундно преобразуется в энергию 4 млрд кг материи. Эта энергия излучается Солнцем в космическое пространство в виде электромагнитных волн различной длины. Расстояние между Землей и Солнцем в среднем 150 млн км. Температура поверхности Солнца 5900–6000ºС, его ядра – около 20 млн К. Каждый квадратный метр поверхности Солнца излучает энергию 6300 кВт. Среднегодовое количество солнечной энергии, поступающей за 1 день на 1 кв.м поверхности Земли колеблется от 7,2 МДж/кв.м на севере до 21,4 МДж/кв.м в пустынях и тропиках. Среднегодовая плотность потока солнечного излучения составляет 210–250 Вт/кв.м в субтропических областях и пустынях, 130–210 Вт/кв.м в Центральной России и 80–130 Вт/кв.м – на севере РФ.

При прохождении солнечных лучей через атмосферу Земли часть излучения рассеивается и поглощается молекулами озона, воздуха, водяного пара и частичками пыли, а основной ее поток достигает поверхности Земли в виде рассеянного излучения. Данные по дневным потокам суммарной и рассеянной солнечной энергии, поступающим на горизонтальную поверхность в течении года (по часам, по дням, по месяцам) приводятся в специальных таблицах. Эти данные необходимы для расчета солнечных установок.

Максимальное значение плотности потока радиации, достигающей Земли, составляет примерно 0,8–1,0 кВт/кв.м поверхности, перпендикулярной солнечным лучам, когда Солнце в зените.

Если использовать только 1% солнечной энергии, падающей на Землю, то это составило бы мощность примерно 100 тыс. электростанций по 1,5 млн кВт каждая.

Потенциал солнечной энергии можно охарактеризовать среднегодовым значением прихода солнечной радиации на 1 кв.м горизонтальной поверхности Земли. Годовое поступление солнечной энергии на территории РФ составляет от 800 (68º северной широты) до 2000 (39º северной широты) (кВт·ч)/кв.м. На 1 кв.м горизонтальной поверхности на северных островах и северо-восточной оконечности Сибири за год поступает всего 550–830 кВт·ч, на большей части европейской территории и Сибири 830–1100 кВт·ч, в Краснодарском крае, на юге Поволжья – 1100–1380 кВт·ч. На Северном Кавказе, Ставропольском и Краснодарском краях и Южном Поволжье и на юге Сибири годовое число солнечных часов составляют от 1300 до 1900 и условия наиболее благоприятны для использования солнечной энергии. В упомянутых регионах РФ за неотопительный период, когда теплопотребление минимальное, на Землю поступает около 2/3 всего годового количества солнечной энергии, а в июне–июле приход солнечной энергии в 5–10 раз больше, чем в декабре.

Эффективность и целесообразность использования разных способов превращения солнечной энергии в электрическую и тепловую энергии в значительной степени зависит от ее потенциала в данном регионе. Например, в регионах с высоким потенциалом солнечной радиации, таких как Северный Кавказ, Краснодарский край, Южное Поволжье, пустынные районы северного побережья Каспийского моря с солеными озерами, создание солнечных электростанций башенного и модульного типов и гелиоэнергетических установок с использованием солнечных прудов в комплексе с ветроэлектрическими установками (ВЭУ) могут обеспечить эти регионы электрической энергией полностью. Одновременно удовлетворялись бы потребности этих регионов в высоко и низкотемпературной тепловой энергии для производственных и коммунально-бытовых целей. В этих регионах из-за высокой солнечной радиации и большого количества часов с солнечным сиянием, использование плоских солнечных коллекторов для низкотемпературных технологий и бытовых целей окажутся значительно дешевле стоимости 1 кВт·ч тепловой энергии, используемой от СЭС.

В густонаселенной средней полосе РФ, среднем и северном Поволжье и на юге Сибири со сравнительно невысокой солнечной радиацией целесообразно использование способов непосредственного превращения солнечной энергии в электричество с помощью солнечных батарей (фотоэлектрических преобразователей) с высоким КПД (37%) для автономного электроснабжения объектов и средствами солнечного низкотемпературного теплоснабжения жилых, социально-бытовых и административных зданий и низкотемпературных технологий. На более высоких широтах территории РФ использование солнечной энергии в целях энергообеспечения возможно только при использовании вакуумных солнечных коллекторов с концентраторами для получения теплоносителя с температурой в пределах 100–200 ºС или специальные параболоцилиндрические концентраторы со следящими системами за солнцем для пароснабжения небольших паротурбинных установок с электрогенератором (модульной СЭС).

Широкомасштабные научные исследования в области создания фотоэлектрических солнечных батарей, СЭС различных типов и низкотемпературных преобразователей солнечной энергии в теплоту для различных назначений и их использование в экономически развитых странах подтверждает, что солнечная энергия – одна из основных альтернативных, экологически чистых видов энергии будущего.

6.3.1. Классификация солнечных энергетических установок

Солнечная энергия на Земле используется с помощью солнечных энергетических установок, которые можно классифицировать по следующим признакам:

– по виду преобразования солнечной энергии в другие виды энергии – тепло или электричество;

– по концентрированию энергии – с концентраторами и без концентраторов;

– по технической сложности – простые (нагрев воды, сушилки, нагревательные печи, опреснители и т. д.) и сложные.

Сложные солнечные энергетические установки можно разделить на два подвида.

Первый базируется в основном на системе преобразования солнечного излучения в тепло, которое далее чаще всего используется в обычных схемах тепловых электростанций. К таким установкам относятся башенные солнечные электрические станции, солнечные пруды, солнечные энергетические установки с параболоцилиндрическими концентраторами. Сюда же относятся и солнечные коллекторы, в которых происходит нагрев воды с помощью солнечного излучения.

Второй подвид солнечных энергетических установок базируется на прямом преобразовании солнечного излучения в электроэнергию с помощью солнечных фотоэлектрических установок.

В настоящее время в мире и в России наиболее перспективными являются два вида солнечных энергетических установок:

– солнечные коллекторы;

– солнечные фотоэлектрические преобразователи.

6.3.2. Термоэлектрические преобразователи

В основе прямого преобразования тепловой энергии солнечного излучения в электричество лежит эффект Зеебека, открытый в 1821 году. Если спаять концами два проводника разного химического состава и поместить спаи в среды с разными температурами, то между ними возникает термо-ЭДС:

(6.1)

где Т₁ – абсолютная температура горячего спая; Т₂ – абсолютная температура холодного спая; α – коэффициент пропорциональности.

В цепи проводников возникает ток I, причем горячий спай за секунду поглощает теплоту из нагретого источника в количестве Q₁=αT₁I, а холодный спай отдает теплоту низкотемпературному телу в количестве Q₂=αT₂I. Разность подведенной и отведенной теплоты составляет секундную работу тока L, Вт:

(6.2)

Отношение работы к подведенной теплоте есть термический КПД процесса преобразования:

. (6.3)

Таким образом, КПД идеального термоэлектрического преобразователя совпадает с термическим КПД цикла Карно и полностью определяется абсолютными температурами холодного и горячего спаев. В реальных преобразователях имеют место потери из-за электрического сопротивления проводников, их теплопроводности и термического сопротивления теплообмену спаев с окружающими средами. Поэтому действительный КПД установки равен:

(6.4)

где h_оэ< 1 – относительный электрический КПД преобразователя.

При использовании металлических термоэлектродов КПД термоэлектрических преобразователей очень мал – не превышает сотых долей процента. Значительный эффект дает применение полупроводников – КПД возрастает до величины порядка 10%.

В современных термоэлектрических генераторах полупроводниковые термоэлементы, в которых горячие спаи нагреваются солнечными лучами, соединены последовательно. Такого рода генераторы применяются в качестве автономных источников электроэнергии для потребителей малой мощности – маяков, морских сигнальных буев и т. п.

6.3.3. Фотоэлектрические преобразователи

Фотоэлектрическая генерация энергии обусловлена пространственным разделением положительных и отрицательных носителей заряда при поглощении в полупроводнике электромагнитного излучения. В присутствии электрического поля эти заряды могут создавать во внешней цепи электрический ток. В местах переходов или неоднородностей материала существуют внутренние электростатические поля. Внутренние поля фотоэлементов на основе структур полупроводник – полупроводник или металл – полупроводник создают разность потенциалов около 0,5 В и плотность тока порядка 200 А/кв.м при плотности потока солнечного излучения около 1 кВт/кв.м.

Устройства на полупроводниковых переходах обычно называются фотоэлементами или солнечными элементами. Они сами являются источниками ЭДС. Фотоэлектрические устройства преобразуют лучистую энергию в электрическую. Солнечные элементы генерируют электрический ток в прямой зависимости от суточных, сезонных и случайных изменений облученности.

Эффективность использования солнечной энергии зависит не только от КПД фотоэлемента, но и от согласованности динамической нагрузки во внешней цепи.

В современной солнечной энергетике широко применяются полупроводниковые преобразователи из химически чистого кристаллического кремния. Кремний – широко распространенный в земной коре элемент, песок и кварц – это диоксид кремния.

Простейший солнечный элемент на основе монокристаллического кремния представляет собой следующую конструкцию: на малой глубине от поверхности кремниевой пластины p-типа сформирован p-n-переход с тонким металлическим контактом; на тыльную сторону пластины нанесен сплошной металлический контакт.

Пусть p-n-переход расположен вблизи от освещаемой поверхности полупроводника. При использовании солнечного элемента в качестве источника электроэнергии к его выводам должно быть подсоединено сопротивление нагрузки н R. Рассмотрим вначале два крайних случая: R_н = 0 (режим короткого замыкания) и R_н = ∞ (режим холостого хода).

Зонные диаграммы для этих режимов изображены на рис. 6.3 (а, б).

а)

б)

в)

Рис. 6.3. Зонные энергетические диаграммы p-n-перехода при освещении в разных режимах:

а) режим короткого замыкания; б) режим холостого хода; в) включение на сопротивление нагрузки

В первом случае зонная диаграмма освещенного p-n-перехода не отличается от зонной диаграммы при термодинамическом равновесии (без освещения и без приложенного напряжения смещения), поскольку внешнее закорачивание обеспечивает нулевую разность потенциалов между n- и p-областями. Однако через p-n-переход и внешний проводник течет ток, обусловленный фотогенерацией электронно-дырочных пар в p-области. Фотоэлектроны, образовавшиеся в непосредственной близости от области объемного заряда, увлекаются электрическим полем p-n-перехода и попадают в n-область. Остальные электроны диффундируют к p-n-переходу, стараясь восполнить их убыль, и в конечном итоге также попадают в n-область. В n-области возникает направленное движение электронов к тыльному металлическому контакту, перетекание во внешнюю цепь и в контакт к p-области. На границе контакта к p-области происходит рекомбинация подошедших сюда электронов с фотогенерированными дырками.

При разомкнутой внешней цепи p–n-перехода (рис. 6.3, б) фотоэлектроны, попадая в n-область, накапливаются в ней и заряжают n-область отрицательно. Остающиеся в p-области избыточные дырки заряжают p-область положительно. Возникающая таким образом разность потенциалов является напряжением холостого хода U_х.х.. Полярность U_х.х. соответствует прямому смещению p–n-перехода.

Поток генерированных светом носителей образует фототок I_ф. Величина I_ф равна числу фотогенерированных носителей, прошедших через p–n-переход в единицу времени:

, (6.5)

где q – величина заряда электрона; P_u – мощность поглощенного монохроматического излучения.

Здесь предполагается, что в полупроводнике каждый поглощенный фотон с энергией hv ≥ E_g создает одну электронно-дырочную пару. Это условие хорошо выполняется для солнечных элементов на основе кремния.

При нулевых внутренних омических потерях в солнечном элементе режим короткого замыкания (рис. 6.3, а) эквивалентен нулевому напряжению смещения p–n-перехода, поэтому ток короткого замыкания I_кз равен фототоку I_кз = I_ф.

В режиме холостого хода (рис. 6.3, б) фототок уравновешивается «темновым» током I_m – прямым током через p–n-переход, возникающим при напряжении смещения U_х.х.. Абсолютное значение «темнового» тока:

откуда при I_ф >> I₀: (6.6)

где k – постоянная Больцмана, 1,38·10^-23 Дж/К = 0,86·10^-4 эВ/К; Т – абсолютная температура, К; I₀ – ток насыщения; A – параметр вольт-амперной характеристики p-n-перехода, меняющийся для разных отрезков графика от 1 до 2 по следующему закону:

, (6.7)

где ΔU – приращение напряжения при приращении плотности тока (или абсолютного значения тока) по касательной на один порядок.

«Темновой» ток сопровождается рекомбинацией неосновных носителей тока (в данном случае – электронов в p-области). При актах рекомбинации потенциальная энергия электронно-дырочных пар выделяется либо посредством излучения фотонов с hv ≈ E_g, либо расходуется на нагревание кристаллической решетки. Оба процесса схематически показаны дополнительными стрелками на рис. 6.3, б. Таким образом, режим холостого хода солнечного элемента эквивалентен режиму работы светодиодов, а также выпрямительных диодов в пропускном направлении.

Найдем обобщенное выражение для вольт-амперной характеристики освещенного p-n-перехода. Для этого предположим, что к нему подключен источник питания с варьируемым напряжением. При положительном напряжении смещения фототок I_ф вычитается из «темнового» тока p-n-перехода, а при отрицательном – суммируется с ним. Выражение для вольт-амперной характеристики записывается в виде:

. (6.8)

Рассмотрим подключение к p–n-переходу варьируемого сопротивления нагрузки (рис. 6.3, в). Направление тока в нагрузке всегда совпадает с направлением I_ф, а сам ток нагрузки I_н равен результирующему току через p–n-переход. Принимая направление тока I_ф за положительное, для I_н можно записать:

, (6.9)

где U_н – напряжение на нагрузке, равное напряжению на p-n-переходе.

Последнее выражение описывает нагрузочную вольт-амперную характеристику освещенного p-n-перехода.

При известных параметрах нагрузочной вольт-амперной характеристики и заданном значении R_н величины I_н и U_н находятся методом последовательных приближений.

Таким образом, освещенный p-n-переход может быть представлен в виде эквивалентной схемы, где источник тока имитирует генерацию постоянного фототока, не зависящего от напряжения p-n-перехода, а диод представляет собой неосвещенный p-n-переход. При варьировании R_н фототок перераспределяется между нагрузкой и p-n-переходом.

Электрическая мощность, выделяемая в нагрузке, определяется по формуле:

. (6.10)

В режимах короткого замыкания и холостого хода P = 0, поскольку либо I_н, либо U_н равны нулю.

Таким образом, солнечный элемент состоит из двух соединенных между собой кремниевых пластинок. Свет, падающий на верхнюю пластинку, выбивает из нее электроны, посылая их на нижнюю пластинку. Так создается ЭДС элемента. Последовательно соединенные элементы являются источником постоянного тока. Несколько объединенных фотоэлектрических преобразователей представляют собой солнечную батарею.

Существует много вариантов и промышленных разработок фотоэлементов и методов их изготовления. Однако все они должны удовлетворять следующим техническим требованиям.

1. Химически высокочистый исходный материал с устойчивыми свойствами.

2. Минимальная стоимость фотоэлементов при производстве их в большом количестве. Необходимо обеспечить общий контроль за процессом их изготовления и высокий уровень точности.

3. Срок службы солнечных элементов не менее 20 лет в условиях воздействия окружающей среды. Рабочая температура фотоэлемента может меняться в диапазоне от –30 до +200°С. Стабильные и защищенные от всех видов коррозии электрические контакты. Устройство должно быть водозащищенным.

4. Конструкция должна быть такова, что разрушение одного из элементов не должно приводить к выходу из строя всей системы. Для этого используются параллельные и последовательные соединения, которые в случае выхода из строя каких-либо элементов исключают возможность выхода из строя других элементов.

5. Сборные модули пригодные для транспортировки даже в труднодоступные и отдаленные районы.

Производство структур на основе монокристаллического кремния – процесс технологически сложный и дорогостоящий. Поэтому внимание было обращено на такие материалы, как сплавы на основе аморфного гидрированного кремния (a-Si:H), арсенид галлия (GaAs) и поликристаллические полупроводники.

Аморфный гидрированный кремний выступил в качестве более дешевой альтернативы монокристаллическому. Первые солнечные элементы на его основе были созданы в 1975 г. Оптическое поглощение аморфного кремния в 20 раз выше, чем кристаллического. Поэтому для существенного поглощения видимого света достаточно пленки толщиной 0,5…1,0 мкм вместо дорогостоящих кремниевых 300-мкм подложек. Кроме того, благодаря существующим технологиям получения тонких пленок аморфного кремния большой площади, не требуется операции резки, шлифовки и полировки, необходимых для солнечных элементов на основе монокристаллического кремния. По сравнению с поликристаллическими кремниевыми элементами изделия на основе аморфного гидрированного кремния производят при более низких температурах (300°С): можно использовать дешевые стеклянные подложки, что сократит расход кремния в 20 раз.

На данный момент максимальный КПД экспериментальных элементов на основе аморфного гидрированного кремния – 12%. Это несколько ниже КПД кристаллических кремниевых солнечных элементов (~15%). Однако не исключено, что с развитием технологии КПД этих элементов достигнет теоретического потолка – 16%.

Арсенид галлия – один из наиболее перспективных материалов для создания высокоэффективных солнечных батарей. Это объясняется следующими его особенностями:

– почти идеальная для однопереходных солнечных элементов ширина запрещенной зоны 1,43 эВ;

– повышенная способность к поглощению солнечного излучения: требуется слой толщиной всего в несколько микрон;

– высокая радиационная стойкость, что совместно с высокой эффективностью делает этот материал чрезвычайно привлекательным для использования в космических аппаратах;

– относительная нечувствительность к нагреву батарей на его основе;

– характеристики сплавов арсенида галлия с алюминием, мышьяком, фосфором или индием дополняют его характеристики, что расширяет возможности при проектировании солнечных элементов.

Главное достоинство арсенида галлия и сплавов на его основе – широкий диапазон возможностей для дизайна солнечных элементов. Фотоэлемент на его основе может состоять из нескольких слоев различного состава. Это позволяет разработчику с большой точностью управлять генерацией носителей заряда, что в кремниевых солнечных элементах ограничено допустимым уровнем легирования.

Основной недостаток арсенида галлия – высокая стоимость. Для удешевления производства предлагается формировать солнечные элементы на более дешевых подложках; выращивать слои арсенида галлия на удаляемых подложках или подложках многократного использования.

Поликристаллические тонкие пленки также весьма перспективны для солнечной энергетики. Чрезвычайно высока способность к поглощению солнечного излучения у диселенида меди и индия (CuInSe₂) – 99% света поглощается в первом микроне этого материала (ширина запрещенной зоны – 1,0 эВ). Наиболее распространенным материалом для изготовления окна солнечной батареи на основе диселенида меди и индия является сульфид кадмия CdS. Иногда для улучшения прозрачности окна в сульфид кадмия добавляют цинк. Немного галлия в слое CuInSe₂ увеличивает ширину запрещенной зоны, что приводит к росту напряжения холостого хода и, следовательно, повышению эффективности устройства.

Теллурид кадмия (CdTe) – еще один перспективный материал для фотовольтаики. У него почти идеальная ширина запрещенной зоны (1,44 эВ) и очень высокая способность к поглощению излучения. Пленки CdTe достаточно дешевы в изготовлении. Кроме того, технологически несложно получать разнообразные сплавы с другими элементами для создания слоев с заданными свойствами. Пленки CdTe обладают высокой подвижностью носителей заряда, а солнечные элементы на их основе – высокими значениями КПД, от 10 до 16%.

Среди солнечных элементов особое место занимают батареи, использующие органические материалы. Коэффициент полезного действия солнечных элементов на основе диоксида титана TiO₂, покрытого органическим красителем, весьма высок ~11%. Основа солнечных элементов данного типа – широкозонный полупроводник, обычно TiO₂, покрытый монослоем органического красителя. Принцип работы элемента основан на фотовозбуждении красителя и быстрой инжекции электрона в зону проводимости TiO₂. При этом молекула красителя окисляется, через элемент идет электрический ток и на платиновом электроде происходит восстановление трииодида до иодида. Затем иодид проходит через электролит к фотоэлектроду, где восстанавливает окисленный краситель.

В современных условиях эффективность преобразования лучистой энергии в электрическую достигает 13…16%, в лабораторных условиях на некоторых полупроводниках достигнута эффективность 40%. За последние 40 лет стоимость кремниевых фотоэлектрических преобразователей снизилась в 40 раз.

В наше время модули фотоэлектрических преобразователей производятся в ряде стран для нужд большой энергетики. Мощности одиночных солнечных установок этого типа в США достигли 10 МВт, причем пик мощности достигается, когда Солнце находится в зените – близко к тому времени, когда суточный ход потребления энергии в солнечных южных субтропических штатах Америки имеет максимум в связи с работой кондиционеров.

Очень важным преимуществом фотоэлектрических солнечных электростанций являются очень малые эксплуатационные затраты – модули, защищенные от пыли и атмосферных осадков стеклом или пленкой, работают десятки лет без обслуживания.

Следует ожидать, что в южных солнечных регионах России при массовом выпуске и снижении стоимости фотоэлектрических модулей такие установки окажутся конкурентоспособными в сравнении с традиционными, работающими на дорожающем органическом топливе.

6.3.4. Солнечные коллекторы

Во многих странах, где количество солнечных дней в году превышает 250–260 и среднегодовая температура составляет больше 13–15ºС, горячее водоснабжение населения можно обеспечить почти круглый год с помощью простейших коллекторов (при среднедневной температуре больше 20ºС).

Наиболее широко известным и освоенным способом преобразования солнечной энергии в тепловую является применение коллекторов солнечной энергии (КСЭ).

Коллектор является основным конструктивным элементом солнечной установки. В коллекторе происходит улавливание солнечной энергии, ее преобразование в теплоту и нагрев воды, воздуха или другого теплоносителя.

По конструкции солнечные коллекторы делятся на два типа: без концентрации солнечной энергии (тип «плоские горячи ящики») и с концентрацией солнечной энергии (с отражателями).

В плоских коллекторах солнечная энергия поглощается без ее концентрации, а в коллекторах с концентраторами, солнечная энергия фокусируется на определенных приемниках, т.е. увеличивается плотность поступающего потока солнечной радиации. Наиболее распространенным типом коллекторов в низкотемпературных технологиях (горячее водоснабжение, обогрев воды в бассейнах, опреснение воды и т.д.) является плоский КСЭ.

Рис. 6.4. Конструкция плоского солнечного коллектора

Большинство плоских коллекторов состоят из пяти основных элементов (см. рис. 6.4). К ним относятся:

1 – оболочка или корпус (ящик деревянный, металлический, пластмассовый), защищающий от атмосферных воздействий вмонтируемые в него элементы;

2 – прозрачное покрытие из стекла (пленки) – один или несколько слоев;

3 – трубы или каналы, изготовленные как одно целое вместе с поглощающей пластинкой или присоединенные к ней, по которым протекает вода, воздух или другой теплоноситель;

4 – поглощающая пластинка, обычно металлическая с черной поверхностью (можно также использовать множество других материалов, особенно для воздухонагревателей);

5 – изоляция, которую необходимо предусматривать на теневой и боковых сторонах коллектора, чтобы свести к минимуму тепловые потери.

Перечисленные в п.п. 3, 4, 5 элементы вмонтируются в корпусе и сверху закрываются прозрачным покрытием (п. 2) из стекла или полиэтиленовой пленки.

Температуры нагрева теплоносителя в плоских КСЭ составляют при одном прозрачном покрытии до 45ºС, двух – 65ºС, трех – не более 95ºС, которые зависят от климатических данных местности, характеристик материалов элементов коллектора и условий его эксплуатации. Принципиальное преимущество плоского КСЭ по сравнению с коллекторами других типов – его способность улавливать как лучистую (прямую) так и рассеянную солнечную энергию, что позволяет устанавливать его стационарно без необходимости слежения за Солнцем.

Эксплуатационным достоинством солнечных коллекторов является простота конструкции и, следовательно, дешевизна, недостаток – невозможность получения высоких значений КПД при температурах котла, не превышающих 100ºС.

6.3.4. Концентрирующие гелиоприемники

Концентрирующие гелиоприемники (рис. 6.5) представляют собой сферические или параболические зеркала, параболоцилиндры, выполненные из полированного металла, в фокус которых помещают тепловоспринимающий элемент (солнечный котел), через который циркулирует теплоноситель. В качестве теплоносителя используют воду или незамерзающие жидкости. При использовании в качестве теплоносителя воды в ночные часы и в холодный период систему обязательно опорожняют для предотвращения ее замерзания.

Рис. 6.5. Конструкция концентрирующего гелиоприемника:

а – параболический, б – параболоцилиндирческий:

1 – солнечные лучи; 2 – тепловоспринимающий элемент (солнечный коллектор);
3 – зеркало; 4 – механизм привода системы слежения;
5 – трубопроводы, подводящие и отводящие теплоноситель

Для обеспечения высокой эффективности процесса улавливания и преобразования солнечной радиации концентрирующий гелиоприемник должен быть постоянно направлен строго на Солнце. С этой целью гелиоприемник снабжают системой слежения, включающей датчик направления на Солнце, электронный блок преобразования сигналов, электродвигатель с редуктором для поворота конструкции гелиоприемника в двух плоскостях.

Преимуществом систем с концентрирующими гелиоприемниками является способность выработки теплоты с относительно высокой температурой (до 100°С) и даже пара. К недостаткам следует отнести высокую стоимость конструкции; необходимость постоянной очистки отражающих поверхностей от пыли; работу только в светлое время суток, а следовательно, потребность в аккумуляторах большого объема; большие энергозатраты на привод системы слежения за ходом Солнца, соизмеримые с вырабатываемой энергией. Эти недостатки сдерживают широкое применение активных низкотемпературных систем солнечного отопления с концентрирующими гелиоприемниками. В последнее время наиболее часто для солнечных низкотемпературных систем отопления применяют плоские гелиоприемники.

6.3.5. Паротурбинные СЭС

На рисунке 6.6 схематично показано устройство паротурбинной СЭС, построенной в 70-е годы XX в. в Крыму.

Рис 6.6. Схема СЭС:

1 – гелиостаты; 2 – башня; 3 – солнечный котел; 4 – теплоаккумулятор;
5 – трубопровод острого пара; 6 – трубопровод питательной воды

На башне 2 установлен котел 3, на котором фокусируется солнечное излучение, собираемое с нескольких гектаров земной поверхности зеркалами-гелиостатами. Гелиостаты 1 отслеживают движение Солнца по небосводу. Зеркала каждого гелиостата площадью в несколько квадратных метров направляют солнечные лучи на стенки теплообменника котлоагрегата, в котором вырабатывается пар с температурой до 510°С. По паропроводу 5 пар направляется в машинный зал, где электроэнергия производится в традиционном паротурбинном цикле. Установка имеет накопитель теплоты 4 – емкость объемом в несколько тыс. куб.м, заполненную щебнем, который нагревается «острым» паром в часы максимума интенсивности солнечного излучения и отдает теплоту после захода Солнца.

Для паротурбинных СЭС характерны высокие капитальные затраты, главным образом из-за высокой стоимости автоматизированных зеркал-гелиостатов.

Экономичнее оказалось другое техническое решение, где вместо дорогих стеклянных зеркал-гелиостатов используется пленка с металлическим напылением, натянутая на обручи диаметром 1,5 м. Создавая под пленкой вакуум, ей придают параболическую форму. Эти вогнутые зеркала фокусируют солнечное излучение на трубы, в которых нагревается и испаряется питательная вода паротурбинной установки. Таким образом, этой СЭС башня с баком-парогенератором не нужна. Стоимость одного киловатта установленной мощности по сравнению системой с зеркалами-гелиостатами в 4 раза ниже, себестоимость киловатт-часа произведенной энергии приблизилась к характерной для угольных станций.

На СЭС «Альмерия» (Испания) в качестве теплоносителя первого контура парогенератора на вершине солнечной башни используется жидкий натрий, во втором контуре – обычная вода. В варианте СЭС, разработанном в Германии, солнечные лучи нагревают до 800°С сжатый воздух, который приводит в действие газовую турбину. Теплота отработавшего в газотурбинной установке воздуха затем используется в паротурбинном цикле. В итоге повышается КПД использования теплоты солнечных лучей.

Ряд паротурбинных СЭС различной мощности построен во Франции и в Италии. Разрабатываются проекты СЭС с замкнутыми газотурбинными установками, в которых рабочим телом является гелий. Параметры гелиевого теплоносителя перед турбиной: температура около 600°С, давление 0,8 МПа; проектный КПД установок – около 25%.

6.4. Энергия ветра

Основной причиной возникновения ветра является неравномерное нагревание солнцем земной поверхности.

Земная поверхность неоднородна: суша, океаны, горы, леса обусловливают различное нагревание поверхности под одной и той же широтой. Вращение Земли также вызывает отклонения воздушных течений. Все эти причины осложняют общую циркуляцию атмосферы. Возникает ряд отдельных циркуляций, в той или иной степени связанных друг с другом.

Запасы энергии ветра более чем в сто раз превышают запасы гидроэнергии всех рек планеты. Климатические условия позволяют развивать ветроэнергетику на огромной территории от наших западных границ до берегов Енисея. Богаты энергией ветра северные районы страны вдоль побережья Северного Ледовитого океана. Однако в наши дни двигатели, использующие ветер, покрывают всего одну тысячную мировых потребностей в энергии.

За прошедшие 25 лет интенсивного развития ветроэнергетики был достигнут огромный прогресс. Первые конструкции ВЭУ, освоенные в серийном производстве в США, Дании, Нидерландах, Германии и других странах, имели номинальную мощность от 30 до 100 кВт.

В дальнейшем при повышении номинальной мощности ВЭУ до 500…700 кВт в одном агрегате и совершенствовании методов управления и организации эксплуатации ветровых ферм себестоимость вырабатываемой энергии снизилась до значений, которые обеспечивает рентабельность использования ВЭУ по сравнению с электростанциями, работающими на угле.

В условиях России в настоящее время автономная ветроэнергетика – это то направление использования энергии ветра, в развитии которого больше всего нуждается страна. В России 70% территории с населением более 10 млн человек не имеют централизованного электроснабжения. Использование новых технологий позволяет за счет работы ВЭУ экономить не менее 50% топлива на дизельных электростанциях. Применение таких технологий могло бы существенно снизить энергетическую напряженность, наблюдаемую в таких районах, как Приморье, Сахалин, Камчатка, Чукотка.

6.4.1. Классификация ветроустановок по принципу работы

Существующие системы ветродвигателей по схеме устройства ветроколеса и его положению в потоке ветра разделяются на три класса.

Первый класс включает ветродвигатели, у которых ветровое колесо располагается в вертикальной плоскости, при этом плоскость вращения перпендикулярна направлению ветра, и, следовательно, ось ветроколеса параллельна потоку. Такие ветродвигатели называются крыльчатыми.

Отношение окружной скорости конца лопасти к скорости ветра называется быстроходностью:

. (6.11)

Крыльчатые ветродвигатели в зависимости от типа ветроколеса и быстроходности, разделяются на три группы:

– ветродвигатели многолопастные, тихоходные, с быстроходностью Z_n≤2.

– ветродвигатели малолопастные, тихоходные, в том числе ветряные мельницы, с быстроходностью Z_n >2.

– ветродвигатели малолопастные, быстроходные, Z_n ≥ 3.

Ко второму классу относятся системы ветродвигателей с вертикальной осью вращения ветрового колеса. По конструктивной схеме они разбиваются на группы:

– карусельные, у которых нерабочие лопасти либо прикрываются ширмой, либо располагаются ребром против ветра;

– роторные ветродвигатели системы Савониуса.

К третьему классу относятся ветродвигатели, работающие по принципу водяного мельничного колеса и называемые барабанными. У этих ветродвигателей ось вращения горизонтальна и перпендикулярна направлению ветра.

Основные недостатки карусельных и барабанных ветродвигателей вытекают из самого принципа расположения рабочих поверхностей ветроколеса в потоке ветра.

1. Так как рабочие лопасти колеса перемещаются в направлении воздушного потока, ветровая нагрузка действует не одновременно на все лопасти, а поочередно. В результате каждая лопасть испытывает прерывную нагрузку, коэффициент использования энергии ветра получается весьма низким и не превышает 10%, что установлено экспериментальными исследованиями.

2. Движение поверхностей ветроколеса в направлении ветра не позволяет развить большие обороты, так как поверхности не могут двигаться быстрее ветра.

3. Размеры используемой части воздушного потока (ометаемая поверхность) малы по сравнению с размерами самого колеса, что значительно увеличивает его вес, отнесенный к единице установленной мощности ветродвигателя.

Крыльчатые ветродвигатели свободны от перечисленных выше недостатков карусельных и барабанных ветродвигателей. Хорошие аэродинамические качества крыльчатых ветродвигателей, конструктивная возможность изготовлять их на большую мощность, относительно легкий вес на единицу мощности – основные преимущества ветродвигателей этого класса.

6.4.2. Основы теории расчета ветроэнергетических установок

Скорость ветра является важнейшей характеристикой технических свойств ветра. Поток ветра с поперечным сечением F обладает кинетической энергией, определяемой выражением

(6.12)

Масса воздуха, протекающая через поперечное сечение F со скоростью V, равна

. (6.13)

Подставив (6.12) в выражение кинетической энергии (6.13), получим

, (6.14)

откуда следует, что энергия ветра изменяется пропорционально кубу его скорости.

Мощность Т определяется произведением силы Р на скорость V:

. (6.15)

Одну и ту же работу можно получить либо за счет большей силы, при малой скорости перемещения рабочей поверхности, либо наоборот, за счет малой силы, а следовательно, и малой поверхности, но при соответственно увеличенной скорости перемещения поверхности.

Допустим, мы имеем поверхность F, поставленную перпендикулярно к направлению ветра. Воздушный поток вследствие его торможения поверхностью получит подпор и будет обтекать ее производя давление силой Р_х. Вследствие действия этой силы поверхность будет перемещаться в направлении потока с некоторой скоростью U; работа при этом будет равна произведению силы на скорость U, с которой перемещается поверхность F, т.е:

, (6.16)

где Р_х–сила сопротивления:

, (6.17)

где С_х – аэродинамический коэффициент лобового сопротивления; F – поверхность миделевого сечения тела, т.е. проекции площади тела на плоскость, перпендикулярную направлению воздушного потока.

В этом случае ветер набегает на поверхность с относительной скоростью, равной

. (6.18)

Подставив значение Р_х из уравнения (6.17) в уравнение (6.16), получим:

. (6.19)

Определим отношение работы, развиваемой движущейся поверхностью и выраженной уравнением (6.19), к энергии ветрового потока, имеющего поперечное сечение, равное этой поверхности,

. (6.20)

После преобразований получим:

. (6.21)

Величину ξ называют коэффициентом использования энергии ветра.

Из уравнения (6.21) мы видим, что ξ зависит от скорости перемещения поверхности в направлении ветра. При некотором значении скорости U коэффициент ξ получает максимальное значение. В самом деле, если скорость перемещения поверхности равна нулю U = 0, то работа ветра также равна нулю. Если U = V, т.е. поверхность перемещается со скоростью ветра, работа также будет равна нулю, так как нет силы сопротивления, за счет которой совершается работа. Отсюда следует, что значение скорости U заключено в пределах между U = 0 и U = V.

Установлено, чтобы получить максимальное ξ, поверхность должна перемещаться со скоростью U = 1/3 V. Максимальный коэффициент использования энергии ветра при работе поверхности силой сопротивления не может быть больше ξ = 0,192.

Потери ветряных двигателей разделяются на четыре группы.

1. Концевые потери, происходящие за счет образования вихрей, сходящих с концов лопастей. Эти потери определяются на основании теории индуктивного сопротивления.

2. Профильные потери, которые вызываются трением струй воздуха о поверхность крыла и зависят только от профиля лопастей.

3. Потери на кручение струи за ветряком равны живой силе тангенциальных скоростей уходящей струи.

4. Потери, происходящие вследствие неполного использования всей ометаемой площади.

При проектировании ветроэлектрических установок надо учитывать следующие их особенности:

1. Для обеспечения максимальной эффективности работы ветроколеса следует изменять частоту его вращения при изменении скорости ветра, сохраняя постоянным коэффициент быстроходности, в то же время для максимально эффективной работы электрогенератора необходима практически постоянная частота вращения;

2. Механические системы управления частотой вращения ветроколеса достаточно сложны и дороги. Гораздо эффективнее и дешевле управлять частотой его вращения, изменяя электрическую нагрузку электрогенератора;

3. Оптимальная частота вращения ветроколеса тем меньше, чем больше его радиус, поэтому только очень малые ветроколеса (радиусом не более 2 м) удается соединять с генератором напрямую. При больших размерах ветроколеса приходится использовать повышающие редукторы, удорожающие ветроустановку и ее обслуживание. Альтернативой редукторам могут стать новые типы многополюсных генераторов, работающих при меньших частотах вращения;

4. В конструкции ветроэлектрической установки предусматривается возможность отключения генератора от ветроколеса и вращения его от химического или механического аккумулятора энергии, поэтому систему управления генератором не связывают с работой ветроколеса. При отсутствии такой связи даже при «мягком» соединении генератора с ветроколесом необходимы специальные демпфирующие устройства, для того чтобы исключить механические удары, перегрузки и броски напряжений на выходе генератора.

Кроме того, следует учитывать специфические требования, предъявляемые к выходным параметрам ВЭУ, а именно:

– наиболее благоприятные ветровые условия существуют, как правило, в малонаселенных районах, на островах и в море. Требования к электроэнергии в таких районах весьма специфичны, но почти наверняка ее здесь требуется гораздо меньше, чем в развитых промышленных районах;

– анализ парка потребителей электроэнергии показывает, что лишь 5–10% из них предъявляют определенные требования к ее параметрам. Это в основном электродвигатели, электронные устройства и осветительные установки. Поэтому целесообразно так строить систему электроснабжения, чтобы она могла обеспечивать потребителей как дешевой электроэнергией с нестабилизированными параметрами (например, для отопления), так и относительно дорогой, но со стабильными параметрами;

– энергосистемы в сельской местности обычно маломощные и относительно низковольтные, при передаче энергии на большие расстояния возникает много проблем, связанных с ее потерями, поэтому подключение ВЭУ к таким системам нецелесообразно;

– так как периоды безветрия неизбежны, то для исключения перебоев в электроснабжении ВЭУ должны иметь аккумуляторы энергии или быть запараллеленными электроэнергетическими установками других типов.

6.4.4. Производство электроэнергии с помощью ветроэнергетических установок

Различают три класса ветроэлектрических установок в зависимости от относительной мощности ветроэлектроустановки в полной мощности энергосистемы, к которой они подключены.

Класс А: мощность ветроэлектрогенератора в энергосистеме является определяющей.

В основном к этому классу относятся отдельно стоящие одногенераторные ветроустановки, не подключенные к какой-либо энергосистеме. Они могут не иметь никаких других источников энергии или иметь, например, дополнительный аэрогенератор меньшего размера. Мощность таких ветроустановок, предназначенных для использования в отдаленных районах в целях освещения, электропитания маяков, средств связи и т.п. не превышает 5 кВт. Если энергия таких ВЭУ используется более широко, например и для отопления, то их мощность может достигать 20 кВт.

Класс В: мощность ветроэлектрогенератора – одного порядка с мощностью других генераторов системы.

Такая ситуация характерна для небольших энергосистем в отдаленных районах. Чаще всего «другим генератором» является дизельный электрогенератор. В этом случае использование аэрогенератора позволяет экономить дизельное топливо. Дизельный генератор может включаться только в безветрие и может работать параллельно с ветрогенератором при слабом ветре.

Класс С: ветроэлектрогенератор подключен к энергосистеме, значительно более мощной, чем его собственная мощность.

Это наиболее распространенный случай работы ветроэлектрогенератора любой мощности в районах, где имеются коммунальные или другие энергосистемы большой мощности. При этом энергия ВЭУ используется непосредственно, а ее излишки попадают в энергосистему. При слабом ветре и в безветрие потребители снабжаются электроэнергией от энергосистемы. Наиболее дешевым и безопасным типом ветроэлектрогенератора в этом случае является асинхронный генератор переменного тока, подключенный непосредственно в энергосистему. При этом частота вращения ветроколеса может не более чем на 10% превышать частоту, соответствующую номинальной частоте электросети. При слабом ветре, чтобы исключить работу ВЭУ в режиме электродвигателя, его отключают от сети. Необходимость стабилизации частоты вращения ветроколеса при прямом включении аэрогенератора в сеть не позволяет поддерживать постоянной быстроходность ветроколеса, т.е. снижает его КПД.

6.5. Геотермальные источники

Технология преобразования геотермальной энергии в электроэнергию зависит в основном от параметров теплоносителя. Высокопотенциальные геотермальные воды, обеспечивающие поступление в геотермальную электростанцию (ГеоЭС) пара высокого давления, позволяют направлять такой теплоноситель непосредственно на лопатки турбин. В этом случае генераторная часть ГеоТЭС принципиально не отличается от традиционной тепловой электростанции, использующей углеводородное топливо.

Механические примеси и газы, содержащиеся в геотермальной воде или паре, очищаются с помощью сепараторов и фильтров. При значительном количестве примесей, которые часто бывают агрессивными, применяется двухконтурная система с теплообменником. Вторичный контур содержит воду, прошедшую химводоочистку и деаэрирование.

Уже сегодня геотермальная энергетика обеспечивает более 25% потребности в электроэнергии Камчатки, что позволяет ослабить зависимость полуострова от поставок дорогостоящего топлива.

Следует отметить, что ГеоЭС с высокопотенциальным теплоносителем могут сооружаться только вблизи соответствующих месторождений геотермальных вод. Таких месторождений не много, соответственно и электростанции рассмотренного типа – объекты достаточно уникальные.

Гораздо большей доступностью и распространенностью обладают геотермальные воды с более низкими внутрипластовыми температурами. Как уже отмечалось выше, громадными запасами геотермальных вод с температурами до 100°С обладает Западная Сибирь.

Технологии получения электроэнергии из низкопотенциальной тепловой энергии геотермальных вод основаны на двух принципах энергопреобразования: использования веществ с низкими температурами кипения и гидропаровых турбин типа Сегнерова колеса.

Идея производства электроэнергии в турбогенераторах с помощью веществ с низкими температурами кипения принадлежит советским ученым, которые в 1965–1967 гг. создали первую в мире геотермальную бинарную электростанцию на Камчатке – Паратунскую ГеоЭС. Фреон, превращенный в пар теплом горячей воды, направлялся в турбогенератор, вырабатывающий электрическую энергию.

Сегодня эта технология активно используется. Построено около тысячи энергоблоков мощностью от нескольких кВт до 130 МВт в десятках стран мира.

Гидропаровые турбинные установки (ГПТ) используют прямую подачу горячей воды в сопла турбины без предварительного разделения ее на пар и воду в сепараторах. Гидропаровая турбина работает на потоке, вскипающем в процессе адиабатического расширения. Основная работа в процессе преобразования тепловой энергии геотермальных вод в кинетическую энергию рабочего потока и механическую турбины осуществляется жидкой фазой, что принципиально отличает гидропаровую турбину от паровой. В ГПТ используются сопла Лаваля с парогенерирующими решетками, создающими мелкодисперсный паро-водяной поток на лопатках турбины.

Подобные энергоустановки обладают коэффициентом полезного действия до 25…30 % при частотах вращения выходного вала до нескольких тысяч оборотов в минуту.

В Санкт-Петербургском техническом университете предложена простая и универсальная модель реактивной турбины в виде Сегнерова колеса (рис. 6.7). В напорной части турбины происходит увеличение давления горячей воды, а в сопле Лаваля – ускорение горячей воды в сужающейся части сопла и расширение пароводяной смеси в расширяющейся части сопла. Таким образом, в Сегнеровом колесе происходит ускорение потока горячей воды, ее испарение и расширение пароводяной смеси без изменения направления движения потока. Подобные турбины имеют ряд принципиальных преимуществ:

– минимальное число подвижных деталей, что обеспечивает простоту технического обслуживания;

– высокая эффективность осесимметричных сопел как источника реактивного усилия на колесе;

– отсутствие рабочих лопаток, что снижает проблемы обтекания и эрозии при прохождении пароводяной смеси;

– принципиально новые возможности регулирования мощности турбины.

Рис. 6.7. Схема гидропаровой турбины на основе Сегнерова колеса

Ориентировочная стоимость оборудования для гидропаровых турбин мощностью 100…150 кВт составляет 600…750 $/кВт.

По данным разработчиков оборудования: ЗАО НПВП «Турбокон» г. Калуга и Института теплофизики СО РАН г. Новосибирск гидропаровые турбины могут эффективно использовать геотермальную воду с температурой 80…150°С.

Примером использования низкопотенциальных геотермальных вод для производства электрической и тепловой энергии является эскизный проект строительства на территории Томской области 12 геотермальных электростанций общей мощностью 12 МВт. Основной целью проекта является обеспечение сельскохозяйственных потребителей Томской области электроэнергией и теплом путем использования огромных запасов геотермальных вод, залегающих практически по всей территории Томской области на глубинах 2…4 км. Проведенные исследования энергетического потенциала геотермальных вод области позволили оценить его величину в 500…1000 МВт.

Особенностью проекта является отсутствие привязки расположения ГеоЭС к конкретному геотермальному месторождению. Обширные территории, обладающие геотермальной энергией, позволяют учитывать расположение населенных пунктов-потребителей электрической и тепловой энергии, наличие законсервированных разведочных скважин и другие местные особенности.

В частности, одним из перспективных населенных пунктов Томской области является п. Трубачево, Бакчарского района. В непосредственной близости от поселка имеется законсервированная скважина, содержащая геотермальную воду с параметрами:

– глубина залегания геотермальных вод 2500 м;

– внутрипластовая температура 105°С;

– статическое давление + 2,5 кГ/см²;

– минерализация 5…10 г/л;

– концентрация взвешенных частиц > 30 мГ/л.

Предварительные расчета показали, что опытный образец ГеоЭС, основанный на использовании гидропаровой турбины типа Сегнерова колеса, мощностью 30 кВт будет потреблять порядка 20 м³/час воды температурой 100°С.

Стоимость производимой электроэнергии ожидается на уровне стоимости энергии от дизельных электростанций.

6.6. Биотопливо

Одним из наиболее распространенных и универсальных жизнеобеспечивающих ресурсов человечества является биомасса. Биомасса образуется в процессе фотосинтеза – химической реакции, протекающей в растениях под воздействием солнечного излучения. В результате образуются органические вещества, которые используются в качестве пищи, для получения строительных материалов, тканей и многих других вещей.

Среди всех многочисленных областей применения биомассы, необходимо отметить ее энергетическую ценность. Из органического топлива можно легко получить тепловую и электрическую энергию. Потенциал этого энергоресурса огромен: ежегодно на Земле образуется около 120 млрд т сухого органического вещества, что эквивалентно 40 млрд т нефти. Сегодняшний мировой уровень потребления меньше названной величины в 10 раз.

С точки зрения химического состава и процесса образования традиционные виды топлива – уголь, нефть, газ также можно отнести к биомассе, но процесс ее образования исчисляется миллионами лет. Поэтому ископаемое органическое вещество нельзя отнести к возобновляемым источникам энергии. Время образования биомассы растительного происхождения, в зависимости от ее вида, может меняться от нескольких месяцев до нескольких десятилетий.

Большой энергетический потенциал и возобновляемый характер стимулируют развитие технологий получения энергии из биомассы. Сегодня использование биомассы в энергетических целях является однойиз наиболее динамично развивающихся отраслей возобновляемой энергетики.

В зависимости от разновидностей биомассы возможны различные технологии ее энергетического использования. Выделяют следующие группы источников биомассы:

– древесина, древесные отходы, торф, листья и т. п.;

– отходы жизнедеятельности людей, включая производственную деятельность;

– отходы сельскохозяйственного производства;

– специально выращиваемые высокоурожайные агрокультуры.

Для использования в энергетических целях сухой биомассы наиболее эффективны термохимические технологии (прямое сжигание, газификация, пиролиз и др.).

Для влажной биомассы применяются биохимические технологии переработки с получением биогаза (анаэробное разложение органического сырья) или жидких топлив (процессы сбраживания).

Следует отметить, что энергетическая плотность биомассы значительно меньше, чем у угля и нефти, поэтому ее транспортировка на значительные расстояния для получения энергии экономически не выгодна. Большинство видов биомассы не пригодно для длительного хранения из-за быстрого разложения. Соответственно технологии энергетического преобразования биомассы подразделяются на технологии непосредственного получения энергии из биомассы и технологии ее переработки с целью последующего использования.

Древнейшей технологией получения энергии является прямое сжигание древесины. Тепло, получаемое при сжигании биомассы, может использоваться для отопления и горячего водоснабжения, для производства пара и электроэнергии. Использование открытого пламени характеризуется низкой эффективностью энергопреобразования. Значительно эффективнее сжигать биомассу в специальных котлах. Хорошие котлы характеризуются коэффициентом полезного действия 80…90%.

В последние годы для утилизации древесных отходов разработаны специальные топочные устройства, обеспечивающие высокие энергетические и экологические характеристики котлов. В частности, широко применяются топки низкотемпературного кипящего слоя, позволяющие сжигать биомассу влажностью 60 и более процентов. Для сжигания измельченных древесных и растительных отходов эффективны вихревые топки.

Наиболее перспективным направлением развития технологии сжигания биомассы является применение котлов с автоматической загрузкой топлива. Такие котлы характеризуются значительно меньшими эксплуатационными расходами и более высокой энергоэффективностью.

Для автоматических котлов необходимо специальное дополнительное оборудование для подготовки топлива: древесной щепы, гранул или брикетов с определенной степенью влажности. В процессе переработки первичной биомассы топливо становится более энергоемким и менее объемным.

Одной из самых перспективных технологий переработки древесных отходов сегодня является изготовление топливных гранул – пеллет. Пеллеты – это нормированное цилиндрическое прессованное изделие из высушенной измельченной древесины. За счет высокого давления при прессовании гранулы не содержат химических закрепителей. Такой энергоноситель весьма эффективен и отвечает всем экологическим требованиям.

Очевидные достоинства топливных гранул делают этот вид топлива одним из самых востребованных в мире. Наибольшее распространение топливные гранулы получили в Дании, Швеции, Австрии, Германии, Японии, Норвегии и Финляндии. Ежегодный рост производства гранул в Европе составляет около 30%.

Интерес к данному виду топлива начал расти и в России. По материалам журнала «Биоэнергетика» сегодня в стране насчитывается около 30 производителей топливных гранул и 15 производителей топливных брикетов.

Автоматизированные котлы, производящие пар, позволяют строить достаточно дешевые пароэлектростанции. Известны различные конструкции паровых машин, пригодных для привода электрогенераторов. С точки зрения дешевизны энергетического оборудования интересны предложения ряда фирм по конверсии обычных двигателей внутреннего сгорания (например, автомобильных) в паровую машину. По данным Мытищенского электромеханического завода более 90% деталей паровых машин соответствуют исходным деталям конвертируемого двигателя.

Более совершенной, хотя и известной с древнейших времен, технологией энергетического использования биомассы является пиролиз. Пиролиз представляет собой процесс термохимической обработки биомассы без доступа кислорода при относительно низких температурах – от 300 до 800°С. В результате удаления летучей фракции получается древесный уголь, который имеет энергетическую плотность в два раза большую, чем исходный материал при более высокой температуре сгорания. Древесный уголь используется в качестве топлива, а также для технологических нужд в металлургической, электроугольной, фармакологической промышленности.

Жидкие и газообразные продукты пиролиза являются, в свою очередь, ценными энергоносителями. Метан, являющийся основной газообразной составляющей процесса пиролиза, может использоваться для производства электроэнергии с помощью газодизельных или газотурбинных электростанций. Выход газообразного топлива может достигать 70% массы сухого сырья при высокотемпературном быстром пиролизе.

Жидкие продукты пиролиза также могут использоваться как жидкое топливо с теплотой сгорания 20…25 МДж/кГ. Выход пиротоплива может достигать 80% массы сухого сырья при быстром низкотемпературном пиролизе. Пиротопливо может использоваться в качестве заменителя котельного топлива. Имеется опыт его использования в газовых турбинах и дизельных двигателях.

Использование биомассы через преобразование ее в пиротопливо имеет ряд преимуществ.

1. Установка для получения жидкого топлива может быть не привязана к потребителю в силу значительно более низких транспортных затрат на биотопливо по сравнению с исходным сырьем.

2. Процесс пиролиза энергетически независим, так как позволяет использовать твердые и газообразные продукты для получения тепла, необходимого для самого процесса и сушки биомассы.

3. Возможность хранения пиротоплива.

4. Возможность эффективного использования пиротоплива в существующих котлах.

5. Низкий уровень выбросов загрязняющих веществ в атмосферу по сравнению с прямым сжиганием биомассы.

К факторам, ограничивающим возможности практического использования пиролиза, относятся следующие.

1. Критичность к влажности исходного сырья, что требует его предварительной сушки.

2. Критичность к размерам частиц биомассы. Это достаточно дорогостоящее требование, для выполнения которого необходимо специальное оборудование.

3. Необходимость предварительной обработки исходного сырья – кислотная промывка, для увеличения выхода жидкого топлива.

4. Высокие теплотехнические требования к реактору.

5. Ограниченный выбор серийного оборудования для технологии пиролиза на сегодняшний день.

Большое распространение получила технология газификации биомассы, основанная на сжигании древесины в условиях отсутствия или недостатка кислорода. Под воздействием тепла разрываются химические связи в молекулах сложных углеводородов, содержащихся в древесине, в результате чего образуются метан, метиловый газ, водород, углекислый и угарный газы, древесный спирт, углерод, вода и многие малые добавки. Количество метана может доходить до 25 %. Метан имеет высокую теплотворную способность и может использоваться вместо природного газа. Метиловый газ может сжигаться, непосредственно, или после превращения, в метанол, который представляет собой высококачественное синтетическое жидкое топливо, пригодное для использования в двигателях внутреннего сгорания.

Богатый практический опыт использования технологии газификации древесины для производства топлива получен во время мировой войны, когда около миллиона автомобилей приводились в движение с помощью газификаторов на биомассе.

Электростанции с установками газификации биомассы имеют КПД в 2 раза выше, чем паровые электростанции, что также способствует их широкому практическому применению.

Благодаря технологии газификации, после которой древесина полностью превращается в газ и золу, используемую как улучшитель почвы, а также тому, что установки для сушки щепы используют тепло выхлопных газов генерирующего модуля, являясь фильтром для очистки выхлопных газов, газогенераторные электростанции обладают хорошими экологическими характеристиками. Биотопливо не приводит к возрастанию СО₂ и SO₂ в атмосфере, увеличению парникового эффекта и глобальному изменению климата.

К другим преимуществам газификации относится высокий энергетический КПД, достигающий 95% и широкие возможности выбора оборудования для дальнейшего энергопреобразования получаемого газа и тепла: газопоршневые и газотурбинные электростанции, паровые или водяные котлы и др.

Газогенераторные электростанции на древесных отходах биомассы единичной мощностью от 10 до 600 кВт электрической энергии используют технологию газификации измельченных отходов с влажностью менее 20%. Модули газификации построены на основе газогенераторов с нисходящим потоком генераторного газа. Газ после подготовки имеет калорийность 1000…1100 Ккал/м³. Для выработки электроэнергии полученный газ используется в качестве топлива в одном или нескольких модулях генерации на базе газодизельных двигателей, работающих на смеси генераторного газа (70…85%) и обычного дизельного топлива (15…30%), или на базе газовых двигателей, работающих на 100%-м генераторном газе.

Для использования в энергетических целях влажной биомассы – животноводческих отходов используется технология анатробного сбраживания. Как и в случае пиролиза, процесс происходит при отсутствии воздуха, однако разложение сырья происходит под воздействием бактерий, а не высоких температур.

Получаемый в процессе брожения биогаз содержит 60…70% метана, 30…40% двуокиси углерода, небольшое количество сероводорода, примеси водорода, аммиака и окислов азота. Процесс сбраживания может занимать от 10 дней до нескольких недель. В процессе сбраживания выделятся тепло, однако в условиях холодного климата необходим дополнительный подогрев для поддержания оптимальной температуры около 35°С. Источником тепла может быть производимый биогаз. Остаток, образующийся в процессе получения биогаза, может использоваться в качестве удобрения в сельском хозяйстве.

Довольно распространенной технологией сегодня становится производство биотоплива из специально выращиваемых сельскохозяйственных культур: рапс, соя, подсолнечник и др. Наиболее распространены два вида топлива: биоэтанол и биодизель.

Биоэтанол производится по технологии получения обычного пищевого спирта. Этанол является спиртовым топливом, которое может использоваться в двигателях внутреннего сгорания либо в чистом виде, либо в качестве добавки к бензину. В качестве сырья могут использоваться многие доступные растительные культуры: картофель, свекла, кукуруза и др.

Биодизель – это эфиры растительных масел или животных жиров, получаемых в результате химической реакции масла или жира с метиловым или этиловым спиртом. Технология получения биодизеля довольно проста и доступна в условиях любого предприятия или фермерского хозяйства. Основным сырьем для его производства в Европе является рапс, в США и Южной Америке – соя. Любое растительное масло может служить исходным сырьем для получения биотоплива, которое получается при замещении в масле глицерина на спирт. Из одной тонны растительного масла и 111 кг спирта (в присутствии 12 кг катализатора) получается 970 кг (1100 л) биодизеля и 153 кг первичного глицерина.

Контрольные вопросы изадания

1. Что относится к традиционным источникам энергии?

2. Что относится к нетрадиционным источникам энергии?

3. Каким образом можно использовать энергию солнца в системах электроснабжения?

4. По каким признакам классифицируются солнечные энергетические установки?

5. В чем заключается принцип работы термоэлектрических преобразователей?

6. В чем заключается принцип работы фотоэлектрических преобразователей?

7. Какие материалы используются при производстве фотоэлектрических преобразователей?

8. В чем заключается принцип работы солнечных коллекторов?

9. В чем заключается принцип работы концентрирующих гелиоприемников?

10. В чем заключается принцип работы паротурбинных СЭС?

11. Каким образом можно использовать энергию ветра в системах электроснабжения?

12. Как классифицируются существующие системы ветродвигателей?

13. Какие особенности необходимо учитывать при проектировании ветроэлектрических установок?

14. За счет чего вырабатывается электроэнергия на геотермальных станциях?

15. На каких принципах основаны технологии получения электроэнергии из высокопотенциальных геотермальных вод?

16. На каких принципах основаны технологии получения электроэнергии из низкопотенциальных геотермальных вод?

17. Какие выделяются группы источников биомассы?

18. Какие технологии применяются для получения электрической энергии из сухой биомассы?

19. Какие технологии применяются для получения электрической энергии из влажной биомассы?

20. Какие сельскохозяйственные культуры специально выращиваются для производства биотоплива?

21. Какие виды биотоплива получили наибольшее распространение?

К оглавлению

7. СЕТИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ НА НАПРЯЖЕНИИ НИЖЕ 1КВ

Объект электроснабжения – потребитель может подключаться на разном напряжении и на разном уровне системы электроснабжения. Например, 6-ой уровень – граница раздела ведения предприятия и энергоснабжающей организации, но это напряжение подключения 110–220 кВ используется только для крупных потребителей с мощностью не менее 10 МВА. Если подключение происходит на уровне напряжения 0,4 кВ, говорят, что 6 уровень системы совмещен с 3-м.

На напряжении ниже 1000 В существуют следующие уровни, поазанные на рис. 7.1:

3-й уровень – шины низкого напряжения подстанции;

2 уровень – шкафы силовые, распределительные пункты напряжением до 1 кВ переменного и до 1,5 кВ постоянного тока;

1 уровень – отдельные электроприемники: аппараты, механизмы, установки, агрегаты.

уровни1.GIF

Рис. 7.1. Уровни системы электроснабжения

Потребителем электрической энергии называется электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещающихся на определенной территории.

Приемником электрической энергии (электроприемником) называется аппарат, агрегат, механизм, предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид энергии для ее использования.

7.1. Категории надежности электроприемников, режимы их работы

Различают категории надежности отдельных электроприемников и объекта в целом. Обычно на любом объекте присутствуют электроприемники различных категорий надежности, например аварийное освещение всегда относится к I категории. Но при этом весь объект может быть подключен по III категории, тогда обеспечивать бесперебойную работу электроприемника I категории должен уже сам потребитель.

С точки зрения надежности электроснабжения потребители делятся на 3 категории плюс особая группа (рис. 7.1).

К первой категории относятся электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, нарушение функционирования особо важных элементов городского хозяйства. Из состава электроприемников первой группы выделяется особая группа (нулевая категория) электроприемников, перебой в работе которых может помешать безаварийной остановке производства и нести угрозу взрывов, пожаров, повреждения дорогостоящего оборудования, а также угрозу для жизни людей. К первой категории относятся автоматические установки пожаротушения и системы пожарной сигнализации, системы вентиляции в химически опасных цехах, водоотливных и подъемных установок в шахтах и т.п. Также к первой категории могут относится компрессорные, насосные станции. В городских сетях к первой категории относят центральные канализационные и водопроводные станции, АТС, радио и телевидение, а также лифтовые установки высотных зданий

Ко второй категории относятся электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских жителей. Примеры объектов второй категории надежности – котельные, приемники прокатных цехов, основных цехов машиностроения, текстильной и целлюлозно-бумажной промышленности, школы, детские учреждения.

К третьей категории относятся все остальные электроприемники, не подходящие под определение первой и второй категории. Это приемники вспомогательных цехов, несерийного производства продукции и т.п.

Категории потребителей электроэнергии – общественных и административных зданий определяет СП 256.1325800.2016, в табл. П7.1 приведены категории электроприемников для большинства общественно –административных зданий. Требования к надежности электроснабжения городских потребителей должны соответствовать требованиям ПУЭ.

При рассмотрении надежности электроснабжения потребителей к соответствующей категории следует, как правило, относить отдельные электроприемники, но допускается категорирование надежности электроснабжения для группы электроприемников.

Требования к надежности электроснабжения электроприемника следует относить к ближайшему вводному устройству, к которому электроприемник подключен через коммутационный аппарат.

При построении сети требования к надежности электроснабжения отдельных электроприемников более высокой категории недопустимо распространять на все остальные электроприемники.

Категорирование электроприемников уникальных зданий и сооружений (крупнейшие театры, цирки, концертные залы, дворцы спорта и др.), зданий центральных правительственных учреждений, а также требования к надежности их электроснабжения допускается определять по местным условиям.

Рис. 7.2. Категории надежности электроприемников

Электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников и перерыв их электроснабжения может быть допущен только на время автоматического восстановления питания, допустимый интервал продолжительности нарушения электроснабжения не превышает 1 мин. (рис.7.2). При наличии электроприемников первой категории на шинах 0,38 кВ двухтрансформаторных ТП и непосредственно у потребителя, должно быть предусмотрено АВР (автоматический ввод резерва).

В качестве второго независимого источника питания могут использоваться также автономные источники (аккумуляторные батареи, дизельные электростанции и др.), резервирующие связи по сети 0,38 кВ от ТП, питающихся от других независимых источников питания.

Следует также рассматривать питание электроприемников первой категории по сети 0,38 кВ от разных ТП, присоединенных к разным независимым источникам. При этом необходимо предусматривать необходимые резервы в пропускной способности элементов системы в зависимости от нагрузки электроприемников первой категории. Рекомендуется параллельная работа трансформаторов на напряжении 0,38 кВ по схеме со «слабыми» связями или по полузамкнутой схеме при условии обслуживания указанных сетей 0,38 кВ электроснабжающей организацией.

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

Электроприемники второй категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаиморезервирующих источников. Питание электроприемников второй категории допускается предусматривать от однотрансформаторных ТП при наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более одних суток. Допустимая продолжительность нарушения электроснабжения для электроприемников 2-й категории — не более 30 мин.

Для электроприемников второй категории допускается резервирование в послеаварийном режиме путем прокладки временных шланговых кабельных связей на напряжении 0,38 кв. Допускается применение автоматизированных схем (двухлучевых и др.) для питания электроприемников второй категории, если их применение приводит к увеличению приведенных затрат на сооружение сети не более, чем на 5%.

Электроприемники третьей категории могут питаться от одного источника питания. Допустимы перерывы на время, необходимое для подачи временного питания, ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, но не более чем на одни сутки.

Основным принципом построения распределительной сети 10(6) кВ для электроприемников третьей категории является сочетание петлевых линий 10(6) кВ и радиальных линий 0,38 кВ к потребителям. При применении воздушных линий электропередачи для питания электроприемников третьей категории резервирование линий может не предусматриваться. При применении в сети 0,38 кВ кабельных линий должна учитываться возможность использования временных шланговых кабелей.

В зданиях, относящихся к III категории по надежности электроснабжения (см. табл. 1.1), питающихся по одной линии, резервное питание устройств охранной и пожарной сигнализации следует осуществлять от автономных источников.

Электроприемники общественных и производственных зданий относятся к различным категориям (Приложение к гл.7, табл П7.1), а в производственных зданиях категории определяются в зависимости от вида производства и степени ущерба от его остановки.

Электрические нагрузки в системах электроснабжения могут быть во времени неизменными и переменными. Для большого числа электроприемников проявляется периодичность изменения нагрузки во времени, совпадающая с периодом производственного процесса.

Классификация электроприемников по режимам работы.

Длительный – работа при постоянной нагрузке, достаточно длительная для достижения теплового равновесия.

Кратковременный – работа без достижения теплового равновесия, с последующим остыванием до температуры окружающей среды.

Повторно-кратковременный - последовательность идентичных рабочих циклов, каждый из которых состоит из периодов работы t_p при постоянной нагрузке и отключенного неподвижного состояния t_0.Существует несколько видов повторно-кратковременных режимов работы электроприемников, в первую очередь двигателей: повторно-кратковременный с учетом пусковых процессов, с учетом электрического торможения, изменения частоты вращения.

рис7-3

Рис. 7.3. Режимы работы электроприемников:

а) длительный; б) кратковременный; в) повторно-кратковременный

Для электроприемников с длительным режимом работы установленная мощность:

. (7.1)

Для ЭП с повторно – кратковременным режимом работы установленная мощность:

. (7.2)

7.2. Условия присоединения к системе

Условия определяются федеральным законом «Об электроэнергетике № 35-ФЗ от 21.02.2003г. «Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям утвержденных Постановлением Правительства РФ № 861 от 29.12.2004 г. в редакции ряда последующих постановлений правительства.

В соответствии с этими документами расходы на строительство и реконструкцию объектов электросетевого хозяйства в целях присоединения новых и (или) увеличения мощности энергопринимающих устройств присоединенных ранее, присоединения мощности строящихся (реконструируемых) электрических станций от границ балансовой принадлежности соответствующих электрических станций до существующих объектов электросетевого хозяйства включается в плату за технологическое присоединение к электрическим сетям потребителей и производителей электрической энергии.

Между поставщиком электроэнергии (электроснабжающей организацией) и потребителем заключается публичный договор. В соответствии со ст. 426 ГК РФ публичным признается договор, заключенный коммерческой организацией и устанавливающий ее обязанности по продаже товаров, выполнению работ или оказанию услуг, которые такая организация по характеру своей деятельности должна осуществлять в отношении каждого, кто к ней обратится. Это понятие предусматривает, что организация при его заключении не вправе оказывать предпочтения одному лицу перед другим, а также устанавливать различные тарифы и другие условия договора для разных потребителей (за исключением случаев, предусмотренных законом и иными правовыми актами).

Отказ от заключения публичного договора (при наличии возможности его заключения) не допускается, и в соответствии с п. 4 ст. 445 ГК РФ возможно обращение потребителя в суд с требованием о понуждении заключить договор. При этом организация, необоснованно уклоняющаяся от заключения договора (т.е. не доказавшая в суде невозможность его заключения) должна будет возместить другой стороне причиненные убытки. Неполучение ответа в установленные сроки также является основанием для обращения в суд.

В случае непередачи протокола разногласий по существенным условиям публичного договора в 30-дневный срок договор считается незаключенным. В то же время для договоров в области электроэнергетики возможны и особенные условия их заключения и продления, вытекающие из их специфики, как это было сделано для договора энергоснабжения (ст. 539 – 548 ГК РФ).

Среди электроснабжающих организаций каждого региона выделяются гарантирующие поставщики, для которых обязательно заключение публичного договора с любым обратившимся к нему потребителем. Гарантирующий поставщик (ГП) вправе отказаться от заключения договора только в двух случаях: при отсутствии технологического присоединения электропринимающих устройств в установленном порядке или при нахождении точек поставки вне зоны деятельности гарантирующего поставщика. Точка поставки – это место в электрической сети на границе балансовой принадлежности энергопринимающих устройств покупателя электроэнергии.

Потребитель по желанию может заключить с ГП договор электроснабжения или договор купли – продажи (поставки) электроэнергии. По договору электроснабжения ГП должен осуществлять продажу потребителю электроэнергии и оказывать другие услуги, связанные с электроснабжением: урегулировать отношения, связанные с передачей электроэнергии; с оперативно-диспетчерским управлением; с соответствующими субъектами электроэнергетики и собственниками электросетевых объектов. При этом ГП несет ответственность перед потребителем за надежность электроснабжения и качество электроэнергии. По договору купли-продажи (поставки) электроэнергии ГП лишь обязуется поставить электроэнергию покупателю, а тот – ее оплатить.

Правилами установлено, что покупатель обязан заявлять ГП договорной объем потребления электроэнергии (мощности) с помесячной детализацией не позднее чем за 2 месяца до начала очередного регулирования тарифов. Стоимость отклонений фактического потребления электроэнергии от договорного объема покупатель должен будет компенсировать. Потребители, чья присоединенная мощность (совокупная номинальная мощность присоединенных к сети трансформаторов и энергопринимающих устройств потребителя) больше 750 кВА, или обслуживающие их энергосбытовые организации обязаны уведомлять ГП также о почасовых объемах потребления электроэнергии и компенсировать стоимость отклонений фактических почасовых объемов потребления от договорных.

Потребители, имеющие собственные генерирующие установки, могут продавать излишки электроэнергии (мощности). Такие потребители приравнены к производителям (поставщикам) электроэнергии по возможностям работы на оптовых и розничных рынках, по условиям заключения договоров купли-продажи (поставки) электроэнергии покупателям.

Порядок технологического присоединения регулируют Федеральный закон «Об электроэнергетике» и «Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям» (утверждены постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2004 г. № 861; далее – Правила присоединения).

Любые юридические и физические лица имеют право на технологическое присоединение своих энергопринимающих устройств (энергетических установок) к электрическим сетям при наличии технической возможности и соблюдении установленных правил присоединения (ст. 26 ФЗ «Об электроэнергетике»). При выполнении этих условий отказ со стороны сетевой организации не допускается, она обязана выполнить мероприятия по технологическому присоединению как вновь построенных и впервые вводимых в эксплуатацию энергопринимающих устройств (ЭУ), так и реконструируемых или расширяющих свою ранее присоединенную мощность потребителей. В настоящее время сетевые организации не имеют права отказать в присоединении по причине отсутствия технической возможности.

Технологическое присоединение носит однократный характер. Оно не требуется, если устройства были технологически присоединены до вступления в силу Правил присоединения (до 27 декабря 2004 г. – даты подписания Постановления Правительства № 861). Однако при необходимости увеличении мощности этих устройств вновь решаются вопросы технологического присоединения.

С присоединяемых лиц взимается однократная плата, которая должна компенсировать затраты на проведение мероприятий по технологическому присоединению. Размер платы устанавливается государственным органом по регулированию тарифов. За счет этой платы компенсируются расходы на строительство и реконструкцию объектов электросетевого хозяйства (линий, подстанций, трансформаторов, компенсирующих устройств) в целях присоединения новых или увеличения мощности энергопринимающих устройств, присоединенных ранее. Сюда не включаются расходы на строительство и реконструкцию объектов электросетевого хозяйства в целях обеспечения надежности и качества электроэнергии уже присоединенных потребителей, эти расходы учитывают при установлении платы за услуги по передаче электроэнергии.

Лицо, которое хочет присоединить свои ЭУ, заключает договор об осуществлении технологического присоединения с сетевой организацией. Договор обязателен к заключению для сетевой организации. При необоснованном отказе (или уклонении) с ее стороны заинтересованное лицо вправе обратиться в суд с иском о понуждении к заключению договора и взыскании убытков. Условия договоров являются одинаковыми для всех физических и юридических лиц, за исключением индивидуальных технических условий.

Процедура технологического присоединения включает следующие этапы.

· Подача владельцем ЭУ заявки.

· Заключение договора об осуществлении технологического присоединения.

· Выполнение условий договора со стороны присоединяемого лица и сетевой организации и мероприятий, предусмотренных договором.

· Получение разрешения уполномоченного органа по технологическому надзору на допуск в эксплуатацию объектов заявителя.

· Составление акта о технологическом присоединении и акта разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной собственности.

Для осуществления технологического присоединения лицо, владеющее ЭУ, направляет в сетевую организацию заявку, в которой должны быть приведены следующие сведения (для потребителей, суммарная установленная мощность которых превышает 750 кВА): наименование, место нахождения, почтовый адрес заявителя; наименования и место расположения ЭУ; максимальная мощность ЭУ и его технические характеристики, число и мощность генераторов и трансформаторов; количество точек присоединения к сети с указанием технических параметров элементов ЭУ, присоединяемых в конкретных точках; заявляемый уровень надежности ЭУ; заявляемый характер нагрузки потребителя и наличие нагрузок, влияющих на качество ЭЭ; величина технологической и аварийной брони; сроки проектирования и ввода в эксплуатацию с поэтапным распределением мощности.

Также к заявке прилагаются план расположения ЭУ, однолинейная схема электрических сетей заявителя, с указанием возможностей резервирования от собственных источников и переключения нагрузок, перечень и мощность токоприемников, которые могут быть присоединены к устройствам противоаварийной автоматики.

Следует особо подчеркнуть, что перечень является исчерпывающим, т.е. сетевая организация не вправе требовать предоставления других сведений. Для потребителей небольшой (до 750 кВА) мощности и физических лиц перечень уменьшен.

После рассмотрения заявки сетевая организация обязана направить заявителю для согласования проект договора (как правило, в течение 30 дней, однако Правила присоединения предусматривают и другие варианты).

Договор об осуществлении технологического присоединения должен содержать следующие существенные условия: мероприятия по технологическому присоединению и обязательства сторон по их выполнению; сроки выполнения сетевой организацией мероприятий по присоединению (не должны превышать 1 года для потребителей суммарной мощностью менее 750 кВА и 2 лет – для более крупных потребителей, если иное не предусмотрено инвестиционной программой или соглашением сторон).

Мероприятия по технологическому присоединению включают (перечень исчерпывающий): подготовку сетевой организацией технических условий и их согласование с системным оператором; разработку сетевой организацией и заявителем (в границах его земельного участка) проектной документации согласно обязательствам, предусмотренным техническими условиями; выполнение технических условий заявителем и сетевой организацией (в том числе подключение противоаварийной и режимной автоматики); проверку сетевой организацией выполнения заявителем технических условий; осмотр присоединяемых энергопринимающих устройств должностным лицом органа по технологическому надзору (при участии представителей сетевой организации и потребителя, а также при необходимости – системного оператора); фактические действия по присоединению и обеспечению работы энергопринимающих устройств (рис. 7.4).

Запрещается навязывать услуги, не предусмотренные Правилами присоединения.

Рис. 7.4. Мероприятия по технологическому присоединению

После заключения договора сетевая организация должна подготовить и выдать заявителю технические условия, в которых должны быть указаны:

– схемы приема (выдачи) мощности; точки присоединения к сети (вводные распределительные устройства, линии электропередачи и др.);

– обоснованные требования по усилению существующей сети в связи с присоединением новых мощностей (строительство новых ЛЭП, подстанций, увеличение мощности трансформаторов, сечений проводов, установка компенсирующих устройств и др.), обязательные для исполнения сетевой организацией;

– требования к устройствам релейной защиты и регулирования реактивной мощности, противоаварийной и режимной автоматике, телемеханике, связи, изоляции и защите от перенапряжения, к контролю и поддержанию качества электроэнергии, а также к приборам учета электрической энергии и мощности (активной и реактивной) и др.

Технические условия обязательны к выполнению как заявителем, так и сетевой организацией, при этом разграничение обязательств определяется договором и учитывается соответственно при расчете платы за технологическое присоединение. В ходе проектирования у заявителя может возникнуть необходимость частичного отступления от технических условий – тогда они должны быть согласованы с сетевой организацией.

К сожалению, требования по усилению существующей сети являются наиболее острым вопросом во взаимоотношениях сетевой организации и присоединяемых лиц. Зачастую таким образом сетевая организация пытается переложить на потребителя затраты, которые должна была бы нести сама, но не имеет финансовых возможностей. В то же время изношенность и большая загруженность линий определяют ограничения на присоединение дополнительной мощности в различных узлах сети, что приводит к отсутствию технической возможности технологического присоединения, о чем шла речь в начале этого раздела. Эти вопросы должны решаться более гибко, в зависимости от величины присоединяемой мощности потребителя, напряжения сети, возможностей потребителя и других условий. При достаточном развитии рыночных отношений в этой области сетевой организации должно быть выгодно присоединить новых потребителей, чтобы впоследствии получать от них плату за услуги по передаче электроэнергии.

При решении вопроса о том, в какую сетевую организацию подать заявку на технологическое присоединение, следует обратить внимание на расстояние от границ участка заявителя до близлежащих объектов электросетевого хозяйства сетевой организации.

Под расстоянием от границ участка заявителя до объектов электросетевого хозяйства сетевой организации понимается минимальное расстояние, измеряемое по прямой линии от границы участка (нахождения присоединяемых энергопринимающих устройств) заявителя до ближайшего объекта электрической сети (опора линий электропередачи, кабельная линия, распределительное устройство, подстанция), имеющего класс напряжения, указанный в заявке, существующего или планируемого к вводу в эксплуатацию в соответствии с инвестиционной программой сетевой организации, утвержденной в установленном порядке, и в сроки, установленные для технологического присоединения.

Если на расстоянии менее 300 м от границ участка заявителя находятся объекты электросетевого хозяйства нескольких сетевых организаций, заявитель вправе направить заявку в любую из них. Это правило не распространяется на заявителей, имеющих намерение осуществить технологическое присоединение энергопринимающих устройств по индивидуальному проекту.

Если на расстоянии менее 300 м от границ участка заявителя находится только одна сетевая организация, заявитель направляет заявку именно в эту сетевую организацию.

Если все объекты электросетевого хозяйства всех сетевых организаций находятся на удалении 300 и более метров от границ участка, заявитель должен направить заявку на заключение договора в сетевую организацию, объекты электросетевого хозяйства которой расположены на наименьшем расстоянии от границ участка заявителя.

Сетевая организация обязана урегулировать вопросы с собственником объектов электросетевого хозяйства, через объекты которого будет осуществляться опосредованное присоединение.

Заявка направляется заявителем в сетевую организацию в 2 экземплярах письмом с описью вложения. Заявитель вправе представить заявку через уполномоченного представителя, а сетевая организация обязана принять такую заявку.

В заявке на технологическое присоединение объектов физических лиц мощностью до 15 кВт включительно (для бытовых нужд) должны быть указаны:

а) фамилия, имя и отчество заявителя, серия, номер и дата выдачи паспорта или иного документа, удостоверяющего личность;

б) место жительства заявителя;

в) наименование и место нахождения энергопринимающих устройств, которые необходимо присоединить к электрическим сетям сетевой организации;

г) сроки проектирования и поэтапного введения в эксплуатацию энергопринимающих устройств (в том числе по этапам и очередям);

д) максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя.

В заявке на технологическое присоединение объектов юридических лиц или индивидуальных предпринимателей мощностью до 100 кВт включительно, должны быть указаны:

а) реквизиты заявителя (для юридических лиц – полное наименование и номер записи в Едином государственном реестре юридических лиц (ЕГРЮЛ), для индивидуальных предпринимателей – номер записи в Едином государственном реестре индивидуальных предпринимателей (ЕГРИП) и дата ее внесения в реестр, для физических лиц – фамилия, имя, отчество, серия, номер и дата выдачи паспорта или иного документа, удостоверяющего личность);

б) наименование и место нахождения энергопринимающих устройств, которые необходимо присоединить к электрическим сетям сетевой организации;

в) место нахождения заявителя;

д) поэтапное распределение мощности, сроков ввода и сведения о категории надежности электроснабжения при вводе энергопринимающих устройств по этапам и очередям.

е) максимальная мощность присоединяемых энергопринимающих устройств заявителя;

ж) характер нагрузки (вид экономической деятельности хозяйствующего субъекта);

з) предложения по порядку расчетов и условиям рассрочки внесения платы за технологическое присоединение – для заявителей, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых составляет свыше 15 и до 100 кВт включительно.

В заявке на технологическое присоединение объектов юридических лиц или индивидуальных предпринимателей, суммарная присоединенная мощность энергопринимающих устройств которых не превышает 750 кВА, должны быть указаны:

а) реквизиты заявителя (для юридических лиц – полное наименование и номер записи в ЕГРЮЛ, для индивидуальны – номер записи в ЕГРИП и дата ее внесения в реестр, для физических лиц – фамилия, имя, отчество, серия, номер и дата выдачи паспорта или иного документа, удостоверяющего личность);

в) место нахождения заявителя;

г) количество точек присоединения с указанием технических параметров элементов энергопринимающих устройств;

д) заявляемый уровень надежности энергопринимающих устройств;

е) сроки проектирования и поэтапного введения в эксплуатацию энергопринимающих устройств (в том числе по этапам и очередям);

ж) поэтапное распределение мощности, сроков ввода и сведения о категории надежности электроснабжения при вводе энергопринимающих устройств по этапам и очередям.

з) максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя;

и) характер нагрузки (вид производственной деятельности).

В заявке на временное (на срок не более 6 месяцев) технологическое присоединение для обеспечения электрической энергией передвижных объектов с максимальной мощностью до 100 кВт включительно, должны быть указаны:

а) реквизиты заявителя (для юридических лиц – полное наименование и номер записи в ЕГРЮЛ, для индивидуальных предпринимателей – номер записи в ЕГРИП и дата ее внесения в реестр, для физических лиц – фамилия, имя, отчество, серия, номер и дата выдачи паспорта или иного документа, удостоверяющего личность);

в) место нахождения заявителя;

д) поэтапное распределение мощности, сроков ввода и сведения о категории надежности электроснабжения при вводе энергопринимающих устройств по этапам и очередям;

е) максимальная мощность присоединяемых энергопринимающих устройств заявителя;

ж) характер нагрузки (вид экономической деятельности хозяйствующего субъекта);

з) срок временного присоединения.

В заявке иных потребителей указываются:

а) реквизиты заявителя (для юридических лиц - полное наименование и номер записи в ЕГЮРЛ, для индивидуальных предпринимателей - номер записи в ЕГРИП и дата ее внесения в реестр, для физических лиц - фамилия, имя, отчество, серия, номер и дата выдачи паспорта или иного документа, удостоверяющего личность);

в) место нахождения заявителя;

г) максимальная мощность энергопринимающих устройств и их технические характеристики, количество, мощность генераторов и присоединяемых к сети трансформаторов;

д) количество точек присоединения с указанием технических параметров элементов энергопринимающих устройств;

е) заявляемый уровень надежности энергопринимающих устройств;

ж) заявляемый характер нагрузки (для генераторов - возможная скорость набора или снижения нагрузки) и наличие нагрузок, искажающих форму кривой электрического тока и вызывающих несимметрию напряжения в точках присоединения;

з) величина и обоснование величины технологического минимума (для генераторов), технологической и аварийной брони (для потребителей электрической энергии);

и) сроки проектирования и поэтапного введения в эксплуатацию энергопринимающих устройств (в том числе по этапам и очередям);

к) поэтапное распределение мощности, сроков ввода и сведения о категории надежности электроснабжения при вводе энергопринимающих устройств по этапам и очередям.

Сетевая организация не вправе требовать от заявителя представления каких-либо иных сведений, а заявитель не обязан представлять какие-либо иные сведения.

К заявке прилагаются следующие документы:

а) план расположения энергопринимающих устройств, которые необходимо присоединить к электрическим сетям сетевой организации;

б) однолинейная схема электрических сетей заявителя, присоединяемых к электрическим сетям сетевой организации, номинальный класс напряжения которых составляет 35 кВ и выше, с указанием возможности резервирования от собственных источников энергоснабжения (включая резервирование для собственных нужд) и возможности переключения нагрузок (генерации) по внутренним сетям заявителя;

в) перечень и мощность энергопринимающих устройств, которые могут быть присоединены к устройствам противоаварийной автоматики;

г) копия документа, подтверждающего право собственности или иное предусмотренное законом основание на объект капитального строительства и (или) земельный участок, на котором расположены (будут располагаться) объекты заявителя, либо право собственности или иное предусмотренное законом основание на энергопринимающие устройства;

д) доверенность или иные документы, подтверждающие полномочия представителя заявителя, подающего и получающего документы, в случае если заявка подается в сетевую организацию представителем заявителя;

е) формы модульных схем технологического присоединения энергопринимающих устройств, утвержденные Министерством энергетики Российской Федерации, – только для объектов юридических лиц и индивидуальных предпринимателей мощностью до 100 кВт включительно, объектов физических лиц до 15 кВт включительно (для бытовых нужд).

Сетевая организация не вправе требовать от заявителя представления каких-либо иных документов, а заявитель не обязан представлять какие-либо иные документы.

Юридическим лицам и индивидуальным предпринимателям, осуществляющим присоединение объектов мощностью до 100 кВт включительно, а также физическим лицам, осуществляющим присоединение объектов мощностью до 15 кВт включительно (для бытовых нужд), сетевая организация обязана направить заполненный и подписанный ею проект договора в 2 экземплярах и технические условия как неотъемлемое приложение к этому проекту договора в течение 30 дней с даты получения заявки.

Заявителям, суммарная присоединенная мощность энергопринимающих устройств которых выше 100 кВт, но не превышает 750 кВА, сетевая организация обязана в течение 15 рабочих дней с даты получения заявки направить для согласования проект договора и технических условий.

Иным заявителям сетевая организация обязана направить для подписания заполненный и подписанный ею проект договора в 2 экземплярах в течение 15 рабочих дней с даты получения заявки. При сложном характере технологического присоединения для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью или иных владельцев объектов такой сети указанный срок по инициативе сетевой организации может быть увеличен до 40 рабочих дней. Заявитель уведомляется об увеличении срока и основаниях его изменения. Таким заявителям технические условия должны быть направлены сетевой организацией в течение 15 рабочих дней с даты заключения договора.

При отсутствии в составе заявки обязательных сведений и документов сетевая организация уведомляет об этом заявителя в течение 6 рабочих дней с даты получения заявки и направляет ему для подписания заполненный и подписанный ею проект договора в 2 экземплярах в течение 15 рабочих дней с даты получения недостающих сведений.

При этом юридическим лицам и индивидуальным предпринимателям, осуществляющим присоединение объектов мощностью до 100 кВт включительно, а также физическим лицам, осуществляющим присоединение объектов мощностью до 15 кВт включительно (для бытовых нужд) сетевая организация направляет технические условия одновременно с направлением заполненного и подписанного проекта договора — в течение 15 рабочих дней с даты получения недостающих сведений.

Заявителям, суммарная присоединенная мощность энергопринимающих устройств которых выше 100 кВт, но не превышает 670 кВт, сетевая организация в течение 15 рабочих дней с даты получения недостающих сведений направляет для согласования проекты договора и технических условий.

Иным заявителям технические условия направляются в течение 30 рабочих дней с даты получения недостающих документов.

Заявитель подписывает оба экземпляра проекта договора в течение 30 дней с даты получения подписанного сетевой организацией проекта договора и направляет 1 экземпляр сетевой организации с приложением к нему документов, подтверждающих полномочия лица, подписавшего такой договор.

В случае несогласия с представленным сетевой организацией проектом договора и (или) несоответствия его Правилам технологического присоединения заявитель вправе направить сетевой организации мотивированный отказ от подписания проекта договора с предложением об изменении представленного проекта договора и требованием о приведении его в соответствие с Правилами технологического присоединения.

Указанный мотивированный отказ направляется заявителем в сетевую организацию заказным письмом с уведомлением о вручении.

В случае направления заявителем в течение 30 дней после получения от сетевой организации проекта договора мотивированного отказа от подписания этого проекта договора с требованием о приведении его в соответствие с Правилами технологического присоединения сетевая организация обязана привести проект договора в соответствие в течение 5 рабочих дней с даты получения такого требования и представить заявителю новую редакцию проекта договора для подписания. В случае ненаправления заявителем подписанного проекта договора либо мотивированного отказа от его подписания ранее поданная таким заявителем заявка аннулируется.

Договор должен содержать следующие существенные условия:

а) перечень мероприятий по технологическому присоединению (определяется в технических условиях, являющихся неотъемлемой частью договора) и обязательства сторон по их выполнению;

б) срок осуществления мероприятий по технологическому присоединению;

в) положение об ответственности сторон за несоблюдение установленных договором и Правилами технологического присоединения сроков исполнения своих обязательств, в том числе:

– право заявителя в одностороннем порядке расторгнуть договор при нарушении сетевой организацией сроков технологического присоединения, указанных в договоре;

– обязанность одной из сторон договора при нарушении ею сроков осуществления мероприятий по технологическому присоединению уплатить другой стороне в течение 10 рабочих дней с даты наступления просрочки неустойку, рассчитанную как произведение 0,014 ставки рефинансирования Центрального банка Российской Федерации, установленной на дату заключения договора, и общего размера платы за технологическое присоединение по договору за каждый день просрочки;

г) порядок разграничения балансовой принадлежности электрических сетей и эксплуатационной ответственности сторон;

д) размер платы за технологическое присоединение, определяемый в соответствии с законодательством Российской Федерации в сфере электроэнергетики;

е) порядок и сроки внесения заявителем платы за технологическое присоединение.

Сетевая организация не вправе возлагать на заявителя обязательства, не предусмотренные Правилами технологического присоединения. Сетевая организация не вправе ставить заключение договора технологического присоединения в зависимость от заключения заявителем какого-либо другого договора с сетевой организацией или другой организацией (например, договора на ликвидацию технических ограничений, договора на разработку проектной документации с сетевой организацией либо проектной организацией, договора на проведение монтажных работ с той организацией, которую определит сетевая организация и пр.).

Договор считается заключенным с даты поступления подписанного заявителем экземпляра договора в сетевую организацию.

В технических условиях для присоединения объектов юридических лиц или индивидуальных предпринимателей мощностью до 100 кВт включительно, а также объектов физических лиц мощностью до 15 кВт (для бытовых нужд), должны быть указаны:

а) точки присоединения, которые не могут располагаться далее 25 метров от границы участка, на котором располагаются (будут располагаться) присоединяемые объекты заявителя;

б) обоснованные требования к усилению существующей электрической сети в связи с присоединением новых мощностей (строительство новых линий электропередачи, подстанций, увеличение сечения проводов и кабелей, замена или увеличение мощности трансформаторов, расширение распределительных устройств, модернизация оборудования, реконструкция объектов электросетевого хозяйства, установка устройств регулирования напряжения для обеспечения надежности и качества электрической энергии), обязательные для исполнения сетевой организацией за счет ее средств;

в) требования к приборам учета электрической энергии (мощности), устройствам релейной защиты и устройствам, обеспечивающим контроль величины максимальной мощности;

г) распределение обязанностей между сторонами по исполнению технических условий:

· в пределах границ участка, на котором расположены энергопринимающие устройства заявителя, – для заявителя;

· до границы участка, на котором расположены энергопринимающие устройства заявителя, включая урегулирование отношений с иными лицами, – для сетевой организации.

В технических условиях для иных заявителей должны быть указаны:

а) схемы выдачи или приема мощности и точки присоединения (вводные распределительные устройства, линии электропередачи, базовые подстанции, генераторы);

б) обоснованные требования к усилению существующей электрической сети в связи с присоединением новых мощностей (строительство новых линий электропередачи, подстанций, увеличение сечения проводов и кабелей, замена или увеличение мощности трансформаторов, расширение распределительных устройств, установка устройств регулирования напряжения для обеспечения надежности и качества электроэнергии), обязательные для исполнения сетевой организацией за счет ее средств;

в) требования к устройствам релейной защиты, регулированию реактивной мощности, противоаварийной и режимной автоматике, телемеханике, связи, изоляции и защите от перенапряжения, к контролю и поддержанию качества электроэнергии, а также к приборам учета электрической энергии и мощности (активной и реактивной);

г) требования к присоединению энергопринимающих устройств к устройствам противоаварийной и режимной автоматики, требования к подключению всей присоединяемой мощности энергопринимающих устройств, но не ниже уровня аварийной или технологической брони, к устройствам автоматики отключения нагрузки энергопринимающих установок при снижении частоты электрического тока или напряжения в прилегающей электрической сети, требования к характеристикам генераторов;

д) требования к оснащению энергопринимающих устройств устройствами релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики, включая размещение устройств, обеспечивающих дистанционный ввод графиков временного отключения потребления с диспетчерских центров в соответствии с требованиями соответствующего субъекта оперативно-диспетчерского управления.

Срок действия технических условий составляет от двух до пяти лет. При невыполнении заявителем технических условий в согласованный срок и наличии на дату окончания срока их действия технической возможности технологического присоединения сетевая организация по обращению заявителя вправе продлить срок действия ранее выданных технических условий. При этом дополнительная плата не взимается.

При изменении условий технологического присоединения по окончании срока действия технических условий сетевая организация вправе выдать заявителю новые технические условия, учитывающие выполненные по ранее выданным техническим условиям мероприятия. В этом случае выдача новых технических условий не влечет за собой недействительность договора при условии согласования сроков выполнения сторонами мероприятий по технологическому присоединению.

Перечень мероприятий по технологическому присоединению включает в себя:

а) подготовку сетевой организацией технических условий и их согласование с системным оператором (субъектом оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах), а в случае выдачи технических условий электростанцией – согласование их с системным оператором (субъектом оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах) и со смежными сетевыми организациями;

б) разработку сетевой организацией проектной документации согласно обязательствам, предусмотренным техническими условиями;

в) разработку заявителем проектной документации в границах его земельного участка согласно обязательствам, предусмотренным техническими условиями, за исключением случаев, когда в соответствии с законодательством Российской Федерации о градостроительной деятельности разработка проектной документации не является обязательной;

г) выполнение технических условий заявителем и сетевой организацией, включая осуществление сетевой организацией мероприятий по подключению энергопринимающих устройств под действие аппаратуры противоаварийной и режимной автоматики в соответствии с техническими условиями;

д) проверку сетевой организацией выполнения заявителем технических условий;

е) осмотр (обследование) присоединяемых энергопринимающих устройств должностным лицом Ростехнадзора при участии сетевой организации и собственника таких устройств, а также соответствующего субъекта оперативно-диспетчерского управления в случае, если технические условия подлежат согласованию с таким субъектом оперативно-диспетчерского управления;

Осмотр присоединяемых энергопринимающих устройств осуществлятся только с участием сетевой организации и заявителя при присоединении:

− объектов юридических лиц или индивидуальных предпринимателей мощностью до 100 кВт включительно;

− объектов физических лиц мощностью до 15 кВт включительно (для бытовых нужд);

− объектов мощностью до 100 кВт включительно в целях временного присоединения.

ж) осуществление сетевой организацией фактического присоединения объектов заявителя к электрическим сетям и включение коммутационного аппарата (фиксация коммутационного аппарата в положении «включено»).

При присоединении объектов юридических лиц или индивидуальных предпринимателей мощностью до 100 кВт включительно, объектов физических лиц мощностью до 15 кВт включительно (для бытовых нужд), объектов мощностью до 100 кВт включительно в целях временного присоединения распределение обязательств по выполнению мероприятий по технологическому присоединению осуществляется следующим образом:

− заявитель исполняет указанные обязательства в пределах своего земельного участка;

− сетевая организация исполняет указанные обязательства до границ участка заявителя.

Плата за технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью, не превышающей 15 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности), определяется законом от 16.02.2022 г. № 12-ФЗ и Постановлением правительства РФ от 30.06.2022 № 1178. В Москве – Приказом Департамента экономической политики от 07.11.2022 № 152-ТР. Согласно этому приказу, с 01.01.2023 по 31.12.2023 устанавливается плата за технологическое присоединение в размере минимального из следующих значений:

− стоимость мероприятий по технологическому присоединению, рассчитанная с применением стандартизированных тарифных ставок;

− стоимость мероприятий по технологическому присоединению на 2023 г, рассчитанная с применением льготной ставки за 1 кВт запрашиваемой максимальной мощности, в размере 4 000 руб. с учетом НДС за кВт.

Для иных заявителей размер платы за технологическое присоединение определяется в соответствии с решением регулирующего органа.

Для заявителей – юридических лиц с присоединяемой мощностью объектов свыше 15 до 100 кВт включительно порядок оплаты устанавливается следующим образом:

− 15% платы вносятся в течение 15 дней с даты заключения договора;

− 30% платы вносятся в течение 60 дней с даты заключения договора, но не позже даты фактического присоединения;

− 45% платы вносятся в течение 15 дней с даты подписания сторонами акта о выполнении заявителем технических условий, акта об осмотре приборов учета и согласовании расчетной схемы учета электрической энергии (мощности), а также акта о разграничении балансовой принадлежности электрических сетей и акта о разграничении эксплуатационной ответственности сторон;

− 10% платы вносятся в течение 15 дней с даты фактического присоединения.

При этом для субъектов малого и среднего предпринимательства в договоре (по желанию таких заявителей) предусматривается беспроцентная рассрочка платежа в размере 95% процентов платы за технологическое присоединение с условием ежеквартального внесения платы равными долями от общей суммы рассрочки на период до 3 лет с даты подписания сторонами акта об осуществлении технологического присоединения.

Для иных групп потребителей порядок оплаты устанавливается условиями договора.

По окончании процедуры технологического присоединения и исполнению мероприятий по технологическому присоединению сетевая организация и потребитель (заявитель) составляют и подписывают:

− акт разграничения балансовой принадлежности электрических сетей и эксплуатационной ответственности сторон;

− акт об осуществлении технологического присоединения.

Данный перечень документации является исчерпывающим.

Сетевые организации на своих сайтах в сети «Интернет» обязаны публиковать следующую информацию:

− типовые договоры об осуществлении технологического присоединения с указанием источника официального опубликования нормативного правового акта, регулирующего условия этих договоров;

− перечень зон деятельности сетевой организации с детализацией по населенным пунктам и районам городов;

− сведения об общей пропускной способности каждого участка электрической сети (в местах подстанций, трансформаторов и распределительных устройств) с указанием:

− текущего резерва мощности для присоединения потребителей (в абсолютных показателях) с учетом присоединенных потребителей и отдельно с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение;

− планируемого резерва мощности на конец года с учетом присоединенных потребителей, заключенных договоров на технологическое присоединение, поданных заявок на технологическое присоединение и реализации планов капитальных вложений (инвестиционных программ);

− отчеты о выполнении годовых планов капитальных вложений и планов капитального ремонта (инвестиционных программ) с указанием достигнутых результатов в части расширения пропускной способности и увеличения резерва для присоединения потребителей отдельно по каждому участку электрической сети (в местах подстанций, трансформаторов и распределительных устройств);

− планы капитальных вложений и планы капитального ремонта (инвестиционные программы), касающиеся реконструкции и развития электрических сетей, с указанием даты расширения пропускной способности и увеличения резерва для присоединения потребителей по каждому участку электрической сети (в местах подстанций, трансформаторов и распределительных устройств);

− годовые графики капитального ремонта электросетевых объектов, согласованные с системным оператором (его территориальными управлениями), а также сведения о планируемых ограничениях мощности по основным сечениям электрической сети в связи с ремонтными работами;

− сведения о поданных заявках на технологическое присоединение и заключенных договорах на технологическое присоединение по каждому участку электрической сети (в местах подстанций, трансформаторов и распределительных устройств) с указанием:

− количества поданных заявок и объема мощности, необходимого для их удовлетворения;

− количества заключенных договоров на технологическое присоединение, присоединяемого объема мощности, сроков и стоимости по каждому договору отдельно;

− информации об аннулированных заявках на технологическое присоединение.

В настоящее время заявку на технологическое присоединение можно подавать дистанционно на сайте Россетей, где находится подробная инструкция по процедуре подачи заявки, а также даны ответы на наиболее часто встречающиеся вопросы.

7.3. Типы систем заземления

Низковольтные сети выполняются, как правило, четырех и пяти проводными, что связано с требованиями безопасности. По требованиям ПУЭ для защиты от поражения электрическим током в случае повреждения изоляции должны быть применены по отдельности или в сочетании следующие меры защиты при косвенном прикосновении:

• защитное заземление − электрическое соединение какой-либо точки сети, электроустановки или оборудования с заземляющим устройством;

• автоматическое отключение питания;

• уравнивание потенциалов − электрическое соединение проводящих частей для достижения равенства их потенциалов;

• выравнивание потенциалов – снижение разности потенциалов (шагового напряжения) на поверхности земли или пола при помощи защитных проводников, проложенных в земле, в полу или на их поверхности и присоединенных к заземляющему устройству, или путем применения специальных покрытий земли;

• двойная или усиленная изоляция;

• сверхнизкое (малое) напряжение − до 50 В переменного и 120 В постоянного тока;

• защитное электрическое разделение цепей − отделение одной электрической цепи от других цепей в электроустановках напряжением до 1 кВ с помощью: двойной изоляции; основной изоляции и защитного экрана; усиленной изоляции.

• изолирующие (непроводящие) помещения, зоны, площадки.

Применение двух и более мер защиты в электроустановке не должно оказывать взаимного влияния, снижающего эффективность каждой из них.

Защиту при косвенном прикосновении следует выполнять во всех случаях, если напряжение в электроустановке превышает 50 В переменного и 120 В постоянного тока. В помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках выполнение защиты при косвенном прикосновении может потребоваться при более низких напряжениях, например, 25 В переменного и 60 В постоянного тока или 12 В переменного и 30 В постоянного тока при наличии требований соответствующих глав ПУЭ.

Защита от прямого прикосновения не требуется, если электрооборудование находится в зоне системы уравнивания потенциалов, а наибольшее рабочее напряжение не превышает 25 В переменного или 60 В постоянного тока в помещениях без повышенной опасности и 6 В переменного или 15 В постоянного тока − во всех случаях.

По международной классификации система заземления сети обозначается двумя буквами, первая из них указывает на характер заземления источника питания, вторая – на характер заземления открытых проводящих частей электроустановки.

В обозначениях используются начальные буквы французских слов: T (terre–земля) – заземлено; N (neuter – нейтраль) – присоединено к нейтрали источника (занулено); I (isole) – изолировано.

В ГОСТеР50462-92 введены обозначения нулевых проводников: N – нулевой рабочий проводник; PE – нулевой защитный проводник; PEN – совмещенный нулевой рабочий и защитный проводник.
Предусмотрены три системы заземления сетей: TN – нейтраль источника заземлена. Открытые проводящие части электроустановки присоединены к этой точке посредством нулевых защитных проводников; TT – нейтраль источника заземлена, а открытые проводящие части электроустановки присоединены к заземлителю, электрически независимому от заземлителя нейтрали источника питания; IT – нейтраль источника изолирована, а открытые проводящие части электроустановки заземлены.

Электроустановки напряжением до 1 кВ жилых, общественных и промышленных зданий и наружных установок должны, как правило, получать питание от источника с глухозаземленной нейтралью с применением системы TN. Система TN в свою очередь может быть трех видов: TN–S – нулевой рабочий и нулевой защитный проводники работают раздельно по всей системе (S – separated – раздельный) (рис. 4.4); TN–C – нулевой рабочий и нулевой защитный проводники объединены в одном проводнике по всей системе (C – combined – объединенный, рис. 7.5);

рис2_1.png

Рис. 7.5. Схема питания электроустановок здания от источника с заземлением по системе TN-S

TN-C-S – нулевой рабочий и нулевой защитный проводники объединены в одном проводнике в части сети. При типе системы заземления TN-C открытые проводящие части электроустановки здания и, в частности, нетоковедущие части электроприемников класса 1 имеют непосредственную связь с точкой заземления источника питания (нейтралью трансформатора подстанции). Для обеспечения этой связи в питающей электрической сети и в электроустановках здания используется PEN – проводник, в котором объединены функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников. В электроустановке здания открытые проводящие части присоединяются к PEN – проводнику. PEN – проводник питающий электроустановку здания, в свою очередь присоединяется к соответствующей нулевой защитной и нулевой рабочей шине (PEN – шине) трансформаторной подстанции.

рис2_2.png

Рис. 7.6. Схема питания электроустановок здания от источника с заземлением по системе TN-C

При типе системы заземления TN-C-S (рис. 7.7, 7.8) в отличие от системы TN-C, функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников объединены в одном проводнике не по всей электроустановке здания, а только в ее части. PEN – проводник в электроустановке здания всегда разделяется на два проводника – нулевой защитный проводник (PE) и нулевой рабочий проводник (N). Причем PEN – проводник может разделяться на вводе в здание – например, на нулевой защитной шине (PE) ВРУ

рис2_3.png

Рис. 7.7. Схема питания электроустановок здания от источника с заземлением по системе TN-C-S при разделении на вводе в зданиеили в какой-то точке электроустановки здания – например, на PE-шине распредустройства

рис2_4.png

Рис. 7.8. Схема питания электроустановок здания от источника с заземлением по системе TN-C-S при разделении на PE-шине распредустройства

В первом случае во всей электроустановке здания применяются два проводника – нулевой защитный и нулевой рабочий. Во втором случае в головной (по ходу электроэнергии) части электроустановки здания имеет место PEN-проводник, после точки его разделения – два нулевых проводника: защитный и рабочий. Открытые части электроустановки здания присоединяются к нулевому защитному проводнику (при пятипроводной системе) или к PEN-проводнику (при четырехпроводной системе).

В стационарных установках функцию защитного и нулевого рабочего провода можно совместить в одном проводнике (PEN) при условии выполнения следующих требований (ГОСТ Р50571.3-94): если его сечение не менее 10 мм/кв по меди или 16 мм/кв по алюминию и рассматриваемая часть электроустановки не защищена устройствами защитного отключения, реагирующими на дифференциальные токи; если начиная с какой-нибудь точки установки, нулевой рабочий и нулевой защитный проводники разделены, запрещается объединять их за этой точкой. В точке разделения необходимо предусмотреть раздельные зажимы или шины нулевого рабочего и нулевого защитного проводников. PEN-проводник, совмещающий функции рабочего и защитного, должен подключаться к зажиму, предназначенному для защитного проводника. Сторонние проводящие части не могут быть использованы в качестве единственного PEN-проводника.

В системе TN могут использоваться: устройства защиты от сверхтока; устройства защиты, реагирующие на дифференциальный ток.

Примечания:

1) в системе TN-C не должны применяться устройства защиты, реагирующие на дифференциальный ток;

2) когда устройство защиты, реагирующее на дифференциальный ток, применяют для автоматического отключения в системе TN-C-S, PEN-проводник не должен использоваться на стороне нагрузки. Присоединение защитного проводника к PEN-проводнику должно осуществляться на стороне источника питания по отношению к устройству защиты, реагирующему на дифференциальный ток.

Когда УЗО используют для автоматического отключения цепи вне зоны действия основной системы уравнивания потенциалов, открытые проводящие части не должны быть связаны с сетью системы TN, но защитные проводники должны присоединяться к заземлителю, имеющему сопротивление, обеспечивающее срабатывание этого устройства. Цепь, защищенная таким образом, может рассматриваться как система TT.

Питание электроустановок напряжением до 1 кВ от источника с глухозаземленной нейтралью и с заземлением открытых проводящих частей при помощи заземлителя, не присоединенного к нейтрали (система ТТ), допускается только в тех случаях, когда условия электробезопасности в системе TN не могут быть обеспечены. Для защиты при косвенном прикосновении в таких электроустановках должно быть выполнено автоматическое отключение питания с обязательным применением УЗО. При этом должно быть соблюдено условие:

R_а I_а ≤ 50 В, (7.3)

где I_а − ток срабатывания защитного устройства;

R_a − суммарное сопротивление заземлителя и заземляющего проводника, при применении УЗО для защиты нескольких электроприемников ‒ заземляющего проводника наиболее удаленного электроприемника.

В системе TT (рис. 7.9) все открытые проводящие части, защищенные одним защитным устройством, должны присоединяться защитным проводником к одному заземляющему устройству. В сетях системы TT применяются следующие защитные устройства: устройства защиты, реагирующие на дифференциальный ток; устройства защиты от сверхтока.

По типу системы TT запитываются мобильные здания из металла или имеющие металлический каркас и предназначенные для уличной торговли и быстрого обслуживания населения (торговые павильоны, киоски, палатки, кафе, будки, фургоны, боксовые гаражи и т.п.) в соответствии с ГОСТ Р 50669-94. Сопротивление заземляющего устройства нулевого защитного проводника (PE) должно быть .

рис2_5.png

Рис. 7.9. Схема питания электроустановок здания от источника с заземлением по системе TT

Питание электроустановок напряжением до 1 кВ переменного тока от источника с изолированной нейтралью с применением системы IT следует выполнять, как правило, при недопустимости перерыва питания при первом замыкании на землю или на открытые проводящие части, связанные с системой уравнивания потенциалов. В таких электроустановках для защиты при косвенном прикосновении при первом замыкании на землю должно быть выполнено защитное заземление в сочетании с контролем изоляции сети или применены УЗО с номинальным отключающим дифференциальным током не более 30 мА. При двойном замыкании на землю должно быть выполнено автоматическое отключение питания.

В системе IT (рис. 7.10) электроустановка должна быть изолирована от земли или связана с ней через достаточно большое сопротивление. Токоведущий проводник установки не должен быть напрямую соединен с землей. Открытые проводящие части должны быть заземлены отдельно, группами или все вместе.

В сетях системы IT могут применяться: − устройства контроля изоляции; − устройства защиты от сверхтока; − устройства защиты реагирующие на дифференциальный ток.

рис2_6.png

Рис. 7.10. Схема питания электроустановок здания от с источника с заземлением по системе IT

УЗО − устройства защитного отключения, реагирующие на дифференциальный ток, наряду с устройствами защиты от сверхтока, относятся к дополнительным видам защиты человека от поражения при косвенном прикосновении, обеспечиваемой путем автоматического отключения питания. Защита от сверхтока (при применении защитного зануления) обеспечивает защиту человека при косвенном прикосновении – путем отключения автоматическими выключателями или предохранителями поврежденного участка цепи при коротком замыкании на корпус. При малых токах замыкания, снижении уровня изоляции, а также при обрыве нулевого защитного проводника зануление недостаточно эффективно, поэтому в этих случаях УЗО является единственным средством защиты человека от поражения электрическим током.

7.4. Расчет нагрузок промпредприятий

Под электрической нагрузкой понимают мощность (активную P, реактивную Q и полную S) или ток I. Различают нагрузки номинальные, средние максимальные (кратковременные и длительные). Кратковременную максимальную нагрузку длительностью до нескольких секунд называют пиковой, а длительную, продолжительность которой соответствует времени нагревания проводника до максимальной температуры для данного тока называют расчетной.

Расчетная активная Р_р и реактивная Q_p мощность – это мощность, соответствующая такой неизменной токовой нагрузке i_р, которая эквивалентна фактической изменяющейся во времени нагрузке по наибольшему возможному тепловому воздействию на элемент системы электроснабжения. Вероятность превышения фактической нагрузки над расчетной не более 0,05 на интервале осреднения, длительность которого принята равной трем постоянным времени нагрева элемента системы электроснабжения 3Т_о, через который передается ток нагрузки (кабеля, провода, шинопровода, трансформатора и т. д.).

Для одиночных ЭП расчетная мощность принимается равной номинальной, для одиночных ЭП повторно-кратковременного режима – равной номинальной, приведенной к длительному режиму.

Метод определения расчетной электрической нагрузки зависит от стадии проектирования системы электроснабжения, т.е. от располагаемого объема исходной информации.

На предварительных стадиях проекта примененяют методы, использующие статистически определенные коэффициенты: метод коэффициента спроса К_с, метод коэффициента формы К_ф, или определяют нагрузки по удельным значениям мощности на единицу производственной площади либо электропотребления на единицу выпускаемой продукции. При определении расчетных нагрузок при известных значениях мощностей и расположения электроприемников пользуются более точным методом коэффициента расчетных нагрузок К_p. Это методика определения электрических нагрузок, являющихся исходными данными для проектирования систем электроснабжения потребителей электроэнергии всех отраслей народного хозяйства. Методика не распространяется на определение электрических нагрузок электроприемников с резкопеременным графиком нагрузки (электроприводов прокатных станов, дуговых электропечей, контактной электросварки и т.п.), промышленного электрического транспорта, жилых и общественных зданий, а также электроприемников, с известным графиком нагрузки.

Коэффициент расчетной мощности К_р – отношение расчетной активной мощности Р_р к значению К_иР_н группы ЭП

К_р = Р_р / К_и Р_н, (7.4)

где Р_р− расчетная активная мощность;

К_и или k_u− коэффициент использования группы ЭП или отдельного электроприемника;

Р_н− номинальная (установленная) мощность одного ЭП (мощность, обозначенная на заводской табличке или в его паспорте), групповая номинальная (установленная) активная мощность − сумма номинальных активных мощностей группы ЭП

, (7.5)

где n − число электроприемников.

Коэффициент расчетной мощности зависит от эффективного числа электроприемников, средневзвешенного коэффициента использования, а также от постоянной времени нагрева сети, для которой рассчитываются электрические нагрузки (определяется по табл. 5.15).

Расчетная активная Р_р и реактивная Q_p мощность − это мощность, соответствующая такой неизменной токовой нагрузке i_р, которая эквивалентна фактической изменяющейся во времени нагрузке по наибольшему возможному тепловому воздействию на элемент системы электроснабжения. Вероятность превышения фактической нагрузки над расчетной не более 0,05 на интервале осреднения, длительность которого принята равной трем постоянным времени нагрева элемента системы электроснабжения 3Т_о, через который передается ток нагрузки (кабеля, провода, шинопровода, трансформатора и т.д.).

Расчетная активная мощность подключенных к узлу питания ЭП напряжением до 1 кВ определяется по выражению

Р_р = К_р S К_и Р_н.

В случаях, когда расчетная мощность Р_р окажется меньше номинальной наиболее мощного электроприемника, следует принимать Р_р = р_н.макс.

Расчетная реактивная мощность (определяется следующим образом:

Для питающих сетей напряжением до 1 кВ в зависимости от n_э:

при n_э £ 10 Q_р = 1,1 SК_и Р_н tgj;

при n_э > 10 Q_р = SК_и Р_н tgj . (7.6)

Для магистральных шинопроводов и на шинах цеховых трансформаторных подстанций, а также при определении реактивной мощности в целом по цеху, корпусу, предприятию:

Q_р = К_р SК_и Р_н tgj = Р_р tgj .

Коэффициент использования отдельного электроприемника k_u или группы ЭП К_и − отношение средней активной мощности отдельного ЭП р_с или группы ЭП Р_с за наиболее загруженную смену к ее номинальному значению:

k_u = р_с/р_н ; К_и = Р_с/Р_н. (7.7)

В справочных материалах, содержащих расчетные коэффициенты для определения электрических нагрузок промышленных предприятий значения коэффициентов использования приведены по характерным (однородным) категориям ЭП. К одной характерной категории относятся ЭП, имеющие одинаковое технологическое назначение, а также одинаковые верхние границы возможных значений k_u и коэффициентов реактивной мощности tgj. Например, сверлильные станки относятся к характерной категории «металлорежущие станки», которая представлена в справочных материалах расчетными коэффициентами k_u = 0,14 и tgj = 2,3. Это означает, что активная и реактивная средняя (за максимально загруженную смену) мощность любого станка, относящегося к указанной категории может быть выше р_с = р_н ·k_u и q_c = р_н ·k_u ·tgj с вероятностью превышения не более 0,05.

Для группы, состоящей из ЭП различных категорий (т.е. с разными k_u), средневзвешенный коэффициент использования определяется по формуле

, (7.8)

где n − число характерных категорий ЭП, входящих в данную группу.

При определении К_и группы электроприемников как средневзвешенного справочного значения характерных категорий произведение К_иР_н не должно рассматриваться как среднее значение ожидаемой нагрузки, так как в нем не учтен фактор снижения расчетных значений К_и при увеличении числа электроприемников в группе. К_иР_ниспользуется как промежуточная расчетная величина, позволяющая сохранить традиционный алгоритм расчета.

Эффективное число электроприемников n_э – это такое число однородных по режиму работы электроприемников одинаковой мощности, которое обусловливает те же значения расчетной нагрузки, что и группа различных по мощности электроприемников. Величину n_э рекомендуется определять по следующему выражению:

(7.9)

Величина n_э может определяться также по упрощенному выражению

n_э = 2SР_н / р_н.макс. (7.10)

Если найденное по упрощенному выражению число n_э окажется больше n, то следует принимать n_э = n. Если р_н.макс / р_н.мин £ 3, где р_н.мин − номинальная мощность наименее мощного ЭП группы, также принимается n_э = n.

Таблица 7.1

Значения коэффициентов расчетной нагрузки К_р для питающих сетей
напряжением до 1кВ для постоянной времени нагрева Т₀ = 10 мин

Эффективное число электроприемников n_э
Эффективное число электроприемников n_э	0,1	0,15	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8
2	8,0	5,3	4,0	2,66	2,0	1,6	1,33	1,14	1,0
3	4,52	3,2	2,55	1,9	1,56	1,41	1,28	1,14	1,0
4	3,42	2,47	2,0	1,53	1,3	1,24	1,14	1,08	1,0
5	2,84	2,1	1,78	1,34	1,16	1,15	1,08	1,03	1,0
6	2,64	1,96	1,62	1,28	1,14	1,12	1,06	1,01	1,0
7	2,5	1,96	1,54	1,25	1,12	1,1	1,04	1,0	1,0
8	2,37	1,78	1,48	1,19	1,10	1,08	1,02	1,0	1,0
9	2,26	1,7	1,43	1,16	1,08	1,07	1,01	1,0	1,0
10	2,18	1,65	1,39	1,13	1,06	1,05	1,0	1,0	1,0
11	2,1	1,6	1,35	1,1	1,05	1,04	1,0	1,0	1,0
12	2,04	1,56	1,32	1,08	1,04	1,03	1,0	1,0	1,0
13	1,98	1,52	1,29	1,06	1,03	1,02	1,0	1,0	1,0
14	1,93	1,49	1,27	1,05	1,02	1,01	1,0	1,0	1,0
15	1,9	1,46	1,25	1,03	1,01	1,0	1,0	1,0	1,0
16	1,85	1,43	1,23	1,02	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
17	1,81	1,4	1,2	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
18	1,78	1,38	1,19	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
19	1,75	1,36	1,17	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
20	1,72	1,34	1,16	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
21	1,7	1,33	1,15	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
22	1,66	1,31	1,13	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
23	1,65	1,29	1,12	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
24	1,62	1,28	1,11	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
25	1,6	1,27	1,1	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
30	1,51	1,21	1,05	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
40	1,4	1,13	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
45	1,35	1,1	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
50	1,3	1,07	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
60	1,25	1,03	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
70	1,2	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
80	1,16	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
90	1,13	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
100	1,1	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0

Примеры решения задач

Задача 1. Определить расчетную мощность (активную) и ток для группы электроприемников (электродвигателей), присоединенных к силовому пункту на напряжении = 0,38 кВ. Схема присоединения электродвигателей представлена на рис. 7.3. Технические данные электродвигателей приведены в табл. 7.2.

Рис. 7.11. Схема присоединения потребителей

Таблица 7.2

Расчетные данные

№ электродвигателя	P_ном.дв, кВт			Cos j
1	7,5	0,88	0,52	0,87
2	4,0	0,86	0,45	0,85
3	10,0	0,89	0,51	0,88
4	3,0	0,83	0,42	0,84
5	5,5	0,88	0,35	0,86

В таблице 7.2 мощность и берут из паспортных данных электроприемников, а Cos j и коэффициент использования определяют по каталожным и справочным данным.

В данном случае целесообразно воспользоваться наиболее точным методом определения электрических нагрузок – методом коэффициента расчетных нагрузок (упорядоченных диаграмм):

Р_р = К_р S К_и Р_н. (7.11)

определяется в зависимости от коэффициента использования и эффективного числа электроприемников

Для пользования формулой (7.11) необходимо предварительно рассчитать средневзвешенный коэффициент использования для рассчитываемой группы электроприемников.

По графикам или таблице 7.1 определяем:

кВт.

Расчетный ток группы электроприемников определяется по формуле

Средневзвешенный к.п.д. и cos j определяются по формулам аналогичным формуле для определения средневзвешенного коэффициента использования, в которую вместо k_ui подставляют или

Задача 2.

Определить расчетную мощность на ГПП промышленного предприятия. Трансформаторы ГПП типа ТРДН – 110/10 кВ. На предприятии 12 цехов, сведения о нагрузках которых представлены в табл.7.3.

Таблица 7.3

Расчетные данные

№ цеха	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
кВт	110	230	670	1050	870	2300	1400	870	960	1500	2200	230
, кВт	71,5	115,0	301,5	609,0	530,7	1564	980	426,3	499,2	870	1496	133,4

Эта задача решается методом коэффициента спроса :

. (7.13)

для каждого цеха находят из таблиц справочника, где представлены его значения по отраслям производства для основных технологических цехов.

В таблаблице7.3 приведены расчетные нагрузки каждого цеха, рассчитанные по формуле (7.13).

Расчетная мощность предприятия определяется как сумма расчетных мощностей цехов с учетом коэффициента одновременности максимума нагрузок , учитывающего временной сдвиг максимумов нагрузки отдельных цехов. колеблется от 0,82 до 0,95. Примем =0,85, тогда

; где n – номер цеха. (7.14)

кВт.

7.5. Расчет нагрузок общественных зданий

При расчете нагрузок общественных зданий основными методами являются: на предпроектной стадии расчет по укрупненным удельным электрическим нагрузкам (распределенной нагрузке) на основании табл. 7.14 СП 256.1325800.2016 (П7.12 настоящего учебника). Далее на стадии рабочего проектирования электроснабжения отдельного потребителя расчет выполняется по методу коэффициента спроса. В настоящее время наблюдается большое разнообразие электроприемников общественных и производственных зданий, часто сами здания многофункциональны – это и жилищно-офисные комплексы, и деловые центры с наличием производственных площадей и офисных помещений, и торгово-развлекательные комплексы. Вместе с тем можно выделить некоторых характерных электроприемники (табл. 7.4), влияющие на работу систем электроснабжения.

Таблица 7.4

Характерные электроприемники общественных зданий

Электроприемник	Мощность установки (единичная) кВт	Косинус	Кс	Примечание
Приточно-вытяжная вентиляция залов (вытяжка и приток)	1–6	0,85	0,7	Установленная мощность оборудования определяется данными производителя Косинус определяется параметрами двигателей вентиляторов, компрессоров и насосов
Вентиляция санузлов	1–2	0,85	1
Кондиционеры	2,2–3	0,85	0,7
Электрополотенце	1,5	0,98	0,4
Пункт питания: Оборудование холодного и горячего цехов Плита Жарочная поверхность Фритюрница Пароконвектавтомат Печь	3,1 10–13 3,9–7,8 6–12 9 16	0,9 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98	0,6
Посудомоечная машина	13,5		По табл. П 7,7
Оборудование бара	4	0,92	0,6
Кассовый аппарат	0,35
компьютеры	0,4n	0,7
Лифты (эскалаторы, подъемники)	5,5 пасс.4чел); 7–11,5(груз)	0,75	По табл .П 7.8
Освещение рабочее дежурное и аварийное эвакуационное.	P_удF P_уд/0,5 P_уд/0,25	0,92	По табл .П 7.2
Розеточная сеть	(0,06–0,1)n	0,95	По табл. П 7.6
Тепловые завесы	3–6	0,96–1	0,7
Наружное освещение	2,1	0,85	1
Сигнализация	0,5	0,98	1

Расчет нагрузок общественных зданий СП 256.1325800.2016 рекомендует вести методом коэффициента спроса. При этом расчетная максимальная нагрузка определяется как произведение коэффициента спроса на номинальную мощность электроприемника, причем коэффициент спроса уменьшается при увеличении числа электроприемников.

Коэффициент спроса для расчета нагрузок рабочего освещения питающей сети и вводов общественных зданий следует принимать по таблице П7.2.

Коэффициент спроса для расчета групповой сети рабочего освещения, распределительных и групповых сетей эвакуационного и аварийного освещения зданий, освещения витрин и световой рекламы следует принимать равным 1.

Коэффициент спроса для расчета электрических нагрузок линий, питающих постановочное освещение в залах, клубах и домах культуры, следует принимать равным 0,35 для регулируемого освещения эстрады и 0,2 – для нерегулируемого.

Расчетную электрическую нагрузку линий, питающих розетки , кВт, следует определять по формуле

, (7.15)

где – расчетный коэффициент спроса, принимаемый по таблице 7.4;

– установленная мощность розетки, принимаемая 0,06 кВт (в том числе для подключения оргтехники);

n – число розеток.

Таблица 7.5

Коэффициент спроса для розеточной сети общественных зданий

N п.п.	Организации, предприятия и учреждения
		групповые сети	питающие сети	вводы зданий
1	Организации и учреждения управления, проектные и конструкторские организации, научно-исследовательские институты, учреждения финансирования, кредитования и государственного страхования, общеобразовательные школы, специальные учебные заведения, учебные здания профтехучилищ	1	0,2	0,1
2	Гостиницы*, обеденные залы ресторанов, кафе и столовых, предприятия бытового обслуживания, библиотеки, архивы	1	0,4	0,2
________________ * При отсутствии стационарного общего освещения в жилых комнатах гостиниц расчет электрической нагрузки розеточной сети, предназначенной для питания переносных светильников (например, напольных), следует выполнять в соответствии с требованиями 6.13 и 6.14 настоящего Свода правил.

При смешанном питании общего освещения и розеточной сети расчетную нагрузку , кВт, следует определять по формуле:

, (7.16)

где – расчетная нагрузка линий общего освещения, кВт;

– расчетная нагрузка розеточной сети, кВт.

Расчетную нагрузку силовых питающих линий и вводов , кВт, следует определять по формуле:

, (7.17)

где – расчетный коэффициент спроса;

– установленная мощность электроприемников (кроме противопожарных устройств и резервных), кВт.

Коэффициенты спроса для расчета нагрузки вводов, питающих и распределительных линий силовых электрических сетей общественных зданий следует определять по табл. П.7.4.

Расчетную нагрузку питающих линий технологического оборудования и посудомоечных машин предприятий общественного питания и пищеблоков P_р.с, кВт, следует определять по формуле:

, (7.18)

где − расчетная нагрузка посудомоечных машин, кВт, определяемая с учетом коэффициента спроса, который принимается по таблице 2.7;

− расчетная нагрузка технологического оборудования, кВт, определяемая с учетом коэффициента спроса, который принимается по таблице 2.5.

Суммарную расчетную нагрузку питающих линий и силовых вводов предприятий общественного питания, кВт, следует определять по формуле:

, (7.19)

где − расчетная нагрузка линий сантехнического оборудования или холодильных машин, определяемая с коэффициентом спроса, который принимается по позиции 1 табл. 2.6 и примечанию 2 к табл. 6.8.

Расчетную нагрузку силовых вводов предприятий общественного питания при предприятиях, организациях и учреждениях, предназначенных для обслуживания лиц, постоянно работающих в учреждении, а также при учебных заведениях следует определять по формуле (11) с коэффициентом 0,7.

Нагрузку распределительных линий электроприемников уборочных механизмов для расчета сечений проводников и уставок защитных аппаратов следует, как правило, принимать равной 9 кВт при напряжении 380/220 В и 4 кВт при напряжении 220 В. При этом установленную мощность одного уборочного механизма, присоединяемого к трехфазной розетке с защитным контактом, следует принимать равной 4,5 кВт, а к однофазной − 2 кВт.

Мощность электроприемников противопожарных устройств, резервных электродвигателей и уборочных механизмов следует учитывать только в тех случаях, когда она определяет выбор защитных аппаратов и сечений проводников.

Для расчета линий питания одновременно работающих электроприемников противопожарных устройств принимается равным 1. При этом следует учитывать одновременную работу вентиляторов дымоудаления и подпора воздуха, расположенных только в одной секции.

Расчетную электрическую нагрузку конференц-залов и актовых залов во всех элементах сети зданий следует определять по наибольшей из нагрузок − освещения зала и президиума, кинотехнологии или освещения эстрады.

В расчетную нагрузку кинотехнологического оборудования конференц-залов и актовых залов следует включать мощность одного наибольшего кинопроекционного аппарата с его выпрямительной установкой и мощность работающей звукоусилительной аппаратуры с коэффициентом спроса, равным 1. Если в кинопроекционной установлена аппаратура для нескольких форматов экрана, то в расчетную нагрузку должна включаться аппаратура наибольшей мощности.

Расчетную электрическую нагрузку силовых вводов общественных зданий (помещений), относящихся к одному комплексу, но предназначенных для потребителей различного функционального назначения (например, учебных помещений и мастерских ПТУ, специальных учебных заведений и школ; парикмахерских, ателье, ремонтных мастерских КБО; общественных помещений и вычислительных центров и т.п.), следует принимать с коэффициентом несовпадения максимумов их нагрузок, равным 0,85. При этом суммарная расчетная нагрузка должна быть не менее расчетной нагрузки наибольшей из групп потребителей.

Расчетную нагрузку питающих линий и вводов в рабочем и аварийном режимах при совместном питании силовых электроприемников и освещения , кВт, следует определять по формуле:

, (7.20)

где K − коэффициент, учитывающий несовпадение расчетных максимумов нагрузок силовых электроприемников, включая холодильное оборудование и освещение, принимаемый по табл. 2.8;

− коэффициент, зависящий от отношения расчетной нагрузки освещения к нагрузке холодильного оборудования холодильной станции, принимаемый по примечанию 3 к табл. 7.6;

− расчетная нагрузка освещения, кВт;

− расчетная нагрузка силовых электроприемников без холодильных машин систем кондиционирования воздуха, кВт;

− расчетная нагрузка холодильного оборудования систем кондиционирования воздуха, кВт.

Коэффициенты несовпадения максимума нагрузок нужно принимать по табл. П7.3

Расчетную электрическую нагрузку общежитий профессионально-технических училищ, средних учебных заведений и школ-интернатов следует определять в соответствии с перечисленными выше требованиями, а ее участие в расчетной нагрузке учебного комплекса − с коэффициентом, равным 0,2.

Расчетная нагрузка линии питания лифтовых установок зданий P_рл, кВт, составляет часть силовой нагрузки и определяется по формуле

, (7.21)

где − коэффициент спроса, определяемый по табл. П7.8 в зависимости от количества лифтовых установок и этажности зданий;

− число лифтовых установок, питаемых линией;

− установленная мощность электродвигателя i-го лифта по паспорту, кВт.

Применение светильников с люминесцентными лампами с некомпенсированными ПРА в общественных зданиях не допускается, кроме одноламповых светильников мощностью до 30 Вт, имеющих коэффициент мощности 0,5. При совместном питании линией разрядных ламп и ламп накаливания коэффициент мощности определяется с учетом суммарных активных и суммарных реактивных нагрузок.

Расчетную нагрузку питающей линии (трансформаторной подстанции) при смешанном питании потребителей различного назначения (жилых домов и общественных зданий или помещений) , кВт, определяют по формуле

, (7.22)

где − наибольшая из нагрузок зданий, питаемых линией (трансформаторной подстанцией), кВт;

− расчетные нагрузки всех зданий, кроме здания, имеющего наибольшую нагрузку , питаемых линией (трансформаторной подстанцией), кВт;

, , − коэффициенты, учитывающие долю электрических нагрузок общественных зданий (помещений) и жилых домов (квартир и силовых электроприемников) в наибольшей расчетной нагрузке , принимаемые по табл. П7.3.

Коэффициент мощности для расчета силовых сетей общественных зданий рекомендуется принимать по табл. П7.10.

Примеры расчета нагрузок

1. Расчет нагрузок магазина площадью около 300 м².

Объект находится внутри торгово-развлекательного центра_ – освещение над входом не требуется. Категория электроснабжения часто определяется заказчиком, так как он может повысить категорию. Внутри магазина могут одновременно находится до 50 чел. – категория электроснабжения 3.

Для отдельных арендаторов по СП 256.1325800.2016 монтируется щит –ЩС. Питание аварийного освещения выполняется от отдельной группы щита арендатора через автономный источник питания

При расчете по укрупненным показателям (табл. 7.12) получаем

0,16*300=48 кВт

Проведем также расчет методом коэффициента спроса. при этом нагрузка вычисляется по формуле (7.16).

Для осветительной нагрузки коэффициент спроса берется по таблице 2.2, для остального оборудования – по п.15 таблицы П 7.4, за исключением оборудования пожарной и охранной сигнализации – там берется к_с = 1, для холодильного оборудования, включая системы кондиционирования воздуха по п.1 табл.2.6 к_с = 0,8, розеточная сеть по табл. 5.3 к_с = 0,4.

Коэффициенты мощности берем из характеристик соответствующего установленного оборудования. В таблице 7.13 расчета нагрузок учитываются приемники с длительным режимом и повторно-кратковременным (холодильники) режимом работы.

Таблица 7.6

Расчетные данные и результаты расчета нагрузок

№	Наименование	Р_уст группы	К_с	Cos j	Tg j	Расчетная мощность
№	Наименование	Р_уст группы	К_с	Cos j	Tg j	P	Q	S
1	Освещение	5,6	0,98	0,92	0,43	5,48	2,36	5,96
2	Подсветка торгового оборудования и вывески	5,05	1	0,92	0,43	5,05	2,15	5,49
3	Розеточная сеть	5,34	0,4	0,98	0,2	2,136	0,43	2,17
4	Офисная техника (тел/факс, детектор валют, компьютер)	9,7	0,6	0,98	0,2	5,82	1,18	5,94
5.	Кассовый модуль	1,05	0,6	0,98	0,2	0,61	0,122	0,62
6	Холодильное оборудование	4,1	0,8	0,85	0,62	3,28	2,03	3,85
7	Кондиционер	8,5	0,8	0,75	0,88	6,8	5,98	9,05
8	Приточная установка	2,2	0,8	0,75	0,88	1,76	1,54	2,33
9	Канальный кондиционер	2,2	0,8	0,75	0,88	1,76	1,54	2,33
10	Тепловая завеса	7,5	0,6	0,9	0,48	4,5	2,18	5
11	Детектор краж, контроль доступа	0,7	1	0,98	0,2	0,7	0,14	0,72
12	Эл. конвекторы	8	0,8	1	0	6,4	0	6,4
Итого		59,94				44,296	19,55	49,86

Расчетный ток 75,7 А.

Характеристики нагрузки:

Установленная мощность 59,94 кВт.

Расчетная полная мощность 49,86 кВА.

Средневзвешенный коэффициент мощности 0,9.

Средневзвешенный коэффициент спроса 0,68.

Контрольные вопросы и задания

1. На каком уровне системы электроснабжения происходит присоединение потребителей?

2. Какие режимы работы электроприемников существуют?

3. В чем отличие понятий «электроприемник» и «потребитель»?

4. Какие режимы работы электроприемников вы знаете?

5. Сколько категорий надежности потребителей выделяют?

6. Понятие категории надежности относится к электроприемникам или к потребителям?

7. На какое время допускается перерыв в электроснабжении потребителей 1 категории надежности?

8. Приведите примеры потребителей 3 категории надежности.

9. Какие действия следует предпринять потребителю для заключения договора о присоединении к сетям?

10. Какие документы следует приложить к заявлению на присоединение?

11. Как и когда производится оплата за присоединение?

12. Что содержится в технических условиях, составляемых сетевой организацией?

13. В какую сетевую организацию нужно подать заявление на присоединение?

14. Какое заземление нейтрали используется в основном для сетей напряжением ниже 1000 В ?

15. Зачем нужен нулевой защитный проводник?

16. Что означает понятие «заземление по системе TN-C-S»?

17. Как выбрать метод для расчета нагрузок промпредприятия?

18. Отличается ли расчет нагрузок промпредприятия от расчета нагрузок общественного здания?

19. Какой метод используется для расчета нагрузок общественного здания?

20. При увеличении количества рассматриваемых лифтов коэффициент спроса увеличивается или уменьшается?

21. Можно ли получить нагрузку на вводах жилого дома, умножив рассчитанную нагрузку подъезда на количество подъездов?

К оглавлению

8. Конструктивные решения элементов системы электроснабжения потребителей

В состав оборудования входят трансформаторные подстанции с их трансформаторами, распределительными устройствами высокого и низкого напряжения с коммутационными, измерительными и защитными аппаратами, распределительные сети напряжением 0,4 кВ, оборудование силовых и распределительных пунктов.

Обычно применяют комплектные трансформаторные подстанции (КТП). Применение сборных, монтируемых на месте подстанций требует технико-экономического обоснования, поскольку такие подстанции дороже.

Распределительное устройство высокого напряжения (РУВН) предназначено для приема электроэнергии и передачи ее по цепям коммутации на стороне высшего напряжения трансформатора.

Коммутационные аппараты (разъединитель и выключатель нагрузки) перед цеховым трансформатором устанавливают в следующих случаях:

• подстанция питается от ВЛЭП;

• источник питания находится на территории другой эксплуатирующей организации;

• подстанция более чем на 3 км удалена от источника питания;

• на стороне низкого напряжения не установлен отключающий аппарат.

• При магистральной схеме питания на вводе к цеховому трансформатору в большинстве случаев последовательно устанавливают выключатель нагрузки и предохранитель или разъединитель в комплекте с предохранителем, позволяющие осуществить селективное отключение цеховой ТП при повреждении или неноминальном режиме работы трансформатора. Включать предохранители рекомендуется перед выключателем нагрузки.

На стороне 6–10 кВ коммутационный аппарат устанавливается и для создания видимого разрыва (при осмотрах и ремонтных работах). Встречается и присоединение трансформатора через высоковольтный предохранитель. Наиболее дешевым вариантом защиты трансформатора ЗУР (по сравнению с отдельным выключателем на подстанции 4УР) является подключение через разъединитель с плавкими предохранителями. Эта схема применяется, когда ток нагрузки трансформатора отключается аппаратами НН, разъединитель ВН способен отключить ток холостого хода трансформатора, номенклатура плавких предохранителей позволяет выбрать подходящие по номинальному току трансформатора предохранители с требуемой отключающей способностью токов короткого замыкания, включение и отключение трансформатора производится редко (например, не более нескольких раз в месяц), не требуется дистанционное управление или телеуправление подстанцией, у трансформатора не применяются защиты, требующие в цепи ВН выключателя.

Когда требуется отключение тока нагрузки со стороны ВН, вместо разъединителя применяют выключатель нагрузки. Это необходимо в случае частых (например, ежедневных) коммутаций в цепи трансформатора и при применении сложных защит со стороны ВН трансформатора.

При магистральном (кольцевом, петлевом) питании, особенно распространенном в городских и сельских сетях и используемом в промышленности для питания по магистрали трансформаторов одной технологической цепочки (процесса) и для вспомогательных или относительно удаленных производств, на вводе трансформатора с номинальной мощностью S_ном устанавливаются: при S_ном> 630 – предохранитель и выключатель нагрузки (рис. 4.1, б); при S_ном ≤ 400 кВА – разъединитель и предохранитель

Для трансформаторов 25–100 кВА можно устанавливать только один разъединитель.

В большинстве случаев устанавливают выключатель нагрузки последовательно с предохранителем или разъединитель в комплекте с предохранителем, что позволяет осуществить селективное отключение цеховой ТП при повреждении или ненормальном режиме работы трансформатора.

8.1. Оборудование подстанций 6 ̶10/0,4 кВ

Подстанция состоит из устройства высшего напряжения (6,10 кВ), трансформаторов (6,10/0,4 кВ), распределительного устройства собственных нужд РУСН 0,4/0,69 кВ, шинных мостов между трансформатором и РУСН, установки компенсации реактивной мощности УКРМ, устройства автоматического ввода резерва АВР, измерительных аппаратов, средств учета электроэнергии. Может также комплектоваться средствами управления двигателями (устройства плавного пуска, частотным приводом и т.д.)

Для подстанций промпредприятий трансформаторы используются мощностью до 2500 КВА, а чаще до 1600 КВА с естественным масляным охлаждением, в городской застройке применяются сухие трансформаторы. Технические характеристики подстанции киоскового типа приведены в табл. П8.1 Приложения 8.

Цеховые трансформаторы оборудуют устройством изменения коэффициента трансформации при снятом напряжении, которое называется «переключение без возбуждения» (ПБВ); оно предназначено для сезонного и иного изменения напряжения питания. Напряжение изменяется ступенчато – ±2×2,5 % U_ном трансформатора.

Для двухтрансформаторных подстанций при преобладании нагрузок 1 категории (до 80%) К₃ принимают в пределах 0,6–0,7; для однотрансформаторных при наличии взаимного резервирования по перемычкам с другими подстанциями на вторичном напряжении мощность трансформаторов выбирают с учетом степени резервирования: при преобладании нагрузок II категории может быть принят К₃ – 0,7–0,8, а при нагрузках III категории К₃ – 1.

Сухие трансформаторы имеют меньшую перегрузочную способность. Они допускают аварийные перегрузки до 20%, в то время как трансформаторы с масляным охлаждением можно перегружать до 40% в течение 6 ч 5 суток подряд. Систематические перегрузки сухих трансформаторов недопустимы.

Виды наиболее распространенных трансформаторов подстанций:

• сухие трансформаторы (ТСЗ) с естественным воздушным охлаждением;

• масляные трансформаторы – ТМ (масляное охлаждение); масляные защищенные (ТМЗ – масляное охлаждение, защита масла выполняется с помощью азотной подушки), – ТМГ (герметичные), исполнение без расширительного бачка;

• трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком – ТНЗ (естественное охлаждение диэлектриком, защищенные, защита диэлектрика с помощью азотной подушки, возможно исполнение без расширительного бачка).

Трансформаторы с негорючим жидким диэлектриком (Н) –устанавливаются в тех производственных помещениях, где окружающая среда не допускает использования масляных трансформаторов. Например они рекомендуются для крупных машинных залов.

Разновидности видов охлаждения трансформаторов:

Н – естественное негорючим жидким диэлектриком;

НД – негорючим жидким диэлектриком с принудительной циркуляцией воздуха;

ННД – негорючим жидким диэлектриком с принудительной циркуляцией воздуха и направленным потоком жидкого диэлектрика.

Ранее использовался совтол, сейчас получают распространение трансформаторы с заливкой экологически нейтральными негорючими синтетическими и кремнийорганическими жидкостями, биологически расщепляемым, с низкой токсичностью и беспроблемной утилизацией. Отличия и преимущества силиконовой жидкости (полидиметилсилоксанами PDMS) как диэлектрика в трансформаторе:

• слабая зависимость вязкости от температуры;

• термостабильность;

• слабая воспламеняемость;

• химическая инертность, низкая токсичность

По своим конструктивным решениям трансформаторы ТНГ идентичны трансформаторам ТМГ. Особенностью трансформатора ТНГ является заполнение негорючей силиконовой жидкостью (СЖ). По сравнению с масляным трансформатором, ТНГ при одинаковых габаритах и электрических характеристиках имеет более высокую степень пожаробезопасности: температура вспышки СЖ >345°С.

При изготовлении трансформаторов ТНГ используются гофрированные баки. Гофрированные стенки бака выполнены с минимальным количеством сварочных швов на автоматизированном сварочном оборудовании. При температурном расширении увеличение давления компенсируется пластичными деформациями гофров бака. Трансформатор полностью заполнен негорючей жидкостью. Жидкость залита под вакуумом. Для снижения избыточного давления внутри гофробака на трансформаторе размещен разгрузочный клапан.

РУНН это низковольтное устройство распределения и управления (НКУ): Комбинация низковольтных коммутационных аппаратов с устройствами управления, измерения, сигнализации, защиты, регулирования и т. п., полностью смонтированных изготовителем НКУ (под его ответственность на единой конструктивной основе) со всеми внутренними электрическими и механическими соединениями с соответствующими конструктивными элементами.

РУНН имеют в своем составе:

• шкафы ввода (ШВ) предназначены для подключения силовых вводов к секциям сборных шин и питания отходящих линий;

• шкафы секционные (ШС), предназначеные для секционирования сборных шин НКУ;

• шкафы отходящих линий (ШЛ) предназначены для установки коммутационных и защитных аппаратов и аппаратуры управления отходящих линий;

Наиболее распространенная компоновка НКУ включает в себя два ШВ, один ШС, несколько ШЛ, шкафы кабельных соединений (ШК) и, при необходимости, шкафы шинных соединений (ШШ), шинные мосты (ШМ) и шинные переходы (ШП).

Собранные в щит шкафы объединяются сборными шинами. Различают однорядное и двухрядное расположение шкафов. Шкафы комплектуются устройствами автоматического ввода резерва на основе электромеханических реле и или контроллеров.

Рис. 8.1. Шкафы РУНН с медными шинами

В общем случае в РУНН реализованы следующие функции:

• контроль параметров питающего напряжения (диапазон, обрыв фаз, асимметрия) и тока, учет электроэнергии, контроль состояния аппаратов;

• выдача сигналов о состоянии оборудования НКУ во внешнюю систему диспетчеризации или АСУ ТП, в том числе с использованием промышленных протоколов Modbus RTU, Profi bus, Ethernet и т.д.;

• АВР с произвольным алгоритмом, самозапуск электродвигателей, подключенных к НКУ, управление коммутационными аппаратами с учетом взаимных блокировок;

• плавный пуск и частотное регулирование электродвигателей, подключенных к НКУ, при использовании соответствующих модулей отходящих линий;

• визуальный контроль величин токов и напряжений, световая индикация режимов работы.

Шкафы РУНН разделены на отсеки (рис. 8.2). В шинном отсеке (1) размещаются сборные и распределительные шины, держатели шин (изоляторы) и шинные выводы для подключения к шинному мосту.

В аппаратных отсеках (2) размещается электроаппаратура РУНН. Возможны три варианта размещения аппаратуры в отсеках: стационарное, съемное и выдвижное. Аппаратные отсеки располагаются со стороны обслуживания РУНН.

Кабельные отсеки предназначены для размещения и подключения подходящих и отходящих кабелей. Кабельные отсеки располагаются справа, слева и сзади аппаратных отсеков. Возможно объединение аппаратного и кабельного отсеков в пределах одного шкафа.

Рис.8.2. Отсеки РУНН:

1 − шинный; 2 − аппаратный

К электрооборудованию базовой комплектации РУНН относятся автоматические выключатели, контакторы, выключатели нагрузки, преобразователи частоты устройства плавного пуска, реле, контрольно-измерительные приборы.

При необходимости подключения к РУНН шинопроводов используются вводные шинопроводы. Вводные шинопроводы с одной стороны подключаются к ячейке, с другой стороны выводы шин шинопровода вводятся в другое помещение и подключаются к другой системе канализации энергии. Шинопровод состоит из продольных секций разной длины, проходных секций с проходными полимерными изоляторами (если нужно обеспечить герметичность при проходе шинопровода через стену), вертикального отвода к ячейке (рис. 8.3).

Рис. 8.3. Вводной шинопровод в собранном виде

Шинопровод состоит из прямолинейных секций и угловых секций. Прямолинейные секции соединяют между собой угловые секции. Угловые секции подключаются к ячейкам.

Рис. 8.4. Конструкция вводного шинопровода

8.2. Линии электропередач

Для передачи и распределения электроэнергии на низком напряжении используются воздушные и кабельные линии. В настоящее время не рекомендуется применение воздушных линий с неизолированными проводами, им на смену пришли СИПы – самонесущие изолированные провода. У них много преимуществ по отношению к неизолированным, в частности значительно усложныется несанкционированное подключение, нет проблемы обледенения проводов, возможно устраивать меньшую охранную зону, меньшее индуктивное сопротивление. Минусом является сложность утилизации и гораздо более высокая цена как самих проводов, так и арматуры, которой требуется большое количество. На напряжении 0,4 кВ используются:

СИП 1 – с неизолированным нулевым проводом;

СИП 1 – с изолированным нулевым проводом.

провода СИП.gif

а) б)

Рис. 8.5. Виды СИП:

а) СИП 1; б) СИП 2

Пример маркировки СИП 1-3х25+1х50-0,4ТУ (провод самонесущий изолированный сечением 35 мм с неизолированным нулем сечением 50 мм на напряжение 0,4 кВ). Материал токоведущих жил СИП – алюминиевый сплав, изоляция выполняется из сшитого полиэтилена.

СИП крепятся к опорам при помощи стальных лент, к которым подвешивается нулевой провод (рис. 8.6).

СИП арматура.jpg

Рис. 8.6. Арматура СИП:

1,2- крепежные ленты (нерж. сталь) со скрепами; 3 – поддерживающий зажим;

4 – хомут; 5 – прокалывающий зажим

Опоры для СИП устанавливаются несколько чаще, чем для изолированных проводов, шаг опор около 40 метров. Для анкерных опор крепление усилено (рис.8.7).

Рис. 8.7. Крепление СИП к анкерной опоре:
1 – анкерный зажим для несущей нейтрали; 2 – анкерный кронштейн; 3 – стяжка нейлоновая усиленная;
4 – лента крепежная из нержавеющей стали; 5 – скрепы (бугель) из нержавеющей стали.

Самонесущие изолированные провода можно прокладывать по конструкциям, для чего также предлагается специальная арматура.

Рис. 8.8. Арматура СИП для прокладки по фасадам зданий:

9 – анкерный зажим для абонента; 11– кронштейн анкерный; 12 – крепеж фасадный

Арматура для подключения ответвления цепи показана на рис. 8.9

Рис. 8.9. Арматура ответвительная:

2,8 – поддерживающие зажимы; 3 – стяжка;

4,5 – скрепы; 9 – анкерный зажим; 10 – прокалывающие зажимы

При новом проектировании применять воздушные линии с неизолированными проводами в настоящее время не рекомендуется. Но в эксплуатации находится большое количество таких линии. Их основные элементы следующие:

• опоры: Деревянные, стальные, железобетонные;

• провода: алюминиевые, сталеалюминиевые;

• изоляторы: штыревые фарфоровые , подвесные стеклянные;

• линейная арматура: натяжная, поддерживающая, сцепная, защитная, соединительная, контактная.

Широкое применение нашли кабельные линии, в частности в городской застройке. Они дороже, но обладают преимуществами, связанными в первую очередь с надежностью конструкции и возможностями подземной прокладки.

Кабельная линия электропередачи (КЛЭП) – линия для передачи электроэнергии или отдельных ее импульсов, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями, а для маслонаполненных линий, кроме того, с подпитывающими аппаратами и системой сигнализации давления масла.

Кабельные линии делят по условиям прохождения:

• подземные;

• по сооружениям;

• подводные.

Конструкции кабелей можно разделить на две большие группы по материалу изоляции:

1) бумажно-масляная;

2) пластмассовая, которая в свою очередь включает:

• поливинилхлоридная (ПВХ);

• резино-бумажная (RIP);

• сшитый полиэтилен (XLPE);

• этилен-пропиленовая резина (EPR).

Кроме того, высоковольтные кабели свыше 20 кВ имеют жидкостную изоляцию высокого либо низкого давления кабельным минеральным маслом. Требуют создания насосных напорных станций в начале и конце линии. В настоящее время заменяются на кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена.

Конструкция кабелей с бумажно-масляной изоляцией показана на рис. 8.10.

Рис. 8.10. Конструкция кабеля с бумажно-масляной изоляцией:
1 – жилы; 2 –изоляция жил; 3 – поясная изоляция; 4 – оболочка; 5 – покровы 6– броня стальными проволоками или лентами;
7– изоляция; 8– внешний защитный покров

В настоящее время все шире применяются кабели с пластмассовой изоляцией, особенно с изоляцией из сшитого полиэтилена, которые приходят на смену кабелям с бумажно-масляной изоляцией. Их основные примущества:

• небольшая емкость;

• рабочая температура жилы составляет 95 ͦ С;

• относительно небольшой вес;

• отсутствие масла и жидкостей, возможность вертикальной прокладки;

• устойчивость к низким температурам, можно прокладывать при –25 градусах.

Конструктивно кабели с пластмассовой изоляцией схожи с бумажно-масляными, отличаясь от них материалом изоляции. Оболочка кабелей может быть выполнена из алюминия, свинца, поливинилхлорида (ПВХ), что отражается в маркировке кабелей соответственно буквами А, С, В.

Пример маркировки кабеля: АВВГ 3х70 – кабель алюминиевый с ПВХ изоляцией в ПВХ оболочке, без внешних покровов (голый), трехжильный сечением 70 мм².

кабели_силовые.jpg

Рис. 8.11. Кабели с пластмассовой изоляцией

Для подключения кабелей к вводам, создания ответвлений используется кабельная арматура, в первую очередь различные кабельные муфты (рис. 8.12).

Рис. 8.12. Кабельная муфта:

1 – бандаж; 2 – провод заземления; 3 – корпус муфты; 4 – заливочное отверстие;

5 – подмотка рулонами; 6 – подмотка роликами шириной 10 мм; 7 – соединительная гильза.

Подземные кабельные линии прокладываются в траншеях, каналах, блоках и туннелях.

Кабельная траншея является наиболее дешевым способом прокладки кабелей. Глубина прокладки кабелей в траншее 70 см, в одну траншею можно проложить не более 6 кабелей. При прокладке рядом с ВЛЭП расстояние не должно быть менее 10 метров, расстояние от фундаментов зданий не менее 1 м.

Picture background

Рис. 8.13. Прокладка кабелей в траншее

Кабельный канал – непроходное сооружение, закрытое и частично или полностью заглубленное в грунт, пол, перекрытие и т.п. и предназначенное для размещения в нем кабелей, укладку, осмотр и ремонт которых возможно производить лишь при снятом перекрытии.

Кабельный туннель – закрытое сооружение (коридор) с расположенными в нем опорными конструкциями для размещения на них кабелей и кабельных муфт, со свободным проходом по всей длине, позволяющим производить прокладку кабелей, ремонт и осмотр кабельных линий.

В туннелях проходит большой поток (100 и более) кабелей. Кабели располагаются на специальных полках. Проходной кабельный туннель имеет высоту 2100 мм и ширину 1900 мм, полупроходной – высоту 1650 мм. В туннелях (коллекторах) должны быть выполнены мероприятия по предотвращению попадания в них грунтовых и технологических вод и обеспечен отвод почвенных и ливневых вод. Туннели (коллекторы) должны быть обеспечены в первую очередь естественной вентиляцией.

туннель.jpg

Рис. 8.14. Кабельный туннель

Рис. 8.15. Конструкция проходных кабельных туннелей

Кабельный блок — кабельное сооружение с трубами (каналами) для прокладки в них кабелей с относящимися к нему колодцами. Для блочной канализации используются бетонные двухпустотные и трехпустотные панели, асбоцементные и керамические трубы. Каждый кабельный блок должен иметь до 10% резервных каналов. Глубина заложения блока в земле (от уровня земли до верха блока) принимается не менее 0,7 м, а при пересечении железных дорог и автодорог — не менее 1,0 м.

Рис. 8.16. Прокладка кабелей в блоках и трубах

Закрытая прокладка кабельных линий. ГНБ – горизонтально направленное бурение бестраншейный метод укладки подземных коммуникаций различного назначения. Таким способом создают магистрали водоснабжения, электроснабжения, газоснабжения, связи. Подобная методика очень удобна для использования в условиях города или на пересеченной местности, когда имеются искусственные или естественные препятствия (дороги, овраги, водоемы и т. д.).

1 этап – бурение пилотной скважины

2 этап – расширение скважины

3 этап – прокладка трубопровода

4 этап – сдача объекта

гнб

Рис. 8.17. ГНБ – последовательность действий

По воздуху кабели прокладывают на конструкциях – кабельных эстакадах и галереях.

Кабельная эстакада — надземное или наземное открытое горизонтальное или наклонное протяженное кабельное сооружение. Кабельная эстакада может быть проходной или непроходной.

Кабельная галерея — надземное или наземное закрытое полностью или частично (например, без боковых стен) горизонтальное или наклонное протяженное проходное кабельное сооружение.

Шинопроводы – это токопроводы, рассчитанные на напряжение до 1000 В, с изолированными или неизолированными шинами, заключенными в жесткую оболочку заводского изготовления с высокой степенью защиты (до IP 68), поставляемые комплектно на место монтажа. В установках всех напряжений жесткие шины окрашивают цветными эмалевыми красками. Помимо того, что это облегчает ориентировку и предотвращает коррозию шин, окраска также влияет на нагрузочную способность шин. Постоянное лучеиспускание окрашенных шин значительно больше, чем неокрашенных, поэтому охлаждение шин путем лучеиспускания улучшается, а это в свою очередь приводит к увеличению нагрузочной способности шин. При неизменных температурных условиях допустимый ток нагрузки окрашенных шин на 12−15% больше, чем неокрашенных. Наличие явления поверхностного эффекта приводит к тому, что при переменном токе активное сопротивление всегда несколько больше, чем при постоянном, особенно при сплошном сечении шинопровода. Иногда применяют шинопроводы трубчатого сечения. В неразрезанных трубах используется металл, расположенный только по поверхности сечения, в результате чего повышение сопротивления от поверхностного эффекта невелико и допустимые нагрузки при постоянном и переменном токах примерно одинаковы.

Шинопроводы по назначению подразделяются:

• магистральные − рассчитаны на большие токи (1600–4000 А, до 7100А) и на несколько присоединений к ним ответвлений для питания потребителей (два места на каждые 6 м).

• распределительные − рассчитаны на токи до 630 А и большое количество мест (3−6) на трехметровой секции для подключения электроприемников.

• осветительные − на 25 А, 380/220 В. Шинопроводы типа ШОС − четырехпроводные, секция имеет шесть штепсельных однофазных присоединений (фаза − нуль) через каждые 0,5 м.

• троллейные–защищенные системы токоподвода для различных типов мобильного оборудования – крановых установок, монорельсов, подвесных дорог, электроинструментов, а также любого иного перемещающегося оборудования, требующего надежного электропитания при движении по заданным траекториям.

Рис. 8.18. Общий вид трассы шинопровода

Магистральные и распределительные шинопроводы отличаются друг от друга прежде всего величиной номинальных токов и количеством точек подключения. При токах до 800 − 1000 А − скорее распределительные шинопроводы, свыше 800 — 1000 А − скорее магистральные. Шинопроводы имеют модульную конструкцию, у магистрального шинопровода ШМА секции длиной около 1500 мм. Ответвительные коробки шинопроводов предназначены для подключения станков и механизмов. В них устанавливают автоматы или предохранители. Подключаются электроприемники к шинопроводу с помощью ответвительных коробок со штепсельными контактами (без снятия напряжения с шинопровода) или болтовыми соединениями.

В цехах промышленных предприятий широко используют закрытые распределительные шинопроводы. Их изготовляют на заводах и поставляют в виде комплекта из прямых участков — секций (длина прямой секции 3 м), снабженных переходными элементами для последовательного соединения ряда секций, устройства ответвлений (ответвительные коробки рис.8.19), а также вводных коробок, присоединяющих шинопроводы к питающей сети.

Рис. 8.19. Ответвительная коробка распределительного шинопровода

Шинопровод осветительный или так называемый трек используется для освещения торговых, выставочных и других помещений, где необходимо без серьезных затрат изменить расстановку установленных на шинопровод прожекторов либо заменить их, а так же в помещениях с высокими потолками. Конструкцию шинопровода осветительного можно подвешивать на любую желаемую высоту, образовывать независимые группы светильников, либо встраивать в стену или потолок.

В зависимости от характера осветительных линий, выполняемых шинопроводами, последние подразделяют на:

• однофазные;

• однофазные с нулевым защитным проводником;

• трехфазные с нулевым рабочим проводником.

По конструктивному исполнению шинопроводы подразделяют на:

• шинопроводы со сплошным продольным пазом (треком) для выполнения ответвления в любой точке линии шинопровода;

• шинопроводы с фиксированным подключением светильников.

С осветительными шинопроводами широко используются трековые светильники, которые можно перемещать по шинопроводу на дискретные расстояния для шинопровода с фиксированными окнами или перемещать по шинопроводу на произвольные расстояния для шинопровода со сплошным пазом. Часто на световой блок трекового светильника устанавливаются электронные исполнительные устройства управления светом (рис. 8.20).

Рис. 8.20. Шинопровод осветительный с треком

Расчет и выбор шинопроводов.

Условия выбора:

1. I_расч< I_ном,

где I_расч − расчетный ток группы электроприемников; I_ном – номинальный ток шинопровода (шкафа) распределительного.

2. n_эп <=n_ш ,

где n_эп − количество электроприемников группы;

n_ш – количество возможных присоединений к шинопроводу (шкафу) распределительному.

3. I_сз2 > I_сз1,

где I_сз1 − ток срабатывания защиты электрооборудования (электроприемников);

I_сз2 − ток срабатывания защиты, установленной в шкафу (коробке шинопровода).

4. I_сз2 > I_п/_a ,

где I_п − пусковой ток электроприемника;

a – коэффициент, учитывающий условия пуска:

a = 2,5 − легкий пуск; a = 1,6 ... 2,2 − тяжелый (продолжительный).

Для прямоугольных шин длительно допустимый ток

, (8.1)

где – допустимый справочный ток полосы, обычно дается для температуры шины 70ºС и температуры окружающей среды 25ºС и расположении шин вертикально (на ребро), определяемый по таблицам приложения П8.2; – поправочный коэффициент при расположении шин горизонтально, обычно берется равным 0,95; – поправочный коэффициент длительно допустимого тока для многополосных шин, определяется по табл. П8.3, – поправочный коэффициент при температуре окружающей среды, отличной от 25ºС, определяется по табл. П8.3.

Также проводят проверку:

– по потерям напряжения по формуле

; (8.2)

по термической и динамической стойкости к токам кз по условию

i_уд< i_уд.доп. (8.3)

Пример расчета

Дано

I_{р 1} = 175 А, ударный ток кз 8КА, длина 72м

Решение

Выбираем стандартный комплектный шинопровод типа ШРА73-У3, с номинальным током I_ном= 250 А. Проверяем на соответствие условию:

I_р ≤ I_ном

175 < 250,

условие выполняется.

Проверяем выбранный шинопровод на потерю напряжения:

=1,42%,

что меньше допустимых 5%.

Проверяем выбранный шинопровод на электродинамическую стойкость по условию (8.3):

8 кА < 15 кА.

Также выполняется.

В пожароопасных зонах классов П-I, П-II и П-IIa допускают применение шинопроводов на напряжение до 1 кВ с медными или алюминиевыми шинами, но при этом в зонах П-I и П-II все шины должны быть изолированы. Во взрывоопасных зонах классов B-I и В-Ia запрещается применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами. Во взрывоопасных зонах других классов применение алюминиевых жил допустимо. Во взрывоопасных зонах любого класса запрещается применение проводов и кабелей с полиэтиленовой изоляцией и оболочкой. Запрещают применение шинопроводов во взрывоопасных зонах классов B-I, В-Iг, B-II и B-IIa.

Применение шинопроводов в зонах В-Ia и B-Iб допускают при следующих условиях:

• токопроводящие шины должны быть медными и изолированными;

• неразъемные соединения шин должны быть выполнены сваркой или опрессовкой;

• все болтовые соединения между секциями и в местах присоединения аппаратов должны иметь приспособления, не допускающие самоотвинчивания гаек;

• шинопроводы должны быть защищены металлическими кожухами; крышки на них должны открываться только при помощи специальных (торцевых) ключей.

Троллейный шинопровод представляет собой защищенную система токоподвода для различного перемещающегося оборудования оборудования: крановых установок, монорельсов, подвесных дорог, электроинструментов, станков и других устройств требующих электропитания при движении по заданным траекториям.

Общие описания и условия применения приведены в ГОСТ Р 24752-81 «Шинопроводы троллейные напряжением до 1000В».

Троллей – это оголенный электрический проводник, электричество с которого снимается токосъемником, установленным на подвижную тележку, способную перемещаться вместе с мобильным потребителем. Тележка может перемещаться за счет соединения с мобильным потребителем, например, транспортной платформой, а может перемещаться рабочим при его перемещении в рабочей зоне.

Рис. 8.21. Троллейный шинопровод

8.3. Коммутационно-защитные аппараты

Коммутационная аппаратура служит для оперативных переключений сетей и защиты от токов КЗ. При выборе необходимо соответствие аппаратов условиям окружающей среды: t⁰C, влажности, запыленности, высоте над уровнем моря.

К коммутационно-защитным аппаратам низкого напряжения относятся:

- автоматические выключатели;

- устройства защитного отключения (УЗО);

- устройства защиты от дугового пробоя (УЗДП);

- предохранители;

- рубильники;

- контакторы;

- магнитные пускатели.

Автоматические выключатели предназначены для аварийных отключений цепи с токами КЗ и для защиты цепей от перегрева токами, превышающими рабочий ток, а также для отключения и включения токов нагрузки оперативным персоналом.

Также эти аппараты широко используются для выполнения устройства автоматического включения резерва – АВР.

В каждом автоматическом выключателе предусматривается один или несколько расцепителей – устройств, воздействующих на его отключение или включение. Различают расцепители электромагнитные, тепловые, полупроводниковые, минимального напряжения, независимые и др.

Рис. 8.22. Автоматический выключатель с тепловым и электромагнитным расцепителями

Электромагнитные расцепители представляют собой максимальные токовые электромагнитные первичные реле прямого действия, которые включаются в каждую из трех фаз защищаемого элемента. Электромагнитные расцепители могут осуществлять мгновенное отключение автомата (неселективный) или действовать на встроенный орган выдержки времени, который создает замедление в отключении автомата на 0,25, или 0,4, или 0,6 с. (селективные).

Тепловые расцепители представляют собой биметаллическую пластину с разными температурными коэффициентами расширения металлов. При нагревании такая пластина изгибается и своим свободным (незакрепленным) концом воздействует на механизм свободного расцепления автоматического выключателя, вызывая его отключение. Расцепитель срабатывает, если ток в защищаемой цепи превышает его номинальное значение на 20–35%.

Рис. 8.23. Тепловой расцепитель

Комбинированные расцепители имеют обратно зависимую от тока времятоковую характеристику для защиты от перегрузки и быстродействующую защиту (отсечку) от токов КЗ.

Независимый расцепитель предназначается главным образом для дистанционного отключения и включения автомата.

Применение. Согласно нормативных документов, вентиляция при пожаре должна отключаться, поэтому дополнительно к вводному аппарату щита вентиляции устанавливают независимый расцепитель.

Полупроводниковые расцепители состоят из измерительного элемента, блока полупроводниковых реле и выходного электромагнита, воздействующего на механизм свободного расцепления автомата. В качестве измерительного элемента используется трансформатор тока (на переменном токе) или дроссельный магнитный усилитель (на постоянном токе).

Времятоковые характеристики выключателей характеризуют время срабатывания в определенном диапазоне токов, гарантированное производителем. По этому параметру автоматы делятся на несколько типов, маркируемых латинскими буквами:

В – срабатывание электромагнитной защиты между 3-и 5-кратным значением номинального тока

С – между 5-и10-кратным значением номинального тока

D – между 10-и 14-кратным значением номинального тока

устройство защитного отключения

Рис. 8.24. Время-токовые характеристики автоматических выключателей

На стандартных подстанциях 10/0,4 кВ с трансформаторами мощностью 0,25; 0,4 и 0,63MBА, применяются следующие типы автоматов:

- на однотрансформаторных подстанциях на вводе 0,4 кВ могут устанавливаться автоматы серий А-3100 или А-3700 (автоматы серии А-3100 сейчас не выпускаются) с комбинированными расцепителями. Электромагнитные расцепители срабатывают с временем около 0,1 с;

- на двухтрансформаторных подстанциях на вводах трансформаторов и на секционном выключателе устанавливаются селективные автоматы серий АВМ, «Электрон» или ВА.

При выборе автоматов номинальный ток расцепителя выбирается не меньшим расчетного тока линии:

I_н.р≥ I_р._max. (8.1)

Токи срабатывания автоматов при КЗ и перегрузках выбираются такими, чтобы цепь не размыкалась в нормальном режиме при кратковременных перегрузках. Для расцепителей автоматов всех типов уставка тока мгновенного срабатывания принимается

. (8.2)

Плавким предохранителем называется коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи посредством расплавления специальных токоведущих частей (плавких вставок) под воздействием тока, превышающего определенное значение, с последующим гашением возникающей электрической дуги.

По способу гашения электрической дуги, возникающей при расплавлении плавкой вставки, предохранители делятся на три группы:

• предохранители для сетей до 1000 В с естественной деионизацией дуги, не имеющие специальных устройств для гашения дуги (СПО, П, ПТ); в настоящее время они не применяются из-за малой отключающей способности и больших размеров;

• предохранители с наполнителем (кварцевым песком), где электрическая дуга гасится в канале малого диаметра, который образуется после испарения металла плавкой вставки, между крупинками (гранулами) кварцевого песка; эти предохранители называются кварцевыми;

• предохранители с трубками из газогенерирующего материала, которые при высокой температуре горения дуги выделяют газы, при этом возникает высокое давление (в предохранителях типа ПР напряжением до 1000 В) или продольное дутье (в предохранителях выхлопных типа ПВ), что обеспечивает быстрое гашение электрической дуги.

Кварцевые предохранители типа ПК широко применяются для защиты трансформаторов мощностью до 630 кВА как со стороны высшего напряжения 10 кВ (ПКТ-10), так и со стороны низшего напряжения 0,4 кВ (ПН-2).

При защите линии с двигателем или группой двигателей плавкими предохранителями плавкие вставки должны защищать объекты от токов кз, но не должны срабатывать при пуске двигателей. Поэтому ток плавкой вставки должен равняться номинальному току линии или превышать его и плавкая вставка не должна расплавляться за время пуска двигателя, когда по ней проходит пусковой ток:

, (8.3)

где I_п– пусковой ток двигателя, k_п– коэффициент кратковременной тепловой перегрузки вставки, учитывающий условия пуска двигателей. Для легкого пуска при времени разгона не более 10с. k_п=2,5, для тяжелого – частые и длительные пуски с временем разгона более 10с. k_п=1,6-2,0.

Для проводов и кабелей, питающих группу двигателей от магистрали или силового распределительного шкафа, ток вставки выбирается из условия

(8.4)

где I_п.дв– пусковой ток группы двигателей, при пуске которых кратковременный ток линии достигает наибольшего значения;

I’_дв– длительный расчетный ток линии до момента пуска электродвигателей, определяемый без учета расчетного тока пускаемой группы.

Устройства защитного отключения (УЗО) относятся к дополнительным видам защиты человека от поражения при косвенном прикосновении, обеспечиваемой путем автоматического отключения питания. В основе действия защитного отключения, как электрозащитного средства, лежит принцип ограничения (за счет быстрого отключения) продолжительности протекания тока через тело человека при непреднамеренном прикосновении его к элементам электроустановки, находящимся под напряжением. Из всех известных электрозащитных средств УЗО является единственным, обеспечивающим защиту человека от поражения электрическим током при прямом прикосновении к одной из токоведущих частей. Другим, не менее важным свойством УЗО является его способность осуществлять защиту от возгорания и пожаров, возникающих на объектах вследствие возможных повреждений изоляции, неисправностей электропроводки и электрооборудования.

Неравенство токов в первичных обмотках (I₁ + I_D в фазном проводнике) и (I₂, равный I₁, в нейтральном проводнике) УЗО вызывает неравенство магнитных потоков и, как следствие, возникновение во вторичной обмотке трансформированного дифференциального тока. Если этот ток превышает значение уставки порогового элемента пускового органа 2, последний срабатывает и воздействует на исполнительный механизм 3. Исполнительный механизм, обычно состоящий из пружинного привода, спускового механизма и группы силовых контактов, размыкает электрическую цепь. В результате защищаемая УЗО электроустановка обесточивается.

Основные функциональные блоки УЗО

Рис. 8.25. Принцип действия УЗО:
1 – трансформатор тока; 2 – пусковой орган; 3 – исполнительный механизм; 4 – цепь тестирования

По способу технической реализации различают:

- УЗО, функционально не зависящие от напряжения питания (электромеханические). Источником энергии, необходимой для функционирования – выполнения защитных функций, включая операцию отключения, является для устройства сам сигнал – дифференциальный ток, на который оно реагирует.

- УЗО, функционально зависящие от напряжения питания (электронные). Их механизм для выполнения операции отключения нуждается в энергии, получаемой либо от контролируемой сети, либо от внешнего источника. Основной причиной меньшего распространения таких устройств является их неработоспособность при обрыве нулевого проводника в цепи до УЗО по направлению к источнику питания. В этом случае «электронное» УЗО, не имея питания, не функционирует, а на электроустановку по фазному проводнику выносится опасный для жизни человека потенциал.

По данным ВНИИПО МВД РФ более трети всех пожаров происходят по причине возгорания электропроводки в результате нагрева проводников по всей длине, искрения, горения электрической дуги на каком-либо элементе, вызванных токами короткого замыкания.

Короткие замыкания, как правило, развиваются из дефектов изоляции, замыканий на землю, утечек тока на землю. УЗО, реагируя на ток утечки на землю или защитный проводник, заблаговременно, до развития в короткое замыкание, отключает электроустановку от источника питания, предотвращая тем самым недопустимый нагрев проводников, искрение, возникновение дуги и возможное последующее возгорание. В отдельных случаях энергии, выделяемой в месте повреждения изоляции при протекании токов утечки, достаточно для возникновения очага возгорания и, как следствие, пожара. По данным различных отечественных и зарубежных источников, локальное возгорание изоляции может быть вызвано довольно незначительной мощностью, выделяемой в месте утечки. В зависимости от материала и срока службы изоляции эта мощность составляет всего 40–60 Вт. Это означает, что своевременное срабатывание УЗО противопожарного назначения с установкой 300 мА предупредит выделение указанной мощности, и, следовательно, не допустит возгорания.

Следует отметить, что термин «устройство защитного отключения – УЗО», принятый в отечественной специальной литературе, наиболее точно определяет назначение данного устройства и его отличие от других коммутационных электрических аппаратов – автоматических выключателей, выключателей нагрузки, магнитных пускателей и т.д.

За рубежом приняты следующие обозначения: В Германии, Австрии – Fehlerstrom-Schutzschalter (Fehlerstrom-Schutzeinrichtung). Сокращенно: FI–Schutzschalter (F-Fehler –повреждение, неисправность, утечка, I – символ тока в электротехнике, Schutzschalter – защитный выключатель, Schutzeinrichtung – защитное устройство); Во Франции – DD – disjoncteur differentiel (дифференциальный выключатель); В Великобритании – e.l.c.b. (earth leakage circuit breaker – выключатель тока утечки на землю); В США – GICI (Ground Fault Circuit Interrupter– размыкатель тока утечки на землю).

В настоящее время действует международная классификация УЗО, разработанная международной электротехнической комиссией (МЭК). Принято общее название – RCD – residual current protective device. Точный перевод – защитное устройство по разностному (дифференциальному) току.

Согласно ГОСТ IEC/TR 60755-2017 нормируются следующие параметры УЗО.

- Номинальное напряжение (U_n) – действующее значение напряжения, при котором обеспечивается работоспособность УЗО. U_n = 220, 380 В.

- Номинальный ток нагрузки (I_n) – значение тока, которое УЗО может пропускать в продолжительном режиме работы. I_n = 6; 16; 25; 40; 63; 80; 100; 125 А.

- Номинальный отключающий дифференциальный ток (I_∆n) – значение дифференциального тока, которое вызывает отключение УЗО при заданных условиях эксплуатации. I_∆n = 0,006; 0,01; 0,03; 0,1; 0,3; 0,5 А.

- Номинальный неотключающий дифференциальный ток (I_∆n0) – значение дифференциального тока, которое не вызывает отключение УЗО при заданных условиях эксплуатации. I_∆n0 = 0,5 I_∆n.

- Предельное значение неотключающего сверхтока (I_nm) – минимальное значение неотключающего сверхтока при симметричной нагрузке двух и четырехполюсных УЗО или несимметричной нагрузке четырехполюсных УЗО. I_nm = 6 I_n.

- Сверхток – любой ток, который превышает номинальный ток нагрузки.

- Номинальная включающая и отключающая способность (коммутационная способность) (I_m) – действующее значение ожидаемого тока, который УЗО способно включить, пропускать в течение своего времени размыкания и отключить при заданных условиях эксплуатации без нарушения его работоспособности.

- Минимальное значение I_m = 10 I_n или 500 А (выбирается большее значение).

- Номинальная включающая и отключающая способность по дифференциальному току (I_∆m) – действующее значение ожидаемого дифференциального тока, которое УЗО способно включить, пропускать в течение своего времени размыкания и отключить при заданных условиях эксплуатации без нарушения его работоспособности.

- Минимальное значение I_∆m = 10 I_n или 500 А (выбирается большее значение).

- Номинальный условный ток короткого замыкания (I_nc) –действующее значение ожидаемого тока, которое способно выдержать УЗО, защищаемое устройством защиты от коротких замыканий, при заданных условиях эксплуатации, без необратимых изменений, нарушающих его работоспособность. I_nc = 3000; 4500; 6000; 10 000 А.

- Номинальный условный дифференциальный ток короткого замыкания (I_∆c) – действующее значение ожидаемого дифференциального тока, которое способно выдержать УЗО, защищаемое устройством защиты от коротких замыканий при заданных условиях эксплуатации без необратимых изменений, нарушающих его работоспособность. I_∆c = 3000; 4500; 6000; 10 000 А.

- Номинальное время отключения T_n – промежуток времени между моментом внезапного возникновения отключающего дифференциального тока и моментом гашения дуги на всех полюсах.

- В качестве примера исполнения УЗО, отвечающего всем требованиям ГОСТ IEC/TR 60755-2017 , в табл. П8.4 приведены технические характеристики АСТРО*УЗО производства ОПЗ МЭИ.

Стандартные значения максимально допустимого времени отключения УЗО типа АС при любом номинальном токе нагрузки и заданных нормами значениях дифференциального тока не должны превышать приведенных в табл. П8.5. Максимальное время отключения, установленное в табл. П8.6 распространяется также на УЗО типа А. При этом испытания УЗО типа А проводят при значениях токов I_∆n, 2I_∆n, 5I_∆n и 500 А с коэффициентом 1,4 (при I_∆n > 0,01 А) и с коэффициентом 2 (при I_∆n = < 0,01 А).

Стандартные значения допустимого времени отключения и неотключения для УЗО типа S при любом номинальном токе нагрузки свыше 25 А и значениях номинального дифференциального тока свыше 0,03 А не должны превышать приведенных в табл. П8.6. УЗО со встроенной защитой от сверхтоков (диффавтомат) – механизм размыкания силовых контактов запускается при воздействии на него любого из трех элементов – катушки с сердечником токовой отсечки, реагирующей на ток короткого замыкания, биметаллической пластины, реагирующей на токи перегрузки и магнитоэлектрического расцепителя, реагирующего на дифференциальный ток.

Устройства защиты от дугового пробоя (УЗДП) служат для отключения повреждений, которые не могут быть отключены другими средствами защиты. Их применение регламентируется ГОСТ IEC 62606-2016 «Устройства защиты бытового и аналогичного назначения при дуговом пробое». По данным зарубежных источников, по причинам связанным с дуговым пробоем возникает до 65% пожаров в бытовых и общественных зданиях.

Рис. 8 .26. Причины появления дуговых пробоев

Различают последовательный и параллельный дуговой пробой.

• параллельный дуговой пробой (parallel arc fault): Дуговой пробой, при котором ток протекает между активными проводниками, параллельно нагрузке цепи.

• последовательный дуговой пробой (series arc fault): Дуговой пробой, при котором ток протекает через нагрузку (нагрузки) концевой цепи, защищаемой УЗДП.

Рубильники (разъединители) предназначены для проведения номинального тока и нечастой неавтоматической коммутации (включения и отключения) силовых электрических цепей в номинальном режиме.

Рис. 8.27. Рубильник

Блоки предохранители-выключатели БПВ предназначены для коммутации силовых электрических цепей без нагрузки с номинальным напряжением до 380В переменного тока частотой 50Гц и для защиты электрических цепей от токов перегрузки и токов короткого замыкания. В одном устройстве соединены два аппарата, что позволяет уменьшить габариты шкафов.

Контактор представляет собой коммутационный аппарат с электромагнитным управлением, который обычно удерживается в замкнутом положении током уменьшенной величины, проходящим через включающий соленоид. Контакторы предназначены для выполнения многократных циклов включения/отключения и обычно управляются дистанционно с помощью двухпозиционных нажимных кнопок.

Рис. 8.28. Контактор

Контакторы применяются для дистанционного кнопочного управления электрическими цепями. Его отключающая способность при коротком замыкании ограничена. Поэтому для защиты от короткого замыкания необходимо последовательно с данным контактором (выше по цепи) устанавливать или плавкие предохранители, или автоматический выключатель.

Для установки во взрывоопасных зонах имеются вакуумные контакторы, в которых исключается возможность выброса дуги при разрыве рабочих контактов. Специализированные электромеханические контакторы 380в (пускатели) для компенсации реактивной мощности предназначены для использования в автоматических конденсаторных установках КРМ (УКМ58) на напряжения 0,4–0,69 кВ. и применяются для коммутации фазовых конденсаторов с дросселями или без. Силовые контакторы выпускаются на номиналы от 5 до 75 кВАр (при U = 400В). Оснащены резисторами, которые ограничивают скачок тока в момент включения конденсатора, что увеличивает его срок службы.

Магнитный пускатель – это трехполюсный контактор переменного тока с дополнительно встроенными тепловыми реле, которые включены последовательно в 2 фазы главной цепи. Применяются для управления асинхронными двигателями и защиты их от длительных перегрузок. Отличительной особенностью тиристорных пускателей серии ПТ является допустимая высокая частота включений и отключений и быстродействие. Если для магнитного пускателя время включения и отключения составляет 0,1 с, то для тиристорного пускателя оно может быть доведено до 0,02 с. Путем применения различных схем блока управления тиристорным пускателем могут быть осуществлены плавный разгон электродвигателя, регулирование частоты тока (следовательно, и частоты вращения) и торможение.

8.4. Схемы электрических сетей

Электрическая принципиальная схема показывает основные элементы системы и связи между ними. Однолинейной схемой называется представление 3-фазной сети изображением одной фазы.

Принципы построения электрических сетей изложены в ПУЭ и СП 256.1325800.2016. Схемы электрических сетей должны строиться исходя из требований, предъявляемых к электробезопасности и надежности электроснабжения электроприемников зданий.

При проектировании электроустановок общественных и производственных зданий имеет смысл разделить все электроприемники на несколько групп:

• электрическое освещение, рабочее, аварийное эвакуационное и дежурное;

• потребители розеточной сети;

• однофазные электроприемники;

• трехфазные электроприемники;

• электроприемники высоковольтные.

Подобное разделение помогает правильно построить распределительную сеть, выровнять нагрузки фаз, выбрать защитную и коммутационную аппаратуру, отвечающую требованиям селективности и надежности.

Распределительные линии сетей рабочего, эвакуационного и освещения безопасности, освещения витрин, рекламы и иллюминации в зданиях должны быть самостоятельными, начиная от ВРУ или ГРЩ. Питание аварийного освещения должно быть независимым от питания рабочего освещения и выполняться: при двух вводах в здание – от разных вводов, а при одном вводе – самостоятельными линиями, начиная от ВРУ или ГРЩ. Сети эвакуационного освещения и освещения безопасности могут быть общими. В общественных зданиях от одной линии рекомендуется питать несколько вертикальных участков (стояков) питающей сети освещения. При этом в начале каждого стояка, питающего три и более групповых щитков, следует устанавливать защитный аппарат. Если стояк питается отдельной линией, установка защитного аппарата в начале стояка не требуется. Питание рабочего освещения помещений, в которых длительно могут находиться 600 и более человек (конференц-залы, актовые залы и т.п.), рекомендуется осуществлять от разных вводов, при этом к каждому вводу должно быть подключено около 50% светильников.

Отклонения напряжения от номинального на зажимах силовых электроприемников и наиболее удаленных ламп электрического освещения не должны превышать в нормальном режиме ±5%, а предельно допустимые в послеаварийном режиме при наибольших расчетных нагрузках ±10%. С учетом регламентированных отклонений от номинального значения суммарные потери напряжения от шин 0,4 кВ ТП до наиболее удаленной лампы общего освещения в жилых и общественных зданиях не должны, как правило, превышать 7,5%. В сетях напряжением 12–50 В (считая от источника питания, например понижающего трансформатора) отклонения напряжения разрешается принимать до 10%.

На вводах распределительных пунктов и групповых щитков должны устанавливаться аппараты управления.

Электроустановки торговых предприятий, учреждений бытового обслуживания населения, административно-конторских и других помещений общественного назначения, встроенные в жилые дома, следует питать отдельными линиями от ВРУ (ГРЩ) дома. При этом у каждого потребителя должно устанавливаться самостоятельное ВРУ.

Питающие линии холодильных установок предприятий торговли и общественного питания должны быть самостоятельными, начиная от ВРУ или ГРЩ (рис. 8.29).

Рис. 8.29. Однолинейная схема торгового павильона

По одной линии следует питать не более четырех лифтов, расположенных в разных, не связанных между собой лестничных клетках и холлах. При наличии в лестничных клетках или в лифтовых холлах двух или более лифтов одного назначения они должны питаться от двух линий, присоединяемых каждая непосредственно к ВРУ или ГРЩ; при этом количество лифтов, присоединяемых к одной линии, не ограничивается. На вводе каждого лифта должен быть предусмотрен аппарат управления и защиты (предусматривается схемой и комплектацией лифта). Рекомендуется установка одного аппарата, совмещающего эти функции.

Распределение электроэнергии к силовым распределительным щитам, пунктам и групповым щиткам сети электрического освещения следует, как правило, осуществлять по магистральной схеме (рис. 8.30 а).

Радиальные схемы (рис. 8.30 б) следует, как правило, выполнять для присоединения мощных электродвигателей, групп электроприемников общего технологического назначения (например, встроенных пищеблоков, помещений вычислительных центров и т.п.), потребителей 1 категории по надежности электроснабжения.

рис1_1

Рис. 8.30. Схемы электроснабжения:

магистральная (а) и радиальная (б)

Для ряда электроприемников (аппараты управления, электродвигатели) допускается снижение напряжения в пусковых режимах в пределах значений, регламентированных для данных электроприемников, но не более 15%. Приведенная величина отклонения напряжения может быть увеличена, и при этом обеспечивается устойчивая работа пусковой аппаратуры и запуск двигателя. Размах изменений напряжения на зажимах электроприемников при пуске электродвигателя не должен превышать значений, установленных нормативами качества электроэнергии (ГОСТ 13109-97).

Электроприемники центральных тепловых пунктов (ЦТП) должны питаться не менее чем двумя отдельными линиями от ТП. Не допускается присоединение к этим линиям других электроприемников. Питание систем диспетчеризации и освещения коллекторов следует выполнять от щитов ЦТП.

Электрические сети систем электроснабжения можно разделить по их назначению на несколько видов: внутренние и внешние сети, силовые распределительные сети, групповые осветительные сети, сети аварийного и дежурного освещения. Подходы к проектированию различных видов сетей также несколько отличаются.

Силовые распределительные сети. Силовые распределительные пункты, щиты и щитки следует располагать, как правило, на тех же этажах, где размещены присоединенные к ним электроприемники.

Присоединяемые к силовым распределительным пунктам, щитам и щиткам электроприемники рекомендуется объединять в группы с учетом их технологического назначения.

В силовых распределительных сетях для питания электроприемников рекомендуется использовать радиальные схемы, допускается при насыщенности помещений однотипным оборудованием использовать магистральные схемы питания.

В радиальных схемах допускается присоединение шлейфом (РЕ проводники должны присоединяться с помощью ответвления) второго электроприемника, если это не противоречит требованиям по подключению конкретного оборудования, при этом тип и сечение проводников перемычек должны соответствовать проводникам основной питающей линии, в обоснованных случаях допускается подключение шлейфом до трех дополнительных электроприемников, при этом суммарная нагрузка по току не должна более чем в два раза превосходить значение номинального рабочего тока вводного аппарата головного (первого) электроприемника. Совместное питание по магистральной схеме электроприемников холодильного и технологического оборудования не допускается.

Линии для питания однофазных электроплит должны выполняться медными проводниками сечением не менее 6 мм².

В лабораториях общеобразовательных школ, средних специальных учебных заведений и профессионально-технических училищ следует питать по магистральной схеме не более трех лабораторных щитков.

Количество присоединяемых к одной линии швейных машин в кабинетах домоводства общеобразовательных школ, в пошивочных цехах ателье и комбинатов бытового обслуживания населения, а также машин по ремонту и отделке обуви не ограничивается.

Аппараты управления силовыми электроприемниками должны устанавливаться возможно ближе к месту расположения управляемых механизмов:

рассредоточенно или группами на специальных конструкциях в шкафах станций управления;

в напольных или навесных шкафах, устанавливаемых в нишах строительных конструкций, или открыто.

В схемах автоматического управления электродвигателями, при необходимости, должны быть предусмотрены устройства, исключающие их одновременное включение (например, путем отстройки по времени их включения).

В общественных зданиях питание штепсельных розеток для подключения электрических уборочных механизмов и рукосушителей (электрополотенец) должно осуществляться от силовой сети. Допускается подключение указанных электроприемников к сети электрического освещения.

Групповые осветительные сети. Групповые линии освещения могут быть одно-, двух- и трехфазными в зависимости от их протяженности и числа присоединенных светильников. При этом в двух- и трехфазных групповых линиях запрещается использование предохранителей и однополюсных автоматических выключателей. Однофазные групповые линии следует выполнять трехпроводными, двухфазные – четырехпроводными и трехфазные – пятипроводными с отдельными N и РЕ проводниками. При использовании шинопроводов в системе TN-C допускается объединять N и РЕ проводники – PEN шина, при этом сечение PEN проводника должно быть не менее 10 мм² по меди. Запрещается объединять N и РЕ проводники разных групповых линий.

К групповым линиям освещения лестничных клеток, поэтажных коридоров, холлов, вестибюлей, технических этажей, подполий и чердаков разрешается присоединять на фазу:

• до 60 ламп накаливания мощностью до 60 Вт;

• до 75 люминесцентных ламп мощностью 40 Вт;

• до 100 люминесцентных ламп мощностью 20 Вт и менее.

Для коммутации однофазных групповых линий могут использоваться как однополюсные, так и двухполюсные выключатели.

Распределение нагрузок между фазами сети освещения общественных зданий должно быть, как правило, равномерным; разница в токах наиболее и наименее нагруженных фаз не должна превышать 30% в пределах одного щитка и 15% – в начале питающих линий.

Устройство внутренних электрических сетей. Кабельные вводы в здания следует выполнять в трубах на глубине не менее 0,5 м и не более 2 м от поверхности земли. При этом в одну трубу следует затягивать один силовой кабель.

Прокладку труб следует выполнять с уклоном в сторону улицы. Концы труб, а также сами трубы при прокладке через стену должны иметь тщательную заделку для исключения возможности проникания в помещения влаги и газа.

По подвалу и техническому подполью здания допускается прокладка силовых кабелей напряжением до 1 кВ, питающих электроэнергией другие секции здания.

Внутренние электрические сети должны быть не распространяющими горение и выполняться кабелями и проводами с медными жилами в соответствии с требованиями нормативных документов (7.1 ПУЭ). Допускается применение в питающих и распределительных сетях кабелей и проводов с алюминиевыми жилами сечением не менее 16 мм². Питание отдельных электроприемников, относящихся к инженерному оборудованию зданий (насосы, вентиляторы, калориферы, установки кондиционирования воздуха и т.п.), кроме оборудования противопожарных установок, допускается выполнять проводами и кабелями с алюминиевыми жилами сечением не менее 2,5 мм².

Кабели и провода электрических проводок зрелищных предприятий должны приниматься с медными жилами, электропроводки не должны распространять горение:

• в зрительных залах, в том числе в пространстве над залами и за подвесными потолками;

• на сцене, в чердачных помещениях с горючими конструкциями;

• для цепей управления противопожарными устройствами, а также линий пожарной и охранной сигнализации, звукофикации, линий постановочного освещения и электроприводов сценических механизмов.

В остальных помещениях для питающих и распределительных сетей допускается применение кабелей и проводов с алюминиевыми жилами сечением не менее 16 мм² (7.2 ПУЭ).

Провода электрических сетей силовых электроприемников постирочных цехов и помещений для приготовления растворов в прачечных должны быть с медной жилой в пластмассовой изоляции и прокладываться в полу замоноличенными в пластмассовых трубах. Выводы труб выше уровня пола и на участке до 1 м в подготовке пола должны выполняться в стальных трубах, защищенных от коррозии и проникания в них влаги.

В зданиях со строительными конструкциями, выполненными из негорючих и слабогорючих материалов (группа Г1), допускается несменяемая замоноличенная прокладка групповых сетей в бороздах стен, перегородок, перекрытий, под штукатуркой, в слое подготовки пола или в пустотах строительных конструкций, выполняемая кабелем или изолированными проводами в общей оболочке, обеспечивающей механическую защиту в соответствии с условиями применения. Применение несменяемой замоноличенной прокладки проводов и кабелей в панелях стен, перегородок и перекрытий, выполненной при их изготовлении или выполненной в монтажных стыках при монтаже зданий, не допускается.

В зданиях со строительными конструкциями, выполненными из горючих материалов групп Г2 и (или) Г3, допускается: открытая прокладка одиночных кабелей и проводов в защитной оболочке с медными жилами сечением не более 6 мм² в ПВХ изоляции в исполнении НГ или LS без подкладки; скрытая прокладка под штукатуркой кабелей и проводов в защитной оболочке с медными жилами сечением не более 6 мм² в исполнении НГ или LS по намету штукатурки.

В неотапливаемых подвалах, технических подпольях и коридорах, на чердаках, в сырых и особо сырых помещениях, насосных, тепловых пунктах, а также в зданиях, сооружаемых из деревянных конструкций, электропроводки разрешается выполнять открыто, — в электротехнических плинтусах, коробах и т.п. с соблюдением требований нормативных документов (7.1 ПУЭ).

В помещениях, в которых возможно перемещение технологического оборудования в связи с изменением производственного цикла (торговые, выставочные, демонстрационные и читальные залы, цехи предприятий бытового обслуживания, лаборатории и т.п.), и в помещениях с гибкой планировкой для возможности переустройства электропроводок в процессе эксплуатации рекомендуется предусматривать в полу трубы или каналы с подпольными герметизированными закрывающимися коробками (модульные проводки).

Размещение светильников, а также аппаратов управления освещением в помещениях с гибкой планировкой должно допускать возможность изменения планировки этих помещений.

Групповые сети в помещениях следует выполнять сменяемыми: скрыто – в специальных каналах строительных конструкций, замоноличенных трубах; открыто – в электротехнических плинтусах, коробах и т.п.

Распределительные сети следует выполнять сменяемыми:

- открыто – проводами в пластмассовых трубах и коробах, а также кабелями. В технических подпольях и этажах, помещениях инженерных служб, технических коридорах, подвалах и подпольях допускается прокладка на лотках в соответствии с требованиями ГОСТ Р 50571.15;

- скрыто – в специальных каналах и пустотах строительных конструкций, в бороздах, штрабах, в слое подготовки пола кабелем или изолированными проводами в защитной оболочке.

Горизонтальные участки распределительных линий при отсутствии подвала или технического подполья разрешается прокладывать в полу, выполненном из негорючих материалов вышележащего этажа.

Совместная прокладка взаиморезервируемых питающих и распределительных линий электроприемников противопожарных устройств, охранной сигнализации и других сетей в одном канале или трубе не допускается. Допускается их совместная прокладка в одном коробе или лотке при наличии разделительной в противопожарном отношении перегородки с огнестойкостью EI 45.

Выводы электропроводки из подготовки пола к технологическому оборудованию, устанавливаемому в удалении от стен помещения (например, в производственных цехах пищеблоков), рекомендуется выполнять в стальных трубах.

Электропроводки в полостях над непроходными подвесными потолками и внутри сборных перегородок рассматриваются как скрытые, и их следует выполнять:

- за подвесными потолками и в пустотах перегородок, выполненных из негорючих материалов НГ и группы горючести Г1, электропроводки выполнять проводами и/или кабелями в удовлетворяющих требованиям пожарной безопасности неметаллических трубах и неметаллических коробах, а также кабелями с индексом нг-LS (не распространяющие горение, с низким дымо- и газовыделением);

- за подвесными потолками и в пустотах перегородок, выполненных с использованием материалов группы горючести Г2, электропроводки выполнять проводами и/или кабелями в металлических трубах и металлических коробах со степенью защиты не ниже IP4X;

- за подвесными потолками и в пустотах перегородок, выполненных с использованием материалов группы горючести Г3, электропроводки выполнять кабелем в металлических трубах и металлических коробах со степенью защиты не ниже IP4X;

- за подвесными потолками и в пустотах перегородок, выполненных с использованием материалов группы горючести Г4, электропроводки выполнять проводами и/или кабелями в обладающих локализационной способностью металлических трубах, а также в обладающих локализационной способностью металлических глухих коробах;

- электропроводка должна быть сменяемой.

Локализационная способность – это способность стальной трубы выдерживать короткое замыкание в электропроводке, проложенной в ней, без прогорания ее стенок, данные приведены в табл. 8.3.

Таблица 8.3

Толщина стенки стальной трубы, обеспечивающая ее локализационную способность

Максимальное сечение жилы провода, мм²		Толщина стенки трубы, не менее, мм
Алюминий	Медь
До 4	До 2,5	Не нормируется
6	–	2,5
10	4	2,8
16; 25	6; 10	3,2
35; 50	16	3,5
70	25; 35	4,0

Сумма площадей поперечных сечений (с изоляцией и оболочкой) проводов и кабелей, прокладываемых в одном коробе, не должна превышать 40% внутреннего поперечного сечения короба. Свободные торцы коробов должны быть закрыты торцевыми заглушками, а торцы коробов с выходящими из них кабелями и проводами должны быть заделаны легко удаляемым негорючим составом.

В вентиляционных каналах и шахтах прокладка проводов и кабелей не допускается.

Допускается пересечение каналов и шахт одиночными линиями, выполненными проводами и кабелями, заключенными в трубы.

В одной трубе, одном рукаве, коробе, канале многоканального короба, пучке, замкнутом канале строительной конструкции здания, на одном лотке допускаются следующие варианты совместной прокладки:

• линий питания и управления электроприемников противопожарных устройств;

• линий питания вентиляторов дымоудаления и подпора воздуха;

• всех цепей одного агрегата (например, агрегата по обработке картофеля в пищеблоке);

• силовых и контрольных цепей нескольких машин, панелей, щитов, пультов, обеспечивающих единый технологический процесс;

• цепей, питающих сложный светильник;

• осветительных сетей напряжением до 50 В с цепями напряжением до 380 В при условии заключения проводов цепей до 50 В в отдельную изоляционную трубку;

• цепей нескольких групп одного вида освещения с общим числом проводов не более 12 (без учета контрольных цепей);

• распределительных линий квартир и рабочего освещения лестниц, коридоров, вестибюлей жилых домов.

Прокладка проводов и кабелей групповых линий рабочего освещения с групповыми линиями аварийного освещения на одном лотке, монтажном профиле, в одном канале многоканального короба, в корпусах и штангах многоламповых светильников не рекомендуется. При необходимости их совместной прокладки должны быть приняты специальные меры (табл. 8.4), исключающие возможность повреждения огнем проводов аварийного освещения (устройство перегородок, покрытие огнезащитными составами и т.п.).

Не разрешается прокладка в одном канале, рукаве, коробе и других конструкциях групповых линий взаиморезервируемых цепей.

Незащищенные изолированные провода наружной электропроводки должны быть расположены или ограждены таким образом, чтобы они были недоступны с мест, где возможно частое пребывание людей, например с балкона или крыльца.

Соединительные и ответвительные коробки, протяжные ящики и другие ответвительные устройства должны быть изготовлены из негорючих материалов. Металлические элементы электропроводок (конструкции, короба, лотки, трубы, рукава, коробки, скобы) должны быть защищены от коррозии.

Таблица 8.4

Способы выполнения групповых сетей

Здания

Способ выполнения групповых сетей

Открыто

Скрыто

Крупнопанельные полносборные из железобетонных конструкций и из монолитного железобетона

В коробах, специальных коробах

В пустотах строительных конструкций – не распространяющими горение кабелями и изолированными проводами в защитной оболочке; в каналах строительных конструкций – кабелями и изолированными проводами в защитной оболочке; в замоноличенных трубах – изолированными проводами

С блочными или кирпичными несущими стенами, гипсо- и шлакобетонными перегородками и перекрытиями из пустотелых железобетонных плит

В коробах, специальных коробах

В пустотах строительных конструкций – не распространяющими горение кабелями и изолированными проводами в защитной оболочке; в каналах строительных конструкций, под слоем штукатурки, штробах, в слое подготовки пола – кабелями и изолированными проводами в защитной оболочке с ПВХ изоляцией

Из деревянных и других конструкций из горючих материалов не ниже группы горючести ГЗ

В коробах, специальных коробах. Допускается прокладка одиночным кабелем с медными жилами сечением не более 6 мм², не распространяющими горение, без подкладки

В металлических трубах – кабелями и изолированными проводами; под слоем штукатурки – кабелем, не распространяющим горение, по намету штукатурки

В ванных комнатах и уборных должна применяться, как правило, скрытая электропроводка. Не допускаются применение защищенных проводов в металлической оболочке, а также прокладка проводов в стальных трубах.

Открытая прокладка незащищенных изолированных проводов на изоляторах должна выполняться на высоте не менее 2 м.

Высота открытой прокладки защищенных проводов и кабелей и проводов, прокладываемых в трубах и коробах, плинтусах и наличниках с каналами для электропроводок, а также спусков к выключателям, розеткам, пусковым аппаратам, щиткам и светильникам, устанавливаемым на стенах, не нормируется.

Места прохода проводов в защитной оболочке и кабелей через стены, перегородки, междуэтажные перекрытия должны иметь уплотнения либо быть проложенными в коробах (трубах). Области прохода проводов и кабелей следует отделять со всех сторон от поверхностей конструкций, деталей из сгораемых материалов сплошным слоем несгораемого материала толщиной не менее 10 мм.

Для обеспечения возможности смены электропроводки проход кабелей и проводов в защитной оболочке должен быть выполнен в трубах или коробах; огнестойкость прохода должна быть не менее огнестойкости строительной конструкции, в которой он выполнен. Зазоры между проводами, кабелями и трубой или коробом следует заделывать легкоудаляемой массой из негорючего материала. Допускается прокладывать кабели и провода в защитной оболочке через строительные конструкции в специально выполненных отверстиях.

При скрытой прокладке проводов, как правило, следует применять выключатели и розетки в утопленном исполнении.

В жилых комнатах квартир и общежитий должно быть установлено не менее одной розетки на ток 10(16) А на каждые полные и неполные 4 м периметра комнаты, в коридорах квартир – не менее одной розетки на каждые полные и неполные 10 м² площади коридоров.

Не нормируется расстояние от розеток, предназначенных для присоединения стационарных кухонных электроплит и кондиционеров, до корпусов этих приборов. При этом не допускается размещать розетки под и над мойками.

Расстояние от корпуса стационарной кухонной электроплиты до заземленных частей сантехнического оборудования, стальных труб отопления, горячего и холодного водоснабжения, моек и радиаторов не нормируется.

Установка электродвигателей на чердаках допускается при условии размещения их над нежилыми помещениями и при соблюдении противопожарных и санитарных норм.

Пусковые аппараты и щиты открытого или защищенного исполнения должны быть установлены в отдельных помещениях со стенами, перекрытиями и полом из несгораемых материалов или в шкафах, выполненных из несгораемых материалов и удаленных от горючих элементов здания на расстояние не менее 0,5 м. Вблизи электродвигателей должен быть установлен отключающий аппарат для обеспечения возможности их безопасного ремонта.

Электродвигатели насосов, вентиляторов, лифтов, а также защитные и пусковые аппараты для них должны быть доступны только для обслуживающего персонала. Исключением являются кнопки управления пожарными насосами и вентиляторами, которые могут быть установлены в местах, необходимых по условиям эксплуатации. Эти кнопки должны быть снабжены соответствующими надписями.

Выключатели в квартирах и общежитиях рекомендуется устанавливать со стороны дверной ручки на высоте до 1 м. Разрешается установка выключателей под потолком, управляемых с помощью шнура.

Выключатели общего освещения в помещениях общественных зданий рекомендуется устанавливать на высоте до 1,5 м от пола.

В школах и детских дошкольных учреждениях в помещениях для пребывания детей выключатели и розетки должны устанавливаться на высоте 1,8 м от пола.

В силовой сети предприятий общественного питания и торговли розетки следует, как правило, устанавливать на высоте 1,3 м, а пусковые аппараты – на высоте 1,2–1,6 м от пола.

Высота установки осветительных и силовых розеток в других общественных зданиях и помещениях выбирается удобной для присоединения к ним электрических приборов в зависимости от назначения помещений и оформления интерьеров, но, как правило, не выше чем на 1 м от пола.

В кабинетах и лабораториях школ розетки на столах учеников, а также лабораторные щитки должны быть подключены через аппарат управления, установленный на столе преподавателя. Линии питания розеток следует подключать через разделительный трансформатор или защищать устройством защитного отключения на ток до 30 мА.

В классных помещениях, учебных комнатах, кабинетах и лабораториях для подключения проекционных аппаратов следует устанавливать три розетки: одну у классной доски, другую на противоположной от доски стене помещения и третью на стене, противоположной оконным проемам.

Розетки для подключения уборочных механизмов должны устанавливаться в торговых залах магазинов, обеденных залах, актовых и спортивных залах, конференц-залах, вестибюлях, холлах, коридорах и других помещениях, в которых необходима механизированная уборка.

Розетки следует устанавливать на расстоянии, обеспечивающем возможность использования уборочных механизмов с питающим проводником длиной до 15 м.

Розетки для подключения электроприборов в магазинах следует устанавливать в гладильных мастерских, расфасовочных, а также в торговых залах для проверки электро- и радиотоваров.

В мастерских ремонта бытовых электроприборов, теле- и радиоаппаратуры следует предусматривать устройства для подключения указанных электроприемников к однофазной сети напряжением 220, 127 В.

Установка розеток в кладовых не допускается, за исключением кладовых и помещений для подготовки товаров к продаже (кроме помещений с токопроводящими полами), в которых допускается установка на несгораемых основаниях трехполюсных силовых розеток с защитными контактами для питания электроэнергией средств механизации.

Розетки в сети аварийного освещения устанавливать не допускается.

Розетки для присоединения переносных светильников следует предусматривать в помещениях, имеющих технологическое оборудование, для ремонта которого недостаточно общего освещения.

Напряжение до 50В для переносного освещения должно применяться в помещениях светокопировальных, мастерских по обработке металла и древесины, на стоянках электрокар с зарядкой и ремонтом аккумуляторов, в механических сушильно-гладильных отделениях, холодильных станциях, электрощитовых, тепловых пунктах, бойлерных, насосных, машинных отделениях лифтов, технических этажах, в помещениях для оборудования вентиляции и кондиционирования воздуха.

Напряжение 12 В для переносного освещения должно применяться в отделениях механической стирки и приготовления раствора и других помещениях с мокрыми технологическими процессами.

В мастерских металлообработки и других помещениях, в которых возможны замена и перестановка станков, силовую распределительную сеть разрешается выполнять с помощью распределительных шинопроводов.

Для сетей освещения экспозиций в выставочных и демонстрационных залах, а также сетей акцентирующего освещения в торговых залах разрешается использование осветительных шинопроводов, в которых обеспечивается разрыв цепи ответвления до момента извлечения штепсельного устройства из оболочки шинопровода.

Длина проводов ответвлений от групповых линий к электроустановочным изделиям и к светильникам должна приниматься равной:

– для закладных коробок под розетки и к выключателям – 50 мм плюс глубина коробки;

– для светильников с лампами накаливания – 100 мм от потолка;

– для светильников с люминесцентными лампами – 150 мм от потолка (независимо от наличия закладной коробки);

– для электроустановочных изделий открытого монтажа – 150 мм.

Контрольные вопросы и задания

1. Когда устанавливают коммутационные аппараты на РУВН и какие?

2. Что такое РУНН?

3. Состав оборудования цеховой подстанции?

4. Какое оборудование содержится в шкафах ШЛ?

5. Как подключается шинопровод к ячейке РУНН?

6. Что такое СИП 1?

7. В чем преимущества СИП?

8. Можно ли прокладывать СИП по конструкциям?

9. Чем кабель отличается от СИП?

10. Сколько кабелей можно проложить в одной траншее?

11. Можно ли прокладывать в одной траншее взаиморезервирующие кабели?

12. Для какого количества кабелей используется кабельный туннель?

13. Когда используется прокладка кабелей в блоках?

14. Что такое ГНБ?

15. В чем преимущество шинопроводов при канализации электроэнергии?

16. Какие виды шинопроводов вы знаете?

17. Можно ли применять шинопроводы в пожароопасных помещениях?

18. Какие коммутационно –защитные аппараты низкого напряжения вы знаете?

19. Какую характеристику автомата можно определить по его времятоковой характеристике?

20. Как делятся предохранители по способу гашения дуги?

21. В чем функция УЗО?

22. Для чего нужен магнитный пускатель?

23. Как запитываются электроустановки помещений общественного назначения, встроенных в жилые дома?

24. Когда применяются радиальные схемы электроснабжения?

25. Можно ли совместно запитать по магистрали холодильное и технологическое оборудование?

26. Какая неравномерность загрузки фаз питающих линий освещения допустима?

27. Можно ли устанавливать розетки в сети аварийного освещения?

К оглавлению

9. Особенности проектирования осветительных и троллейных сетей

Проектирование осветительных и троллейных сетей имеет свои особенности в первую очередь за счет значительной протяженности этих сетей. Поэтому зачастую определяющим фактором при выборе сечения линий являются потери напряжения. Кроме того, осветительный сети обычно строятся по магистральной схеме. При проектировании троллейных сетей обязательно учитывают пиковые токи, поскольку режим работы троллеев – повторно-кратковременный с частыми пусками и остановами двигателей.

9.1. Троллейные сети

Питание мостовых кранов и кран-балок осуществляется с помощью металлических троллей проложенных вдоль подкрановой балки на изолированных кронштейнах. Троллеи мостового крана – это жесткие или гибкие токоподводы, широко распространенные на подъемно-транспортном оборудовании. Для подачи питания к крановому механизму по троллейному принципу применяется токоподвод из стального профиля различной формы, в качестве альтернативы возможна установка рельс. Общие описания и условия применения приведены в ГОСТ Р 24752-81 «Шинопроводы троллейные напряжением до 1000В».

Жесткие троллеи кранов выполняют из уголка, швеллера, двутавра или полосы. Наиболее распространены крановые троллеи из равнобокого стального уголка с размерами 32×3, 40×4, 50×5, 63×6, 75×8. Размер уголка подбирается исходя из максимального тока и потери напряжения на троллеях.

Троллейный шинопровод – закрытая цепь, которая может устанавливаться как в помещении, так и на открытом воздухе.

Рис. 9.1. Троллеи кранов

Разработаны и успешно используются бесконтактные троллейные шинопроводы. Электроэнергия передается потребителю за счет эффекта электромагнитной индукции, возникающего в так называемом «открытом» трансформаторе. Троллейные бесконтактные шинопроводы, проложенные в полу, используются, например, для питания приводов роботизированных тележек. Отсутствуют траверсы, привязывающие мобильного потребителя к троллеям. Возрастает электробезопасность эксплуатации подвижных механизмов.

Питание троллеев может осуществляться либо отдельными линиями от подстанционного щита, либо от ближайшего цехового распределительного пункта, либо, наконец, путем ответвлений от магистральных шинопроводов. Наибольшее распространение имеет питание троллейных линий от цеховых распределительных пунктов и магистралей – шинопроводов.

Рис. 9.2. Характерные схемы питания троллейных линий:

а) из одного места в одну точку на линии; б) то же, но с индукционной подпиткой алюминиевой лентой;

в) то же, но с безындукционной подпиткой; г) из двух или более мест в соответствующее число точек на линии;

1 – питающий фидер, 2 – аппарат управления, 3 – троллейная линия; 4 – подпитка кабелем или проводом; 5 – подпитка алюминиевой лентой; 6 – изолирующая вставка

Расчет троллейных линий.

Двигатели кранов работают в повторно-кратковременном режиме с низким коэффициентом использования. Расчет сводится к выбору размеров угловой стали, удовлетворяющих условиям нагрева и допустимой потере напряжения.

р_10

Рис. 9.3. Коэффициенты спроса для крановых установок:

1 – весьма тяжелый режим работы; 2 – тяжелый режим работы; 3 – средний режим работы;

4 – легкий режим работы; 5 – особо легкий режим работы

Первое условие проверяется для тока активной тридцатиминутной нагрузки по допустимому току для данного профиля.

, (9.1)

где ‒ потребляемая мощность, определяемая по номинальной мощности и к.п.д. h, равна:

(9.2)

‒ коэффициент спроса, определяемый в зависимости от режима работы крана и эффективного числа электродвигателей.

Выбранный размер угловой стали проверяется на допустимую потерю напряжения:

(9.3)

где m – удельная потеря напряжения, l – расстояние от точки присоединения питающей линии до конца троллеев,

‒ пусковой ток (пиковый).

Пиковый ток определяется как

, (9.4)

где ‒ номинальный ток двигателя с наибольшим пусковым током;

‒ кратность пуска;

‒ расчетный ток троллея;

‒ коэффициент использования двигателя с наибольшим пусковым током.

Пример расчета троллеев

Выбрать троллеи из угловой стали для двух мостовых кранов с пролетом 65 м со средним режимом работы, оборудованных двигателями с U = 380 В. h = 0,9, с характеристиками указанными в табл. 9.1

Таблица 9.1

Исходные данные

Электродвигатели механизмов	1-й кран				2-й кран
Электродвигатели механизмов	Р, кВт	I, A	ПВ,%		Р, кВт	I, A	ПВ,%	K
Подъема	30	60/75	40/25	2	20	40/50	40/25	2
Тележки	5	10	25	–	3	6	25	–
Моста	17	34	25	–	10	20	25	–
Всего	52	119	-	–	33	76	–	–

Примечание: В числителе – величина тока при ПВ=40%, в знаменателе – при ПВ=25%

Решение. Определяем установленную мощность и ток на двух кранах:

кВт.

Потребляемая мощность

Суммарный ток

Определяем эффективное число электродвигателей

По кривым рис. 9.3 для при среднем режиме работы кранов находим коэффициент спроса 0,4. Принимаем для крановых двигателей cosj = 0,45. При этом tgj = 1,98.

Определяем тридцатиминутный и пиковый токи

По таблице допустимых токов приложения П9.1 для тридцати минутного тока 125 А и П 9.2 для пикового тока 245 А подбираем угловую сталь 50×50×5 с коэффициентом удельных потерь напряжения m = 0,16%, тогда потери напряжения при длине троллеев 65 м

Это больше допустимого, поэтому необходимо обеспечить подпитку либо изменить схему питания.

Расчет системы подпиток для троллейных линий

При больших длинах троллейных линий и пиковых токах для снижения потери напряжения применяют секционирование линий или систему подпиток. Подпитку можно выполнить

• кабелем или проводом в трубах в виде шлейфов;

• алюминиевой лентой, прокладываемой параллельно троллеям непосредственноь по держателям.

При первом способе шаг подпитки равен расстоянию между точками присоединения подпитки к троллеям. Такая система подпитки является безындукционной.

При втором способе шаг подпитки равен расстоянию между конструкциями для крепления троллеев. Такая система подпитки является индукционной, так как между троллеями и подпитками возникает взаимоиндукция.

Технико-экономическими расчетами установлено, что при индукционной подпитке лентой расход алюминия будет примерно на 25% больше, однако по капитальным затратам и простоте выполнения монтажных работ этот вариант имеет значительные преимущества и поэтому больше применяется.

При расчете определяется минимальное сечение алюминиевой ленты, при котором потеря напряжения в троллейной линии не превысит допустимой величины. Для этого, определяем максимальную пиковую величину тока в троллее, которая может быть допущена исходя из располагаемой потери напряжения:

, (9.5)

где ‒ допустимая потеря напряжения в троллейной линии,

‒ то же на 1 км линии,

‒ длина троллейной линии от точки питания до наиболее удаленного конца.

Пиковый ток подпитки в ленте:

(9.6)

Наивыгоднейшее соотношение токов:

, (9.7)

где ‒ ток подпитки в троллее,

‒ ток подпитки в ленте.

Значения потери напряжения на 1 км троллейной линии, сопротивлений троллеев и подпиточной ленты а также наивыгоднейшие соотношения токов троллея и ленты приведены в табл. 9.2.

Таблица 9.2

Параметры подпитки для троллеев при расстоянии между фазами 250 мм

Параметры троллеев					Параметры подпитки
Размер уголка	r_т Ом	x_т Ом	z_т Ом	ΔU_т Ом/(А км)	Способ подпитки	размеры	r_л Ом	x_л Ом	z_л Ом	γ
50×50×5	1,65	1,263	2,08	3,32	Алюминиевая лента	20×3	0,513	0,277	0,583	0,280
						30×3	0,342	0,253	0,425	0,204
						403×	0,256	0,237	0,348	0,167
						50×3	0,205	0,225	0,320	0,154
						60×4	0,128	0,213	0,248	0,119
						80×5	0,077	0,195	0,210	0,101

9.2. Проектирование осветительных сетей

Проектирование осветительной установки производится в следующей последовательности: установление величины нормируемой освещенности, коэффициента запаса и системы освещения, выбор типа и размещения светильников, расчет мощности осветительной установки и мощности применяемого источника света, поверочный расчет на минимальную освещенность.

Электрическая часть проекта включает: определение расчетных нагрузок освещения, выбор схемы питания осветительной установки, выбор рационального напряжения, выбор сечения и марки проводов, выбор способов прокладки сети.

Особенностью проектирования осветительных установок является наличие большого числа вариантов использования различного рода светильников и источников света разных типов и мощностей при различных схемах размещения светильников, что затрудняет выбор наивыгоднейшего варианта.

Для осветительных сетей применяются следующие системы напряжения переменного тока:

660/380 В с заземленной нейтралью. Используется для питания общего освещения в производственных помещениях, где эта система напряжения принята для силовых электроприемников;

б) 380/220 В с заземленной нейтралью. Наиболее широко используется для промышленных предприятий, общественных и жилых зданий;

в) 220/127 В с заземленной нейтралью и 3 ´ 220 В без нейтрали – используется на некоторых существующих производственных предприятиях и в общественных зданиях. При реконструкции объектов или их электроустановок рекомендуется переходить на систему 380/220 В;

г) 42 В и 12 В для сетей малого напряжения – однофазные и трехфазные сети.

Для осветительных сетей применяются системы постоянного тока напряжением 220, 127, 110, 40, 12 В.

Напряжение 380 В переменного тока может применяться для общего освещения:

а) для светильников и щелевых световодов разрядными лампами высокого давления, питаемых комплектно с ПРА напряжением 380 В (например, металлогалогенные лампы типа ДРИ, ДРИЗ мощностью 250 Вт и более); должны устанавливаться на высоте не менее 2,5 м от пола;

б) для светильников с люминесцентными лампами, имеющих электрические схемы для напряжения 380 В (например, с последовательным соединением ламп, с многофазными ПРА);

в) для многоламповых светильников, лампы которых по условиям эксплуатации разбиваются на несколько включений.

Напряжение 220 В допускается применять для светильников общего освещения без ограничения их конструкций и высоты установки в следующих случаях:

а) в помещениях без повышенной опасности;

б) в электропомещениях;

в) для светильников, обслуживаемых с площадок, доступных только квалифицированному персоналу;

г) для светильников в лифтовых шахтах.

В помещениях с повышенной опасностью и особо опасных при установке светильников на высоте менее 2,5 м от пола должны применяться преимущественно светильники на напряжение не выше 42 В, также для освещения встроенного в электрические щиты, шкафы, камеры распределительных устройств, технологические бункера и прочее оборудование – напряжение не выше 42 В.

Светильники с люминесцентными лампами при напряжении до 220 В допускается применять для местного освещения во всех помещениях за исключением сырых, особо сырых, жарких и с химически активной средой.

Зачастую основным критерием выбора сечения проводников осветительных сетей является выполнение норм по потере напряжения.

При расчете потери напряжения должны выполняться следующие требования:

а) снижение напряжения у наиболее удаленных ламп (для разрядных ламп у ПРА) должно быть не более 5% номинального напряжения ламп;

б) наибольшее напряжение у ламп (или ПРА), как правило, не должно быть больше 105% номинального напряжения ламп;

в) в послеаварийных режимах работы осветительных сетей допускается снижение напряжения у ламп (или ПРА) не более, чем на 10% и повышение не более, чем на 10% от номинального напряжения ламп;

г) в сетях напряжением не выше 40 В допускается потеря напряжения до 10%, считая от выводов низшего напряжения источника питания.

При системе напряжения для силовых и осветительных сетей 380/220 В с заземленной нейтралью питание силовых и осветительных электроприемников должно производиться от общих трансформаторов. Применение отдельных осветительных трансформаторов допускается:

а) в случаях невозможности обеспечить при питании освещения от силовых трансформаторов требований по предельному размаху напряжения;

б) при большой плотности осветительной нагрузки, когда может быть экономически оправдано применение для питания освещения самостоятельных трансформаторов.

Выбор схем соединений обмоток трансформаторов, используемых для совместного питания силовых и осветительных электроприемников, должен выполняться в соответствии со следующими указаниями:

а) если нагрузка на трансформатор от разрядных ламп (включая потери в ПРА) превышает 25% его номинальной мощности, должны применяться трансформаторы со схемой соединений обмоток «треугольник – звезда с нулем»;

б) если нагрузка на трансформатор от разрядных ламп (включая потери в ПРА) меньше 25% его номинальной мощности, может применяться трансформатор со схемой соединений обмоток «звезда – звезда с нулем».

Установленная мощность освещения определяется как сумма следующих составляющих:

а) мощность стационарных светильников, непосредственно или через ПРА, включенных на сетевое напряжение;

б) потери в ПРА для разрядных ламп, принимаемые в процентах мощности ламп:

20 – для люминесцентных ламп;

10 – для разрядных ламп высокого давления (типов ДРЛ, ДРИ, ДРИЗ. ДНаТ) мощностью до 250 Вт;

5 – мощностью 400 Вт и более.

Коэффициент спроса для расчета групповой сети рабочего освещения, освещения безопасности и эвакуационного принимается равным 1, коэффициенты спроса для различных типов помещений принимаются:

1 – для небольших производственных зданий:

1 – для линий, питающих отдельные групповые щитки;

0,95 – для производственных зданий, состоящих из отдельных крупных помещений;

0,95 – для производственных зданий, состоящих из многих отдельных помещений;

0,8 – для административно-бытовых, инженерно-лабораторных и аналогичных корпусов;

0,6 – для складских зданий, состоящих из многих отдельных помещений.

Защита осветительных сетей должна осуществляться автоматическими выключателями (автоматами) или плавкими предохранителями.

Автоматы, используемые для защиты осветительных сетей, должны иметь обратно зависимые от тока характеристики расцепителя (у которых с возрастанием тока время отключения уменьшается); комбинированные (тепловые и электромагнитные) регулируемые и нерегулируемые; тепловые нерегулируемые.

Автоматы с комбинированными регулируемыми расцепителями, используются преимущественно для щитов низкого напряжения ТП. Автоматы, имеющие только электромагнитный, мгновенно действующий расцепитель, для осветительных сетей применять не следует.

Номинальные токи уставок автоматов и плавких вставок предохранителей следует выбирать по возможности минимальными по расчетным токам защищаемых участков сети.

При выборе номинальных токов уставок аппаратов защиты следует обеспечивать селективность защиты, для чего рекомендуется, чтобы каждый ближайший к источнику питания аппарат защиты имел номинальный ток уставки на 2 ступени выше, чем предшествующий ему со стороны потребителей аппарат.

Допускается минимальная разница на одну ступень. Данное указание не относится к вводным автоматам групповых щитков, комбинированные расцепители которых следует выбирать на наибольший для данного типа аппарата ток в целях повышения устойчивости автомата к токам короткого замыкания и которые не предназначаются служить аппаратами защиты.

Аппараты защиты должны устанавливаться в следующих пунктах осветительной сети:

а) в местах присоединения сети к источникам питания (распределительные щиты ТП, распределительные пункты, силовые магистрали и др.,);

б) на входах в здания;

в) на групповых щитках (в начале групповых линий);

г) в местах уменьшения сечений проводников по направлению к потребителям энергии;

д) со стороны высшего и низшего напряжения понижающих трансформаторов 12–42 В.

Аппараты защиты (расцепители автоматов и плавкие предохранители) в сетях переменного и постоянного тока должны устанавливаться в цепях всех незаземленных проводников.

Установка аппаратов защиты в нулевых заземленных проводниках запрещается за исключением нулевых проводников однофазных двухпроводных групповых линий, питающих светильники во взрывоопасных зонах класса В-1. Для таких линий установка аппарата защиты в нулевом заземленном проводнике является обязательной. (ПУЭ-7 П.3.1.14–3.1.19. Места установки аппаратов защиты)

Для прокладки осветительных сетей используются стальные и пластмассовые трубы.

Следует строго ограничивать применение электропроводок в стальных трубах и предусматривать их, как правило, лишь в помещениях со взрывоопасными зонами классов В-I и В-II и за подвесными потолками из горючих материалов.

Для прокладки в трубах следует, как правило, применять одножильные провода. Пластмассовые трубы применяются: трудносгораемые не пластифицируемые (жесткие) поливинилхлоридные (ПВХ); сгораемые полиэтиленовые (ПЭ) и полипропиленовые (ПП). Для открытой прокладки могут использоваться только ПВХ трубы, для скрытой ПВХ, ПЭ и ПП трубы.

Рис. 9.4. Прокладка осветительных сете й в трубах

Электропроводку за подвесными и подшивными потолками из несгораемых и трудно сгораемых материалов следует выполнять в ПВХ трубах (рис. 9.5), из сгораемых материалов – в стальных трубах.

Электропроводка за подвесными потолками из несгораемых и трудносгораемых материалов может выполняться также открыто кабелями, прокладываемыми за подвесным потолком, при условии возможности их замены.

Рис. 9.5. Прокладка сетей в трубах за подвесным потолком

Линии освещения безопасности или эвакуационного освещения допускается прокладывать как независимо от линий рабочего освещения (по строительным основаниям, на тросах и т.п.), так и следующими способами:

а) по внешней поверхности корпусов осветительных шинопроводов рабочего освещения;

б) в одном с проводами рабочего освещения коробе для установки светильников с люминесцентными лампами при условии невозможности соприкосновения проводников рабочего освещения и освещения безопасности (эвакуационного);

в) совместно с проводами рабочего освещения в корпусах светильников с люминесцентными лампами, если таковые предназначены для прокладки питающих проводов и при условии невозможности соприкосновения проводников рабочего освещения и освещения безопасности (эвакуационного);

г) на общих с проводниками рабочего освещения тросах или струнах с расстоянием в свету между проводниками рабочего освещения и освещения безопасности (эвакуационного) не менее 20 мм.

В случаях, указанных в подпунктах «б» – «г» кабели и провода должны иметь изоляцию на напряжение не ниже 660 В.

Компоновка осветительной сети. Сети электрического освещения подразделяются следующим образом.

Питающая осветительная сеть – от распределительного устройства подстанции или ответвления от воздушных линий электропередачи до вводного устройства (ВУ), вводно-распределительного устройства (ВРУ), главного распределительного щита (ГРЩ).

Распределительная сеть – от ВУ, ВРУ, ГРЩ до распределительных пунктов, щитков и пунктов питания освещения.

Групповая сеть – от щитков до светильников, штепсельных розеток и других электроприемников.

Основным звеном в компоновке осветительной сети является групповой щиток – место стыка питающей и групповой сети. С выбора расположения щитков обычно и начинается проектирование сети. Групповые сети выполняются на токи до 63 А, питающие сети, как правило имеют нагрузку не более 320 А. В больших помещениях, светильники которых разбиваются на несколько групп, целесообразно сосредотачивать выключающую аппаратуру на щитке. Почти во всех современных крупных цехах предусматриваются щитки с выключателями или рубильниками.

Рис. 9.6. Принципиальная схема осветительной сети

Питающая сеть выполняется пяти проводной, а групповая сеть может иметь от пяти до двух проводников, при этом каждая группа выполняется двухпроводной.

В производственных зданиях с несколькими встроенными КТП применяются схемы перекрестного питания рабочего освещения и АО (ЭО), при которых рабочее освещение одних участков здания питается от одной КТП, а АО (ЭО) – от другой, трансформатор которой не используется для питания рабочего освещения.

Рис. 9.7. Схемы питания рабочего и аварийного освещения от КТП:

а) – от двух однотрансформаторных КТП; б) – от одной двухтрансформаторной КТП;
1 – КТП; 2 – магистральный щиток (пункт); 3 – групповой щиток рабочего освещения;
4 – групповой щиток аварийного освещения; 5 – линия питающей сети рабочего освещения;
6 – линия питающей сети аварийного освещения; 7 – питание рабочего освещения других участков здания или силовых потребителей

Щитки с выключателями следует располагать так, чтобы лицо, оперирующее у щитка, видело светильники, которые оно включает, и, по возможности, вблизи одного из входов в помещение. Выбор щитков с выключателями не исключает подсоединения к ним групп, имеющих местные выключатели.

Щитки с однофазными группами обычно имеют радиус действия не более 20–30 м; щитки с трехфазными группами могут иметь радиус действия до 60–80 м. ЩО могут подразделяться по различным признакам:

– по исполнению корпуса: встраиваемый в стену и настенного исполнения;

– материалу корпуса: металлический либо пластик;

– степени защиты корпуса от пыли и влаги (IP);

– количеству отходящих групп.

Производителю применяемого при сборке ЩО оборудования: ABB, Schneider Electric, Legrand, Moeller, EATON, SIEMENS, DEKraft, IEK, КЭАЗ, EKF и пр.

Для полного отключения щита от электроэнергии на вводе ставится вводной автомат. На отходящих линиях к осветительному оборудованию и розеточным цепям установлены автоматические выключатели и автоматы дифференциального типа. Учитывая, что управлять щитом освещения могут не только специально обученные люди, он дополнительно оснащается защитными элементами конструкции, которые предотвращают доступ руки к токоведущим линиям.

Рис. 9.8. Осветительный щиток

Обычно стремятся в пределах одного щитка иметь возможно равномерную нагрузку групп, причем при маломощных лампах проектируются 6–10-амперные группы), а при мощных лампах 10–15-амперные группы. Ток групп не превышает 15 А.

Групповые линии проектируются однофазные или трехфазные (реже – двухфазные). Если сечение однофазной группы получается не более 2,5–4 кв. мм, то вопрос о замене ее трехфазной группой обычно не возникает. Наоборот, когда число и мощность светильников, к которым по общей трассе подается питание, таковы, что сила тока однофазной группы превысила бы 15 А, или ее сечение оказалось бы более 2,5–4 кв. мм, целесообразен переход к трех- или двухфазной группе. Обычно такие группы применяются в больших производственных помещениях с мощными (начиная, примерно, от 300 Вт) лампами. Однако и в других случаях, когда по общей трассе прокладывается несколько групп, их нулевые провода часто объединяются, в результате чего получается, по существу, та же трехфазная группа.

Групповая сеть предназначена для непосредственного подключения светильников внутреннего освещения и штепсельних розеток.

Групповые сети выполняют также осветительными шинопроводами: двухпроводными (фаза — нуль) ШОС2-25, ШОС80 и четырехпроводными (три фазы — нуль) ШОС4-25. если нагрузка их не менее 50% номинального тока шинопровода. Шинопроводы используют в помещениях любого назначения с нормальной средой, кроме особо сырых, при расположении светильников рядами.

Питание групповых сетей осуществляют также от групповых пунктов, в качестве которых используют серию пунктов ПР (ПОР) 8513, заменяющую серию осветительных ящиков (ЯОУ8500, Я В, Я Р). Для групповых сетей находят применение щитки типов ОП. ОШ, ОШВ. УОШВ. Щитки рассчитаны на напряжение 380/220 В, укомплектованы однополюсными автоматическими выключателями; ток расцепителей одинаков для всех автоматических выключателей одного щитка.

На рисунке 9.8. показано подключение к сети многофазных групп (а) и распределение по фазам светильников в многофазной группе (б).

а) б)

Рис. 9.9. Схемы групповых линий:

а) при трехфазной системе с нулевым проводом:
1 — двухпроводная; 2 — двухпроводная для взрывоопасных помещений класса В-1;
3 — трехпроводная; 4 — четырехпроводная, защищаемая однополюсными автоматическими выключателями;
5 — четырехпроводная, защищаемая трехполюсным автоматическим выключателем;

б) варианты распределения по фазам

Верхний вариант (АВССВА) оптимален с точки зрения потерь напряжения в линии, так как «центры тяжести» нагрузок всех фаз в этом случае совпадают, но этот вариант не является лучшим в отношении ослабления пульсаций освещенности и, кроме того, в случае отключения одной-двух фаз создается случайное распределение освещенности вдоль линий.

Средний вариант (АВСАВС) применяют наиболее часто, так как он лишен недостатков верхнего варианта.

Особенно актуально распределение по фазам (расфазировка) для одноламповых светильников с разрядными лампами высокого давления (ДРЛ, ДРИ, ДНаТ). Подключение по схеме с расщепленной фазой для них является неактуальным. Применение РЛВД с электронными ПРА не приводит к существенному снижению К_п (коэффициента пульсации светового потока) ввиду относительно низкой частоты выходного тока (порядка 135 Гц), ограниченной физическими особенностями работы горелок ламп. Наиболее распространенный способ снижения Кп для РЛВД в осветительных установках с трехфазными групповыми линиями – так называемая расфазировка – поочередное присоединение светильников к разным фазам сети. Максимальное снижение К_п достигается при установке в одной точке двух или трех светильников, питаемых от разных фаз (табл. 9.3).

Таблица 9.3

Значения коэффициента пульсаций для источников света, установленных
в одной точке и подключенных к 1, 2 или 3 фазам

Тип источника света	Коэффициент пульсации, %
Тип источника света	1 фаза	2 фазы	3 фазы
Лампа накаливания	10…15	6…8	1
Люминесцентные лампы с ЭмПРА: ЛБ (цветность 640) ЛД (цветность 765)	– 34 55	– 14,4 23,3	– 3 5
Дуговые ртутные лампы (ДРЛ)	58	28	2
Металлогалогенные лампы (ДРИ)	37	18	2
Натриевые лампы высокого давления (ДНаТ)	77	37,7	9

Для групповых осветительных сетей производственных помещений, использующих разрядные лампы высокого давления (ДРЛ, ДРИ, ДРИЗ, ДНаТ), при групповой компенсации реактивной мощности трехфазными конденсаторами, присоединенными к групповым линиям, применяют распределительные пункты серии ПР41, рассчитанные на напряжение 380/220 В. Пункт ПР41 для напольной установки рассчитан на четыре трехфазные групповые линии, в нем установлено четыре трехфазных конденсатора мощностью по 18 квар. К пунктам допускается присоединение питающих проводов сечением от 10 до 2 × 120 мм² и отходящих от 1,5 до 25 м².

Выбор сечений осветительных сетей принципиально отличается от выбора сечений силовых сетей. Суть в том, что определяющим для выбора сечений силовой сети является расчетная нагрузка на основе условия I_р ≥ I_доп, для осветительных сетей определяющим сечение является расчет по потере напряжения. Это связано с большой протяженностью сетей при небольшой их мощности и напряжением осветительной сети ниже напряжения силового электрооборудования. При этом методика выбора сечений осветительной сети также принципиально отличается от методики проверки сечения силовой сети по потере напряжения. Если при расчете силовой сети располагаемая потеря напряжения распределяется по участкам сети произвольно, то при проектировании осветительной сети потери напряжения по участкам получаются в результате расчета, в соответствии с которым расход проводникового материала оказывается минимальным.

Основная проблема расчета осветительной сети, имеющей разветвление – ϶ᴛᴏ распределение между участками допустимых или располагаемых потерь напряжения так, чтобы получилась оптимальная сеть. Распределение потерь напряжения по звеньям сети обеспечивающее минимальное значение приведенных затрат будет в сети, где расход проводникового материала минимален.

Для расчета сети на наименьший расход проводникового материала используется формула:

, (9.7)

где F – сечение рассчитываемого участка, мм²; SМ – сумма моментов рассчитываемого и всех последующих участков с тем же числом проводов, как у рассчитываемого, кВт×м; Sam – сумма моментов всех ответвлений рассчитываемого участка, но с числом проводов, отличным от числа проводов в рассчитываемом участке, кВт×м; a – коэффициент приведения моментов, определяемый из табл. 9.4; с – коэффициент, зависящий от системы сети, напряжения сети и материала проводов (табл. 9.5; DU – величина располагаемой потери напряжения в процентах номинального напряжения).

Таблица 9.4

Значения коэффициента с

Номинальное напряжение сети, В	Система сети и род тока	Значение коэффициента с
Номинальное напряжение сети, В	Система сети и род тока	Медные провода	Алюминиевые провода
380/220	Трехфазная с нулевым проводом	77	46
380/220	Двухфазная с нулевым проводом	34	20
220	Двухпроводная переменного или постоянного тока	12,8	7,7
220/127	Трехфазная с нулевым проводом	25,6	15,5
220/127	Двухфазная с нулевым проводом	11,4	6,9
127	Двухпроводная переменного или постоянного тока	4,3	2,6
127	Трехфазная	8,6	5,2
110	Двухпроводная переменного или постоянного тока	3,2	1,9
36	То же	0,34	0,21
24	То же	0,153	0,092
12	То же	0,038	0,023

Таблица 9.5

Коэффициенты приведения моментов

Линия	Ответвление	Значение коэффициента a
Трехфазная с нулем	Однофазное	1,83
То же	Двухфазное с нулем	1,37
Двухфазная с нулем	Однофазное	1,33
Трехфазная	Двухфазное	1,15

Пользуясь приведенным уравнением, вначале определяют сечение головного участка. Округляя рассчитанное сечение до ближайшего большего по стандарту, определяют фактическую потерю напряжения на головном участке по величине момента нагрузки для головного участка, т.е. произведение суммарной нагрузки на длину головного участка. Сечения последующих участков и всех ответвлений определяют в той же последовательности, но в каждом случае расчет ведут по величине располагаемой потери напряжения за вычетом потери напряжения на всех участках сети, предшествующих рассчитываемому, что обеспечивает такое распределение потерь напряжения по отдельным участкам, при котором суммарный расход проводникового материала во всей сети становится минимальным.

Сечения, выбранные по потере напряжения с достаточной механической прочностью проверяются по расчетному току нагрузки, так же как при расчете силовой сети, далее выполняется проверка на термическую стойкость к токам КЗ, когда это предусмотрено ПУЭ.

Пример 1

Выбрать сечения участков осветительной сети, схема которой представлена на рис. 9.10.

Рис. 9.10. Расчетная схема

Определить момент нагрузки для групповой сети электроосвещения и выбрать сечение проводов, при условии, что допустимая потеря напряжения для группового щитка ЩО равна 2,5%.

Решение. Определим момент нагрузки

;

=105 кВт м.

Определим сечение провода по формуле 9.7

Ближайшее большее стандартное минимально возможное сечение провода 1,5 мм², следовательно для подключения ряда светильников удовлетворяет четырехжильный кабель сечением 4×1,5.

Пример 2

Пример расчета для рабочего освещения цеха. Определить сечения проводников 6-ти однофазных групп и трехфазной питающей линии. Мощность ОУ 6480 Вт.

Рис. 9.11. Схема размещения светильников цеха

Решение. Определяются моменты для всех участков сети:

𝑀_ИП−ЩО1 = 6480 ∙ 35 = 226,8 кВт∙м

Потери напряжения в кабеле, питающем ЩО-1если выбран медный кабель сечением 2,5 мм.кв.

Расстояние между светильниками 2,5 м.

Для первой группы механического отделения:

Δ𝑈_ИП−ЩО1= 226,8 /(77 ∙ 2,5) = 1,2 %.

Тогда для однофазных линий при условии, что от КТП до последнего светильника потери напряжения не должны превысить 5%, остается 5 – 1,2 =3,8%.

Определим моменты однофазных групп:

𝑚11 = 2,5·0,12·(1+2+3…+9)=13,5.

Тогда минимальное сечение однофазных групп

Но по конструктивным соображениям не допускается использования сечения осветительных сетей менее 1,5 мм.кв.

При выборе сечения 1,5 потеря напряжения 0,7%.

Контрольные вопросы изадания

1. Что такое «троллей»?

2. Конструкция троллейных линий

3. Особенности проектирования троллейных сетей

4. Точки подключения питания троллеев

5. Какие режимы работы троллеев различают?

6. Зачем нужна подпитка троллеев?

7. Какие существуют виды подпитки троллеев?

8. Как выбирается сечение троллейного шинопровода?

9. Как определить сечение подпиточной ленты?

10. В каких случаях используется осветительный шинопровод?

11. В чем отличие выбора сечения осветительной сети от выбора сечений силовой сети?

12. Какое минимальное сечение проводников осветительной сети?

13. Каким методом рассчитывают сечения осветительной сети?

14. По какой схеме запитываются светильники?

15. Сколько проводников может быть линии освещения?

16. Что такое питающая осветительная сеть?

17. К какой категории надежности относится аварийное освещение?

18. Можно ли прокладывать проводники рабочего освещения совместно с аварийным?

19. Как уменьшить коэффициент пульсации освещения для газоразрядных ламп типа ДРЛ?

20. Можно ли использовать газоразрядные лампы в аварийном освещении?

К оглавлению

10. Компенсация реактивной нагрузки

Для обеспечения стабильности электрической сети необходимо обеспечивать баланс между генерацией и потреблением как активной, так и реактивной мощности. Одним из ключевых показателей для сбалансированности активной мощности в любой момент времени является частота переменного тока, которая является общесетевой характеристикой. Кроме того, индикатором баланса реактивной мощности является уровень напряжения, который является локальным критерием и может значительно различаться для рассматриваемых точек нагрузки и уровней напряжения. В связи с этим, важно не только обеспечить общий баланс реактивной мощности в энергосистеме, но также в каждой точке нагрузки.

Полная мощность сети состоит из активной мощности, передаваемой на нагрузку, и реактивной мощности, которая требуется для создания электромагнитных полей электродвигателей и трансформаторов. Реактивная мощность оказывает негативное влияние на работу электрической сети и показатели качества электроэнергии.

Реактивный ток увеличивает нагрузку линий электропередачи, что вызывает необходимость увеличения сечения проводов и кабелей, и, следовательно, рост капитальных затрат на сооружение электрических сетей. Вместе с активной мощностью, реактивная мощность учитывается поставщиком электроэнергии и подлежит оплате по действующим тарифам, составляя значительную часть счета за потребленную энергию. Без использования устройств компенсации реактивной мощности потребитель переплачивает за нее 30–40% общей стоимости потребленной электроэнергии.

В зависимости от типа электрооборудования нагрузка делится на активную, индуктивную или емкостную, но чаще всего имеет активно-индуктивные свойства. Это означает, что из сети потребляется как активная, так и реактивная энергия.

Активная энергия преобразуется в полезные виды энергии, такие как механическая или тепловая.

Реактивная энергия не используется для выполнения полезной работы, но необходима для возникновения электромагнитных полей электродвигателей, трансформаторов, индукционных печей, сварочных трансформаторов, дросселей и осветительных приборов. Для оценки уровня потребления реактивной энергии используется коэффициент мощности cos φ, который отражает соотношение активной мощности Р к полной мощности S, потребляемой устройствами от электросети.

cosφ = P / S. (10.1)

На векторной диаграмме мощностей рис. 7.1 показана полная потребляемая из сети мощность до и после компенсации РМ.

Рис. 10.1. Векторная диаграмма полной мощности до и после компенсации

Допонительная нагрузка высоковольтных линий и трансформаторов реактивным током вызывает рост потерь активной и реактивной мощности, при этом снижается уровень напряжения в точке подключения потребителя. Повышенные значения реактивной мощности в сети вызывают искажения синусоидальности напряжения, дополнительные потери в сети, электрических машинах и трансформаторах, и, как следствие, снижение срока службы изоляции кабелей и другого оборудования.

Компенсация реактивной мощности предполагает снижение ее потребления за счет допонительной местной генерации с помощью источников реактивной мощности (рис. 10.1). Это позволяет практически полностью использовать полную мощность S, доступную из сети, для выполнение полезной работы. При этом значение Q₁ снижается до Q₂. Мощность устройства компенсации определяется как

, (10.2)

где tgj₁ – коэффициент мощности потребителя до установки компенсирующих устройств; tgj₂ – коэффициент мощности после установки компенсирующих устройств (желаемый или задаваемый энергосистемой коэффициент).

На практике коэффициент мощности после компенсации находится в пределах от 0,93 до 0,99.

10.1. Виды методов компенсации реактивной мощности

Единичная компенсация предпочтительна в случаях, когда необходимо компенсировать мощные нагрузки (свыше 20 кВт) и потребление мощности остается постоянным в течение продолжительного времени.

Групповая компенсация используется для компенсации нескольких индуктивных нагрузок, расположенных близко друг к другу и подключенных к одному распределительному устройству, которые компенсируются с помощью одной батареи конденсаторов.

компенс1

Рис. 10.2. Схемы компенсации:

единичной (а); групповой (б); централизованной (в)

На предприятиях с переменным графиком потребления реактивной мощности постоянное включение батарей конденсаторов нецелесообразно, так как это может приводить к недостаточной или избыточной компенсации. В таких случаях применяется централизованная компесация реактивной мощности с автоматизацией процесса за счет оборудования конденсаторной установки специальным контроллером и коммутационно-защитной аппаратурой. При изменении значения cos контроллер переключает ступени конденсаторов. Основное преимущество централизованной компенсации заключается в том, что мощность, подаваемая конденсаторами, соответствует текущему потреблению реактивной мощности в каждый момент времени, без перекомпенсации или недокомпенсации.

Использование систем компенсации реактивной мощности позволяет:

– снизить нагрузку ЛЭП, трансформаторов и РУ и, соответсвенно, сократить расходы на оплату электроэнергии и эксплуатацию оборудования, продлить его срок службы;

– увеличить пропускную способность трансформаторов или питающих кабелей без замены оборудрвания.

10.2. Потребители реактивной мощности и средства компенсации

Электропотребление промышленных предприятий характеризуется высоким уровнем потребления реактивной мощности, поскольку основную часть потребителей составляют синхронные и асинхронные электродвигатели станков, конвейеров, подъемных механизмов и т.д.

Рабочие характеристики электрических машин могут быть использованы для оценки влияния уровня их загрузки на коэффициент мощности (cos φ) и КПД. На рисунке 10.3 изображена рабочая характеристика асинхронного двигателя.

компенс2

Рис. 10.3. Рабочие характеристики асинхронного двигателя

При уменьшении нагрузки АД до 50% от номинальной, cos φ уменьшается с 0,85 до 0,73, а КПД снижается с 0,95 до 0,83. Существенное снижение значений cosφ и КПД наблюдается при уменьшении нагрузки на двигатель до 30–40%. Коэффициент мощности при этом изменяется в диапазоне 0,4–0,5, а КПД – 0,6–0,7. У синхронных двигателей это влияние проявляется еще более ярко.

В СП 256-1325800.2016 «Электроустановки жилых и общественных зданий правила проектирования и монтажа» отмечается, что для жилых и общественных зданий компенсация реактивной мощности обычно не требуется. Для местных и центральных тепловых пунктов, насосных станций, котельных и других устройств, обслуживающих здания (школы, детские сады, магазины, рестораны и прочее), компенсация реактивной мощности обычно не требуется при условии, что мощность компенсирующих устройств на каждом вводе не превышает 50 квар в нормальном режиме работы. Данное условие соответствует общей мощности указанных потребителей в 250 кВт.

Однако структура электрической нагрузки в жилищно-коммунальном хозяйстве и офисных зданиях претерпела значительные изменения и продолжает эволюционировать. В настоящее время, помимо освещения, где доля люминесцентных и компактных люминесцентных ламп значительно возросла, в структуре появились элементы централизованных систем вентиляции и кондиционирования, такие как мощности насосов холодильных агрегатов (чиллеров), компрессоров, вентиляторов, а также офисное оборудование, серверы и прочее.

В этой связи внедрение компенсации реактивной мощности на объектах потребителей является эффективным и несложным способом увеличения пропускной способности электрической сети.

При строительстве офисного здания собственник здания часто уделяет недостаточно внимания вопросам энергосбережения, так как расходы на оплату электроэнергии в конечном итоге производятся арендаторами. В отличие от бытового сектора, где сложно учитывать потребление энергии устройств, влияющих на косинус, в случае офисных зданий эта проблема становится более конкретной. Офисные здания и здания повышенной комфортности обычно оснащены централизованными системами вентиляции и кондиционирования, включающими в себя асинхронные двигатели компрессоров холодильных машин мощностью до 760 кВт (чиллеры) и асинхронные двигатели систем вентиляции, водоснабжения с cosφ от 0,7. Такие системы потребляют значительное количество энергии для работы двигателей и компрессоров.

Несмотря на то, что расчеты демонстрируют значительный экономический эффект от компенсации реактивной мощности при снижении затрат на электроэнергию, потребители не имеют стимула для установки компенсирующих устройств в системах центрального кондиционирования и вентиляции. Более того, при проектировании зданий часто не выделяется достаточно места для инженерных систем, что создает проблемы с размещением такого оборудования.

Учитывая высокую плотность коммунально-бытовой нагрузки, постоянное наличие в перетоках мощности системы реактивной составляющей вызывает значительные потери электроэнергии в распределительных сетях крупных городов. Эти потери требуют компенсации за счет дополнительных источников генерации. На сегодняшний день для обычного потребителя не установлены ограничения на использование реактивной энергии, и не ведется мониторинг потребления реактивной мощности в непромышленном секторе.

10.3. Средства компенсации реактивной мощности

В качестве устройств компенсации реактивной мощности применяются конденсаторные батареи, синхронные двигатели в режиме перевозбуждения и синхронные компенсаторы. Наиболее дешевым и широко используемым устройством являются батареи конденсаторов: на низком напряжении 0,4 кВ применяются установки типа УК, УКМ, КРМ, на более высоких уровнях напряжения 6,3 и 10,5 кВ – установки типа УКЛ(П)-56.

Конденсаторные батареи наилучшим выбором соответствуют требованиям энергосетей и потребителей, зарекомендовав себя как надежное и качественное оборудование, способное решать широкий спектр задач по компенсации реактивной мощности. Конструктивно БК могут иметь модульное или моноблочное исполнение. Моноблочные БК целесообразно применять в групповых сетях или для компенсации отдельных электроприемников и промпредприятий. Их мощность может достигать 200 квар.

Модульные конструкции установок применяются в групповых сетях электроснабжения крупных и средних предприятий.

Формируемые из модулей, которые могут быть заменены или дополнены, эти установки мощностью от 100 до 1200 квар позволяют изменять характеристики компенсации по усмотрению эксплуатационной службы.

Фильтро-компенсирующие установки предназначены для использования в электрических системах с большим количеством нелинейных нагрузок, источников высших гармоник. Параметры установок подбираются на основе многолетнего опыта практической эксплуатации. Так, тщательный подбор дросселей предотвращает возможное возникновение резонанса в системе и повреждение электрооборудования. ФКУ позволяют снизить уровень гармоник в электрической системе, повышая КПД силового трансформатора, асинхронных электродвигателей, а также пуско-регулирующего оборудования для осветительных приборов.

Конденсаторные установки без возможности регулирования используются для в сетях с постоянным потреблением реактивной мощности.

Регулируемые (автоматизированные конденсаторные установки) предназначены для работы на группу ЭП и управляются с помощью контакторов или тиристоров. Тиристорные конденсаторные установки являются наилучшим вариантом в случаях, когда требуется компенсация реактивной мощности нагрузки за короткий период времени. Они применяются в цехах с переменной нагрузкой, подъемно-транспортными механизмами, штамповочными установками, прессами и сварочными аппаратами.

Использование тиристорного регулирования позволяет значительно ускорить быстродействие конденсаторных установок благодаря отсутствию необходимости разряда конденсатора. Тиристор подключает установку в тот момент, когда напряжение в сети и на конденсаторе сравниваются, что происходит за время, не превышающее 20 мс. Кроме тогообеспечивается подключение конденсаторов без пусковых токов, что способствует увеличению срока их службы. При этом отсутствие движущихся механических контактов способствует увеличению срока эксплуатации. Защита тиристоров выполняется с помощью быстродействующих предохранителей, реагирующих на перегрузки, разрывая цепь до момента превышения тока через тиристоры критического уровня.

Синхронные двигатели, установленные в сети потребителя, могут быть использованы для компенсации реактивной мощности. Если конденсаторные батареи применяются для компенсации базового уровня графика реактивной мощности предприятия, то синхронные двигатели включаются во время максимумам потребления РМ.

Уровень компенсации синхронных двигателей характеризуется не их реактивной нагрузкой, а максимальной реактивной мощностью, которую они могут выдавать в сеть в зависимости от уровня активной нагрузки и напряжения:

, (10.3)

где P_номΣСД – суммарная установленная мощность группы СД; tgφ_сд, η_сд – номинальные коэффициент реактивной мощности и КПД СД; K_з_Q_СД – коэффициент наибольшей допустимой нагрузки СД по реактивной мощности.

Синхронный двигатель, предназначенный для работы без механической нагрузки в режиме перевозбуждения в качестве источника реактивной мощности обозначается как синхронный компенсатор (СК). Номинальная мощность СК – это его максимальная мощность в режиме перевозбуждения.

Уровень потребления реактивной мощности СК из электросети обычно ниже величины, выдаваемой им в сеть. Регулирование тока возбуждения СК обычно осуществляется автоматически. Также при работе потребляется активная мощность на уровне 2–4%.

Мощность, вырабатываемую СК, можно найти из выражения:

. (10.4)

Уровень и знак реактивной мощности СК зависят от отношения между ЭДС E_Q и напряжением U_c в точке установки СК. ЭДС E_Q прямо пропорционально зависит от тока возбуждения. В случае E_Q = U_c, реактивная мощность СК Q_ск = 0. При увеличении тока возбуждения (перевозбуждение) E_Q превышает U_c, и синхронный компенсатор выдает в сеть реактивную мощность. При этом ток, генерируемый синхронным компенсатором, I_ск опережает напряжение U_ск на 90 градусов.

Путем уменьшения тока возбуждения можно перейти в режим недовозбуждения, когда E_q становится меньше U_c, и ток I_ск отстает на 90 градусов от напряжения U_ск. В этом режиме синхронный компенсатор потребляет реактивную мощность.

В связи с конструктивными особенностями, обусловленными условиями нагрева обмоток, в режиме недовозбуждения реактивная мощность Синхронного Компенсатора (СК) составляет половину его номинальной реактивной мощности.

При выборе мощности СК ее находят для режима перевозбуждения, исходя из желаемого напряжения :

, (10.5)

где X – сопротивление сети, к которой подключен СК.

К преимуществам СК в качестве источников реактивной мощности относятся независимость уровня вырабатываемой мощности от напряжения в сети, а также непрерывное регулирование выдаваемой реактивной мощности. К недостаткам – снижение надежности по сравнению с БК, вызванное наличием подвижных частей; высокая стоимость одного квар реактивной мощности, произведенной СК, значительно превышающая стоимость одного киловара, произведенного БСК.

Пример

Определить необходимость установки, тип и мощность КУ в конце линии, питающей нагрузку S_Н_max=0,5 + j0,32 МВА для обеспечения допустимого уровня напряжения питания потребителя. Сопротивления линии R=6,9 Ом, Х=5 Ом, напряжение в начале линии U₁=6 кВ. В режиме минимальной нагрузки потребляемая мощность в конце линии составляет S_min=0,6 S_max, напряжение в начале линии U₁_min=6,1 кВ.

компенс3

Рис. 10.4. Упрощенная схема участка сети

Решение

1. Определим фактическое значение U₂ в режиме максимальной нагрузки:

U_2факт = U₁ – ∆U = U₁ – (P_HR_лин + Q_HX_лин) / U₁ = 6 – (0,5∙6,9 + 0,32∙5) / 6 = 5,01 кВ.

Так как U_2факт = 5,01 кВ < U_2пред = 0,9U_ном = 0,9∙6 = 5,4 кВ, необходимо провести компенсацию реактивной мощности.

2. Мощность устройства компенсации определяется из условия снижения составляющей потери напряжения, обусловленной протеканием реактивной мощности, до уровня, соответствующего минимально допустимому значению напряжения:

∆U_Q = U_2пред – U_2факт = Q_КУX_лин/ U₁ → Q_КУ = (U_2пред – U_2факт) U₁/X_лин =

= (5,4 – 5,01) 6/5 = 0,468 Мвар.

3. Учитывая, что требуемое напряжение в точке установки КУ U_2пред = 5,4 кВ ниже номинального, что вызывает сокращение выдачи реактивной мощности, необходимо скорректировать мощность КУ:

Q_КУ_min = Q_КУ (U_ном/U_2пред)² = 0,486 (6/5,4)² = 0,66 Мвар.

4. Выбираем 5 БК типа КС2-6.3-150 общей мощностью Q_КУном = 750 квар. С учетом пониженного напряжения в точке установки фактическая генерируемая реактивная мощность составляет:

Q_КУфакт = Q_КУ (U_ном/U_2пред)² = 0,750 (5,4/6.3)² = 0,55 Мвар.

5. Определим мощность, потребляемую в конце линии при установке БК:

S₂ = S_H – jQ_КУфакт = 0,5 + j0,32 – j0,55 = 0,5 – j0,23 МВА.

Мощность в начале линии с учетом потерь рассчитывается как

S₁ = S₂ + ΔS = S₂ + |S₂|²/ (U₂)²∙Z_лин =

= 0,5 – j0,23 + (0,5² + 0,23²)/5,4²∙(6,9 + j5) = 0,57 – j0,17 МВА.

6. Определим уровень напряжения в точке 2 при передаче из точки 1 мощности S₁:

U_2КУ = U₁ – ∆U = U₁ – (P₂R_лин + Q₂X_лин) / U₁ = 6 – (0,57∙6,9 – 0,17∙5) / 6 = 5,49 кВ.

Так как U_2КУ = 5,49 кВ > U_2пред = 5,4 кВ, в режиме максимальных нагрузок установка 5 БК 150 квар обеспечивает уровень напряжения в конце линии в пределах норм ГОСТ.

Проверим непревышение допустимого уровня напряжения в конце линии в режиме минимальных нагрузок.

1. Величина реактивной мощности, генерируемой БК, при максимально допустимом уровне напряжения U_2пред = 1,1U_ном = 1,1∙6 = 6,6 кВ:

Q_КУфакт = Q_КУ (U_ном/U_2пред)² = 0,750 (6,6/6,3)² = 0,82 Мвар.

Мощность, потребляемая в конце линии в этом случае:

S₂ = S_H – jQ_КУфакт = 0,6∙0.5 + j0,32∙0,6 – j0,82 = 0,3 – j0,63 МВА.

Мощность в начале линии с учетом потерь рассчитывается как

S₁ = S₂ + ΔS = S₂ + |S₂|²/ (U₂_пред)²∙Z_лин =

= 0,3 – j0,63 + (0,3² + 0.63²)/6,6²∙(6,9 + j5) = 0,38 – j0,57 МВА.

2. Определим уровень напряжения в точке 2 при передаче из точки 1 мощности S₁ в режиме минимальной нагрузки:

U_2КУ = U₁ – ∆U = U₁ – (P₁R_лин + Q₁X_лин) / U₁ = 6,1 – (0,38∙6,9 – 0.57∙5)/6,1 = 6,14 кВ.

Так как U_2КУ = 6,14 кВ < U_2пред = 6,6 кВ, в режиме минимальных нагрузок установка 5 БК 150 квар обеспечивает уровень напряжения в конце линии в пределах норм ГОСТ.

Контрольные вопросы и задания

1. Назовите цель проведения компенсации реактивной мощности.

2. Изобразите векторную диаграмму компенсации реактивной мощности.

3. Запишите выражение для определения реактивной мощности компенсирующего устройства.

4. Кратко охарактеризуйте основные виды компенсации.

5. Кратко охарактеризуйте основные типы потребителей реактивной мощности

6. Укажите достоинства батарей конденсаторов как устройств компенсации реактивной мощности.

7. Опишите способы регулирования выдаваемой конденсаторными батареями реактивной мощности.

8. Кратко охарактеризуйте синхронные двигатели как источники реактивной мощности

9. Кратко охарактеризуйте синхронные компенсаторы как источники реактивной мощности

К оглавлению

11. Специфика расчета токов КЗ в сетях на напряжение ниже 1 кВ

Короткое замыкание (кз) – случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы электрическое соединение различных точек электроустановок между собой или с землей, при котором токи в ветвях электроустановки, примыкающих к месту его возникновения, резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима. Основной причиной возникновения кз является нарушение изоляции электрооборудования.

При возникновении коротких замыканий в системе электроснабжения ее общее сопротивление уменьшается, что приводит к увеличению токов в ее ветвях по сравнению с токами нормального режима, а это вызывает снижение напряжения отдельных точек системы электроснабжения, которое особенно велико вблизи места короткого замыкания.

Последствия КЗ в низковольтных сетях:

1) механические и термические повреждения электрооборудования;

2) возгорания в электроустановках;

3) снижение уровня напряжения в сети, ведущее к уменьшению вращающего момента электродвигателей, их торможению, снижению производительности или даже к опрокидыванию их;

4) электромагнитное влияние на линии связи, коммуникации и т.п.

Рис. 11.1. Последствия коротких замыканий

Расчеты токов короткого замыкания (КЗ) выполняются для:

– выбора и проверки электрооборудования по электродинамической и термической стойкости, а коммутационные аппараты – проверки на коммутационную способность;

– определения уставок и обеспечения селективности срабатывания защиты на вводах в объект.

Основными документами, регламентирующими порядок расчета токов короткого замыкания, являются:

– ГОСТ 28249–93 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ».

– Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования – РД 153-34.0-20.527–98 РАО ЕЭС России, (2002 г.).

При расчетах токов кз в электроустановках до 1 кВ необходимо учитывать активные и индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутого контура, включая силовые трансформаторы, трансформаторы тока, кабельные линии и проводки, шинопроводы, реакторы, токовые катушки автоматических выключателей, разъемных и вторичных контактов аппаратов, дуги в месте кз. Общее активное сопротивление цепи кз может составлять более 30% от ее индуктивного сопротивления. Зачастую необходимо также учитывать изменение активного сопротивления проводников в короткозамкнутой цепи вследствие их нагрева при коротком замыкании.

При расчетах токов КЗ допускается максимально упрощать всю внешнюю сеть по отношению к месту КЗ, представив ее системой бесконечной мощности с нулевым сопротивлением. Напряжение на стороне высокого напряжения трансформатора считается неизменным. Это выполняется, если мощность системы примерно в 25 раз больше мощности силового трансформатора на вводе в объект. В противном случае нужно знать мощность питающей системы или технические данные выключателя питающей линии.

Также допускается принимать коэффициенты трансформации трансформаторов равными отношению средних номинальных напряжений тех ступеней напряжения, которые связывают трансформаторы. Значения средних номинальных напряжений: 10,5; 6,3; 0,4; 0,23 кВ.

Суммарное сопротивление цепи кз в большой степени определяется сопротивлением понижающего трансформатора, установленного на вводе в объект. Поэтому можно отметить следующее:

Параллельная работа двух трансформаторов приведет к удвоению мощности кз системы, что повышает требования к устойчивости электрических сетей и коммутационной аппаратуры на стороне до 1 кВ к действию токов кз;

Рост единичной мощности трансформатора также ведет к увеличению токов кз в сети до 1 кВ и предъявляет более жесткие требования к сетям по устойчивости к действию кз.

Влияние сопротивления системы на результат расчета токов кз на стороне до 1 кВ невелико, поэтому в практических расчетах сопротивлением системы часто пренебрегают.

Расчеты токов кз в электроустановках напряжением до 1 кВ рекомендуется производить в именованных единицах. Расчет для отдельных элементов осуществляется по паспортным или справочным данным.

Существует большое количество программ, позволяющих как смоделировать короткие замыкания, так и рассчитать токи КЗ. В частности, это:

· программа «Аврал». Предназначена для расчета токов короткого замыкания в электрических сетях переменного тока до 1000 В. С ее помощью можно выполнить расчеты периодической и апериодической составляющей тока короткого замыкания, ударного тока, термически эквивалентного тока, а также проверить чувствительность аппаратов защиты;

· EnergyCS ТКЗ 2021. Программа предназначена для выполнения расчетов токов коротких замыканий в сложнозамкнутых или сложноразветвленных сетях с напряжением выше 1000 В, на шинах ТП с напряжением ниже 1000 В. Позволяет создавать компьютерную (цифровую) модель электрической сети и выполнять расчеты токов коротких замыканий на единой модели;

· SCCCalculate. Приложение предназначено для расчета токов короткого замыкания на напряжение до 110 кВ. Для расчета токов КЗ выше 1000В используется методика, описанная в справочнике В.И. Круповича, для расчета ТКЗ напряжением ниже 1000В — метод, описанный в справочнике А.В. Беляева;

· ElProtect. Программа для расчета токов короткого замыкания в электросетях до 1000 В. Позволяет строить принципиальную схему сети, рассчитывать периодическую и апериодическую составляющую тока короткого замыкания, ударный ток и другие параметры.

Одним из комплексов, позволяющих моделировать КЗ в системе, является МОДЕЛЬ СЕТИ 6(10)/0,4 кВ, разработанная командой Проект «РЗА». Модель показывает основные соотношения между токами и напряжениями в различных режимах работы сети 10/0,4 кВ.

11.1. Сопротивления элементов цепи кз

В электроустановках, получающих питание непосредственно от сети энергосистемы, принято считать, что понижающие трансформаторы подключены к источнику неизменного по амплитуде напряжения через эквивалентное индуктивное сопротивление системы. Значение этого сопротивления (x_с), приведенное к ступени низшего напряжения сети, рассчитываются по формуле (мОм):

, (11.1)

где U_ср.н.н– среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке низшего напряжения трансформатора, В;

U_ср.в.н– среднее номинальное напряжение сети, к которой подключена обмотка высшего напряжения трансформатора, В;

I_к.в.н= I_п0.в.н– действующее значение периодической составляющей тока при трехфазном КЗ у выводов обмотки высшего напряжения трансформатора, кА;

S_к– условная мощность короткого замыкания у выводов обмотки высшего напряжения трансформатора, МВ•А.

При отсутствии указанных данных эквивалентное индуктивное сопротивление системы допускается рассчитывать по формуле (мОм):

, (11.2)

где I_от.ном– номинальный ток отключения выключателя, установленного на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора, кА.

В случаях, когда понижающий трансформатор подключен к сети энергосистемы через реактор, воздушную или кабельную линию (длиной более 1 км), необходимо учитывать не только индуктивные, но и активные сопротивления этих элементов.

Активное и индуктивное сопротивления понижающего трансформатора (RТ, XТ) приведенное к ступени низшего напряжения сети, рассчитывается по формулам, мОм:

, (11.3)

где S_Т.ном– номинальная мощность трансформатора, кВ·А;

Р_к.з– потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

U_н.н.ном– номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, кВ;

U_к– напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

В таблице приложения П11.1–3.2 приведены активные и индуктивные сопротивления трансформаторов, приведенные к напряжению 0,4 кВ.

Активное и индуктивное сопротивления шинопроводов определяется по формуле:

, (11.4)

где r_0ши x_0ш– удельное активное и реактивное сопротивление шинопровода, Ом/м;

l_ш– длина шинопровода, м.

Сопротивления комплектных шинопроводов заводского изготовления типов ШРА и ШМА приведены в табл. П11.3, основные технические данные – в табл. П11.4, основные технические дпнные шинопроводов ШРМ, ШРА – в табл. П11.5.

Шинопроводы допускают применение в пожароопасных зонах классов П-I (при применении шинопровода в пожароопасных зонах класса П-I максимально допустимый ток составляет 65% номинального), П-IIа и не предназначены для эксплуатации в химически активных средах и взрывоопасных зонах. Климатическое исполнение – У3 и Т3 по ГОСТ 15150.

При отсутствии данных сопротивление шинопровода от трансформатора к автоматическому выключателю можно принять ориентировочно: R_ш= 0,5 мОм, Х_ш= 0,25 мОм.

Активное и индуктивное сопротивления воздушных линий (ВЛ) определяется по формулам 11.5–11.6 либо их значения берутся из справочного материала.

Активное сопротивление (Ом)

, (11.5)

где ρ – удельное сопротивление материала провода, для меди

ρ = 0,0178 Ом•мм2/м, для алюминия ρ = 0,0294;

l – длина линии, м;

F – сечение провода, мм².

Индуктивное сопротивление на фазу (мОм/м) определяется по формуле:

, (11.6)

где а – расстояние между проводниками, мм; d_пр– диаметр проводника, мм.

Активное и индуктивное сопротивления кабелей с алюминиевыми и медными жилами приведены в табл. П11.6-12, воздушных линий – в табл. П11.14.

Индуктивное сопротивление петли фаза-нуль (мОм/м) при фазном и нулевом проводниках, выполненных из круглых проводов одинакового сечения и проложенных параллельно, определяется по формуле:

. (11.7)

Сопротивления петли фаза–нуль без учета заземляющих устройств приведены в табл. П11.14, полные сопротивления петли фаза-нуль воздушных линий и кабелей приведены в табл.П11.15.

Активные и индуктивные сопротивления аппаратов, устанавливаемых в сетях напряжением до 1 кВ приведены в табл. П11.16 и П11.17. Приведенные значения сопротивлений автоматических выключателей включают в себя сопротивления токовых катушек расцепителей и переходные сопротивления подвижных контактов.

При расчетах токов КЗ учитываются активное и индуктивное сопротивления первичных обмоток всех многовитковых измерительных трансформаторов тока (R_т.а, Х_т.а), которые имеются в цепи КЗ. Параметры некоторых многовитковых трансформаторов тока приведены в табл.П11.19

Сопротивление дуги в месте кз определяется по выражению:

, (11.8)

где – напряженность электромагнитного поля в месте горения дуги, которую можно принять 1,5 В/мм², l_д – длина дуги, равная удвоенному расстоянию между фазами сети в месте кз, I _кз– ток трехфазного кз.

Активное сопротивление дуги приведено в табл. П11.20.

Рассмотрим принципы расчета токов трехфазного и однофазного короткого замыкания. Под трехфазным кз подразумевается короткое замыкание между тремя фазами в электрической системе. Под однофазным кз подразумевается короткое замыкание на землю силовых элементов в трехфазной электрической системе с глухозаземленной нейтралью, при котором с землей соединяется только одна фаза. Наиболее тяжелым режимом считается трехфазное кз.

11.2. Расчет токов трехфазного кз

При расчетах токов кз составляется схема замещения сети со всеми ее элементами, и преобразование схем замещения чаще всего сводится к определению суммарного сопротивления цепи кз путем сложения последовательно соединенных активных и индуктивных сопротивлений, поскольку сети до 1 кВ имеют одностороннее питание.

Расчет заключается в определении:

– начального действующего значения периодической составляющей тока кз;

– апериодической составляющей тока кз в начальный и произвольный момент времени;

– ударного тока кз.

При питании потребителя от энергосистемы через понижающий трансформатор начальное действующее значение периодической составляющей тока кз (I_к0) без учета подпитки от электродвигателей рассчитывается по формуле (кА)

(11.9)

где U_ср.НН – среднее номинальное напряжение сети, в которой произошло короткое замыкание, В;

, – соответственно суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления прямой последовательности цепи кз, мОм. Эти сопротивления равны:

, (11.10)

где r_т и x_т – активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности понижающего трансформатора, мОм;

r_ТА и x_ТА – активное и индуктивное сопротивления первичных обмоток трансформаторов тока, мОм;

х_с – эквивалентное индуктивное сопротивление системы до понижающего трансформатора, мОм, приведенное к ступени низшего напряжения;

r_р – активное и индуктивное сопротивления реакторов, мОм;

r_кв и x_кв – активное и индуктивное сопротивления токовых катушек автоматических выключателей, мОм;

r_ш и x_ш – активное и индуктивное сопротивления шинопроводов, мОм;

r_к – суммарное активное сопротивление различных контактов, мОм;

r_1кб, r_вл и x_1кб, x_вл – активные и индуктивные сопротивления прямой последовательности кабельных и воздушных линий, мОм;

r_д – активное сопротивление дуги в месте кз, мОм, принимаемое по данным таблицы 2 или рассчитываемое в зависимости от условий КЗ.

Если электроснабжение электроустановки осуществляется от энергосистемы через понижающий трансформатор и вблизи места кз имеются синхронные и асинхронные электродвигатели или комплексная нагрузка, то начальное действующее значение периодической составляющей тока кз с учетом подпитки от электродвигателей или комплексной нагрузки следует определять как сумму токов от энергосистемы и от электродвигателей или комплексной нагрузки.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока кз от синхронных электродвигателей (I_поСД) в килоамперах рассчитывают по формуле

(11.11)

где – сверхпереходная ЭДС синхронного электродвигателя (фазное значение), В;

и r_СД – соответственно сверхпереходное индуктивное и активное сопротивления электродвигателя, мОм;

и – суммарное индуктивное и суммарное активное сопротивления прямой последовательности цепи, включенной между электродвигателем и точкой кз, мОм.

Для синхронных электродвигателей, которые до кз работали с перевозбуждением, сверхпереходную ЭДС () в вольтах рассчитывают по формуле

(11.12)

где – фазное напряжение на выводах электродвигателя в момент, предшествующий кз, В;

– ток статора в момент, предшествующий кз, А;

– угол сдвига фаз напряжения и тока в момент, предшествующий кз, град. эл.;

– сверхпереходное сопротивление по продольной оси синхронного электродвигателя, мОм.

Для синхронных электродвигателей, работавших до кз с недовозбуждением, сверхпереходную ЭДС () в вольтах рассчитывают по формуле

(11.13)

Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ от асинхронных электродвигателей (I_поАД) в килоамперах рассчитывают по формуле

(11.14)

где и r_АД – соответственно сверхпереходное индуктивное и активное сопротивления электродвигателя, мОм; значения этих сопротивлений допускается определять, как указано в п. 2.10;

– сверхпереходная ЭДС асинхронного электродвигателя, которую можно рассчитать по формуле

(11.15)

При приближенных расчетах для определения действующего значения периодической составляющей тока кз от асинхронных электродвигателей в произвольный момент времени при радиальной схеме используют кривые, приведенные на рис. 3.2. Значения периодической составляющей тока кз в произвольный момент времени отнесены к начальному значению этой составляющей, т.е.

(11.16)

Рис. 11.2. Изменение периодической составляющей тока КЗ от асинхронных двигателей

Удаленность точки кз от асинхронного электродвигателя характеризуется отношением действующего значения периодической составляющей тока этого электродвигателя в начальный момент кз к его номинальному току

(11.17)

Действующее значение периодической составляющей тока кз в произвольный момент времени от асинхронного электродвигателя () (или нескольких асинхронных электродвигателей, находящихся в одинаковых условиях по отношению к точке кз) рассчитывают по формуле

(11.18)

Влияние АД, подключенных непосредственно к месту кз, можно также ориентировочно учесть увеличением значения тока I_кз на 4,5I_дв (I_дв-суммарныйноминальный ток двигателей) При этом значение I_кз увеличивается не более чем на 15%.

Действующее значение периодической составляющей тока трехфазного кз за 1-й период от АД определяется по формуле

, где 0,9 – расчетная относительная ЭДС АД , т.е. начальное значение сверхпереходной ЭДС двигателя, а – относительное сверхпереходное сопротивление двигателя.

В среднем можно принять:

(11.19)

Предполагают, что сопротивления соединительных проводов или кабелей в цепи кз не превышают 5–10% сопротивления двигателей.

Необходимость учета влияния электродвигателей и комплексной нагрузки на ток при металлическом кз в точке К1(на шинах), определяется следующим образом: если суммарный номинальный ток двигателей больше, чем 1% от периодической составляющей тока кз без учета двигателей, то асинхронные двигатели нужно учитывать

Это верно и в отношении комплексной нагрузки.

В электроустановках с автономными источниками электроэнергии начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ без учета подпитки от электродвигателей (I_по) в килоамперах рассчитывают по формуле

(11.20)

где и – соответственно суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления цепи кз, мОм. Эти сопротивления равны:

(11.21)

где – эквивалентная сверхпереходная ЭДС (фазное значение), В; значение этой ЭДС следует рассчитывать так же, как и для синхронных электродвигателей.

При необходимости учета синхронных и асинхронных электродвигателей или комплексной нагрузки в автономной электрической системе начальное действующее значение периодической составляющей тока кз следует определять как сумму токов от автономных источников и от электродвигателей или комплексной нагрузки.

Наибольшее значение апериодической составляющей тока кз равно амплитуде периодической составляющей тока в начальный момент кз, т.е.:

(11.22)

В радиальных сетях апериодическую составляющую тока КЗ в произвольный момент времени (i_at) рассчитывают по формуле

(11.23)

где t – время, с;

Т_а – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока кз с, равная

(11.24)

где и – результирующие индуктивное и активное сопротивления цепи кз, мОм;

w_с – синхронная угловая частота напряжения сети, рад/с.

Если точка КЗ делит расчетную схему на радиальные, независимые друг от друга ветви, то апериодическую составляющую тока КЗ в произвольный момент времени следует определять как сумму апериодических составляющих токов отдельных ветвей по формуле

(11.25)

где т – число независимых ветвей схемы;

i_a0_i – начальное значение апериодической составляющей тока кз в i-й ветви, кА.

Ударный ток трехфазного кз (i_уд) в электроустановках с одним источником энергии (энергосистема или автономный источник) рассчитывают по формуле

, (11.26)

где – ударный коэффициент, который может быть определен по кривым;

Т_а – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

j_к – угол сдвига по фазе напряжения или ЭДС источника и периодической составляющей тока КЗ, который рассчитывают по формуле

(11.27)

t_уд – время от начала кз до появления ударного тока, с, равное

(11.28)

а б

Рис. 11.3. Кривые зависимости ударного коэффициента К_уд от отношений r/х и x/r:

x – индуктивное сопротивление цепи кз, r – активное сопротивление цепи кз

При расчете ударного тока кз на выводах автономных источников, а также синхронных и асинхронных электродвигателей допускается считать, что:

– ударный ток наступает через 0,01 с после начала кз;

– амплитуда периодической составляющей тока кз в момент времени t = 0,01 с равна амплитуде этой составляющей в начальный момент кз.

Ударный ток от асинхронного электродвигателя (i_уд.ад) в килоамперах рассчитывают с учетом затухания амплитуды периодической составляющей тока кз по формуле

(11.29)

где Т_р – расчетная постоянная времени затухания периодической составляющей тока статора, с;

Т_а – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока статора, с.

При этом Т_р и Т_а допускается рассчитывать по формулам

(11.30)

где w_c – синхронная угловая частота, рад/с;

r₁ и – соответственно активное сопротивление статора и активное сопротивление ротора, приведенное к статору, которые допускается рассчитывать, как указано в Приложении 7.

Если точка кз делит расчетную схему на радиальные, не зависимые друг от друга ветви, то ударный ток КЗ (i_yд) определяют как сумму ударных токов отдельных ветвей по формуле

(11.31)

где т – число независимых ветвей схемы;

Т_по_i – начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ в i-й ветви, кА;

t_уд_i – время появления ударного тока в i-й ветви, с;

Т_а_i – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ в i-й ветви, с.

11.3. Расчет параметров электродвигателей

При расчете периодической составляющей тока КЗ, обусловленного асинхронными электродвигателями напряжением до 1 кВ, необходимо учитывать не только их индуктивные, но и активные сопротивления.

Суммарное активное сопротивление, характеризующее асинхронный электродвигатель в начальный момент кз (r_ад) в миллиомах рассчитывают по формуле

где r₁ – активное сопротивление статора, мОм;

– активное сопротивление ротора, приведенное к статору, при этом в миллиомах рассчитывают по формуле

где – кратность пускового момента электродвигателя по отношению к его номинальному моменту;

Р_ном – номинальная мощность электродвигателя, кВт;

Р_мх – механические потери в электродвигателе (включая добавочные потери), кВт;

– кратность пускового тока электродвигателя по отношению к его номинальному току;

I_ном – номинальный ток электродвигателя, А;

s_ном – номинальное скольжение, отн. ед.

Активное сопротивление статора электродвигателя (r₁) в миллиомах, если оно не задано изготовителем, рассчитывают по формуле

где s_ном – номинальное скольжение асинхронного электродвигателя, %.

Сверхпереходное индуктивное сопротивление асинхронного электродвигателя в миллиомах рассчитывают по формуле

где U_ф.ном – номинальное фазное напряжение электродвигателя, В.

При приближенных расчетах принимают: сверхпереходное индуктивное сопротивление асинхронного двигателя =0,18; активное сопротивление статора асинхронного двигателя .

При расчете начального значения периодической составляющей тока кз автономные источники, а также синхронные электродвигатели следует учитывать сверхпереходным сопротивлением по продольной оси ротора ( ), а при определении постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ – индуктивным сопротивлением для токов обратной последовательности и активным сопротивлением обмотки статора r . При приближенных расчетах принимают

Пример расчета тока трехфазного кз

Для компрессорной подстанции рассчитать токи кз в точках К1 и К3.

Исходные данные для расчета:

Силовой трансформатор S = 1000кВА; u_k = 5,5%; ∆P_k = 15кВт:

Асинхронный двигатели P_ном= 200 кВт; кпд = 94%; U_ном= 380В; cosϕ=0,91

Схема сети:

Рис. 11.4. Схема участка цепи

все двигатели работают одновременно. Кабель к осветительному щитку СБГ 3×25, l = 200 м. Автомат А3134, Iном =600А

Трансформаторы тока типа ТКФ-3 600/5 А установлены в 2-х фазах. Рубильники Р1 – на 600 А; Р2 – на 400 А.

Шины Ш1 – ШМА 1250 8х140 длина секции 1500 мм, длина 7,5 м

Шины Ш2 (ШРА 73(630 А) – участки сборных шин между ответвлениями) – Al, сечением 10×80 мм², l = 0,77м, на всех участках шины расположены в одной плоскости.

Решение

1) кз в точке К1.

Активное и индуктивное сопротивление трансформатора (в мОм) определяется по формулам:

Сопротивление шин Ш1

Переходное сопротивление контактов рубильника Р1(табл.3.17)

Схема замещение для точки К1 (рис.3.6) состоит из ряда последовательно включенных сопротивлений:

Рис. 11.5. Схема замещения

;

Периодическая составляющая тока кз в точке К1: .

Если не учитывать сопротивление шин и контактов на стороне низшего напряжения, т.е. учесть сопротивление только трансформатора, то ток кз получится больше на 3%, т.е.:

Определим ударный ток кз от системы. По кривым рис. 3б найдем ударный коэффициент в зависимости от отношения x/r:

, тогда .

Тогда ударный ток кз без учета электродвигателей

Действующее значение полного тока кз за 1-ый период

Определим ударный ток кз с учетом электродвигателей.

Сопротивление элементов цепи от двигателей до точки кз К1 не учитываются.

Номинальный ток двигателей

Поскольку суммарный номинальный ток электродвигателей больше, чем 0,01·I_кз(периодической составляющей тока кз), надо учитывать. Тогда значение ударного тока с учетом двигателей

, т.е. при учете двигателей ударный ток больше на 12%.

Короткое замыкание в точке кз.

Сопротивление кабеля по табл. 3.8 ,.

Переходное сопротивление контактов рубильника Р2 по табл. П11.17

Вычисляем:

;

При

Тогда

Действующее значение тока кз

Ток кз от двигателей не учитываем вследствие большой удаленности их от места кз. Поскольку в данном случае сопротивление трансформатора и кабеля много больше, чем остальные сопротивления цепи кз, то сопротивление остальных элементов цепи можно не учитывать.

11.4. Расчет параметров комплексных нагрузок

При расчете токов кз от комплексных нагрузок следует учитывать их параметры прямой, обратной и нулевой последовательностей. Рекомендуемые значения сопротивлений прямой (Z₁) и обратной (Z₂) последовательностей отдельных элементов комплексной нагрузки приведены в табл. 11.1.

Таблица 11.1

Параметры элементов комплексной нагрузки

Потребители комплексной нагрузки	Обозначения на схемах	Cos j_ном	Значения сопротивлений, отн. ед.
Потребители комплексной нагрузки	Обозначения на схемах	Cos j_ном
Асинхронные электродвигатели	АД	0,8	0,07 + j 0,18	0,07 + j 0,18
Синхронные электродвигатели	СД	0,9	0,03 + j 0,16	0,03 + j 0,16
Лампы накаливания	ЛН	1,0	1,0	1,33
Газоразрядные источники света	ЛГ	0,85	0,86 + j 0,53	0,38 + j 0,24
Преобразователи	П	0,9	0,9 + j 0,44	1,66 + j 0,81
Электротермические установки	ЭУ	0,9	1 + j 0,49	0,4 + j 0,2

В приближенных расчетах для узлов, содержащих до 70% асинхронных двигателей, допускается значения модулей полных сопротивлений комплексной нагрузки принимать равными = = 0,4; = 3,0.

Значения модулей полных сопротивлений прямой (Z_1НГ), обратной (Z_2НГ) и нулевой (Z_0НГ) последовательностей некоторых узлов нагрузки в зависимости от их состава допускается определять, как указано ниже.

1. В состав комплексной нагрузки могут входить асинхронные и синхронные электродвигатели, преобразователи, электротермические установки, конденсаторные батареи, лампы накаливания и газоразрядные источники света.

2. При определении начального значения периодической составляющей тока кз комплексную нагрузку в схему прямой последовательности следует вводить эквивалентной сверхпереходной ЭДС и сопротивлением прямой последовательности Z_1НГ, а в схему обратной и нулевой последовательностей – сопротивлениями обратной Z_2НГ и нулевой Z_0НГ последовательностей.

рис3_4.png

рис3_41.png

Рис. 11.6. Зависимости параметров комплексной нагрузки Z_1НГ, Z_2НГ, Z_0НГ, от ее состава

3. Значения модулей полных сопротивлений Z_1НГ, Z_2НГ, Z_0НГ, а также эквивалентной сверхпереходной ЭДС комплексной нагрузки в относительных единицах при отсутствии других, более полных данных, могут быть определены по кривым, приведенным на рис. 3.4а,б,в,г,д,е в зависимости от относительного состава потребителей узла нагрузки P_i/P_S, где P_S – суммарная номинальная активная мощность нагрузки, кВт; P_i – установленная мощность i потребителя нагрузки, кВт ( – асинхронные двигатели, – синхронные двигатели, – лампы накаливания, – электротермические установки, – газонаполненные лампы, – преобразователи).

Сопротивление прямой (обратной, нулевой) последовательности (,) в относительных единицах при номинальных условиях допускается рассчитывать по формуле

где r₁_i и x₁_i – активная и индуктивная составляющие сопротивления прямой (обратной, нулевой) последовательности i-го потребителя, включая составляющие сопротивления элементов, связывающих потребитель с шинами узла (до 1 кВ); их значения в относительных единицах при суммарной номинальной мощности S_S, кВ/А, и среднем номинальном напряжении той ступени напряжения сети, где она присоединена, приведены в табл. 11.1;

S_i – полная установленная мощность i-го потребителя нагрузки, кВ×А.

Пример расчета тока кз с учетом комплексной нагрузки

Дано: Для схемы, приведенной на рис. 11.7, определить максимальные и минимальные значения токов при трехфазном КЗ в точках К1 и К2.

Исходные данные:

Система С U_cp._BH = 10,5 кВ; I_{откл.ном} = 11 кА.

Трансформатор Т. ТС = 1600/10,0

S_т.ном = 1600 кВ×А, U_BH = 10,5 кВ;

U_Н_H = 0,4 кВ, Р_к.ном = 16 кВт, u_к = 5,5 %

Шинопроводы

Ш1 : ШМА4-3200 : I_ном = 3200 А, r_1ш = 0,01 мОм/м;

х_1ш = 0,005 мОм/м, l₁ = 10 м.

Измерительные трансформаторы тока

ТА1 I_ном = 500 А, r_ТА1 = 0,05 мОм;

х_ТА1 = 0,07 мОм;

Активное сопротивление болтовых контактных соединений:

r_к = 0,03 мОм, n = 4.

Автоматические выключатели типа «Электрон»

QF1, QF4. I_ном = 1000 А, r_кв1 = r_кв4 = 0,25 мОм;

x_кв1 = х_кв4 = 0,1 мОм.

Комплексная нагрузка КН

Суммарная активная мощность составляет P_S = 350 кВт, cos j = 0,8. В состав нагрузки входят асинхронные двигатели (АД), лампы накаливания (ЛН), преобразователи (П) в следующем соотношении: Р_АД =175 кВт, Р_ЛН = 35 кВт, Р_П = 140 кВт.

Расчет параметров схемы замещения (рис. 11.7 б)

Параметры схемы замещения прямой последовательности

Рисунок4кз

а) б)

Рис. 11.7. Схемы участка цепи:

расчетная схема (а); схема замещения (б)

Сопротивление системы (х_с), рассчитанное по формуле (11.2), составит:

Активное (r_т) и индуктивное (x_t) сопротивления трансформаторов, рассчитанные по формулам (3.3), составят:

Активное и индуктивное сопротивления шинопроводов.

Ш1 : r_ш1 = 0,01×10 = 0,1 мОм; х_ш1 = 0,005×10 = 0,05 мОм;

Расчет параметров комплексной нагрузки

Параметры комплексной нагрузки определяют по кривым рис. 11.6 а), при этом

или в именованных единицах:

Расчет токов трехфазного КЗ.

Ток трехфазного кз в расчетной точке К1 без учета влияния электродвигателей и комплексной нагрузки:

для расчета минимального тока кз учитывается также сопротивление дуги r_д в месте кз.

Необходимость учета влияния комплексной нагрузки на ток при металлическом КЗ в точке К1, показывает, что

больше, чем 0,01×36380 = 363,8 А, поэтому влияние комплексной нагрузки следует учитывать.

Таким образом, при расчете суммарного тока КЗ в точке К1 следует учитывать влияние комплексной нагрузки. Такой же вывод следует и при условии учета электрической дуги.

Расчет составляющей тока КЗ в точке К1 от комплексной нагрузки.

Тогда суммарная периодическая составляющая максимального тока кз

I_по_max=33,38+1,46=34,84 кА.

Величина ударного максимального тока кз

Суммарная периодическая составляющая минимального тока кз

I_по_min=28,6+1,42=30,02 кА;

А величина ударного минимального тока кз:

11.5. Расчет токов однофазных коротких замыканий

В сетях до 1 кВ расчет токов однофазного кз выполняется для обеспечения надежной работы защиты при минимальных значениях тока КЗ в конце защищаемой линии.

Линии до 1 кВ в сетях с глухим заземлением нейтрали должны быть проверены, согласно требованиям гл. 1.7 ПУЭ, на обеспечение надежного автоматического отключения поврежденного участка при однофазных коротких замыканиях.

Расчетная точка однофазного кз – электрически наиболее удаленная точка участка сети, защищаемая выключателем.

В соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) для надежного отключения поврежденного участка сети наименьший расчетный ток короткого замыкания должен превышать номинальный ток плавкой вставки или номинальный ток расцепителя автоматического выключателя, защищающего этот участок сети, с обратнозависимой от тока характеристикой не менее чем в 3 раза.

Если автоматический выключатель имеет только мгновенно действующий расцепитель (отсечку), то наименьший расчетный ток короткого замыкания должен превышать уставку отсечки не менее чем в 1,4 раза.

По сравнению с расчетом токов трехфазных кз, расчет токов однофазных кз является более сложным, т.к. в этом случае помимо учета сопротивления в прямой цепи короткого замыкания (в фазе) необходим учет сопротивления и в цепи зануления (в обратной цепи). Когда для зануления используются стальные трубы, обрамления кабельных каналов и другие строительные конструкции, в решении вопроса о сопротивлении цепи короткого замыкания появляется много неопределенностей.

Кроме того, однофазные короткие замыкания относятся к несимметричным, что вносит в расчет дополнительные сложности.

Расчет токов однофазных кз можно выполнять методом симметричных составляющих или по сопротивлению петли фаза–нуль.

Метод симметричных составляющих предложен для упрощения расчетов несимметричных кз. Сущность этого метода состоит в замене несимметричной системы токов трехфазной сети при однофазном коротком замыкании тремя симметричными системами: прямой, обратной и нулевой последовательности. Симметричные системы являются достаточно простыми для теоретического расчета. При практическом использовании этого метода часто возникают затруднения из-за отсутствия справочных материалов по сопротивлениям нулевой последовательности для принятого варианта выполнения цепи зануления.

При расчете токов однофазного кз по сопротивлению петли фаза–нуль используется закон Ома, но встречаются те же затруднения с исходными данными.

Оба метода должны давать один и тот же результат и теоретически могут быть выведены один из другого. Точность расчета определяется только точность исходных данных.

В ГОСТ 28249-93 в основу расчета токов однофазных кз положен метод симметричных составляющих, который более подробно рассматривается ниже.

Расчет однофазного кз методом симметричных составляющих производят по формуле:

(11.37)

где I₁– действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ, кА;

U_л– среднее номинальное (линейное) напряжение сети, В;

R_1Σ– суммарное активное сопротивление фазной цепи короткого замыкания (сопротивление прямой последовательности), мОм;

R_0Σ– суммарное активное сопротивление цепи кз для тока нулевой последовательности (сопротивление нулевой последовательности), мОм;

Х_1Σ– суммарное индуктивное сопротивление фазной цепи короткого замыкания (сопротивление прямой последовательности), мОм;

Х_0Σ– суммарное индуктивное сопротивление цепи кз для тока нулевой последовательности (сопротивление нулевой последовательности), мОм.

Сопротивления обратной последовательности равны сопротивлениям прямой последовательности и в приведенной формуле учитываются коэффициентом 2 перед R_1Σи Х_1Σ. Суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления фазной цепи короткого

замыкания определяются по формулам:

, , (11.38)

где r_1Ти Х_1Т– сопротивления прямой последовательности понижающего трансформатора, мОм;

r_1Ли Х_1Л– сопротивления прямой последовательности линии (фазного проводника), мОм;

r_Т.Ти Х_Т.Т– сопротивления первичных обмоток трансформаторов тока, мОм;

r_Аи Х_А– сопротивления автоматических выключателей, мОм;

r_К– суммарное активное сопротивление различных контактов в фазной цепи КЗ, мОм;

r_Д– активное сопротивление электрической дуги в месте кз, мОм.

Суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления цепи кз для тока нулевой последовательности определяются по формулам:

и (11.39)

где r_0Ти Х_0Т– сопротивления нулевой последовательности понижающего трансформатора, мОм; r_0Ли Х_0Л– сопротивление нулевой последовательности линии (сопротивления шинопроводов,

проводов, кабелей с учетом цепи зануления), мОм; r_Т.Т, Х_Т.Т, r_А, Х_А, r_Ки r_Д– сопротивления фазной цепи КЗ, мОм.

Сопротивление нулевой последовательности линии равно сопротивлению фазного проводника плюс утроенное сопротивление цепи зануления:

, , (11.40)

где r_Ни Х_Н– эквивалентные сопротивления цепи зануления (нуля) от точки КЗ до трансформатора с учетом всех зануляющих элементов (нулевого провода, оболочки кабеля, стальных труб и т.д.), мОм.

Увеличение в 3 раза сопротивления цепи зануления для тока нулевой последовательности поврежденной фазы вызвано тем, что в соответствии с методом симметричных составляющих через цепь зануления замыкаются равные по значению токи нулевой последовательности всех трех фаз. Таким образом:

, . (11.41)

При определении минимальных значений токов однофазных кз для проверки чувствительности защиты рекомендуется учитывать увеличение активного сопротивления проводников в результате нагревания их током короткого замыкания. Для этого сопротивления проводников сечением до 16 мм²(включительно) рекомендуется приводить к температуре 120⁰С, сопротивления проводников сечением 25–95 мм²– к температуре 145⁰С, сопротивления проводников сечением 120–140 мм²– к температуре 95⁰С. Такие (ориентировочные) значения температуры проводников в конце кз получены в результате расчетов с учетом реальных время–токовых характеристик аппаратов защиты и при условии адиабатического процесса нагрева жил проводников. Государственным стандартом ГОСТ 2824+-89 допускается принимать для всех сечений значение температурного коэффициента электрического сопротивления равным 1,5, что соответствует температуре 145⁰С. Но проводники крупных сечений до такой температуры за время кз практически не нагреваются. Температурный коэффициент для приведения сопротивления проводника при 20⁰С к сопротивлению при конечной температуре вычисляется по формуле:

(11.42)

где θ кон. – температура жилы проводника в конце кз, ⁰С. Сопротивление проводника при конечной температуре

, (11.43)

где r₂₀– сопротивление проводника при температуре 20⁰С.

Ток мгновенного отключения автоматического выключателя выбирают по минимальному току короткого замыкания. Минимальный ожидаемый ток цепи кз – это ток, соответствующий короткому замыканию в самой отдаленной точке защищаемой цепи, при коротком замыкании между фазой и нейтралью, или, если нейтраль не распределена, между фазами. При отсутствии данных для расчета токов кз могут быть сделаны следующие допущения.

Принимается, что сопротивление электропроводки увеличено на 50% по отношению к его значению при 20 С из-за нагрева проводников током кз.

Если полное сопротивление цепи со стороны источника питания неизвестно, то принимается, что напряжение источника питания снижено до 80% номинального напряжения.

Расчет минимального тока кз в этом случае ведется по упрощенным формулам. Для трехфазных сетей с нераспределенной нейтралью ток кз между фазами:

; (11.44)

где I– ожидаемый ток кз

U –линейное напряжение источника питания, В;

r - удельное электрическое сопротивление жилы кабеля, Ом мм²/м;

L – длина защищаемой линии;

F – площадь поперечного сечения жилы кабеля, мм².

Для трехфазных сетей с распределенной нейтралью ток кз между фазой и нейтралью вычисляется

; (11.45)

где I– ожидаемый ток кз

U – фазное напряжение источника питания, В;

r - удельное электрическое сопротивление жилы кабеля, Ом мм²/м;

L– длина защищаемой линии;

F – площадь поперечного сечения жилы кабеля, мм²

m – отношение между сопротивлением нейтрального проводника и сопротивлением фазного проводника (либо их сечениями, если они сделаны из одного материала).

Для проводников сечением выше 95 мм² должно учитываться также индуктивное сопротивление.

Пример расчета тока однофазного кз

Расчет тока кз для торгового зала (пример расчета нагрузок1)

Расчет тока однофазного кз в системе TN.

Минимальный ожидаемый ток однофазного короткого замыкания для участка питающей линии ЩР11-ЩС при отсутствии достаточно определенной информации рассчитывается по формуле:

, (11.46)

где U_ф – номинальное напряжение источника питания между фазой и нейтралью, В;

L – длина защищаемой кабельной линии, м

r – удельное электрическое сопротивление жилы кабеля, Ом мм²/м

m – отношение между сопротивлением нейтрального проводника и сопротивлением фазного проводника;

F– площадь поперечного сечения жилы кабеля, мм²;

0,8 – если полное сопротивление цепи со стороны источника питания неизвестно, принимается, что напряжение источника питания снижено до 80% от номинального напряжения;

1,5 – принимается, что сопротивление кабеля увеличено на 50% по отношению к значению при 20^оС из-за нагрева проводников током короткого замыкания.

Таблица 11.2

Исходные данные для расчета

Марка кабеля

Длина защищ. линии (м)

Материал жилы

Ом мм²/м

мм²

U_ф

NYM 5×35

0,018

220

Соответственно ток однофазного замыкания составит

[УЗО: учебно-справочное пособие. / М.: «Энергосервис», 2003]

Пример расчета токов кз. Определение тока кз при замыкании на шинах НН трансформатора.

Для схемы, приведенной на рис. 11.8, определить токи трехфазного, двухфазного и однофазного коротких замыканий.

рис4_8.png

Рис 11.8. Расчетная схема цепи кз

Исходные данные: мощность короткого замыкания системы S_кз=200 МВА; U_c=6 кВ.

Трансформатор S_ном= 1000 кВА; U_вн=6 кВ; U_нн=0,4 кВ.

∆P_к=11,2 кВт; u_к=5,5%.

Автоматический выключатель «Электрон» r_к.в=0,14 мОм; x_к.в=0,08 мОм.

Шинопровод ШМА-74 l=10м; r_ш =0,031 мОм/м; x_ш =0,017 мОм/м;

R_н.п =0,041 мОм/м; x_н.п = 0,081 мОм/м;

Болтовое соединение r_к =0,0034 мОм; число соединений – 4

Решение

1. Расчет параметров схемы замещения прямой последовательности.

Система.

Трансформатор .

Шинопровод

;

Болтовые соединения

Активное сопротивление дуги .

2. Расчет токов трехфазного кз.

С учетом сопротивления дуги в точке кз

Тогда периодические составляющие максимального и минимального тока трехфазного кз соответственно равны

Ударный ток короткого замыкания

Схема замещения для расчета трехфазного кз представлена на рис. 3.9.

рис4_9.png

Рис. 11.9. Схема замещения прямой последовательности

3. Расчет токов однофазного кз.

Определим параметры схемы замещения нулевой последовательности рис.3.10.

рис4_10.png

Рис. 11.10. Схема замещения нулевой последовательности

Для трансформатора

, .

Шинопровода

, .

Тогда сопротивление нулевой последовательности цепи кз

;

С учетом сопротивления дуги

Тогда максимальный и минимальный токи однофазного кз

4. Расчет токов двухфазных кз

Контрольные вопросы и задания

1. Каковы особенности расчета токов кз в сетях низкого напряжения?

2. Какой нормативный документ регламентирует порядок расчета токов кз в сетях НН?

3. Как определяется влияние системы на величину тока кз?

4. Как определяются характерные точки цепи кз?

5. Какие допущения принимаются при расчете токов кз?

6. Когда нужно учитывать подпитку точки кз от электродвигателей?

7. В каких единицах ведется расчет, относительных или именованных?

8. Учитываются ли в расчете активные сопротивления элементов цепи КЗ?

9. Из каких элементов состоит схема замещения?

10. Учитываются ли автоматические выключатели и предохранители в схеме замещения?

11. Можно ли рассчитывать токи ветвей схемы отдельно?

12. Какие упрощенные методы учета подпитки от двигателей существуют?

13. Токи каких видов коротких замыканий нужно рассчитывать в сетях НН и почему?

14. Зачем вводится понятие «комплексной нагрузки»?

15. Как учитывается влияние комплексной нагрузки?

16. Какие элементы могут входить в состав комплексной нагрузки?

17. Что означает понятие «сопротивление цепи фаза – ноль»?

18. В чем суть метода симметричных составляющих?

19. Влияет ли схема соедитения обмоток трансформатора на ток однофазного кз?

20. Что такое «ударный ток кз»?

21. Как определить ударный коэффициент?

22. Как найти ударный ток кз от электродвигателей?

К оглавлению

12. Проектирование систем электроснабжения

Удобство и безопасность эксплуатации системы электроснабжения напрямую зависит от правильности проектных решений и качества монтажных работ. Проектная документация выступает гарантией соответствия электросети действующим стандартам и нормативным требованиям, и безопасности ее эксплуатации. Согласно с законодательными требованиями наличие проектной документации необходимо для любого объекта, подключаемого к наружным сетям электроснабжения.

Грамотное проектирование электрических сетей обеспечивает решение следующих задач:

· определение электрических нагрузок отдельных участков и проектируемых объектов в целом;

· определение структуры создаваемой коммуникации с количеством и местами размещения трансформаторов, потребительских точек и других составляющих сети;

· определений показателей требуемого напряжения в системах питания и распределения энергии;

· выбор наиболее эффективного варианта транспортировки и распределения электроэнергии;

· безошибочный подбор электрооборудования и составление схемы исполнения электроустановок с учетом условий и особенностей их работы, требований безопасности и энергоэффективности;

· установление вида технических средств, обеспечивающих безопасность эксплуатации сети.

Системы электроснабжения постоянно совершенствуются за счет внедрения новых технологий и появления современного высокотехнологичного оборудования. Это значительно усложняет работы по разработке проектной документации. Поэтому главной целью проектирования является создание такого проекта, который позволит выбрать наиболее подходящие материалы и оборудование для конкретного объекта, создать эффективную разводку электричества от точек подачи к потребителям, минимизировать расходы на монтаж и эксплуатацию готовых электросистем.

12.1. Требования к встроенным и пристроенным трансформаторным подстанциям

Подстанцией называется электроустановка, служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов или других преобразователей энергии, распределительных устройств (РУ), устройств управления и вспомогательных сооружений. Трансформаторные подстанции (ТП) на напряжение 10/0,4 выполняются обычно закрытыми, они могут располагаться как в отдельном помещении, так и быть встроенными или пристроенными к основному зданию.

Пристроенной подстанцией (пристроенным РУ) называется подстанция (РУ), непосредственно примыкающая (примыкающее) к основному зданию.

Встроенной подстанцией (встроенным РУ) называется закрытая подстанция (закрытое РУ), вписанная (вписанное) в контур основного здания.

Внутрицеховой подстанцией называется подстанция, расположенная внутри производственного здания (открыто или в отдельном закрытом помещении).

В общественных зданиях разрешается размещать встроенные и пристроенные трансформаторные подстанции (ТП), в том числе комплектные трансформаторные подстанции (КТП), при условии соблюдения соответствующих санитарных и противопожарных норм и требований нормативных документов (ПУЭ, СНИП 31.110), которые изложены ниже.

В спальных корпусах различных учреждений, в школьных и других учебных заведениях сооружение встроенных и пристроенных подстанций не допускается.

Главные распределительные щиты (ГРЩ) при применении встроенных ТП должны размещаться, как правило, в смежном с трансформаторами помещении.

Для встроенных ТП, КТП и закрытых распределительных устройств (ЗРУ) напряжением до 10 кВ в дополнение к требованиям 4.2 ПУЭ необходимо предусматривать следующее:

· не размещать их под помещениями с мокрыми технологическими процессами, под душевыми, ванными и уборными;

· выполнять надежную гидроизоляцию над помещениями ТП, КТП и ЗРУ, исключающую возможность проникания влаги в случае аварии систем отопления, водоснабжения и канализации;

· полы камер трансформаторов и ЗРУ напряжением до и выше 1000 В со стороны входов должны быть выше полов примыкающих помещений не менее чем на 10 см. Если вход в ТП предусмотрен снаружи здания, отметка пола помещения ТП должна быть выше отметки земли не менее чем на 30 см. При расстоянии от пола подстанции до пола примыкающих помещений или земли более 40 см для входа следует предусматривать ступени;

· устраивать дороги для подъезда автотранспорта к месту расположения подстанции.

Компоновка и размещение ТП должны предусматривать возможность круглосуточного беспрепятственного доступа в нее персонала эксплуатирующей организации.

На встроенных ТП и КТП следует устанавливать не более двух масляных или заполненных негорючим экологически безопасным жидким диэлектриком трансформаторов мощностью до 1000 кВ·А каждый. Число сухих трансформаторов не ограничивается, а мощность каждого из них св. 1000 кВ·А не рекомендуется.

Подстанции с масляными трансформаторами, как правило, должны размещаться на первом этаже или в цокольной части здания (выше уровня планировочной отметки земли). Двери камер трансформаторов должны располагаться на одном из фасадов здания.

Подстанции с сухими трансформаторами допускается размещать в подвалах при условии:

· исключения возможности их затопления грунтовыми и паводковыми водами, а также при авариях систем водоснабжения, отопления и канализации;

· обеспечения подъема трансформаторов на поверхность земли с помощью передвижных или стационарных механизмов и устройств;

· что расстояние между наружными стенами и стенами подстанции должно быть, как правило, не менее 800 мм. Допускается уменьшение этого расстояния до 200 мм, если обеспечивается требуемая вентиляция пространства между стенами.

При наличии технико-экономических обоснований допускается установка подстанций на верхних этажах здания, если обеспечивается возможность транспортировки трансформаторов. В этом случае отделения помещения подстанции от наружных стен не требуется.

В ТП, как правило, следует устанавливать силовые трансформаторы с глухозаземленной нейтралью со схемами соединения обмоток «звезда–зигзаг» при мощности до 250 кВ·А и «треугольник–звезда» при мощности 400 кВ·А и более.

Для включения и отключения намагничивающего тока силовых трансформаторов допускается использовать трехполюсные разъединители.

Место установки устройства АВР (централизованно на вводах в здание или децентрализованно у электроприемников I категории по надежности электроснабжения) выбирается в проекте в зависимости от их взаимного расположения, условий эксплуатации и способов прокладки питающих линий до удаленных электроприемников.

При наличии АВР на стороне низшего напряжения встроенной ТП установка его на ГРЩ, расположенном в смежном с ТП помещении, не требуется.

В случае, когда электроприемники 1-й категории не могут быть запитаны от двух независимых источников, должно быть осуществлено технологическое резервирование, включаемое автоматически.

Питание силовых электроприемников и освещения рекомендуется осуществлять от общих трансформаторов.

12.2. Вводно-распределительные устройства, главные распределительные щиты, распределительные щиты, пункты и щитки

Вводно-распределительные устройства (ВРУ) и главные распределительные щиты (ГРЩ), как правило, должны размещаться в специально выделенных запирающихся помещениях (электрощитовых). Двери из этих помещений должны открываться наружу.

Не разрешается размещать ВРУ и ГРЩ в незадымляемых лестничных клетках.

Разрешается размещать электрощитовые в сухих подвалах при условии, что эти помещения отделены противопожарными перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. В районах, подверженных затоплению, ВРУ и ГРЩ должны устанавливаться выше возможного уровня затопления.

ВРУ и ГРЩ разрешается размещать не в специальных помещениях при соблюдении следующих требований:

– степень защиты ВРУ должна быть не ниже IР31(пылевлагозащищенность от частиц размером более 2,5 мм, от вертикально падающих капель, по электробезопасности – защита от случайного касания токоведущих частей инструментом);

– устройства и щиты должны быть расположены в удобных и доступных для обслуживания местах (в отапливаемых тамбурах, вестибюлях, коридорах и т.п.);

– аппараты защиты и управления должны устанавливаться в металлическом шкафу или в нише стены, снабженных запирающимися дверцами. При этом рукоятки аппаратов управления не должны выводиться наружу, они должны быть съемными или запираться на замки.

В помещениях ВРУ и ГРЩ разрешается размещать оборудование слаботочных устройств и систем (усилители телесигналов, контроллеры автоматизированных систем, аппаратуру и щитки системы дымоудаления и т.п.). При этом проходы обслуживания в электропомещениях, находящиеся с лицевой или с задней стороны щита, должны соответствовать следующим требованиям:

Ширина проходов в свету должна быть не менее 0,8 м; высота проходов в свету – не менее 1,9 м;

В проходах не должны находиться предметы, которые могли бы стеснять передвижение людей и оборудования.

Электрощитовые, а также ВРУ и ГРЩ не допускается располагать непосредственно под уборными, ванными комнатами, душевыми, кухнями пищеблоков, моечными и другими помещениями, связанными с мокрыми технологическими процессами, за исключением случаев, когда приняты специальные меры по надежной гидроизоляции, предотвращающие попадание влаги в помещения, где установлены распределительные устройства. Следует исключать возможность проникания шумов от оборудования электрощитовых, расположенных рядом с помещениями, в которых уровень шума ограничивается санитарными нормами.

Прокладка через электрощитовые трубопроводов систем водоснабжения, отопления (за исключением трубопроводов отопления щитовой), а также вентиляционных и других коробов разрешается как исключение, если они не имеют в пределах щитовых помещений ответвлений, а также люков, задвижек, фланцев, ревизий, вентилей. При этом трубопроводы холодной воды должны иметь защиту от конденсации влаги, а горячей воды – тепловую изоляцию.

Прокладка через электрощитовые газопроводов и трубопроводов с горючими жидкостями, канализации и внутренних водостоков не допускается.

Электрощитовые должны оборудоваться естественной вентиляцией и электрическим освещением. В них должна обеспечиваться температура не ниже 5°С.

Распределительные пункты и групповые щитки следует, как правило, устанавливать в нишах стен в запирающихся шкафах. При наличии специальных шахт для прокладки питающих сетей распределительные пункты и групповые щитки следует устанавливать в этих шахтах с устройством запирающихся входов в шахты для доступа к щиткам и пунктам только обслуживающего персонала.

В лестничных клетках зданий высота установки осветительных и силовых щитков и пунктов, размещаемых в нишах и не выступающих из плоскости стен, не нормируется.

Открыто установленные щитки и пункты должны размещаться на высоте не менее 2,2 м от пола, при этом не допускается уменьшение проходов, заданных нормами противопожарной безопасности.

Установка распределительных пунктов, щитов, щитков непосредственно в производственных помещениях пищеблоков, торговых и обеденных залах допускается как исключение при невозможности принять иное решение. При установке в торговых и обеденных залах они должны размещаться в нишах строительных конструкций с запирающимися дверцами и иметь надлежащее архитектурное оформление.

В учебных кабинетах и лабораториях школ и средних специальных учебных заведений распределительные щитки для питания учебных приборов следует устанавливать вблизи стола преподавателя.

В жилых и общественных зданиях запрещается применение комплектных устройств, внутренние соединения которых выполнены с использованием алюминиевых проводников. Допускается использование в распределительных устройствах специальных алюминиевых сплавов.

Количество вводно-распределительных устройств или главных распределительных щитов (ВРУ, ГРЩ), предназначенных для приема электроэнергии от городской сети и распределения ее по потребителям зданий, выбирается по соображениям обеспечения надежности электроснабжения с учетом конструкции здания и по построению схемы внешнего электроснабжения.

В общественных зданиях ГРЩ или ВРУ должны располагаться у основного абонента независимо от числа предприятий, учреждений и организаций, расположенных в здании.

У каждого из абонентов, расположенных в здании, должно устанавливаться самостоятельное ВРУ, питающееся от общего ВРУ или ГРЩ здания.

От общего ВРУ допускается питание потребителей, расположенных в других зданиях, при условии, что эти потребители связаны функционально.

Нагрузка каждой питающей линии, отходящей от ВРУ, не должна превышать 250А.

При наличии в здании электроприемников, требующих первой категории по степени надежности электроснабжения, рекомендуется выполнять питание всего здания от двух независимых источников с устройством АВР независимо от требуемой степени обеспечения надежности электроснабжения других электроприемников в соответствии с табл. П7.1.

При отсутствии АВР на вводе в здание питание электроприемников первой категории по надежности электроснабжения следует выполнять от самостоятельного щита (панели) с устройством АВР.

При наличии на вводе аппаратов защиты и управления этот щит (панель) с устройством АВР следует подключать после аппарата управления и до аппарата защиты.

При наличии на вводе автоматического выключателя, выполняющего функции управления и защиты, это подключение должно производиться до автоматического выключателя.

Панели щита противопожарных устройств, аппараты защиты и управления линий, питающих противопожарные устройства, расположенные на ВРУ (ГРЩ), должны иметь отличительную окраску (красную).

12.3. Выбор коммутационно-защитной аппаратуры

В основу выбора защитной аппаратуры в зависимости от величины токов КЗ положено, что кривая время-токовой характеристики, соответствующая допустимой тепловой нагрузке защищаемой электросети, должна лежать выше зоны время-токовой характеристики устройства защиты для всех возможных токов КЗ между минимальным и максимальным значениями.

Под время-токовой характеристикой подразумевается кривая, отражающая взаимосвязь времени и ожидаемого тока в определенных условиях эксплуатации. Указанный принцип проиллюстрирован на рис. 12.1.

устройство защитного отключения

Рис. 12.1 Время-токовые характеристики автоматических выключателей:

В – срабатывание электромагнитной защиты между 3- и 5- кратным значением номинального тока;

С – срабатывание электромагнитной защиты между 5- и 10- кратным значением номинального тока;

D – срабатывание электромагнитной защиты между 10- и 14- кратным значением номинального тока

Ток трехфазного КЗ

Время отключения полного тока КЗ в любой точке цепи не должно превышать времени, в течение которого температура проводников достигает допустимого предела. Это время для защищаемого проводника может быть приблизительно вычислено по формуле

, (12.1)

где t – продолжительность, с;

F – сечение проводника, мм²;

I – действующее значение тока КЗ, А;

c = 115 или 135 – для медных проводников (115 – с поливинилхлоридной изоляцией, 135 –с резиновой изоляцией и с изоляцией из cшитого полиэтилена); К = 74 и 87 – для алюминиевых проводников (74 – с поливинилхлоридной изоляцией, 87 – с резиновой изоляцией и изоляцией из сшитого полиэтилена);

c = 115 – для соединений пайкой медных проводников.

Предельно допустимые значения температуры нагрева проводников приводятся в ПУЭ.

Автоматическая защита от перегрузки предназначена для отключения электросети при протекании по проводникам тока перегрузки раньше, чем такой ток мог бы вызвать повышение температуры проводников, опасное для изоляции, соединений, зажимов или среды, окружающей проводники. Рабочая характеристика любого защитного устройства, защищающего кабель от перегрузки, должна отвечать условиям:

, , (12.2)

где I_р– рабочий ток цепи; I_д– допустимый длительный ток кабеля; I_н– номинальный ток устройства защиты (для устройства защиты с регулируемыми характеристиками номинальным током Iн является ток выбранной уставки); I_з– ток, обеспечивающий надежное срабатывание устройства защиты.

Практически I_зпринимают равным:

– току срабатывания при заданном времени срабатывания для автоматических выключателей;

– току плавления плавкой вставки при заданном времени срабатывания для предохранителей.

Для выполнения защитных функций автоматические выключатели оснащаются различными расцепителями.

В общем виде расцепитель – это устройство, механически связанное с автоматическим выключателем (или встроенное в него), которое освобождает удерживающее устройство в механизме автоматического выключателя и вызывает автоматическое срабатывание выключателя.

В автоматических выключателях бытового назначения применяются: максимальный расцепитель тока, максимальный расцепитель с обратнозависимой выдержкой времени, максимальный расцепитель тока прямого действия и расцепитель перегрузки.

Максимальный расцепитель тока – расцепитель, вызывающий срабатывание автоматического выключателя с выдержкой времени или без нее, когда ток в этом расцепителе превышает заданное значение.

Максимальный расцепитель тока с обратнозависимой выдержкой времени – максимальный расцепитель тока, срабатывающий после выдержки времени, находящейся в обратной зависимости от значения сверхтока.

Максимальный расцепитель тока прямого действия – максимальный расцепитель тока, срабатывающий непосредственно от протекающего тока в главной цепи автоматического выключателя.

Расцепитель перегрузки – максимальный расцепитель тока, предназначенный для защиты от перегрузок.

В соответствии с СП256.1325800.2016 во внутренних сетях зданий, как правило, следует применять автоматические выключатели с комбинированными расцепителями.

Номинальные токи комбинированных расцепителей автоматических выключателей для защиты групповых линий и вводов должны выбираться в соответствии с расчетными нагрузками.

Уставки аппаратов защиты для взаиморезервируемых линий должны выбираться с учетом их послеаварийной нагрузки.

Автоматические выключатели характеризуются также включающей и отключающей способностью, предельной наибольшей отключающей способностью, рабочей наибольшей отключающей способностью и током отключения.

Так как наибольшие значения сверхтоков определяются токами короткого замыкания защищаемой цепи, при выборе выключателей в процессе проектирования необходимо учитывать указанные параметры.

В случаях последовательного соединения двух автоматических выключателей возникает проблема селективности их срабатывания, которая заключается в обеспечении отключения защищаемой цепи выключателем со стороны нагрузки до того, как отключение начнет второй выключатель со стороны питания.

Селективность характеризуется предельным током. Предельный ток селективности – это предельное значение тока:

– ниже которого при наличии двух последовательно соединенных аппаратов защиты от сверхтоков аппарат со стороны нагрузки успевает завершить процесс отключения до того, как его начнет второй аппарат (т.е. обеспечивается селективность);

– выше которого при наличии двух последовательно соединенных аппаратов защиты от сверхтоков аппарат со стороны нагрузки может не успеть завершить процесс отключения до того, как его начнет второй аппарат (т.е. селективность не обеспечивается).

Величина предельного тока селективности определяется координатой точки пересечения времятоковой характеристики в зоне наибольшей отключающей способности защитного аппарата на стороне нагрузки и время-токовой характеристикой расцепителя другого аппарата.

В бытовых электроустановках в целях защиты от сверхтоков используются, как правило, автоматические выключатели, выпускаемые по ГОСТ Р 50345–99, который аутентичен международному стандарту МЭК 60898–95.

В таблице 12.2 приведены предпочтительные значения номинального напряжения автоматических выключателей, выпускаемых в соответствии с указанным ГОСТом.

Таблица 12.2

Предпочтительные значения номинального напряжения

Выключатели	Цепь питания выключателя	Номинальное напряжение, В
Однополюсные	Однофазная (фаза с нейтралью)	230
	Однофазная (фаза с нулевым заземленным проводом или фаза с нейтралью)	120
	Однофазная (фаза с нейтралью) или трехфазная (три однополюсных автоматических выключателя) (трех- или четырехпроводная)	230/400
Двухполюсные	Однофазная (фаза с нейтралью)	230
	Однофазная (фаза с фазой)	400
	Однофазная (фаза с фазой, трехпроводная)	120/240
Трехполюсные	Трехфазная (трех- или четырехпроводная)	240
Четырехполюсные		400
1. В ГОСТ 29322 стандартизировано значение напряжения 230/400 В. Это значение должно постепенно вытеснить значения 220/380 и 240/415 В. 2. Там, где в настоящем стандарте имеется ссылка на напряжения 230 или 400 В, возможно считать это равным напряжением 220 или 240 В и 380 или 415 В соответственно. 3. Выключатели, соответствующие требованиям настоящего стандарта, могут использоваться в IT системах.

К предпочтительным значениям номинального тока, установленного ГОСТом, относятся: 6, 8, 10, 13, 16, 20, 25, 32, 40, 50, 63, 80, 100 и 125 А.

Стандартные значения номинальной частоты 50 и 60 Гц.

Стандартные значения номинальной отключающей способности: 1500, 3000, 4500, 6000, 10 000 А.

Стандарт определяет три типа характеристик мгновенного расцепления: В, С и D. В табл. 12.3 приведены диапазоны мгновенного расцепления выключателя в зависимости от кратности сверхтока по отношению к номинальному I_н.

Таблица 12.3

Диапазоны токов мгновенного расцепления

Тип	Диапазон
В	Св. 3 I_н до 5I_н включ.
C	от 5 I_н до 10 I_н
D	от 10 I_н до 50 I_н

В электроустановках зданий в основном используются автоматические выключатели с характеристиками типов В и С. Расцепление типа В рационально применять для защиты розеточных линий, типа С – для линий, питающих светильники, теплые полы и стены, сауны и т.п. При выборе автоматического выключателя необходимо учитывать предполагаемую температуру окружающей среды в месте его установки.

В каталогах приводится номинальный ток выключателя для температуры окружающей среды 30⁰С. Повышение температуры сверх 30⁰С приводит к преждевременному срабатыванию теплового расцепителя, так как его температура достигает уровня срабатывания при меньших значениях тока. Поэтому при установке автоматических выключателей в местах, где температура окружающей среды превышает номинальную, равную 30⁰С, номинальное значение тока выключателя уменьшается:

, (12.3)

где I_нt– допустимый ток при температуре окружающей среды t⁰С, отличной от номинальной t_о.с.н= 30⁰C; I_н.а– номинальный ток автоматического выключателя при номинальной (расчетной) температуре окружающей среды;

– температурный коэффициент, учитывающий уменьшение (увеличение) допустимого тока автоматического выключателя в зависимости от температуры окружающей среды в месте его установки.

Для выключателей бытового назначения ориентировочные значения величины К_tв зависимости от температуры окружающей среды в месте установки приведены в табл. 12.4.

Таблица 12.4

Зависимость температурного коэффициента от температуры окружающей среды

t_о.с.н	20	30	35	40	45	50	55	60
К_t	1,05	1	0,97	0,95	0,92	0,89	0,87	0,84

Время срабатывания автоматического выключателя определяется по его время токовой характеристике. При этом значение уставки защиты от перегрузок (I_r) необходимо скорректировать в соответствии с приведенными на рис.12.3 графиками.

Рис. 12.3. Примеры графиков для определения коэффициентов понижения/повышения токовых уставок, которые должны применяться
к автоматическим выключателям с некомпенсируемыми тепловыми расцепителями в зависимости от температуры

Для выключателей, устанавливаемых в шкафах рядом друг с другом на рейках, следует использовать величину 0,8К_t.

Выбор автоматических выключателей в тех случаях, когда температура окружающей среды больше или меньше стандартной контрольной, при которой определялись его номинальные данные, производится с использованием температурного коэффициента К_tпо формуле:

, (12.4)

где I_н.р– номинальный ток расцепителя.

Пример

Дано:

Максимальный расчетный ток нагрузки I_рас.max= 21,5А.

Температура окружающей среды в месте установки t_о.с= +55⁰С при этом I_рас.max=I_н_t. Номинальный ток автоматического выключателя при нормальных условиях должен быть:

. (12.5)

По приведенным выше данным К_t для 55⁰С равен 0,87. Отсюда

Выбираем автоматический выключатель с номинальным током 25 А. Если выключатель установлен в ряд с другими автоматами, в металлическом шкафу, то его номинальный ток определяется по формуле

Принимаем к установке автоматический выключатель с номинальным током I_н.а= 32 А.

Принципы выбора коммутационной аппаратуры

К коммутационным аппаратам относится достаточно широкий спектр электрооборудования, с помощью которого осуществляется включение-отключение как основных токовых цепей, так и цепей управления (табл. 12.5).

Для коммутации основных токовых цепей наряду с рассмотренными выше автоматическими выключателями используются рубильники, переключатели, контакторы, магнитные пускатели и т.п.

Контактор представляет собой коммутационный аппарат с электромагнитным управлением, который обычно удерживается в замкнутом положении током (уменьшенной величины), проходящим через включающий соленоид (хотя для специальных применений существуют различные типы с механической блокировкой). Контакторы предназначены для выполнения многократных циклов включения/отключения и обычно управляются дистанционно с помощью двухпозиционных нажимных кнопок.

Контакторы, оснащенные тепловым реле для защиты от перегрузки, широко используются для дистанционного кнопочного управления осветительными цепями и могут также рассматриваться как важный элемент в управлении двигателем. Такой коммутационный аппарат не эквивалентен автоматическому выключателю, поскольку его отключающая способность при коротком замыкании ограничена величиной 8 или 10 I_n. Поэтому для защиты от короткого замыкания необходимо последовательно с данным контактором (выше по цепи) устанавливать или плавкие предохранители, или автоматический выключатель.

Таблица 12.5

Таблица функциональных возможностей коммутационной аппаратуры

Устройство	Изолирование	Управление				Электрическая защита
Устройство	Изолирование	Функциональное	Аварийное отключение	Аварийное Останов механических узлов	Откл. Для тех. Обслуж. Мех. узлов	От перегрузки	От кз	От тока утечки
Разъединитель (4)	+
Выключатель(5)	+	+	+(1)	+(1) (2)	+
УЗО (5)	+	+	+(1)	+(1) (2)	+			+
Выключатель–разъединитель(5)	+	+	+(1)	+(1) (2)	+
Контактор (3)		+	+(1)	+(1) (2)	+	+(3)
Двухпозиционный выкл. с дистанц. управлением		+	+(1)		+
Предохранитель	+					+	+
Автоматический выключатель- (5)		+	+(1)	+(1) (2)	+	+	+
Автоматический выключатель-разъединитель(5)	+	+	+(1)	+(1) (2)	+	+	+
УЗО + автомат выключатель с защитой от сверхтоков(5)	+	+	+(1)	+(1) (2)	+	+	+	+
Место установки	Ввод каждой цепи	Все места, где потребуется остановить процесс	На входящей цепи каждого РЩ	В месте подвода питания к каждому двигателю	В месте подвода питания к каждому двигателю	Ввод каждой цепи	Ввод каждой цепи	Ввод цепей в случае использования систем заземления TN-S, IT, TT

(1) Где обеспечивается обесточивание всех активных проводников.

(2) Может потребоваться подвод питания к системе торможения.

(3) Если он электрически соединен с тепловым реле.

(4) В некоторых странах применение разъединителя с видимым разрывом на вводе низковольтной электроустановки, питаемой непосредственно от понижающего трансформатора, является обязательным.

(5) Определенные элементы коммутационной аппаратуры пригодны для выполнения функций изолирования или разъединения (например, УЗО в соответствии со стандартом МЭК 1008), хотя на них отсутствует соответствующая маркировка.

Для коммутации цепей управления используются различные реле, как мгновенного действия, так и реле с выдержкой времени на замыкание и размыкание контактов, кнопки и ключи (переключатели) управления и пр. Аппаратура для коммутации цепи управления может содержать аппарат для цепи управления и связанные с ним устройства, например световые индикаторы.

Аппарат для цепей управления может содержать один или несколько коммутационных элементов и механизм передачи усилия переключения. Коммутационный элемент может быть контактным или полупроводниковым.

Выбор при проектировании аппаратов из рассматриваемой группы определяется следующими основными параметрами:

· номинальным напряжением и потребляемым током катушек;

· коммутационной способностью контактов или выходных полупроводниковых цепей (номинальное напряжение, номинальный ток коммутируемый цепи);

· для реле с выдержкой времени – диапазоном выдержки времени.

Не менее важными факторами являются способ установки аппарата (под винт, на DIN-рейку) и присоединение проводов (переднее, заднее). Проектирование электропроводок заключается в выборе типа используемого провода или кабеля и сечения токопроводящего проводника, а также способов их прокладки. В пределах жилых зданий используются, как правило, изолированные провода и кабели с медными жилами напряжением до 1000 В.

Типы проводов или кабелей определяют:

· вид изоляции токоведущих жил (резиновая, поливинилхлоридная, полиэтиленовая и пр.);

· наличие общих оболочки и оплетки;

· горючесть изоляционного материала провода или кабеля;

· материал токоведущих жил (медь, алюминий);

· гибкость материала токоведущей жилы;

· конструктивное выполнение (круглый, плоский, самонесущий и др.);

· специальное назначение (например: для водопогружных насосов; повышенной термической стойкости и др.);

· напряжение (250, 380, 660 и 1000 В);

· число токоведущих жил.

Выбор типа провода или кабеля зависит от следующих факторов:

· от предполагаемого места прокладки и способа монтажа (в земле, в воздухе, в трубах, в коробах, на лотках и кронштейнах, открыто без крепления, открыто на изоляторах, скрыто);

· от категории помещений (сухие, влажные, сырые, особо сырые, особо сырые с химически активной средой);

· от влияния внешних воздействий (температура окружающей среды; наличие воды, пыли, коррозионно-активных и загрязняющих веществ); механические внешние воздействия; наличие флоры и фауны; солнечное излучение; конструкция здания); от уровня напряжения питающей сети.

Выбранные проводники и защищающие их устройства должны удовлетворять следующим условиям:

· проводить, не перегреваясь, расчетный ток нагрузки, а также выдерживать кратковременные перегрузки;

· падение напряжения в проводнике не должно превышать нормированных значений;

· защитные устройства (автоматические выключатели, предохранители) должны защищать проводники от перегрузки и коротких замыканий.

Кроме вышеперечисленного проводники выбираются и по механической прочности.

12.4. Выбор сечений проводников

Сечения токопроводящей жилы проводов и кабелей выбираются на напряжение 0,4 кВ согласно ПУЭ по условию нагрева длительным расчетным током в нормальном и послеаварийном режимах и условиям окружающей среды и проверяются по потере напряжения, соответствию току выбранного аппарата защиты, по условиям динамической и термической стойкости к токам к.з.

Расчетная токовая нагрузка линии определяется

. (12.5)

Сечение определяют предварительно по расчетному току нормального режима следующим образом:

, (12.6)

где. I_доп– длительно допустимый ток кабелей (проводов), определяется по справочным материалам, k_п
–коэффициент на условия прокладки для кабелей.

, (12.7)

k₁– учитывает температуру окружающей среды; k₂ – учитывает влияние способа прокладки;

k₃ – учитывает взаимное влияние проложенных рядом кабелей (расстояние между кабелями менее двух диаметров большего из двух кабелей).

Таким образом, сечение проводника увеличивается по сравнению с тем, которое могло быть выбрано по I_{р max}без учета вышеуказанных факторов.

При этом номинальный ток автоматического выключателя I_н.азащищающего проводник, должен быть равен или больше максимального тока нагрузки

. (12.8)

Значения коэффициентов приведены в табл. П12.1–12.4 (ПУЭ гл. 1.3)

Проверка сечений по термической стойкости к токам кз производится по формуле:

(12.9)

где – суммарный ток кз от энергосистемы;

t_откл – расчетное время отключения кз;

с – термический коэффициент для кабелей, точное значение указывается производителем кабеля. В среднем можно принять:

Кабели на напряжение до 1 кВ: для меди С=165.

Для алюминия с = 90.

Как правило, такую проверку выполняют только для кабелей, подключаемых к главному (или вводному) распределительному щиту.

При коротких замыканиях температура нагрева проводника не должна превышать предельно допустимой для изоляции проводника температуры.

Сечение токоведущей жилы в зависимости от величины тока для различных типов проводов и кабелей и при различных способах их прокладки приводятся в ПУЭ, справочниках и в материалах завода–изготовителя провода или кабеля. В табл. П12.5–12.9 приведены справочные данные по допустимому длительному току для наиболее часто применяемых проводов и кабелей.

Совместный выбор сечения токоведущей жилы и коммутационно-защитной аппаратуры

Выбранные по нагреву провода должны соответствовать максимальной токовой защите, то есть допустимый ток проводника должен быть больше чем ток срабатывания расцепителя автомата. В противном случае при перегрузке или кз проводник может разрушиться раньше, чем сработает аппарат защиты.

(12.10)

и плавкая вставка не должна расплавляться за время пуска двигателя, когда по ней проходит пусковой ток

; (12.11)

где I_п – пусковой ток двигателя, к_п – коэффициент кратковременной тепловой перегрузки вставки, учитывающий условия пуска двигателей. Для легкого пуска при времени разгона не более 10с. к_п=2,5, для тяжелого – частые и длительные пуски с временем разгона более 10с. к_п=1,6-2,0.

, (12.12)

где I_п – пусковой ток группы двигателей, при пуске которых кратковременный ток линии достигает наибольшего значения; – длительный расчетный ток линии до момента пуска электродвигателей, определяемый без учета расчетного тока пускаемой группы.

Сечение проводников линий, защищаемых предохранителями, определяется с учетом данных табл. 12.6.

Таблица 12.6

Выбор сечений проводников при различных способах прокладки и разных характеристиках помещения

Назначение и характеристика помещения	Назначение линии	Конструкция проводников или способ прокладки	Сечение проводника выбирается с учетом следующего неравенства
Производственное помещение, не опасное в отношении взрыва	Радиальные линии для питания радиальных ЭП	Изолированные проводники в металлической оболочке или проложенные в металлических трубах
То же	Магистральные и групповые радиальные линии для питания силовых ЭП	То же
То же	Все линии сети эл. Освещения	То же
Жилые дома, бытовые и общественные помещения	То же	То же

При защите линий автоматами выбор из производится в соответствии с следующими требованиями:

Номинальный ток расцепителя выбирается не меньшим расчетного тока линии

, (12.13)

токи срабатывания автоматов при кз и перегрузках выбираются такими, чтобы цепь не размыкалась в нормальном режиме при кратковременных перегрузках. Для расцепителей автоматов всех типов уставка тока мгновенного срабатывания принимается

. (12.4)

В cетях, защищаемых только от токов кз, токи срабатывания защит должны удовлетворять требованиям чувствительности: минимальный ток кз в наиболее удаленной точке защищаемой линии должен быть больше, номинального тока вставки предохранителя или номинального тока расцепителя не менее чем в три раза. Для автоматов, имеющих расцепители мгновенного срабатывания (для автоматов с номинальным током до 100А), и для автоматов с номинальным током свыше 100А. Для определения минимального тока кз в сетях с глухозаземленной нейтралью проводится расчет токов однофазного кз.

Для защиты сети от перегрузок соблюдаются требования чувствительности защиты:

– для плавких предохранителей

, (12.15)

где k_з– коэффициент, определяемый типом изоляции проводников и условиями среды. Для проводников с резиновой и пластмассовой изоляцией, прокладываемых во взрывоопасных помещениях, k_з= 1,25, в помещениях невзрывоопасных и для всех кабелей с бумажной изоляцией k_з= 1. I_д – длительно допустимый ток провода или кабеля.

– для автоматических выключателей с мгновенно действующим расцепителем:

, (12.16)

с ненастраиваемым расцепителем замедленного срабатывания

, (12.17)

с настраиваемым расцепителем замедленного срабатывания

. (12.18)

В сетях, защищаемых только от тока кз (не требующих защиты от перегрузки) допускается не проводить расчетной проверки кратности тока кз, если по отнрошению к длительно допустимым токовым нагрузкам проводников выполняются указанные ниже условия.

Для плавких вставок предохранителей номинальный ток плавкой вставки не должен превышать допустимого тока более чем в три раза:

. (12.19)

Для автоматических выключателей, имеющих только мгновенно действующий расцепитель номинальный ток ненастраиваемого расцепителя замедленного срабатывания (независимо от наличия мгновенно действующего расцепителя), должен удовлетворять неравенству

, (12.20)

В целом условия согласования характеристик защитных аппаратов (предохранителей и автоматов) с сечениями проводов и кабелей можно обобщить в виде:

, (12.21)

где I_з – номинальный ток, или ток срабатывания защитного аппарата, k_з– кратность допустимого длительного тока по отношению к номинальному току срабатывания защитного аппарата.

Значения коэффициента защиты нормируются ПУЭ в зависимости от требований окружающей среды, типа защитного аппарата, изоляции проводов и кабелей. В расчетах можно использовать данные табл. 12.7.

Таблица 12.7

Кратности допустимых токовых нагрузок на провода и кабели по отношению к номинальным токам, токам трогания или токам уставки защитных аппаратов

Ток защитного аппарата	Кратность допустимых длительных токов k_з для сетей
	Требующих защиты от перегрузки для различных видов изоляции проводов и кабелей в условиях окружающей среды			Не требующих защиты от перегрузки
	Резиновая во взрыво-пожаро-опасных помещениях, жилых и торговых зданиях	Резиновая в не взрыво-пожаро-опасных помещениях, производственных зданиях	бумажная	Не требующих защиты от перегрузки
Номинальный плавкой вставки предохр.	1,25	1,0	1,0	0,33
Уставки автомата, имеющего только максимальный мгновенно действующий расцепитель	1,25	1,0	1,0	0,22
Номинальный расцепителя автомата, с нерегулируемой обратно зависимой от тока характеристикой (независимо от наличия или отсутствия отсечки)	1,0	1,0	1,0	1,0
Трогания расцепителя автомата с регулируемой обратно зависимой от тока характеристикой (при наличии на автомате отсечки ее кратность не ограничивается)	1,0	1,0	0,8	0,66

Примечание. Кратность допустимых длительных токов k_з в ПУЭ выражается в процентах.

Таким образом, сечения проводников выбираются по нагреву расчетным током. Выбираемые предохранители и автоматы проверяются по условию соответствия их характеристик защищаемым сечениям. При невыполнении условий соответствия (12.19) принимается аппарат защиты с другими характеристиками. Увеличение же сечения для выполнения условий (12.19) не допускается.

Пример 1

Дано

Расчетный номинальный ток нагрузки на один кабель I_{р max}=70 А.

Температура окружающей среды +35⁰С.

Прокладка – скрытая в стене.

Число лежащих рядом трехжильных кабелей 3.

Кабель алюминиевый с ПВХ изоляцией.

Номинальный допустимый ток проводника I_д.н:

– для кабеля отечественного производства приводится в каталогах при температуре окружающей среды tо.с = +25⁰С и допустимой температуре жилы в номинальном режиме t_ж= 65⁰С;

– для кабеля импортного производства – в каталогах при t_о.с= +30⁰С и t_ж= 70⁰С.

Исходя из этого по табл. П12.6–12.8 находим:

– для отечественного кабеля k₁= 0,88; Определяем: k₂= 0,7; k₃= 1

Допустимый номинальный ток проводника:

– для отечественного кабеля:

Выбираем по табл.П12.6 кабели сечением 3×70.

Для алюминиевого кабеля такого сечения I_д.н= 140 А.

Пример 2

Выбрать сечение кабеля и ток плавкой вставки магистрали питающей 27 асинхронных двигателей металлообрабатывающих станков, из которых 22 АД – короткозамкнутые, а остальные с контактными кольцами.

Параметры АД сведены в таблицу 12.8.

Таблица 12.8

Расчетные данные к примеру

Тип	P_н, кВт	U_н, кВ	КПД	Cos j	I_п/I_н	Кол-во	k_и
А-61-6	7	380/220	0,86	0,61	4,5	10	0,25
А-74-8	14	--	0,87	0,61	4	5	0,2
А-61-4	10	--	0,88	0,68	5	5	0,15
А-52-2	10	--	0,875	0,69	6,5	2	0,2
АК-81-8	20	--	0,855	0,69	-	3	0,15
АК-72-4	28	--	0,88	0,67	-	2	0,18

U_н=380 В.

Решение

Суммарная установленная мощность всех электродвигателей составляет:

K_р=1,15

P_p=K_pP_ср=1,15 61,9=71,8кВт

P_ср=P_н K_и=326 0,19=61,9 кВт

Расчетный ток магистрали

Сечение кабеля при прокладке по воздуху выбирается из условия (без учета коэффициентов на условия прокладки) по таблице П 12.5. Для трехжильного медного кабеля 70 мм² длительно допустимый ток равен 180А.

Проверим соответствие выбранного сечения аппаратам защиты. При защите линии плавкими предохранителями номинальный ток стандартной плавкой вставки выбирается из условия и составляет 200 А

Номинальный ток двигателя мощностью 14кВТ

Соответственно, пусковой ток этого двигателя

Номинальный ток двигателя мощностью 10кВт

Соответственно, пусковой ток этого двигателя по упрощенной формуле

по абсолютной величине приращение пускового тока двигателя 10 кВт больше, чем двигателя 14кВт.

Номинальный ток плавкой вставки магистрали с учетом пусковых токов определяется из условия:

Таким образом учет пусковых токов не приводит к увеличению номинального тока плавкой вставки, выбранного по длительно допустимому току проводника.

Пример 3

Выбрать по условиям нагрева сечение провода марки ПРТО, проложенного в пожароопасной среде и ток плавкой вставке ответвления, питающего АД короткозамкнутого типа. А-72-6, мощностью 20кВт, 380/220В; КПД 0,88; cosj=0,84; I_п/I_н=4,9.

Решение

Номинальный ток двигателя

Сечение провода по длительно допустимому току получается 10мм² (без учета коэффициентов на условия прокладки).

Номинальный ток стандартной плавкой вставки выбирается из условия и составляет 60А.

Пусковой ток двигателя:

Номинальный ток стандартной плавкой вставки по условиям пускового тока

Необходимо выбрать плавкую вставку с номинальным током 80А. Такой плавкой вставке сечение провода 4 мм². Плавкая вставка с номинальным током 80А защищает провод 4 мм², а значит тем более защитит провод 10 мм².

Или на основании табл. 12.7 или 80< 3 55

Проверка по потере напряжения

Потери напряжения в сетях, выполненных проводами или кабелями, на неразветвленном участке линии от узла п до узла к с сопротивлением R_nk + jX_nk при протекании мощности P_nk + jQ_nk определяют:

, (12.22)

где ΔU – падение напряжения в системе электроснабжения;

– длина, активное и реактивное удельные сопротивления.

Действительная часть формулы называется потерей напряжения и характеризует изменение величины напряжения.

Мнимая часть формулы характеризует фазовый сдвиг напряжения у потребителя относительно напряжения источника питания. При проектировании электроснабжения и электрооборудования административных и общественных зданий важна величина действительной части, т.е. потеря напряжения.

Проверка выбранных проводников по потере напряжения из условия обеспечения необходимых (регламентированных стандартами) уровней напряжения у самых удаленных от источника питания потребителей осуществляется следующим образом.

Напряжение на зажимах наиболее удаленного от трансформатора электродвигателя

, (12.23)

где Uх – напряжение холостого хода на зажимах вторичной обмотки трансформатора, равное 105% Uном,

– потери напряжения в трансформаторе,

– потери напряжения сети НН, %.

Потеря напряжения в трансформаторе в % определяется по формуле:

, (12.24)

где k_з – коэффициент загрузки трансформатора, равный отношению расчетной нагрузки к номинальной,

U_a ,U_p – активная и реактивная составляющие напряжения короткого замыкания, определяемые по формулам:

, , (12.25)

где u_к – напряжение кз, – потери короткого замыкания, кВт (каталожные данные трансформаторов), cos j – коэффициент мощности на зажимах вторичной обмотки трансформатора

Выполняется расчет потери напряжения в сети (%) по формулам:

– для однофазной сети:

, (12.26)

– для симметричной трехфазной сети:

. (12.27)

где U_н– номинальное напряжение, В (220 В – однофазной сети, 380 В – симметричной трехфазной сети); r – активное сопротивление проводника, Ом; x – индуктивное сопротивление проводника, Ом,

сos φ– коэффициент мощности нагрузки,

I_рmax– максимальный расчетный ток нагрузки, А,

ΔU – потеря напряжения, % от номинального.

Без учета индуктивного сопротивления линии на потерю напряжения, как правило, рассчитываются: сети постоянного тока; линии сети переменного тока, для которых коэффициент мощности cos ϕ = 1. Индуктивным сопротивлением проводников сечением менее 50 мм²можно пренебречь, т.е. Х приравнять к 0. При отсутствии какой-либо другой информации величину Х можно принимать равной 8 · 10^-5Ом/м.

Активное сопротивление проводников (Ом) определяется по одной из известных формул

или . (12.28)

где ρ – удельное сопротивление проводника, Ом · мм²/ м; γ – удельная проводимость проводника, м / Ом · мм²; F – сечение проводника, мм²; l – длина проводника. Значение удельного сопротивления и удельной проводимости для: – медных проводников ρ_м=0,0189 Ом · мм²/ м; γ_м= 53 м / Ом · мм²; – алюминиевых проводников ρ_а=0,0315 Ом · мм²/ м; γа = 31,7 м / Ом · мм².

В табл. П12.10 приведены удельные активные сопротивления медных и алюминиевых проводов и кабелей, номенклатура которых по сечению токопроводящей жилы наиболее часто используется в строительстве. В табл. П12.11–12.12 приведены удельные индуктивные сопротивления воздушных линий. Сопротивления и допустимые токовые нагрузки самонесущих изолированных проводов приведены в таблицах приложения П12.13 и П12.14.

Допустимая величина падения напряжения (%) определяется по формуле

, (12.29)

где ΔU_пд– предельно допустимые потери напряжения в питающей приемник цепи, %; 105 – напряжение холостого хода на вторичной стороне питающего трансформатора, %; ΔU_тр– падение напряжения в трансформаторе, питающем данный объект, %; ΔU_{min д}– минимально допустимое напряжение на зажимах электроприемника, %. Допустимые отклонения напряжения у приемников электроэнергии , предельно допустимые .

Для проверки проводников по потере напряжения можно также использовать таблицы удельных потерь напряжения (табл. П12.15–П12.18), которые составлены на основании данных, приведенных в Справочнике по расчету проводов и кабелейи адаптированных к рассматриваемой тематике и к действующим в настоящее время нормам и правилам.

В указанных таблицах приведены удельные потери напряжения для электропроводок, воздушных и кабельных линий в зависимости от величины коэффициента мощности. Для проводов и кабелей из цветного металла эти потери выражены в процентах на 1 кВт·км в зависимости от напряжения линии.

Потеря напряжения в линии при заданном сечении проводов и кабелей из цветных металлов определяется по формуле

, (12.30)

где М_а– сумма произведений активных нагрузок на длины участков линии, кВт·км;

ΔU_мб– табличное значение удельной величины потери напряжения в процентах на 1 кВт·км.

Определение сечения проводов по заданной величине потери напряжения производится следующим образом. Определяется расчетное значение ΔU_мбпо формуле:

и по соответствующей таблице (табл. П12.21–4.24) подбирается сечение провода с ближайшим меньшим значением удельной потери напряжения.

р_12

Рис. 12.4. Расчетная схема

Выбрать сечение медного кабеля головного участка линии 0,38 кВ для сети рис.12.4, питающей следующую нагрузку:

кВт, cosj =0,75, кВт, cosj =0,85. Длины участков соответственно 280 и 210 м. Проверить по потерям напряжения, считая

Решение

Найдем токи участков линии:

А; .

По длительно допустимому току можно выбрать по табл. П12.5 сечение кабеля с медными жилами , бронированного, и пластмассовой изоляцией 25 .

Для головного участка линии:

По длительно допустимому току можно выбрать по табл. П12.5 сечение медного кабеля с пластмассовой изоляцией 2×35 .

По таблице П 11.8 активное сопротивление медного бронированного кабеля сечением 35 мм², индуктивное сопротивление .

Тогда сопротивление участка 1 сети:

Ом,

Ом.

Сопротивление участка 2:

Ом,

Ом.

Потери мощности на участке 2:

Вт,

вар.

Потери мощности на участке 1:

Потери напряжения на 1 участке:

В.

Это составляет около 8% от 380 В, кабель не проходит по потерям напряжения, следовательно нужно брать кабель значительно большего сечения

Попробуем 2×70. Тогда потери напряжения составляют:

В,

что составляет 6%.

Часто при выборе сечения для линий низкого напряжения по длительно допустимому току кабеля получаются недопустимые потери напряжения.

Выберем кабель по потерям напряжения при помощи табл. П12.20–12.24.

Находим по формуле значение .

По таблице 4.18 для медных кабелей оцениваем необходимое сечение кабеля с учетом 2 кабелей в параллель. Получается медный кабель 2×95 мм² Тогда сопротивление участка 1 сети:

Ом,

Ом.

Потери мощности на участке 1:

Потери напряжения на 1 участке:

В.

Что составляет 3%.

Контрольные вопросы и задания

1. Сформулируйте основные принципы, которыми руководствуются при проектировании систем электроснабжения (СЭС).

2. Какие задачи решаются при проектировании СЭС?

3. В каких зданиях не разрешается размещение встроенных и пристроенных трансформаторных подстанций?

4. Где размещаются главные распределительные щиты встроенных подстанций?

5. Есль ли ограничения на места размещения ТП, ГРЩ, ВРУ внутри зданий?

6. Сколько масляный трансформаторов можно разместить на встроенных ТП и КТП?

7. Можно ли размещать масляные трансформаторы выше или ниже 1 этажа либо цокольной части здания?

8. При каких условиях возможно размещение сухих трансформаторов в подвалах зданий?

9. Можно ли проложить через электрощитовые трубы водоснабжения?

10. Какой максимальный ток нагрузки каждой отходящей от ВРУ линии?

11. Что такое время–токовая характеристика защитного аппарата?

12. Дайте характеристику понятия «селективность»? Что такое «предельный ток селективности»?

13. В чем состоит функция контактора?

14. Что такое «автоматический выключатель-разъединитель»?

15. От чего зависит выбор типа и марки проводника?

16. Сформулируйте принципы выбора сечений проводников на напряжении 0,4 кВ

17. В чем смысл совместного выбора сечений проводника и коммутационно-защитной аппаратуры?

18. Зависит ли совместный выбор сечения проводника и защитного аппарата от типа расцепителя?

19. Зависит ли совместный выбор проводника и аппарата защиты от требований к защите сети только от кз или от кз и перегрузки?

20. Какие сети проверяют по потере напряжения?

21. Нужно ли учитывать при выборе сечений на напряжении 0,4 кВ экономическую плотность тока?

К оглавлению

13. Качество электрической энергии

Электроэнергия, как особый вид продукции, обладает определенными характеристиками, которые позволяют судить о ее пригодности в различных производственных процессах.

Совокупности характеристик, при которых приемники электроэнергии способны выполнять заложенные в них функции, объединены общим понятием качества электроэнергии (КЭ). Качество электроэнергии оценивается по технико-экономическим показателям, которые учитывают технологический (брак и ухудшение качества продукции, снижение производительности труда и механизмов, расстройство технологического процесса) и электромагнитный (увеличение потерь электроэнергии, повреждение электрооборудования, нарушение работы автоматики, телемеханики, связи) ущерб, причиненный народному хозяйству.

Стремление повысить производительность труда на современных промышленных предприятиях, а также усложнение технологических процессов обусловили широкое применение мощных регулируемых вентильных приводов и преобразовательных установок, мощных дуговых печей и сварочных установок. Характерной особенностью работы таких потребителей является существенное влияние их на качество электроэнергии питающих сетей. В свою очередь нормальная работа электрооборудования зависит от качества электроэнергии питающей системы.

Качество электроэнергии, наряду с надежностью, безопасностью и экономичностью, является одним из обязательных требований, предъявляемых к системам электроснабжения. Качество электроэнергии характеризуется совокупностью свойств и показателей качества энергии (ПКЭ), которые нормируются ГОСТ 32144-2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».

13.1. Параметры качества по ГОСТ

ГОСТ 32144-2013 устанавливает показатели и нормы качества электрической энергии (КЭ) в точках передачи электрической энергии пользователям электрических сетей низкого, среднего и высокого напряжения систем электроснабжения общего назначения переменного тока частотой 50 Гц.

Требования данного стандарта применяют при установлении норм КЭ в электрических сетях:

– систем электроснабжения общего назначения, присоединенных к Единой энергетической системе;

– изолированных систем электроснабжения общего назначения.

Требования стандарта применяют во всех режимах работы систем электроснабжения общего назначения, кроме режимов, обусловленных:

– обстоятельствами непреодолимой силы: землетрясениями, наводнениями, ураганами, пожарами, гражданскими беспорядками, военными действиями;

– опубликованием нормативно‑правовых актов органов власти, устанавливающих правила временного энергоснабжения;

– введением временного электроснабжения пользователей электрических сетей в целях устранения неисправностей или выполнения работ по минимизации зоны и длительности отсутствия электроснабжения.

ГОСТ предназначен для применения при установлении и нормировании показателей КЭ, связанных с характеристиками напряжения электропитания, относящимися к частоте, значениям и форме напряжения, а также к симметрии напряжений в трехфазных системах электроснабжения. Данные характеристики напряжения подвержены изменениям из‑за изменений нагрузки, влияния кондуктивных электромагнитных помех, создаваемых отдельными видами оборудования, и возникновения неисправностей, вызываемых, главным образом, внешними событиями. В результате возникают случайные изменения характеристик напряжения во времени в любой отдельной точке передачи электрической энергии пользователю электрической сети, а также случайные отклонения характеристик напряжения в различных точках передачи электрической энергии в конкретный момент времени. Учитывая непредсказуемость ряда явлений, влияющих на напряжение, не представляется возможным установить определенные допустимые границы значений для соответствующих характеристик напряжения. Поэтому изменения характеристик напряжения, связанные с такими явлениями, как например, провалы и прерывания напряжения, перенапряжения и импульсные напряжения в стандарте не нормируются. При заключении договоров на поставку или передачу электрической энергии следует учитывать статистические данные, относящиеся к таким характеристикам.

Изменения характеристик напряжения электропитания в точке передачи электрической энергии пользователю электрической сети, относящихся к частоте, значениям, форме напряжения и симметрии напряжений в трехфазных системах электроснабжения, подразделяют на две категории — продолжительные изменения характеристик напряжения и случайные события.

Продолжительные изменения характеристик напряжения электропитания представляют собой длительные отклонения характеристик напряжения от номинальных значений и обусловлены, в основном, изменениями нагрузки или влиянием нелинейных нагрузок. Применительно к продолжительным изменениям характеристик напряжения электропитания, относящихся к частоте, значениям, форме напряжения и симметрии напряжений в трехфазных системах, в ГОСТ 32144-2013 установлены показатели и нормы КЭ.

Случайные события представляют собой внезапные и значительные изменения формы напряжения, приводящие к отклонению его параметров от номинальных. Данные изменения напряжения, как правило, вызываются непредсказуемыми событиями (например, повреждениями оборудования пользователя электрической сети) или внешними воздействиями (например, погодными условиями или действиями стороны, не являющейся пользователем электрической сети). Случайные события не нормируются.

В стандарте используются следующие термины.

Точка передачи электрической энергии – точка электрической сети, находящаяся на линии раздела объектов электроэнергетики между владельцами по признаку собственности или владения на ином, предусмотренном законами основании, определенная в процессе технологического присоединения.

Точка общего присоединения – электрически ближайшая к конкретной нагрузке пользователя сети точка, к которой присоединены нагрузки других пользователей сети.

Номинальное напряжение – напряжение, для которого предназначена или идентифицирована электрическая сеть, и применительно к которому устанавливают ее рабочие характеристики.

Напряжение электропитания – среднеквадратическое значение напряжения в определенный момент времени в точке передачи электрической энергии пользователю электрической сети, измеряемое в течение установленного интервала времени.

Согласованное напряжение электропитания U_c – напряжение, отличающееся от стандартного номинального напряжения электрической сети по ГОСТ 29322, согласованное для конкретного пользователя электрической сети при технологическом присоединении в качестве напряжения электропитания.

Фликер – ощущение неустойчивости зрительного восприятия, вызванное световым источником, яркость или спектральный состав которого изменяются во времени.

Маркированные данные – это термин, применяемый для обозначения результатов измерений показателей КЭ и результатов их усреднения на временных интервалах, в пределах которых имели место прерывания, провалы напряжения или перенапряжения.

13.1.1. Отклонение частоты

Показателем КЭ, относящимся к частоте, является отклонение значения основной частоты напряжения электропитания от номинального значения, Df, Гц

, (13.1)

где f_m – значение основной частоты напряжения электропитания, Гц, измеренное в интервале времени 10 с в соответствии с требованиями ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.1; f_nom – номинальное значение частоты напряжения электропитания, Гц.

Номинальное значение частоты напряжения электропитания в электрической сети равно 50 Гц.

Для указанного показателя КЭ установлены следующие нормы:

– отклонение частоты в синхронизированных системах электроснабжения не должно превышать ± 0,2 Гц в течение 95% времени интервала в одну неделю и ± 0,4 Гц в течение 100% времени интервала в одну неделю;

– отклонение частоты в изолированных системах электроснабжения с автономными генераторными установками, не подключенных к синхронизированным системам передачи электрической энергии, не должно превышать ± 1 Гц в течение 95% времени интервала в одну неделю и ± 5 Гц в течение 100% времени интервала в одну неделю.

При оценке соответствия электрической энергии нормам КЭ, относящимся к частоте, должны быть проведены измерения по ГОСТ 30804.4.30, класс А, при этом маркированные данные не учитывают.

13.1.2. Медленные изменения напряжения

Медленные изменения напряжения электропитания (как правило, продолжительностью более 1 мин) обусловлены обычно изменениями нагрузки электрической сети.

Показателями КЭ, относящимися к медленным изменениям напряжения электропитания, являются отрицательное dU(-) и положительное dU(+) отклонения напряжения электропитания в точке передачи электрической энергии от номинального/согласованного значения, %:

, , (13.2)

где U_m(-), U_m(+) — значения напряжения электропитания, меньшие U₀ и большие U₀ соответственно, усредненные в интервале времени 10 мин в соответствии с требованиями ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.12; U₀ — напряжение, равное стандартному номинальному напряжению U_nom или согласованному напряжению U_c.

В электрических сетях низкого напряжения стандартное номинальное напряжение электропитания U_nom равно 220 В (между фазным и нейтральным проводниками для однофазных и четырехпроводных трехфазных систем) и 380 В (между фазными проводниками для трех‑ и четырехпроводных трехфазных систем).

В электрических сетях среднего и высокого напряжений вместо значения номинального напряжения электропитания принимают согласованное напряжение электропитания U_c.

Для указанных выше показателей КЭ установлены следующие нормы: положительные и отрицательные отклонения напряжения в точке передачи электрической энергии не должны превышать 10% номинального или согласованного значения напряжения в течение 100% времени интервала в одну неделю.

Допустимые значения положительного и отрицательного отклонений напряжения в точках общего присоединения должны быть установлены сетевой организацией с учетом необходимости выполнения норм настоящего стандарта в точках передачи электрической энергии.

В электрической сети потребителя должны быть обеспечены условия, при которых отклонения напряжения питания на зажимах электроприемников не превышают установленных для них допустимых значений при выполнении требований настоящего стандарта к КЭ в точке передачи электрической энергии.

При оценке соответствия электрической энергии нормам КЭ, относящимся к медленным изменениям напряжения, должны быть проведены измерения по ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.12, класс А, при этом маркированные данные не учитываются.

13.1.3. Колебания напряжения и фликер

Колебания напряжения электропитания (как правило, продолжительностью менее 1 мин), в том числе одиночные быстрые изменения напряжения, обусловливают возникновение фликера.

Показателями КЭ, относящимися к колебаниям напряжения, являются кратковременная доза фликера P_st, измеренная в интервале времени 10 мин, и длительная доза фликера P_lt, измеренная в интервале времени 2 ч, в точке передачи электрической энергии.

Для указанных показателей КЭ установлены следующие нормы:

– кратковременная доза фликера P_st не должна превышать значения 1,38, в течение 100 % времени интервала в одну неделю.

– длительная доза фликера P_lt не должна превышать значения 1,0 в течение 100 % времени интервала в одну неделю.

При оценке соответствия электрической энергии нормам КЭ, относящимся к колебаниям напряжения, должны быть проведены измерения по ГОСТ 30804.4.30, при этом маркированные данные не учитывают.

Одиночные быстрые изменения напряжения вызываются, в основном, резкими изменениями нагрузки в электроустановках потребителей, переключениями в системе либо неисправностями и характеризуются быстрым переходом среднеквадратического значения напряжения от одного установившегося значения к другому. Обычно одиночные быстрые изменения напряжения не превышают 5% в электрических сетях низкого напряжения и 4% – в электрических сетях среднего напряжения, но иногда изменения напряжения с малой продолжительностью до 10% U_nom и до 6% U_c соответственно могут происходить несколько раз в день. Если напряжение во время изменения пересекает пороговое значение начала провала напряжения или перенапряжения, одиночное быстрое изменение напряжения классифицируют как провал напряжения или перенапряжение.

13.1.4. Несинусоидальность напряжения

Несинусоидальность напряжения вызывается наличием высших гармонических составляющих напряжения. Гармонические составляющие напряжения обусловлены, как правило, нелинейными нагрузками пользователей электрических сетей, подключаемыми к электрическим сетям различного напряжения. Гармонические токи, протекающие в электрических сетях, создают падения напряжений на полных сопротивлениях электрических сетей. Гармонические токи, полные сопротивления электрических сетей и, следовательно, напряжения гармонических составляющих в точках передачи электрической энергии изменяются во времени.

Показателями КЭ, относящимися к гармоническим составляющим напряжения являются:

– значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения до 40‑го порядка К_U(n) в процентах напряжения основной гармонической составляющей U₁ в точке передачи электрической энергии;

– значение суммарного коэффициента гармонических составляющих напряжения (отношения среднеквадратического значения суммы всех гармонических составляющих до 40‑го порядка к среднеквадратическому значению основной составляющей) K_U, % в точке передачи электрической энергии.

Для указанных показателей КЭ установлены следующие нормы:

а) значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения К_U(n), усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать значений, установленных в табл. П13.1–П13.3 (табл. 1-3 ГОСТ 32144-2013), в течение 95 % времени интервала в одну неделю;

б) значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения К_U(n), усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать значений, установленных в табл. П13.1–П13.3 (табл. 1–3 ГОСТ 32144-2013), увеличенных в 1,5 раза, в течение 100 % времени каждого периода в одну неделю;

в) значения суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения K_U, усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать значений, установленных в табл. П13.4 (табл. 4 ГОСТ 32144-2013), в течение 95 % времени интервала в одну неделю;

г) значения суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения K_U, усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать значений, установленных в табл. П13.5 (табл. 5 ГОСТ 32144-2013), в течение 100 % времени интервала в одну неделю.

Измерения напряжения гармонических составляющих U_n должны быть проведены в соответствии с требованиями ГОСТ 30804.4.7, класс I, в интервалах времени 10 периодов без промежутков между интервалами с последующим усреднением в интервале времени 10 мин. В качестве результатов измерений в интервалах времени 10 периодов должны быть применены гармонические подгруппы по ГОСТ 30804.4.7, подраздел 3.2. В качестве суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения K_U должны быть применены суммарные коэффициенты гармонических подгрупп по ГОСТ 30804.4.7, подраздел 3.3.

При оценке соответствия электрической энергии нормам КЭ, относящимся к гармоническим составляющим напряжения, маркированные данные не учитывают.

13.1.5. Несимметрия напряжений в трехфазных системах

Несимметрия трехфазной системы напряжений обусловлена несимметричными нагрузками потребителей электрической энергии или несимметрией элементов электрической сети.

Показателями КЭ, относящимися к несимметрии напряжений в трехфазных системах, являются коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности K_2U и коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности K_0U.

Для указанных показателей КЭ установлены следующие нормы:

– значения коэффициентов несимметрии напряжений по обратной последовательности K_2U и несимметрии напряжений по нулевой последовательности K_0U в точке передачи электрической энергии, усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать 2% в течение 95 % времени интервала в одну неделю;

– значения коэффициентов несимметрии напряжений по обратной последовательности K_2U и несимметрии напряжений по нулевой последовательности K_0U в точке передачи электрической энергии, усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать 4% в течение 100% времени интервала в одну неделю.

При оценке соответствия электрической энергии нормам КЭ, относящимся к несимметрии напряжений, должны быть проведены измерения по ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.7, класс А, при этом маркированные данные не учитывают.

13.1.6. Случайные события

Прерывания напряжения относят к создаваемым преднамеренно, если пользователь электрической сети информирован о предстоящем прерывании напряжения, и к случайным, вызываемым длительными или кратковременными неисправностями, обусловленными, в основном, внешними воздействиями, отказами оборудования или влиянием электромагнитных помех.

Создаваемые преднамеренно прерывания напряжения, как правило, обусловлены проведением запланированных работ в электрических сетях.

Случайные прерывания напряжения подразделяют на длительные (длительность более 3 мин) и кратковременные (длительность не более 3 мин).

Ежегодная частота длительных прерываний напряжения (длительностью более 3 мин) в значительной степени зависит от особенностей системы электроснабжения (в первую очередь, применения кабельных или воздушных линий) и климатических условий. Кратковременные прерывания напряжения наиболее вероятны при их длительности менее нескольких секунд.

В трехфазных системах электроснабжения к прерываниям напряжения относят ситуацию, при которой напряжение меньше 5% опорного напряжения во всех фазах. Если напряжение меньше 5% опорного напряжения не во всех фазах, ситуацию рассматривают, как провал напряжения.

Пороговое значение начала прерывания считают равным 5% опорного напряжения.

Провалы напряжения обычно происходят из‑за неисправностей в электрических сетях или в электроустановках потребителей, а также при подключении мощной нагрузки.

Провал напряжения, как правило, связан с возникновением и окончанием короткого замыкания или иного резкого возрастания тока в системе или электроустановке, подключенной к электрической сети. В соответствии с требованиями настоящего стандарта провал напряжения рассматривается как электромагнитная помеха, интенсивность которой определяется как напряжением, так и длительностью. Длительность провала напряжения может быть до 1 мин.

В трехфазных системах электроснабжения за начало провала напряжения принимают момент, когда напряжение хотя бы в одной из фаз падает ниже порогового значения начала провала напряжения, за окончание провала напряжения принимают момент, когда напряжение во всех фазах возрастает выше порогового значения окончания провала напряжения.

Перенапряжения, как правило, вызываются переключениями и отключениями нагрузки. Перенапряжения могут возникать между фазными проводниками или между фазными и защитным проводниками. В зависимости от устройства заземления короткие замыкания на землю могут также приводить к возникновению перенапряжения между фазными и нейтральным проводниками. В соответствии с требованиями настоящего стандарта перенапряжение рассматривается как электромагнитная помеха, интенсивность которой определяется как напряжением, так и длительностью. Длительность перенапряжения может быть до 1 мин.

Оба явления – провалы и перенапряжения – непредсказуемы и в значительной степени случайны. Частота возникновения их зависит от типа системы электроснабжения, точки наблюдения, времени года.

Импульсные напряжения

Импульсные напряжения в точке передачи электрической энергии пользователю электрической сети вызываются, в основном, молниевыми разрядами или процессами коммутации в электрической сети или электроустановке потребителя электрической энергии. Время нарастания импульсных напряжений может изменяться в широких пределах (от значений менее 1 микросекунды до нескольких миллисекунд).

Импульсные напряжения, вызванные молниевыми разрядами, в основном, имеют большие амплитуды, но меньшие значения энергии, чем импульсные напряжения, вызванные коммутационными процессами, характеризующимися, как правило, большей длительностью.

13.2. Влияние качества электроэнергии на работу электроприемников

13.2.1. Влияние отклонения частоты в энергосистеме на работу электроприемников

Различают электромагнитное и технологическое влияние отклонения частоты на работу электроприемников. Электромагнитная составляющая обусловливается увеличением потерь активной мощности и ростом потребления активной и реактивной мощностей. Можно считать, что снижение частоты на 1% увеличивает потери в сетях на 2%.

Технологическая составляющая вызвана в основном недовыпуском промышленными предприятиями продукции. Согласно экспертным оценкам, значение технологического ущерба на порядок выше электромагнитного.

Анализ работы предприятий с непрерывным технологическим процессом показал, что большинство технологических линий оборудовано механизмами с постоянным и вентиляторным моментами сопротивлений, а их приводами служат асинхронные двигатели. Частота вращения двигателей пропорциональна изменению частоты сети, а производительность технологических линий зависит от частоты вращения двигателя. При значительном повышении частоты в энергосистеме, что может быть, например, в случае уменьшения (сброса) нагрузки, возможно повреждение оборудования.

Кроме того, пониженная частота в электрической сети влияет на срок службы оборудования, содержащего элементы со сталью (электродвигатели, трансформаторы), за счет увеличения тока намагничивания в таких аппаратах и дополнительного нагрева стальных элементов.

В послеаварийных режимах, например при отключении мощных линий электропередач, система может оказаться разделенной на отдельные несинхронно работающие части. В некоторых из них мощность электростанций может оказаться недостаточной для поддержания частоты и будут наблюдаться большие изменения частоты. Это, как уже отмечалось, приведет к резкому снижению производительности оборудования собственных нужд электростанций (питательных и циркуляционных насосов, дымососов и т.д.), что вызовет дальнейшее значительное уменьшение мощности станций, вплоть до их выпадения из работы. Для предотвращения общесистемных аварий в подобных случаях предусматривают специальные автоматические устройства частотной разгрузки (АЧР), отключающие в таких случаях часть менее ответственных потребителей. После ликвидации дефицита мощности, например после включения резервных источников, специальные устройства частотного автоматического повторного включения (АПВЧ) включают отключенных потребителей, и нормальная работа системы восстанавливается.

13.2.2. Влияние отклонения напряжения на работу электроприемников

Каждый приемник электроэнергии спроектирован для работы при номинальном напряжении и должен обеспечивать нормальное функционирование при отклонениях напряжения от номинального на заданную ГОСТ величину. При изменении напряжения в пределах этого рабочего диапазона могут изменяться значения выходного параметра приемника электроэнергии, например температура в электротермической установке, освещенность у электроосветительной установки, полезная мощность на валу электродвигателя и т. д.

Одновременно с изменением выходных параметров, а в ряде случаев, даже когда выходные параметры не изменяются, изменение напряжения приводит к изменению потребляемой приемником электроэнергии мощности.

Работа электротермических установок при значительном снижении напряжения существенно ухудшается, так как увеличивается длительность технологического процесса.

Электросварочные установки переменного тока дуговой и контактной сварки представляют собой однофазную неравномерную и несинусоидальную нагрузку с низким коэффициентом мощности: 0,3 – для дуговой сварки и 0,7 – для контактной. При снижении напряжения до 0,9 U_nom время сварки увеличивается на 20%, а при выходе его за пределы (0,9... 1,1) U_nom возникает брак сварных швов.

13.2.3. Влияние колебаний напряжения на работу электроприемников

ГОСТ 32144-2013 определяет воздействие колебаний напряжения на осветительные установки, влияющие на зрение человека. Мигание ламп освещения (фликер-эффект) вызывает неприятный психологический эффект, утомление зрения и организма в целом. Степень раздражения органов зрения зависит от величины и частоты мигания. Наиболее сильное воздействие на глаз человека оказывают мигания света с частотой 3... 10 Гц, поэтому допустимые колебания напряжения в этом диапазоне минимальны.

Колебания напряжения более 10% могут привести к погасанию газоразрядных ламп. Зажигание их в зависимости от типа ламп происходит через несколько секунд или даже минут. При глубоких колебаниях напряжения (более 15%) могут отпасть контакты магнитных пускателей, вызвав нарушения технологии производства.

Колебания напряжения с размахом 10...15% могут привести к выходу из строя конденсаторов, а также вентильных выпрямительных агрегатов.

На металлургических заводах к числу приемников, чувствительных к колебаниям напряжения, относятся станы непрерывной прокатки.

Заметное влияние оказывают колебания напряжения на асинхронные двигатели небольшой мощности. Колебания недопустимы для текстильного, бумагоделательного и других производств, предъявляющих особенно высокие требования к точности поддержания частоты вращения приводов, в качестве которых используют асинхронные двигатели.

13.2.4. Влияние несимметрии напряжения на работу электроприемников

На рисунке 13.1 приведены векторные диаграммы прямой, обратной последовательностей и результирующих напряжений. Как видно из векторной диаграммы результирующего напряжения, при появлении в трехфазной сети напряжения обратной последователmности ухудшается режим напряжений как трехфазных, так и одно фазных электроприемников.

Рис. 13.1. Векторные диаграммы:

прямой (а), обратной (б) последовательностей и результирующих напряжений (в)

Особенно неблагоприятно влияет напряжение обратной последовательности на работу вращающихся электрических машин.

В асинхронных двигателях несимметрия напряжения вызывает дополнительный нагрев, а также противодействующий вращающий момент. Поскольку сопротивление обратной последовательности асинхронных двигателей в 5... 7 раз меньше сопротивления прямой последовательности, то при наличии даже небольшой составляющей обратной последовательности возникает значительный ток. Этот ток накладывается на ток прямой последовательности и вызывает перегрев двигателя, в результате чего уменьшается его располагаемая мощность. Быстро стареет изоляция и т.д. Так, срок службы полностью загруженного двигателя, работающего при коэффициенте несимметрии 4%, сокращается в два раза.

При появлении в трехфазной сети напряжения нулевой последовательности ухудшаются режимы напряжений для однофазных приемников. Токи нулевой последовательности постоянно протекают через заземлители и значительно высушивают грунт, увеличивая сопротивление заземляющих устройств.

Несимметрия напряжения значительно ухудшает режимы работы многофазных вентильных выпрямителей. В результате различия напряжения по фазам значительно увеличивается пульсация выпрямленного напряжения. Значительное отрицательное влияние несимметрия напряжения может оказывать на систему импульсно-фазового управления тиристорных преобразователей.

Конденсаторные установки при несимметрии напряжений неравномерно загружаются реактивной мощностью по фазам, что делает невозможным полное использование установленной мощности. Кроме того, конденсаторные установки в этом случае усиливают уже существующую несимметрию, так как выдача реактивной мощности в сеть в фазе с наименьшим напряжением будет меньше, чем в остальных фазах (пропорционально квадрату напряжения).

Несимметрия напряжения значительно влияет и на однофазные потребители. Если фазные напряжения неодинаковы, то, например, лампы накаливания, подключенные к фазе с более высоким напряжением, имеют больший световой поток, но значительно меньший срок службы по сравнению с лампами, подключенными к фазе с меньшим напряжением. Несимметрия усложняет работу релейной защиты, ведет к ошибкам при работе счетчиков электроэнергии и т.д.

13.2.5. Влияние несинусоидальности напряжения на работу электроприемников

Для оценки влияния напряжения высших гармоник на напряжение в сети рассмотрим, как меняется мгновенное (или действующее) значение напряжения на зажимах электроприемника в этом случае (рис. 13.2).

Рис. 13.2. Мгновенное (или действующее) значение напряжения на зажимах электроприемника при наличии высших гармоник

Допустим, что в сети появляется напряжение высшей гармоники с порядковым номером 2 (вторая гармоника), очевидно, что возрастает амплитудное значение напряжения, а также его действующее значение.

При появлении тока гармоники с большим порядковым номером проявляется поверхностный эффект (вытеснение тока к поверхности проводника), что приводит к дополнительным потерям тепла, нагреву изоляции электрооборудования и снижению срока его службы.

В целом несинусоидальные режимы обладают теми же недостатками, что и несимметричные. Однако несинусоидальные токи приводят к большему дополнительному нагреву вращающихся машин, а также к большему дополнительному нагреву и увеличению диэлектричесих потерь в конденсаторах, кабелях.

Проникновение высших гармоник в сеть приводит к нарушениям работы устройств телемеханики, автоматики, релейной защиты. В сети возможно возникновение резонансных режимов на высших гармониках, при этом резко возрастают токи и напряжения на отдельных участках сети.

13.3. Средства поддержания качества ЭЭ

Показатели качества электроэнергии являются критериями обеспечения электромагнитной совместимости работы различных технических средств. Поэтому нормы ПКЭ подлежат включению в технические условия на присоединение потребителей электрической энергии и в договора на пользование электрической энергией, заключаемые потребителем с энергоснабжающей организацией. Очевидно, что показатели качества электроэнергии должны подлежать непрерывному контролю и управлению ими.

Под управлением КЭ понимается выполнение необходимых организационно-технических мероприятий, направленных на обеспечение заданных требований к КЭ. К организационным мероприятиям относятся:

Применение рациональных схем электроснабжения, в частности:

– выбор оптимальной конфигурации сети (радиальная, замкнутая);

– уменьшение числа ступеней трансформации в сети;

– секционирование сети;

– снижение протяженности сетей напряжением 0,4 и 6–10 кв;

– устройство перемычек между цеховыми трансформаторами на напряжении 0,4 кв;

– подключение источников электромагнитных помех и резкопеременной нагрузки на отдельные трансформаторы или электрически удаленные секции шин, а также к расщепленным обмоткам трансформаторов;

– применение специальных схем включения вентильных преобразователей;

– равномерное распределение нагрузок по фазам;

– применение специальных схем соединения обмоток трансформаторов;

– применение схемных решений, приводящих к увеличению мощности кз, таких как объединение расщепленных обмоток низшего напряжения трансформаторов или попарного включения на параллельную работу расщепленных обмоток.

Применение автоматического регулирования трансформаторов, компенсирующих устройств, синхронных двигателей, вентильных преобразователей, тиристорных источников реактивной мощности.

Регулирование графика нагрузки и режимов электропотребления.

Эксплуатационные мероприятия по улучшению КЭ, отраженные в виде должностных инструкций, оперативных и ремонтных схем электроснабжения, утвержденных планах мероприятий по улучшению КЭ.

Система экономического и материального стимулирования предприятия и работников энергетических служб, обеспечивающая повышение КЭ.

К техническим мероприятиям относится применение специальных технических средств или мероприятий, требующих, значительных капитальных вложений.

К техническим средствам по управлению установившимися отклонениями напряжения относятся:

– применение трансформаторов с РПН как для централизованного, так и для местного регулирования напряжения;

– выполнение схемы глубокого ввода на предприятии;

– реконструкция ЛЭП путем замены или расщепления проводов или путем перехода с воздушной на кабельную ЛЭП;

–установка устройств продольной и поперечной емкостной компенсации, синхронных компенсаторов, источников реактивной мощности с вентильным управлением, шунтирующих реакторов;

– замена части асинхронных двигателей на предприятии синхронными двигателями;

– применение линейных регуляторов напряжения на ЛЭП или на вторичной обмотке силового трансформатора.

К техническим средствам по управлению размахом изменения напряжения относятся:

– установка трансформаторов большей мощности или с расщепленной обмоткой низшего напряжения для подключения резкопеременной нагрузки;

– усиление коммутационного оборудования на распределительных устройствах ввиду необходимости повышения значения мощности КЗ для снижения отрицательного влияния колебаний напряжения на потребителей;

– применение сдвоенных реакторов для разделения питания нагрузок с резкопеременным и спокойным характером;

– применение продольно-поперечных компенсирующих устройств, в том числе быстродействующих статических компенсирующих устройств на тиристорной основе;

– применение специальных стабилизирующих устройств, работающих на принципах ферромагнитного усилителя.

К техническим средствам по управлению несинусоидальностью напряжения относятся:

– применение фильтро-компенсирующих устройств;

– применение вентильных преобразователей с использованием многофазных схем выпрямления (6, 12, 24-фазные схемы и выше);

– использование специальных анодных трансформаторов при подключении к сети вентильных преобразователей;

– применение сглаживающих реакторов или фильтров для снижения пульсаций выпрямленного тока.

К техническим средствам по управлению несимметрией напряжений относятся:

– применение симметрирующих устройств, состоящих из емкостных и индуктивных элементов, которые имеют электрические или электромагнитные связи через трансформаторы или автотрансформаторы;

– применение в низковольтных сетях с нулевым проводом компенсационных симметрирующих устройств, осуществляющих компенсацию тока как нулевой, так и обратной, либо обоих последовательностей вместе.

Симметрирование напряжений с помощью конденсаторной батареи

Изменение структуры электропотребления, обусловленное снижением производственной и ростом коммунально-бытовой (преимущественно однофазной) нагрузки, усложняет обеспечение симметричного режима системы электроснабжения. Появление несимметрии напряжений в трехфазных сетях приводит к дополнительным потерям активной мощности, снижению срока службы электрооборудования и экономических показателей его работы. При выборе средств симметрирования наиболее рационально в первую очередь задействовать уже имеющиеся в СЭС технические средства, в частности конденсаторные батареи (КБ) установок компенсации реактивной мощности (УКРМ).

Нарушение режима симметрии трехфазной системы напряжений изменит энергетические характеристики симметричных по емкости ветвей КБ. В низковольтных распределительных сетях, где в основном сосредоточена компенсационная мощность потребителей, реактивная мощность (РМ) КБ будет ограничена величиной так называемой располагаемой мощности – Q_расп, пропорциональной мощности прямой последовательности и всегда меньшей номинальной – Q_ном. Вследствие неравномерного распределения РМ ветвей КБ направление тока компенсации в отдельных фазах сети может оказаться противоположным требуемому, что снизит ее пропускную способность и увеличит уже имеющийся дисбаланс напряжений в точках общего присоединения. Если предусмотрено конструкцией схемы УКРМ, в четырехпроводной сети с нулевым проводом можно за счет комбинаций переключения конденсаторов на различные фазные напряжения сети уменьшить степень несимметрии до допустимых значений коэффициента несимметрии по нулевой последовательности. В отличие от техпроводных (с изолированной нейтралью), четырехпроводные сети располагают большими вариантами выбора фаз питания нагрузки, но ее уравновешенность возможна только при равенстве фазных проводимостей.

Встречное регулирование напряжения

Современные системы электроснабжения объектов характеризуются значительной протяженностью и многоступенчатой трансформацией напряжения. В каждой ветви системы электроснабжения (линии, трансформаторе) имеются потери напряжения. Они зависят от параметров схемы замещения и от ее нагрузки. В режимах наибольших нагрузок потери напряжения большие, в режимах малых нагрузок потери напряжения соответственно уменьшаются. Режим напряжений в распределительной сети может быть улучшен, например, с помощью автоматического регулирования коэффициента трансформации трансформатора. При этом на шинах ИП будет обеспечено так называемое встречное регулирование напряжения. Под встречным регулированием напряжения понимают повышение напряжения в режиме наибольших нагрузок до +5...8% номинального и понижение напряжения до номинального (или ниже) в режиме наименьших нагрузок при линейном изменении в зависимости от нагрузки. При встречном регулировании стабильный уровень напряжения обеспечивается не на шинах ЦП, а в некоторой удаленной от ЦП точке электрической сети. Она называется «контрольной» или «фиктивной» точкой. Автоматическое регулирование коэффициента трансформации трансформаторов (а также автотрансформаторов и линейных регуляторов) производится не плавно, а с определенной зоной нечувствительности. Зоной нечувствительности называют некоторую полосу изменения напряжения, при которой не происходит срабатывания регулирующей аппаратуры. Ее значение зависит от ступени регулирования, которой называется напряжение между двумя соседними регулировочными ответвлениями трансформаторов с устройством РПН. На трансформаторах напряжением 10/0,4 кВ нет регулирования под нагрузкой, и переключение ответвлений может осуществляться только при отключенном трансформаторе. При изменении ответвления можно получить дополнительную добавку напряжения ±2,5 или ±5%. При проектировании сетей используют понятие допустимой потери напряжения, которая при наличии встречного регулирования может достигать 10... 12% номинального значения напряжения, и без встречного регулирования 6...7%. В большинстве случаев реальные потери напряжения оказываются меньше допустимых, за исключением протяженных воздушных сетей низшего напряжения в сельских районах.

Под регулированием напряжения понимается автоматическое текущее изменение напряжения по желаемому закону. Автоматическая система регулирования представляет собой замкнутую цепь, которая обеспечивает контроль и управление. К автоматической системе управления относятся АПВ и АВР, осуществляющие автоматическое включение и отключение выключателей. Если расстояние между объектом контроля, управления или регулирования и пунктом управления велико, то применяют системы телемеханики: телеконтроля, телеуправления и телерегулирования. Они отличаются от соответствующих систем автоматики наличием каналов связи, приемников и передатчиков.

Регулирование напряжения путем поперечной и продольной компенсации реактивной мощности с помощью конденсаторной батареи

Коэффициент мощности (cosφ) показывает качество применения электроэнергии на предприятии. Его снижение приводит к повышению расхода электроэнергии и ее стоимости. Существуют следующие способы улучшения коэффициента мощности.

– Естественные способы: полная загрузка силовых трансформаторов и электродвигателей, или их замена на меньшую мощность, в соответствии с нагрузкой; приведение системы электроснабжения к номинальному режиму – приближение ПУПП к потребителям, замена кабелей и проводников на большее сечение; замена асинхронного нерегулируемого электропривода на синхронный.

– Искусственные методы: применение синхронных компенсаторов – синхронных двигателей работающих в холостую (cosφ = 1,0; синхронные двигатели являются генераторами реактивной мощности, с отдачей ее в сеть); применение статических элементов (косинусных конденсаторов).

В качестве дополнительного источника реактивной мощности, служащей для обеспечения потребителей реактивной мощностью, сверх того количества, которое дает энергосистема и синхронные двигатели, имеющиеся на предприятии, устанавливаются конденсаторные батареи (БК). Конденсаторные установки применяются при напряжении 110-6 кВ, устанавливаются только на поверхности в специальной камере ГПП. Пожароопасны, не требуют сложного ухода и обслуживания, небольшой расход энергии. Должны быть защищены максимально-токовой защитой и сблокированы с основным выключателем. Выключатель конденсаторной установки должен иметь разрядное устройство.

Поперечная компенсация реактивной мощности

Если БК включаются параллельно нагрузке – это поперечная компенсация, а при последовательном – продольная. После включения емкости параллельно нагрузки, угол φ₁ уменьшается до величины φ₂. Уменьшается ток электроприемника, т.е. происходит разгрузка линии по току. Разгружаются на ту же величину и генераторы энергосистемы, благодаря генерации БК в месте установки электроприемников, уменьшаются потери. Для проектируемой сети, снижение тока позволяет уменьшить сечение проводов, соответственно снижается установленная мощность трансформаторов. Поперечная емкостная компенсация выполняется комплектными конденсаторными установками ККУ, которые устанавливаются рядом с трансформаторными подстанциями (ГПП).

Продольная емкостная компенсация

Выполняется последовательным соединением. В зависимости от соотношения между индуктивным и емкостным сопротивлениями возможны следующие случаи: X_L>X_C ; X_C>X_L, X_C=X_L. При резонансе напряжений, в режиме короткого замыкания, ток короткого замыкания может быть очень большим и напряжение на индуктивности и емкости недопустимо повышенное, поэтому в применяемых установках продольной компенсации, емкость выбирается из расчета, чтобы емкостное напряжение U_c=5–20% U_ном. Поэтому емкость продольной компенсации компенсирует лишь часть мощности. Установки продольной компенсации практически не являются источником мощности. Главное назначение – частичная компенсация индуктивного сопротивления участков электросети для уменьшения потери напряжения в них. Компенсация индуктивного сопротивления емкостью приводит к повышению токов короткого замыкания во всех элементах трансформаторной подстанции, что особенно опасно для самих конденсаторов. Для защиты конденсаторов, при сквозных токах кз применяется искровой спекающийся разрядник. Продольная компенсация применяется главным образом как способ регулирования и стабилизации напряжения, а поперечная для повышения cosφ.

Компенсация высших гармоник тока с помощью фильтрокомпенсирующего устройства

Способы снижения несинусоидальности напряжения можно разделить на три группы:

а) схемные решения: выделение нелинейных нагрузок на отдельную систему шин; рассредоточение нагрузок по различным узлам СЭС с подключением параллельно им электродвигателей, группирование преобразователей по схеме умножения фаз, подключение нагрузки к системе с большей мощностью,

б) использование фильтровых устройств, включение параллельно нагрузке узкополосных резонансных фильтров, включение фильтрокомпенсирующих устройств (ФКУ) применение фильтросимметрирующих устройств (ФСУ), применение быстродействующих статических источников реактивной мощности (ИРМ), содержащих ФКУ,

в) применение специального оборудования, характеризующегося пониженным уровнем генерации высших гармоник использование "ненасыщающихся" трансформаторов, применение многофазных преобразователей с улучшенными энергетическими показателями.

Развитие элементной базы силовой электроники и новых методов высокочастотной модуляции привело к созданию в 70-х годах нового класса устройств, улучшающих качество электроэнергии – активных фильтров (АФ). Сразу же возникла классификация активных фильтров на последовательные и параллельные, а также на источники тока и напряжения, что привело к получению четырех базовых схем.

Каждая их четырех структур определяет схему фильтра на рабочей частоте: ключей в преобразователе и вид самих ключей (двунаправленный или однонаправленный ключ). В качестве накопителя энергии в преобразователе, служащем источником тока используется индуктивность, а в преобразователе, служащем источником напряжения используется емкость.

Известно, что сопротивление фильтра Z на частоте ω равно: .

При X_C=X_L на частоте ω наступает резонанс напряжений, означающий, что сопротивление фильтра для гармонической и составляющей напряжения с частотой ω равно нулю. При этом гармонические составляющие с частотой ω будут поглощаться фильтром и не проникать в сеть. На этом явлении основан принцип построения резонансных фильтров.

Фильтр, который, помимо фильтрации гармоники, будет генерировать реактивную мощность, и компенсировать потери мощности в сети и напряжения, носит название фильтрокомпенсирующего (ФКУ).

Если устройство, помимо фильтрации высших гармоник, выполняет функции симметрирования напряжения, то такое устройство называется фильтросимметрирующим (ФСУ). Конструктивно ФСУ представляют собой несимметричный фильтр, включенный на линейное напряжение сети. Выбор линейных напряжений, на которые подключаются фильтрующие цепи ФСУ, а также соотношения мощностей конденсаторов, включенных в фазы фильтра, определяются условиями симметрирования напряжения.

Устройства типа ФКУ и ФСУ воздействуют одновременно на несколько показателей качества электрической энергии (несинусоидальность, несимметрия, отклонение напряжения). Такие устройства для повышения качества электрической энергии получили название многофункциональных оптимизирующих устройств (МОУ).

Целесообразность в разработке таких устройств возникла в связи с тем, что резкопеременные нагрузки типа дуговых сталеплавильных печей вызывают одновременное искажение напряжения по ряду показателей. Применение МОУ позволяет комплексно решать проблему обеспечения качества электроэнергии, т.е. одновременно по нескольким показателям. К категории таких устройств относятся быстродействующие статические источники реактивной мощности (ИРМ). По принципу регулирования реактивной мощности ИРМ можно разделить на две группы: быстродействующие статические источники реактивной мощности прямой компенсации, быстродействующие статические источники реактивной мощности косвенной компенсации. Такие устройства, обладая высоким быстродействием, позволяют снижать колебания напряжения. Пофазное регулирование и наличие фильтров обеспечивают симметрирование и снижение уровней высших гармоник.

Контрольные вопросы и задания

1. Каким нормативом определяются показатели качества электроэнергии?

2. На какие сети распространяются требования ГОСТ 32144-2013?

3. Чем отличаются точка передачи электрической энергии и точка общего присоединения?

4. Для чего необходимо согласованное напряжение электропитания?

5. Что такое «маркированные данные»?

6. Как нормируется отклонение частоты в системе электроснабжения?

7. Как нормируется отклонение напряжения в системе электроснабжения?

8. Как нормируются колебания напряжения в системе электроснабжения?

9. Как нормируется несинусоидальность напряжения в системе электроснабжения?

10. Как нормируется несимметрия напряжения в системе электроснабжения?

11. Какие события относятся к случайным?

12. Какое влияние оказывают отклонения частоты на работу электроприемников?

13. Какое влияние оказывают отклонения напряжения на работу электроприемников?

14. Какое влияние оказывают колебания напряжения на работу электроприемников?

15. Какое влияние оказывает несинусоидальность напряжения на работу электроприемников?

16. Какое влияние оказывает несимметрия напряжения на работу электроприемников?

17. Какие существуют средства поддержания качества электроэнергии?

К оглавлению

14. СИСТЕМЫ БЕСПЕРЕБОЙНОГО И ГАРАНТИРОВАННОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

14.1. Источники бесперебойного питания

Для повышения автономности и бесперебойности питания в комплексе с применением нетрадиционных и возобновляемых источников энергии можно использовать источники бесперебойного питания различных типов.

14.1.1. Динамические ИБП

Динамические ИБП (ДИБП) – ИБП, использующие электромеханические накопители энергии.

Электромеханическим накопителем (ЭМН) называется устройство для запасания и хранения механической энергии, с последующим ее преобразованием в электрическую.

Электромеханический или маховичный накопитель энергии работает за счет разгона ротора (махового колеса) до высокой скорости и накапливания энергии вращения (кинетической энергии). При торможении махового колеса происходит возвращение энергии.

Для разгона или торможения маховика в большинстве систем с ДИБП применяется электричество, но разрабатываются также устройства, напрямую использующие механическую энергию.

В передовых системах роторы изготовлены из высокопрочных углеродоволокнистых композиционных материалов. Они могут развивать скорость от 20000 до 50000 об/мин в вакуумной камере, в которой закреплены на магнитных подшипниках. Разогнать такие маховики можно за считанные минуты – намного быстрее любых других типов накопителей энергии.

Обычно ДИБП состоит из ротора, удерживаемого в вакуумной камере в подвешенном состоянии с помощью подшипников для уменьшения трения, который подсоединяется к электрическому или дизельному двигателю/генератору.

В сравнении с другими способами накопления энергии данный способ характеризуются долговечностью (могут работать десятилетиями при незначительном сервисном обслуживании или совсем без него), высокими показателями плотности энергии (~ 130 Вт·ч/кг или ~ 500 КДж/кг) и большой максимальной генерируемой мощностью. КПД энергии (отношение количества переданной энергии к количеству полученной энергии) в маховичных накопителях может достигать 90%. Показатели емкости насчитывают от 3 кВт·ч до 133 кВт·ч. Быстрая зарядка системы осуществляется менее чем за 15 мин.

Производимые в настоящее время маховичные аккумуляторные системы обладают теми же показателями накопительных мощностей, что и простые аккумуляторы, а отдают энергию быстрее. Они в основном используются для обеспечения необходимого уровня нагрузки в больших энергонакопительных системах, в частности для осуществления бесперебойного питания и для поддержания необходимого качества электроэнергии в возобновляемых энергетических системах.

Общие эксплуатационные расходы для маховичных накопителей равняются примерно половине стоимости издержек для обычной аккумуляторной системы бесперебойного энергоснабжения. Все техническое обслуживание заключается в ежегодном проведении общих профилактических мероприятий и замене подшипников раз в три года – на эту процедуру уходит около четырех часов.

Можно выделить два основных вида конструкций ДИБП – несоосную и соосную. Структурные схема конструкций показаны на рис. 14.1. В первом виде конструкции мотор-генератор и динамический накопитель связаны между собой только электрически. Питание сети поступает на синхронную машину, которая генерирует чистую синусоиду, а затем уже электрическая энергия подается на маховик и нагрузку. Подключение дизельной установки к мотор-генератору производится муфтой сцепления.

Вторая, соосная конструкция состоит из дизельной установки, мотор-генератора и кинетического накопителя, которые находятся соосно относительно друг друга и жестко механически связаны. Дизельная установка при необходимости подключается через специальную муфту сцепления или к маховику, или к мотор-генератору. Данная конструкция выгодна с точки зрения потерь, по сравнению с другими вариантами ДИБП с механическими связанными элементами.

Рис. 14.1. Конструкции ИБП:

а) несоосная конструкция ДИБП; б) соосная конструкция ДИБП

Соосная конструкция популярнее несоосной из-за разницы в КПД. Второй особенностью в пользу соосной конструкции является наличие механической связи между дизельной установкой и кинетическим накопителем. Многие производители предусматривают включение не вышедшего на номинальную скорость дизельного двигателя к маховику, чтобы осуществить принудительный запуск.

Внешне различить эти две конструкции достаточно легко. Несоосная представляет из себя набор электрических шкафов, в которых размещаются элементы ДИБП.

Элементы ДИБП соосной конструкции располагаются на единой несущей раме, снабженной антивибрационными опорами. Как правило, рама выполняется из составных частей для удобства транспортировки.

Если в состав ДИБП входит дизельная установка, то применение соосной конструкции определено выгоднее, чем несоосной с точки зрения КПД.

На данный момент выделяются два типа ДИБП: проходные (ride-through) и дизель-роторные (diesel rotary).

Оба типа ИБП могут быть выполнены на основе соосной и несоосной конструкций. Это позволяет применять положительные особенности этих конструкций при проектировании системы бесперебойного электроснабжения.

Проходные ДИБП

Данный тип ДИБП отличается отсутствием дизельной установки. Таким образом, данным тип ИБП способен обеспечить питания нагрузки только в короткий период времени до десятка секунд, пока скорость вращения маховика не снизится до критических значений, после которых произойдет его отключение. У некоторых производителей данная типология называется «parallel online», что дословно переводится как «параллельно сети». Структурная схема ИБП типа Ride‑through представлена на рис. 14.2.

Рис. 14.2. Структурная схема ДИБП проходного типа

В такой системе за счет отсутствия дизельной установки нет выделения взрывоопасных газов и других опасных веществ. Данное решение актуально для помещений с высокими экологическим и пожарными требованиями.

Данному типу соответствует два режима работы: нормальный и аварийный.

В нормальном режиме мотор-генератор получая питание от сети, генерирует «чистую» синусоиду, которая подается на нагрузку и кинетический накопитель.

В аварийном режиме кинетический накопитель отдает накопленную энергию мотор-генератору, который преобразует ее в электрическую и питает нагрузку в течение нескольких десятков секунд.

К плюсам проходных ДИБП можно отнести качество кривой выходного напряжения, большую перегрузочную способность и экологичность. К минусам – малое время автономной работы.

Для ДИБП проходного типа, как правило, существует возможность подключения дизельной установки, что позволяет при необходимости превратить его в дизельно-роторный ДИБП.

Дизель-роторные ДИБП

В состав дизель-роторных ДИБП входит мотор-генератор, кинетический накопитель, дизельный двигатель и соединительный дроссель. Структурная схема дизель-роторного ИБП представлена на рис. 14.3.

Рис. 14.3. Структурная схема ДИБП дизель-роторного типа

Данному типу соответствует три режима работы: нормальный режим, дизельный режим, байпас.

В нормальном режиме питание нагрузки осуществляется от сети через дроссель с генератором, которые стабилизируют выходное напряжение и корректируют коэффициент мощности. Дизельный двигатель в этом режиме не работает, но внутренний ротор кинетического накопителя вращается с увеличенной скоростью, чтобы сохранить энергию.

В случае отключения питания или появления отклонений в напряжении, которые не могут быть нивелированы дросселем и генератором, система ДИБП отключается от сети и прекращает накапливать кинетическую энергию в маховике. Специальный стартер производит пуск дизельного генератора и за несколько секунд он набирает номинальную скорость. В течение пуска дизельного генератора расходуется кинетическая энергия, накопленная в кинетическом накопителе.

После запуска дизельного генератора, кинетический накопитель продолжает накапливать энергию, для использования ее при бросках нагрузки, с которыми дизельный двигатель не сможет справиться самостоятельно. В дизельном режим ДИБП отключен от сети, и система самостоятельно питает потребителей с использованием дизельного топлива.

Как только параметры входной сети будут находиться в определенных пределах заданное время, ДИБП переключится на питание от входной сети. После перехода ДИБП в нормальный режим работы дизельный двигатель продолжит некоторое время работать на скорости меньше номинальной с целью охлаждения.

На рисунке 14.4 представлен график отображающий процесс перехода из нормального режима в дизельный режим и обратно в нормальный режим работы. На нем наглядно представлено снижение скорости вращения внутреннего рота после аварии и параллельное увеличение скорости вращения дизельного двигателя. Так же хорошо видно, что после замыкания обгонной муфты кинетический накопитель еще какое-то время продолжает расходовать запасенную энергию.

Рис. 14.4. График режимов работы ДИБП дизель-роторного типа

ИБП переходит в режим байпаса, когда осуществляется питание от сети и происходит превышение тока нагрузки выше номинального тока ИБП. В этом случае система сама переходит на питание через байпас, для сохранения и продления срока работоспособности установки.

К плюсам дизель-роторных ДИБП можно отнести качество кривой выходного напряжения, большую перегрузочную способность и большое время автономной работы за счет дизельного двигателя. К минусам – высокую стоимость, большие эксплуатационные затраты и экологические ограничения из-за использования дизельных установок.

Динамический ИБП – узкоспециализированный продукт. Он хорошо зарекомендовал себя в ситуациях с частыми кратковременными бросками тока и при высоком коэффициенте нелинейных искажений (КНИ).

Несмотря на то, что ДИБП нишевый продукт, данное устройство применяется для обеспечения бесперебойного электроснабжения в широком списке отраслей, например, финансовый сектор, промышленность, нефтегазовая отрасль, медицина, фармакология, телекоммуникация, инфраструктура, правительственные учреждения, военные объекты и прочее.

Во всех перечисленных отраслях существует потребность в надежном электроснабжении, а мощности, которые необходимо резервировать, могут достигать нескольких мегаватт. Две данные особенности делают применение ДИБП целесообразным с технической и экономической точек зрения.

Очень часто ДИБП располагают на подготовленных бетонных площадках на улице в специальных контейнерах. Что позволяет сэкономить площадь внутри помещения.

14.1.2. Статические ИБП

Статические ИБП – ИБП, использующие электрохимические накопители энергии.

Рис. 14.5. ИБП статического типа

Рассмотрим основные конструктивные элементы источника бесперебойного питания (рис. 14.5):

1. Выпрямитель / зарядное устройство

Выпрямитель используется для преобразования переменного тока в постоянный. Его мощность должна обеспечивать питание нагрузки и одновременный заряд аккумуляторных батарей. Для промышленных ИБП используют в основном два типа выпрямителей:

– на мощных полевых транзисторах (MOSFET, Metal-Oxide-Semiconductor Field Effect Transistor) с активной коррекцией входного коэффициента мощности (APFC, Active Power Factor Correction);

– на IGBT-выпрямителях с активной коррекцией входного коэффициента мощности (APFC) и низким коэффициентом нелинейных искажений входного тока.

Принцип действия выпрямителей с коррекцией коэффициента мощности заключается в том, что он принудительно сохраняет синусоидальность формы потребляемого от сети тока. Это осуществляется с помощью широтно-импульсного моделирования.

2. Инвертор

Инвертор осуществляет преобразование постоянного тока в переменное напряжение 220/380В, поступающее на электроприемники. В различных моделях применяется разный метод модуляции выходного сигнала, и в зависимости от метода напряжение на выходе бывает различной формы. Выходное напряжение, формируемое инвертором ступенчатое, что можно наблюдать с помощью осциллографа, подключенного к его выходу. В дорогих моделях инверторов «ступени» при модуляции синусоиды меньше. Подобная ступенчатая синусоида считается эквивалентной синусоиде.

Основным элементом инвертора является IGBT-транзисторы, основной особенностью которых являются малые потери в открытом состоянии. Данная особенность положительно сказывается на коэффициенте полезного действия (КПД) всей установки. От выходной мощности инвертора зависят его размеры.

3. Байпас

Во многих конструкциях ИБП предусматривают устройство, называемое байпас – это приспособление, позволяющее питать нагрузку в обход ИБП. Существует два вида байпасов: статический (автоматический) и сервисный (ручной).

Статический байпас служит для бесперебойного переключения нагрузки от инвертора напрямую к сети и наоборот. В его основе лежит устройство на тиристорной базе, которое иногда называют статическим переключателем, работу которого контролирует автоматика самостоятельно. Статический байпас используется для переключения питания нагрузки от выпрямителя-инвертора на байпас при возникновении перегрузки, опасном разряде аккумуляторной батареи и при коротких замыканиях в сети после ИБП. Также в некоторых моделях ИБП байпас используется для уменьшения потерей электроэнергии посредством переключения нагрузки на питающую сеть при нормальном качестве электроэнергии, производителями это называется «экономичный режим работы».

Назначение сервисного байпаса – вывод ИБП в ремонт или сервисное обслуживание без прерывания электроснабжения потребителя.

4. Аккумуляторные батареи.

Для статических ИБП, как правило, используют блоки из аккумуляторных батарей, располагаемые на специальных стеллажах. Аккумуляторные батареи соединяются последовательно для достижения необходимого напряжения, и параллельно для увеличения времени автономной работы. Современные аккумуляторные батареи выполняются необслуживаемыми. Это делает их простыми в эксплуатации.

На многих объектах для аккумуляторных батарей отводят целые помещения, и в этих помещениях предусматривается система вентиляции и мониторинга температуры.

Также важно следить за состоянием батарей во время их работы. Опасным моментом при последовательном соединении множества ячеек является выход из строя одной из ячеек. Это ведет к изменению сопротивления системы, и, в конечном счете, может привести к поломке всей аккумуляторной установки.

Для аккумуляторных батарей опасен глубокий разряд. И в свинцовых, и в литий-ионных аккумуляторах имеет место данный эффект, он приводит к потере работоспособности батарей и необходимости проводить специальные восстановительные действия. В современных промышленных ИБП за напряжением на клеммах аккумуляторов следит специальная микросхема, которая сигнализирует об опасном снижении напряжения на ячейках батарей и при достижении критической отметки производит принудительное отключение. При восстановлении напряжения микросхема регулирует параметры тока зарядки батарей.

Переключение питания на батареи в статических ИБП происходит в случаях отсутствия питания от основной сети и (или) несоответствия параметров основной сети установленным параметрам ИБП.

Согласно современным стандартам ГОСТ 62040-1-2018, IEC 62040-1-1, IEC 62040-1-2, IEC 62040-1-3 используется универсальная трехступенчатая классификация ИБП. ИБП классифицируются по зависимости выходного напряжения от сетевого питания, форме кривой выходного напряжения, а также динамических кривых допустимых значений выходного напряжения. Получившаяся трехступенчатая классификация позволяет ликвидировать путаницу с обозначениями ИБП различных производителей и обеспечить лучшую сравнимость различных продуктов. МЭК обязывает заводы-изготовители использовать следующую трехступенчатую классификацию, базирующуюся на эксплуатационных характеристиках ИБП: ААА – ВВ – ССС.

Первая ступень «ААА» – характеризует зависимость выходных характеристик ИБП от входной силовой сети. Возможны три варианта исполнения:

– «VFD» (voltage frequency dependent) – выходные параметры ИБП зависят от отклонений напряжения и частоты на входе ИБП. Такие ИБП не обладают разделительными трансформаторами, фильтрами электромагнитных помех или варисторами для улучшения характеристик напряжения. При потере питания они переключают нагрузку на питание от батареи в течении 4–8 мс и защищают только от отказов сети, резкого падения напряжения и его пиков. К этому типу относятся устройства, до сих пор именовавшиеся «ИБП резервного типа».

– «VI» (voltage independent) – выходные параметры ИБП практически не зависят от отклонений входного напряжения, но зависят от отклонений частоты питающего напряжения на входе ИБП. Амплитуда напряжения регулируется в пределах 20%. Кроме того, устройства снабжены сетевым фильтром высокочастотных помех. Как и ИБП класса VFD, устройства класса VI защищают от отказов сети, резкого падения и пиков напряжения и дополнительно позволяют, в небольших пределах, сглаживать повышение или понижение напряжения. Классическими обозначениями этой технологии являются «линейно-интерактивные ИБП», «ИБП с дельта-преобразованием».

– «VFI» (voltage frequency independent) – выходные параметры ИБП полностью не зависят от входных отклонений напряжения и частоты. ИБП данного типа защищают от всех возможных вариантов отказов сети и проблем с качеством электроэнергии на входе ИБП. Любые отклонения напряжения, в том числе и перепады нагрузки, могут быть полностью компенсированы. Такие ИБП строят непрерывный промежуточный контур постоянного тока и защищают от воздействия ударов молний, бросков напряжений и колебаний частот, искажений напряжения и гармонических колебаний в питающем напряжении. За счет преобразования электрического тока из переменного в постоянный и обратно часто именуются «ИБП с двойным преобразованием энергии».

Вторая ступень – «ВВ» – характеризует форму кривой выходного напряжения ИБП в режиме работы от сети (первая буква) и режиме работы от батареи (вторая буква). Возможны следующие варианты:

– «SS» – выходное напряжение синусоидальной формы, при этом коэффициент искажения синусоидальности напряжения не превышает 8%, коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения по каждой гармонике не превышает допустимых нормированных значений во всех режимах работы (при линейных и нелинейных нагрузках).

– «XX» – выходное напряжение несинусоидальной формы при подключении нелинейной нагрузки и синусоидальное при подключении линейной нагрузки;

– «YY» – выходное напряжение несинусоидальной формы при подключении любой нагрузки.

Третья ступень – «ССС» – определяет максимально допустимые динамические отклонения выходного напряжения ИБП в трех режимах:

– при изменении режима работы, например, нормальный режим – питание от батареи – байпас (первая буква);

– при набросе линейной нагрузки в нормальном режиме работы или режиме питания от батареи (вторая буква);

– при набросе нелинейной нагрузки в нормальном режиме или питании от батареи (третья буква).

В каждом из этих трех режимов производитель должен указать, какой из трех кривых допустимого динамического отклонения напряжения соответствуют характеристики работы ИБП (рис. 14.6). В обозначении третьей ступени указываются цифры 1, 2 или 3, которые соответствуют номеру кривой в стандарте.

Рис. 14.6. Кривые допустимого динамического отклонения напряжения ИБП

Первая кривая соответствует очень узкому диапазону допустимых значений динамического отклонения напряжения (не более 30 %, в течении 5 мс). Данная характеристика требуется для питания самой критичной и чувствительной нагрузки. Вторая кривая соответствует намного более широкому диапазону динамического отклонения напряжения, что допустимо для большинства критичной нагрузки. Третья кривая допускает еще большую допустимую величину динамического отклонения напряжения, что позволяет запитывать нагрузки систем информационных технологий общего назначения.

ИБП класса VFD

Рис. 14.7. Структурная схема ИБП класса VFD

В режиме работы от сети (нормальная работа) напряжение от входа ИБП поступает к нагрузке напрямую или через фильтры. Батарея получает зарядный ток, если она разряжена, или поддерживается в заряженном состоянии. В случае отклонения входного напряжения от заданных параметров, которые могут разнится у каждого производителя, ИБП переключается в режим работы от батареи. Нагрузку начинает питать инвертор, разряжая батарею. Батарея поддерживает работу нагрузки в течение некоторого времени, которое зависит от потребляемой нагрузкой мощности, номинальной емкости батареи, ее возраста и степени заряда (обычно это 5–10 мин). После разряда батареи, схема управления ИБП, которая следит за разрядом батареи, подает команду на отключение нагрузки. Если через некоторое время напряжение в сети становится нормальным, ИБП возвращается в режим работы от сети и начинает подзарядку батареи.

Для большинства ИБП с переключением характерно:

– отсутствие хорошей фильтрации и стабилизации выходного напряжения (практически все помехи в городской электросети поступают прямиком в нагрузку, что иногда приводит к выходу ее из строя);

– постоянный переход ИБП в режим работы от встроенных аккумуляторов даже при незначительных падениях и бросках входного напряжения, и, как следствие, для большинства моделей этого класса – низкий срок службы аккумуляторных батарей – до 3 лет (учитывая, что стоимость аккумуляторных батарей может составлять до 40% от общей стоимости ИБП);

– большое время перехода на аккумуляторы и обратно;

– при работе ИБП от батарей выходное напряжение чаще всего имеет прямоугольную и трапециевидную форму (т.е. таким напряжением нельзя питать нагрузку, имеющую трансформаторный блок питания).

Недостатки данной топологии приводят к тому, что этот тип ИБП применяется преимущественно в сегменте низких мощностей (до 2 кВА).

ИБП класса VI

Рис. 14.8. Структурная схема ИБП класса VI

В режиме работы от электрической сети входное напряжение фильтруется от шумов и импульсов и поступает к нагрузке. Батарея получает зарядный ток, если она разряжена, или поддерживается в заряженном состоянии также как у ИБП класса VFD. В случае, если напряжение сети становится слишком низким или слишком высоким, ИБП пытается скорректировать величину напряжения, переключая отводы автотрансформатора. Напряжение на выходе ИБП повышается или понижается, приближаясь к номинальному значению. Если напряжение становится настолько низким, что переключение отводов уже не помогает, то ИБП переключается на работу от батареи. Если на вход ИБП поступает напряжение искаженной формы, ИБП также переключается на режим работы от батареи. При переключении в режим работы от батареи, инвертор ИБП, немедленно начинает вырабатывать переменное напряжение, синфазное напряжению сети. Инвертор поддерживает напряжение на нагрузке в течение некоторого времени, зависящего от заряда батареи. Если сетевое напряжение за это время не становится нормальным, после разряда батареи ИБП отключает нагрузку.

Для большинства ИБП класса VI характерно:

– относительная стабилизация и фильтрация выходного напряжения при работе в нормальном режиме;

– псевдосинусоидальная форма выходного напряжения при работе от внутренних батарей, и только у лучших моделей этого класса синусоидальная;

– более широкий диапазон колебаний входного напряжения (в сравнении с ИБП класса VFD), при котором ИБП не переходит на аккумуляторные батареи.

К недостаткам можно отнести отсутствие разделение нагрузки и питающей сети, отсутствие регулировки выходной частоты, слабая защита от перенапряжений и бросков напряжения, низкий КПД при работе на нелинейную нагрузку. ИБП такого класса обычно применяются в диапазоне мощностей до 10 кВА.

ИБП класса VFI

Рис. 14.9. Структурная схема ИБП класса VFI

Работа этих ИБП коренным образом отличается от устройств описанных выше. Выпрямитель этого ИБП не только подзаряжает батарею ИБП, но и снабжает постоянно работающий инвертор ИБП постоянным напряжением. Если в сети есть «нормальное» напряжение, то вся мощность, потребляемая нагрузкой, проходит через выпрямитель ИБП. Выпрямитель преобразует переменное напряжение электрической сети в постоянное напряжение. Постоянное напряжение используется для заряда батареи и для питания инвертора. Инвертор преобразует постоянное напряжение в переменное напряжение, которым и питается нагрузка. Если напряжение сети становится меньше нижней границы диапазона входных напряжений, инвертор начинает питаться от батареи. Если напряжение на входе ИБП восстанавливается до нормального, выпрямитель опять начинает заряжать батарею и питать инвертор. При выходе из строя инвертора или его перегрузке, срабатывает переключатель (при этом размыкается линия «инвертор-нагрузка» и замыкается линия «байпас-нагрузка») и нагрузка продолжает питаться от сети. Байпас – это специальная линия, которая позволяет в случае необходимости питать нагрузку напрямую от электрической сети.

Для ИБП с двойным преобразованием напряжения характерно:

– прецизионная синусоидальная форма, соответствующая всем стандартам, выходного напряжения при питании ИБП от внешней сети (что позволяет использовать ИБП для питания любых нагрузок);

– высокая стабильность выходного напряжения (что продлевает срок эксплуатации электрооборудования);

– повышенный срок службы аккумуляторных батарей;

– изоляция нагрузки от вышестоящей сети, отсутствует передача помех в сеть питания нагрузки, таких как перенапряжения и импульсы;

– регулировка выходного напряжения;

– возможность функционирования в качестве преобразователя частоты;

– широкий диапазон входного напряжения, позволяющий поддерживать регулировку выходного напряжения в заданных пределах;

– мгновенный переход в автономный режим работы при повреждении сети;

– переключение на байпас без перерыва электроснабжения;

Главный недостаток ИБП этого класса – его цена, обусловленная указанными выше преимуществами.

Преимущества, которыми обладает данная топология, делают ее единственной конфигурацией, применяемой в сегментах средней и большой мощности (начиная с 10 кВА).

14.1.3. Гибридные ИБП

Данный тип ДИБП является промежуточным вариантом, между динамическим и статическим ИБП. В них сделана попытка соединить положительные стороны ИБП обоих типов. Кинетический накопитель и аккумуляторные батареи подключены параллельно друг другу и питаются от выпрямителя постоянным током. Мотор-генератор питается от инвертора или от байпаса. Параллельно этой всей системе установлен сервисный байпас, который, как и в других ИБП, позволяет вывести в ремонт всю установку ИБП без отключения ответственного потребителя. Структурная схема гибридного ИБП представлена на рис. 14.10.

Рис. 14.10. Структурная схема ДИБП гибридного типа

Данному типу соответствует три режима работы: нормальный режим, аккумуляторный, байпас.

В нормальном режиме питание подается на выпрямитель, через который осуществляется питание выпрямителя и подзарядка аккумуляторных батарей и кинетического накопителя. Мотор-генератор питается от инвертора формируя «чистую» синусоиду, которая в последствии подается на нагрузку.

Аккумуляторный режим имеет особенность, что в первую очередь будет расходоваться энергии накопленная в маховике, аккумуляторные батареи начнут участвовать в электроснабжении в момент, когда энергии маховика станет недостаточно.

Во время несоответствия напряжения параметрам, регламентируемым нормативными документами, в первую очередь расходуется энергия, запасенная в кинетическом накопителе. За счет этого увеличивается эксплуатационный ресурс аккумуляторных батарей. Поскольку аккумуляторы рассчитаны на определенное число циклов заряда-разряда, после превышения числа которых происходит стремительная деградация их составных элементов. А наличие кинетического накопителя позволяет в подавляющем большинстве случаев обеспечить наличие напряжения у ответственных потребителей.

Режим байпаса интересен, тем, что выходное напряжения подается не напрямую на нагрузку, а на мотор-генератор, что позволяет сгладить искажения напряжения.

К плюсам гибридных ИБП можно отнести качество кривой выходного напряжения, большую перегрузочную способность, большое время автономной работы за счет аккумуляторных батарей, увеличение срока службы батарей. К минусам – высокую стоимость, сложность конструкции.

14.1.4. Разновидности аккумуляторных батарей

На сегодняшний момент изобретено множество способов накопления энергии, используя самые разные химические элементы. Для проектирования системы электроснабжения важно знать и учитывать особенности разных аккумуляторных батарей, чтобы проектируемые системы были надежны, долговечны и экономичны.

Рассмотрим наиболее распространенные виды аккумуляторов.

Свинцовые аккумуляторы – это химический источник тока, состоящий из двух свинцовых пластин, пористого сепаратора и жидкого или гелеобразного электролита.

Свинцовые пластины специально делают пористыми, чтобы сэкономить материал и увеличить площадь, а вместе с ней и емкость аккумулятора. В самых первых моделях электролит был жидким, за его уровнем и химическим составом необходимо было постоянно следить. В современных моделях аккумуляторов, которые используются в ИБП и в автомобильном транспорте, электролит специально загущают, что позволяет допускать наклонное расположение.

Технология свинцовых аккумуляторов является самой старой и как следствие, самой отработанной. Благодаря чему данные аккумуляторные батареи до сих пор широко используются в промышленности, несмотря на свою громоздкость по сравнения с другими типами.

К плюсам данного типа батарей можно отнести отсутствие «эффекта памяти», стабильную ЭДС при разряде, простой цикл заряда, малый саморазряд. К минусам – большие габариты и массу, ограничения по пространственной ориентации, значительное снижение емкости при отрицательных температурах.

Никель-металлогидридные аккумуляторы

Эти аккумуляторы предлагаются на рынке как менее токсичные (по сравнению с никель-кадмиевыми аккумуляторами) и более экологически безопасные, как в производстве, так и при утилизации.

На практике никель-металлогидридные аккумуляторы действительно демонстрируют весьма большую емкость при габаритах и массе, несколько меньших, чем у стандартных никель-кадмиевых аккумуляторов.

Благодаря практически полному отказу от применения токсичных тяжелых металлов в конструкции никель-металлогидридных аккумуляторов последние после использования могут быть утилизированы вполне безопасно и без экологических последствий.

У никель-металлогидридных аккумуляторов несколько снижен «эффект памяти». На практике «эффект памяти» практически незаметен из-за высокого саморазряда этих аккумуляторов.

При эксплуатации никель-металлогидридных аккумуляторов желательно разряжать их в процессе работы не полностью.

Хранить никель-металлогидридные аккумуляторы следует в заряженном состоянии. При длительных (более месяца) перерывах в работе аккумуляторы следует перезаряжать.

К плюсам данного типа батарей можно отнести экологичность, меньший «эффект памяти», хорошую работоспособность при низкой температуре, большая емкость по сравнению с никель-кадмиевыми аккумуляторами. К минусам – величину саморазряда, снижение емкости после 200–300 циклов разряда-заряда, следовательно, ограниченный срок службы.

Литий-ионный аккумулятор – это химический источник тока, состоящий из двух электродов, между которыми размещаются сепараторы, содержащие гелеобразный или жидкий электролит. Ионы лития с положительным зарядом являются носителями тока и способны вызывать электрохимическую реакцию. Анод и катод помещают в герметичный корпус, под крышкой которого располагаются специальные устройства.

На данный момент данный тип аккумуляторов широко используется в мобильных устройствах и носимой электронике.

Несмотря на то, что ИБП с аккумуляторами данного типа уступают по популярности свинцовым, многие производители предлагают возможность после окончания срока службы свинцовых аккумуляторов, перейти на литий-ионные аккумуляторные батареи.

К плюсам данного типа батарей можно отнести компактность, отсутствие выделение водорода, отсутствие «эффекта памяти» и возможность дальнейшей переработки. К минусам – высокую цену, необходимость встроенного контролера заряда, падение емкости при низких температурах.

Ионистор (суперконденсатор) – электрохимическое устройство, способное накапливать электрическую энергию. В какой-то степени, это конденсатор с неорганическим или органическим электролитом. По своим свойствам суперконденсаторы занимают промежуточное положение между химическими источниками тока и конденсаторами. Конструктивно ионистор состоит из двух электродов, кристаллического электролита из раствора щелочей и кислот, а также сепаратора, защищающего от коротких замыканий.

Самой большой трудностью в использовании суперконденсаторов как источников резервного питания, является снижение напряжения на обкладках по мере его разряда. Для поддержания стабильного напряжения используют специальные электрические схемы. Использование ионисторов как устройств накопления электрической энергии для ИБП началось сравнительно недавно, но считается перспективным направлением.

К плюсам данного типа батарей можно отнести большие токи заряда и разряда, малую зависимость от температуры окружающей среды. К минусам – высокую цену, большой ток саморазряда и зависимость напряжение от степени заряда.

14.1.5. Выбор ИБП

При выборе и интеграции ИБП в общую систему электроснабжения, в силу специфики и принципов его работы в нормальных и аварийных режимах, необходимо определиться со следующими позициями:

– тип и конфигурация ибп;

– мощность ибп и его напряжение.

Методика выбора мощности ИБП, практически аналогична выбору мощности силового трансформатора, но имеет ряд особенностей.

1. Полная мощность ИБП выбирается исходя из полной мощности питаемой нагрузки. Для стабильной работы не рекомендуется выбирать ИБП с загрузкой более чем в 75–80% от номинальной мощности.

2. ИБП должен быть устойчив к кратковременным пиковым (пусковым) токам электропотребителей. Перегрузочная способность ИБП имеет значительные ограничения, в силу использования полупроводникового оборудования на выходе ИБП. Поэтому, для обеспечения требуемой перегрузочной способности необходимо искусственно завышать мощность ИБП, а, следовательно, и полупроводников. Такой подход приводит к тому, что загрузка ИБП становится значительно меньшей и составляет порядка 30–40%. Таким образом, происходит увеличение стоимости 1 кВА мощности ИБП на 1 кВА нагрузки. Мощность ИБП должна быть выбрана с учетом экономической целесообразности.

3. Выходное напряжение ИБП должно соответствовать номинальному напряжению электроприемников и аппаратам защиты. В большинстве своем, потребители систем автоматизации представляют собой однофазную нагрузку, для питания которых применяются ИБП как с трехфазным выходным напряжениям, так и с однофазным. Выбор того или иного уровня входного и выходного напряжения ИБП должен быть обоснован с точки зрения:

– требуемой перегрузочной способности (чем больше выходное напряжение ИБП, тем меньше его перегрузочная способность);

– требуемым параметрам общей системы электроснабжения.

Так же необходимо помнить о следующих особенностях при интеграции ИБП в систему электроснабжения.

1. Влияние выбранной мощности ИБП на селективность аппаратов защиты до и после ИБП.

2. Особенности расчета токов кз за ИБП во всех режимах его работы.

Селективность заключается в обеспечении такой координации между времятоковыми характеристиками последовательно расположенных аппаратов защиты, чтобы в случае повреждения отключался только аппарат, наиболее близкий к повреждению. Различают следующие виды селективности:

– токовая – этот вид селективности предполагает смещение или разнесение времятоковых характеристик последовательно расположенных автоматических выключателей по оси тока;

– временная селективность – этот вид селективности обеспечивается за счет смещения или сдвига времятоковых характеристик последовательно расположенных автоматических выключателей по оси времени. Селективность данного вида предполагает наличие выдержки времени Δt при срабатывании вышестоящего автоматического выключателя;

– логическая селективность – селективность, которая осуществляется посредством передачи информации (о необходимости отключения или не отключения) по контрольному проводу (кабелю). При логической селективности воздействие управляющего сигнала оказывается на селективную токовую отсечку и на защиту от замыканий на землю. Такой вид применяется в тех случаях, когда невозможно осуществить другие виды селективности.

Для защиты электроприемников зачастую используют аппараты защиты модульного типа, которые не способны обеспечивать временную и логическую селективность в силу своей конструкции. Следовательно, обеспечить селективность возможно только путем разнесения времятоковых характеристик. Количество аппаратов в цепочке зависит от количества уровней распределения питания за ИБП.

Для улучшения показателей селективности при построении схемы электроснабжения за ИБП, целесообразно:

1. сокращать количество промежуточных уровней распределения электроэнергии. Это позволит уменьшить номинальные токи аппаратов защиты (в цепочке ИБП-потребитель), отходящих непосредственно от ИБП;

2. унифицировать отходящие от ИБП аппараты защиты по номинальному току;

3. номинальный ток отходящих от ИБП аппаратов защиты должен быть равен не более 1/3 от выходного тока ИБП, иначе селективность аппаратов защиты практически не достигается, из-за маленькой разницы между номиналами соседних аппаратов защиты. При меньших токах аппаратов отходящих линий показатели селективности улучшаются.

14.1.6. Функционирование источников бесперебойного питания при внешнем коротком замыкании или перегрузке

Как уже отмечалось, в сегментах средней и большой мощности наибольшее распространение получили ИБП топологии двойного преобразования (VFI). Для данной топологии возможны два варианта питания нагрузки:

– инверторный режим работы;

– режим работы от резервной сети (байпас).

Для анализа понимания процессов, происходящих в ИБП при перегрузке или внешнем кз рассмотрим перегрузочную характеристику ИБП (рис. 14.11), которая представляет собой время-токовую зависимость (ток нагрузки и время его протекания), определяющую режим работы ИБП.

Рис. 14.11. Перегрузочная характеристика ИБП:

1 – область работы в инверторном режиме; 2 – область работы в режиме байпас; 3 – область автоматического отключения

Важной особенностью работы ИБП в инверторном режиме является то обстоятельство, что при возникновении перегрузки или при внешнем коротком замыкании, когда величина тока нагрузки превышает определенное значение, инвертор переходит в режим источника тока, ограничивая максимальное значение тока нагрузки на величине ограниченного тока – I_огр.

Для современных ИБП инвертор обеспечивает ограниченный ток – I_огр в диапазоне 2–9 I_ном в течение 1 с, в зависимости от производителя и марки ИБП. Данная характеристика указывается производителем в каталожных данных.

Режим токоограничения обусловлен тем, что для создания инвертора используют полупроводниковые элементы. На данном этапе наибольшее распространение получили IGBT-транзисторы, биполярные транзисторы с изолированной базой. При протекании через них тока определенной величины транзисторы могут терять свои рабочие качества, т.е. перестают соответствовать своим номинальным характеристикам. Поэтому необходимо ограничивать величину тока через транзисторы на уровне, при котором сохраняется их работоспособность. Поэтому, если величина выходного тока ИБП становится равной или превышает величину I_огр, то ИБП перейдет в режим источника тока и в течение времени, определяемого производителем (обычно 1 с), выдает в сеть I_огр. По истечении этого времени произойдет переключение ИБП на байпас или же произойдет автоматическое отключение ИБП. Переключение на режим работы байпас возможно при наличии питания в резервной сети (байпас) и, если выходное напряжение и частота инвертора согласованы с частотой и напряжением байпаса.

Следует отметить, что цепь байпаса так же обладает определенной перегрузочной способностью. Перегрузочную способность байпаса необходимо учитывать при расчетах максимального тока кз за ИБП, так как при величине тока кз, протекающего по цепи байпас, равной 7–10 I_ном ИБП, произойдет автоматическое отключение питания в течение примерно 100 мс. В случае же расчета минимального тока кз для обеспечения защиты при косвенном прикосновении перегрузочную способность байпаса можно не учитывать, так как протекание тока однофазного кз не может привести к перегрузке байпаса.

Необходимо отметить, что в режиме токоограничения происходит искажение синусоидальности выходного напряжения, но действующее значение выходного напряжения U_вых остается неизменным. Это связано с тем, что кроме токоограничения важной особенностью функционирования ИБП при внешнем коротком замыкании, перегрузке является поддержание выходного напряжения. В зависимости от типа инвертора можно использовать различные способы регулирования выходного напряжения, которые можно разделить на три группы:

– регулирование напряжения на входе инвертора;

– регулирование напряжения посредством воздействия на процессы в инверторе, влияющие на выходное напряжение;

– регулирование напряжения непосредственно на нагрузке за счет использования стабилизаторов переменного напряжения на выходе инвертора.

Перечисленные особенности функционирования ИБП при внешнем коротком замыкании, перегрузке – поддержание выходного напряжения и токоограничение – существенно влияют на величину тока кз и, следовательно, их необходимо учитывать при расчете тока кз за ИБП.

В режиме работы от сети необходимо отстраивать применяемый аппарат защиты от величины рассчитанного тока кз I_К. То есть убедиться, что I_К больше или равен току срабатывания применяемого аппарата защиты. При этом, если в качестве защитного аппарата применяется предохранитель, необходимо проверить, что ток кз вызывает срабатывание предохранителя за время, не превышающее указанное в ПУЭ. Если защитный аппарат – автоматический выключатель, то достаточно проверить, что величина I_К превышает ток срабатывания электромагнитного или электронного расцепителя, так как время срабатывания такого расцепителя заведомо меньше, чем допустимое по ПУЭ.

Стоит отметить, что в сетях ответственных потребителей применение предохранителей нежелательно, так как они не позволяют быстро восстанавливать питание.

В инверторном режиме работы возможны два варианта соотношения между рассчитанным и реальным током кз. В первом варианте, когда рассчитанный ток кз за ИБП I_К меньше ограниченного тока применяемого ИБП – I_огр, рассчитанный ток соответствует реальному току кз с учетом погрешности расчета. Во втором варианте, когда рассчитанный ток кз за ИБП IK больше ограниченного тока ИБП I_огр, реальный ток кз будет меньше рассчитанного за счет токоограничения инвертора. В сети в течение времени токоограничения будет протекать ограниченный ток ИБП, определяемый настройками производителя.

В случае, когда рассчитанный ток кз меньше ограниченного тока ИБП, то необходимо отстраивать применяемый аппарат защиты от величины рассчитанного тока кз I_К, т.е. убедиться, что I_К больше или равен току срабатывания применяемого аппарата защиты.

В случае, когда рассчитанный ток кз больше ограниченного тока ИБП, то применяемый аппарат защиты необходимо отстраивать от величины ограниченного тока I_огр.

Наряду с вышесказанным необходимо учитывать, что система управления ИБП, строится таким образом, чтобы, при возникновении аварии, ИБП переходил в режим токоограничения независимо от того, какой величины будет ожидаемый ток кз в начальный момент времени. Это делается для более упрощенной методики подбора аппаратов защиты за ИБП по чувствительности к сверхтокам.

14.2. Системы бесперебойного электроснабжения

Построение систем бесперебойного (СБЭ) и гарантированного электроснабжения (СГЭ) для комплекса потребителей может производиться по различным схемам. В настоящее время наибольшее распространение получили две основные структуры – централизованная и распределенная (локализованная).

Централизованная система содержит один источник бесперебойного электропитания (ИБП), к которому подключены все ответственные потребители. В распределенной системе каждый потребитель (или локальная группа потребителей) получает питание от локальных ИБП.

14.2.1. Централизованная система бесперебойного электроснабжения

Обобщенная схема централизованной системы бесперебойного электроснабжения представлена на рис. 14.12.

Рис. 14.12. Обобщенная структурная схема централизованной СБЭ

Преимущества этой схемы определяются концентрацией запаса мощности и емкости батарей. Такая система менее чувствительна к локальным перегрузкам и может выдерживать даже короткие замыкания, переходное сопротивление которых превышает некоторую величину, определяемую запасом выходной мощности и перегрузочной способности ИБП. Увеличение времени автономности достигается простым отключением менее ответственных потребителей.

Другим преимуществом централизованной СБЭ, построенной на базе мощного трехфазного ИБП, является исключение перегрузок нейтрального проводника на входе ИБП, что повышает надежность всей сети электропитания, и, что существенно, не требует проведения работ по перекладке кабельных линий, по которым осуществляется электроснабжение объекта.

Недостатком централизованной системы является более высокая вероятность локального отказа, выражающегося в обесточивании потребителей из-за неисправности разветвленной выходной сети электропитания или выхода из строя одного из потребителей.

Стоимость аппаратных средств централизованной системы при равной мощности и одинаковых схемотехнических решениях ИБП, естественно, ниже по сравнению с распределенной системой, однако при выборе данной структуры СБЭ необходимо учитывать стоимость возможной переделки сети электропитания в случае реконструкции, а также необходимость выделения специального помещения для ИБП и обслуживающего персонала.

14.2.2. Распределенная система бесперебойного электроснабжения

Обобщенная схема распределенной системы бесперебойного электроснабжения представлена на рис. 14.13.

Рис. 14.13. Обобщенная структурная схема распределенной СБЭ

Основным преимуществом такой системы является возможность ее реализации без переделки сетевой разводки, особенно при использовании ИБП, подключаемых в существующие розеточные сети, и простота наращивания или изменения конфигурации. При отказе одного из ИБП происходит отключение только части системы, и при наличии одного аппарата в «холодном» резерве последствия отказа могут быть устранены в течение нескольких минут. Другим важным преимуществом этой системы может быть то, что при соответствующем выборе типов ИБП для их размещения не потребуется выделения специальных помещений.

Недостатком распределенной системы является неэффективное использование ресурсов аккумуляторных батарей из-за невозможности обеспечения одинаковой нагрузки для всех ИБП. Время автономной работы всей системы определяется наиболее нагруженным аппаратом с батареями, наиболее разряженными при предыдущих отключениях питания. Здесь время автономной работы не может быть увеличено отключением нагрузки от других ИБП.

Другим существенным недостатком этой системы является ее низкая устойчивость при перегрузках, вызванных ошибочным подключением дополнительной нагрузки или коротким замыканием. Это обусловлено тем, что перегрузочная способность локальных ИБП может быть сравнима с пусковыми режимами некоторых типов потребителей (особенно при наличии двигательной нагрузки).

Другой существенный недостаток распределенной СБЭ имеет место при использовании большого количества однофазных ИБП. Значительная часть современного телекоммуникационного оборудования имеет блоки питания, характеризующиеся нелинейным входным сопротивлением (коэффициент мощности 0,7 ... 0,8). При подключении нескольких подобных потребителей к однофазной сети (с рабочим напряжением 220 В), являющейся составной частью трехфазной сети электроснабжения (рабочее напряжение 380 В), в нейтральном проводнике возникают токи, пиковые значения которых могут превосходить значения токов в фазных проводниках. С учетом того, что электрические сети, зачастую, выполняются с нейтральным проводом меньшего по сравнению с фазным сечения, неизбежны перегрузки и возникновение помех в нейтрали, которые приводят к снижению надежности всей сети.

Повышение надежности электропитания возможно при прокладке кабельных сетей с большим (в 1,5 ... 2 раза) сечением нейтрального проводника по сравнению с фазными проводниками. Но такие работы в большинстве сетей чрезвычайно затруднены.

14.2.3. Комбинированная система бесперебойного электроснабжения

В чистом виде каждая из рассмотренных выше систем применяется достаточно редко. Использование централизованной системы предпочтительно при концентрации оборудования, выполняющего единую задачу и состоящего из компонентов одного класса надежности и одинаковых по характеристикам энергопотребления. Такие системы применяются, как правило, в издательских комплексах, крупных центрах спутниковой связи и т. п.

Типичными для распределенной системы являются такие административные учреждения, в которых работа выполняется на большом количестве независимых рабочих станций.

На практике обычно применяют двухуровневую систему, которая представляет собой комбинацию централизованной и распределенной системы.

Обобщенная схема комбинированной системы бесперебойного электроснабжения представлена на рис. 14.14.

Рис. 14.14. Обобщенная структурная схема комбинированной СБЭ

Задача оптимизации такой системы с точки зрения мощности и стоимости оборудования состоит в определении наиболее ответственных потребителей и минимизации числа групп потребителей путем соответствующего конфигурирования локальной питающей сети.

При этом вблизи электрического ввода в здание устанавливается одно ИБП большой мощности (или комплекса параллельно работающих ИБП, расположенных в одном месте), а отдельные наиболее ответственные потребители питаются от локальных ИБП меньшей мощности. Целью резервирования является защита чувствительного оборудования ответственных потребителей, например, файловых серверов и наиболее ответственных рабочих станций, управляющих локальными вычислительными сетями, коммуникационного оборудования и систем связи, от обесточивания вследствие локальных аварий кабельной сети внутри здания. Таким образом осуществляется последовательное резервирование ИБП – вводной ИБП резервирует локальные, в случае выхода из строя элементов локальных ИБП, и, наоборот.

14.3. Системы гарантированного электроснабжения

Любой из вариантов системы бесперебойного электроснабжения на базе ИБП при необходимости обеспечения длительной работы в автономном режиме (как правило, при отключении входной электросети в течение нескольких часов) и для создания системы гарантированного электроснабжения дополняется одной или несколькими двигатель-генераторными установками. Такие установки комплектуются системой автоматического запуска и останова с коммутацией нагрузки и могут быть дополнительно снабжены пультами удаленного управления и контроля.

При определении мощности и количества генераторных установок необходимо принимать во внимание мощность подключаемой нагрузки и возможность размещения таких установок в здании или непосредственной близости от него. Генераторная установка может быть выполнена в шумозащитном кожухе или всепогодном контейнере. При подключении нескольких генераторов для параллельной работы на общую нагрузку устанавливается специальный блок управления и синхронизации.

Таким образом неотъемлемой частью большинства систем гарантированного электроснабжения являются собственные местные электростанции. Такие электростанции классифицируются по нескольким признакам, таким как:

– назначение: бытовые или промышленные;

– вариант использования: в качестве основного источника или резервного;

– вид используемого топлива: бензиновые, дизельные, газовые и т.д.;

– по комплектации и месту установки: для помещений, передвижные, контейнерные и т.д.

В инженерно-технических зданиях для резервирования электроснабжения или в качестве основных источников электроэнергии применяются генераторы малой мощности. В большинстве случаев собственные электростанции используются как резервные, т.е. работают только во время отсутствия электроснабжения от энергосистемы. Но и в этом случае от их исправности зависит работоспособность всего предприятия (особенно там, где запас емкости аккумуляторных батарей не превышает одного-двух часов работы). Поэтому собственные электростанции, как основные, так и резервные, должны быть всегда готовы к действию и надежны в работе. Применяемые электростанции главным образом используют теплоэлектрические агрегаты, состоящие из двигателя внутреннего сгорания и генератора переменного тока, а также газо- паротурбогенераторы.

Первоначальным и массовым средством гарантированного электропитания были теплоэлектрические агрегаты с двигателями, работающими на дизельном топливе, имеющими большой срок службы и более экономичными, чем бензиновые, поскольку работают на более дешевых сортах топлива. Позже в качестве основного источника все чаще стали устанавливаться газопаротурбогенераторы и газотурбинные электростанции, имеющие ряд преимуществ перед дизельными установками.

14.3.1. Дизель-генераторные установки

Дизель-генераторные установки (ДГУ) – это оборудование для производства электроэнергии. Вне зависимости от размеров и мощности, каждое такое устройство оснащено двигателем внутреннего сгорания, работающим на дизельном топливе.

Основная задача дизельных электростанций – обеспечить автономное питание там, где нет централизованной электросети. Малые ДЭС используют в быту – для сварки, обогрева и освещения дачных домиков и загородных коттеджей. Средние и большие генераторы питают офисные и торговые центры, производственные предприятия, концертные и строительные площадки, медицинские учреждения.

Устройство дизель-генераторной установки предполагает размещение на одной общей раме следующих агрегатов:

– двигатель внутреннего сгорания, работающий на дизельном топливе и служащий источником механической энергии, необходимой для вращения ротора генератора. Основное отличие от бензиновых ДВС заключается в воспламенении горючего не от системы зажигания, а за счет более высокого сжатия. Благодаря этому удалось повысить мощность ДВС и снизить расход топлива;

– синхронный или асинхронный генератор электрического тока, соединенный с ДВС напрямую или через демпферную муфту. При вращении ротора этого агрегата происходит преобразование механической энергии в электрическую.

Все модели дизель-генераторов работают по одному и тому же принципу:

1) при сгорании топлива образующиеся газы создают избыточное давление на поршневую группу двигателя внутреннего сгорания;

2) движение поршней по цилиндрам создает крутящий момент на коленвале, за счет чего он начинает вращаться;

3) благодаря соединению вала с ротором электрогенератора начинается и его вращение;

4) при перемещении обмотки ротора в магнитном полу статора происходит индуцирование ЭДС;

5) полученный электрический ток распределяется и передается потребителем.

Ввод такой установки в работу осуществляется с помощью АВР следующим образом – при отключении электроснабжения от основного источника (сети) осуществляется автоматический запуск ДГУ в работу. При выходе установки в заданный режим нагрузка переключается на дизель-генератор. При возобновлении централизованного электроснабжения происходит обратное переключение нагрузки и остановка ДЭС.

Высокая степени автоматизации, простота в обслуживании и управлении упрощают организацию автономного или резервного электроснабжения в промышленных и бытовых масштабах.

Большинство компаний выпускают электростанции в нескольких линейках: переносные «домашние», средние и сверхмощные. В зависимости от мощности и назначения ДГУ, конструкцию «двигатель + генератор» устанавливают либо на легкую раму, либо на автомобильное шасси. Большие станции дополнительно закрывают в металлических контейнер или кожух для защиты от шума.

К положительным моментам ДГУ можно отнести:

– стабильную работу при перегрузках. Чем выше частота вращения ротора, тем станция чувствительнее к перегрузкам. Мощные генераторы на 3000 оборотов в минуту сбоев в сети не потерпят. Их можно подключать только для постоянного электроснабжения. А установки с частотой 1500 об / мин хорошо работают при перепадах напряжения до 10% в течение 1 часа из 12. Такие ДГУ можно смело использовать для резерва – достаточно подключить их к основному источнику питания;

– высокий КПД и низкий расход горючего. Если владельцы маленьких генераторов на 1–2 кВт почти не считают топливо, то в случае промышленных электростанций разница в тратах на бензин и дизель бывает ощутимой. При прочих равных строители и промышленники выбирают ДГУ;

– минимальное участие оператора. Механик нужен только для подключения, запуска и поддержания стабильной работы станции. Обо всем остальном, кроме заправки, заботится электроника;

– непрерывная работа до 10–12 суток. Хорошая промышленная электростанция должна работать несколько суток без перебоев и заправки. Минимум для дизельных генераторов в районах без централизованной электросети – 5–7 дней. Обслуживать модель с более коротким циклом неудобно в первую очередь для производства;

– стабильная работа в круглосуточном режиме до 5 лет. Генераторы с увеличенным моторесурсом нужны не только для крупных производств или удаленных поселков. Суда, метеостанции, станции запуска – постоянный доступ к электричеству требуется во многих сферах. Если станция работает на износ, ее списывают через 4–5 лет. Большинство генераторов запускают время от времени – они могут служить и по 10, и по 15 лет;

– пожарная безопасность. В отличие от газа и бензина, дизель не дает открытого горения – оно сжимается при воспламенении. Риск пожара в таких условиях минимален.

К минусам:

– невозможность работы на холостом ходу. Минимальная нагрузка на дизельную электростанцию должна составлять 40–50% от заявленной мощности. Если ДЭС вырабатывает меньше – она не заглохнет, но быстро износится;

– высокий уровень шума без кожуха. Средние и крупные станции должны поставляться в защитных контейнерах. Модели без кожухов запрещено использовать в жилой застройке и в местах, где работают люди;

– относительно низкая экологичность. Самыми безопасными для окружающей среды считаются газовые электростанции;

– высокая стоимость. Электростанции на дизеле дороже бензиновых – но окупаются за несколько лет благодаря низкому расходу горючего.

14.3.2. Газопоршневые установки

Газопоршневая установка (ГПУ) или газопоршневая электростанция (ГПЭС) – это устройство, которое преобразует химическую энергию топлива (природного газа, пропана, биогаза, попутного нефтяного газа и т.д.) в электричество посредством двигателя внутреннего сгорания.

Газопоршневые электростанции используются для обеспечения непрерывной подачи электроэнергии при отсутствии или недостатке централизованного электроснабжения, а также для резервного электроснабжения на случай аварийных ситуаций.

Основными компонентами газопоршневого генератора являются: поршневой двигатель внутреннего сгорания, электрический генератор, система подачи и подготовки топлива, система охлаждения, система управления и контроля.

Преимуществом газопоршневых генераторов является их высокая эффективность, надежность и возможность работы на различных видах газового топлива. Кроме того, они могут работать в режиме когенерации, т.е. одновременно производить тепловую и электрическую энергию, что позволяет экономить на топливе и снижает выбросы парниковых газов.

ГПУ когенерационного типа функционируют по следующему принципу.

1. Топливо поступает в цилиндрическую камеру сгорания, в которой оно сжимается поршнем и воспламеняется.

2. Энергия, выделяемая при сгорании топлива, приводит в движение коленвал газопоршневого двигателя. Цикл работы двигателя обычно четырехтактный.

3. Вращающийся коленвал передает движение через специальную муфту генератору электрического тока. При вращении ротора с обмоткой в магнитном поле статора происходит выработка электроэнергии.

4. Выработанная электроэнергия поступает через кабельные линии на генераторное распределительное устройство (генераторную ячейку).

5. Во время выработки электроэнергии высвобождается значительное количество тепла, которое снимается с дымовых газов и нагретого масла с помощью теплообменников и котлов-утилизаторов. Вода, нагретая за счет этого тепла, циркулирует по замкнутому контуру и выполняет функции теплоносителя в отопительной системе объекта. Неиспользованное попутное тепло сбрасывают в атмосферу.

Популярность генерирующих агрегатов на основе газопоршневых установок обеспечивают следующие эксплуатационные преимущества:

– высокий коэффициент полезного действия, минимальное количество сопутствующих энергопотерь;

– сохранение рабочих характеристик в неблагоприятных условиях окружающей среды, при резких температурных перепадах;

– экологичность – работа газопоршневых электрогенераторов сопровождается малым количеством вредных выбросов;

– наличие автоматизированной системы, защищающей агрегат от перегрева, и других защит;

– длительный эксплуатационный период.

Благодаря комплексной выработке электрической и тепловой энергии, ГПУ широко используются в отдаленных районах, в которые сложно провести коммуникационные системы, области их применения:

– жилищно-коммунальное хозяйство;

– промышленные предприятия;

– предприятия по добыче угля, нефти и газа;

– насосные станции, котельные;

– в качестве резервного и аварийного энергетического оборудования – медицинские учреждения, аэропорты и другие объекты, в которых важна бесперебойность электропитания.

14.3.3. Системы электроснабжения на основе топливных элементов

Системы электроснабжения на основе топливных элементов (ТЭ) – реальная альтернатива традиционной структуре, появившаяся благодаря достижениям в разработках топливных элементов. ТЭ по сравнению с традиционными системами электроснабжения потенциально могут вырабатывать такую же и даже большую мощность, но имеют более низкую стоимость. Дальнейшие исследования и разработки сделают системы электроснабжения на основе ТЭ еще более доступными. Очевидно, что традиционная структура системы электроснабжения, использующая дизельные генераторы и аккумуляторы, имеет ряд недостатков:

– согласование и прокладка линии до места назначения и высокая стоимость эксплуатации аккумуляторов требуют наличия резервного оборудования для сохранения работоспособности всей системы в нештатных ситуациях;

– быстрый износ оборудования или длительный его простой.

Эти факторы увеличивают стоимость системы электроснабжения. К тому же двигатели внутреннего сгорания вызывают у экологов различные вопросы.

Топливные элементы свободны от этих недостатков и могут стать новым решением проблемы электроснабжения. Они используют, как и аккумулятор, энергию химического топлива, преобразуя ее в электрическую путем электролитических реакций. С другой стороны, ТЭ существенно отличаются от аккумуляторов тем, что могут выполнять функции дизельного генератора. Они представляют собой принципиально новую технологию прямого преобразования энергии водорода (или другого углеводородного топлива) непосредственно в электрическую энергию, минуя процессы горения и механического вращения, присущие поршневым и турбинным энергетическим установкам. Это преимущество позволяет рассматривать топливные элементы как замену аккумуляторов и топливных генераторов в качестве дублирующего источника.

Топливные элемент – это небольшая электростанция, вырабатывающая электричество непрерывно, пока поступает топливо. В качестве топлива может использоваться: природный газ, пропан, бензин, керосин, этанол, метанол, метан и другие углеводороды. Самыми надежными и эффективными являются технологии преобразования природного газа, пропана и бензина. Для них уже существует инфраструктура. На сегодняшний день доступны несколько технологий, составляющих базу ТЭ – это элементы на основе протонообменной мембраны, твердого окисла, расплавленного карбоната, фосфорной кислоты и другие. Главным образом эти технологии различаются рабочей температурой, эффективностью преобразования, затратами на эксплуатацию и ценой. ТЭ на основе протонообменной мембраны имеет наиболее низкую рабочую температуру и разрабатывается для повсеместного применения.

Контрольные вопросы и задания

1. Какие виды источников бесперебойного питания существуют?

2. За счет чего происходит накопление энергии в динамических ИБП?

3. Какие типы конструкций бывают у динамических ИБП?

4. Какие преимущества и недостатки есть у динамических ИБП?

5. За счет чего происходит накопление энергии в статических ИБП?

6. Из каких частей состоит статический ИБП?

7. Как классифицируются статические ИБП?

8. Каковы особенности, преимущества и недостатки статических ИБП типа VFD?

9. Каковы особенности, преимущества и недостатки статических ИБП типа VFI?

10. Каковы особенности, преимущества и недостатки статических ИБП типа VFI?

11. Какая структура у гибридных ИБП?

12. Какие преимущества и недостатки есть у гибридных ИБП?

13. Какие типы аккумуляторных батарей существуют?

14. Какие преимущества и недостатки у свинцовых батарей?

15. Какие преимущества и недостатки у никель-металлогидридных батарей?

16. Какие преимущества и недостатки у литий-ионных батарей?

17. Какие преимущества и недостатки у ионисторов?

18. В чем заключается особенность функционирования статических ИБП при внешнем коротком замыкании или перегрузке?

19. Какие существуют схемы реализации систем бесперебойного электроснабжения?

20. Какие преимущества и недостатки централизованной СБЭ?

21. Какие преимущества и недостатки распределенной СБЭ?

22. Какие преимущества и недостатки комбинированной СБЭ?

23. Какие источники используются для реализации систем гарантированного электроснабжения?

К оглавлению

Список литературы

1. Альбом А3-92 «Кабельные каналы внутри и вне зданий». – URL: https://files.stroyinf.ru/Index2/1/4293831/4293831747.htm

2. Альбом А5-92 «Прокладка кабелей напряжением до 35 кВ в траншеях». – URL: https://files.stroyinf.ru/Index2/1/4293844/4293844540.htm

3. Вихров, М.Е. Особенности применения источников бесперебойного питания: учеб. пособие / М.Е. Вихров, А.М. Кузнецова, М.С. Егоров. – М.: Издательство МЭИ, 2022. – URL: https://elib.mpei.ru/elib/view.php?id=11873

4. Гайсаров, Р.В. Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов: учеб. пособие / Р.В. Гайсаров, И.Т.Лисовская.– Челябинск: Изд-во ЮУрГУ, 2002.

5. ГОСТ 14209-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки. – URL: https://files.stroyinf.ru/Index2/1/4294837/4294837241.htm

6. ГОСТ 2.109-73. Единая система конструкторской документации. Основные требования к чертежам. Дата введения 1974-07-01. – URL: https://docs.cntd.ru/document/1200001992 .

7. ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. URL: https://files.stroyinf.ru/Index/54/54884.htm

8. ГОСТ Р 2.105-2019. Единая система конструкторской докуметации. Общие требования к текстовым документам. Дата введения 2020-02-01. – URL: https://docs.cntd.ru/document/1200164120.

9. ГОСТ Р 55025-2012. Кабели силовые с пластмассовой изоляцией на номинальное напряжение от 6 до 35 кВ включительно. Общие технические условия. URL: https://base.garant.ru/70815742/

10. Единые технические указания по выбору и применению электрических кабелей. (Кабели силовые). Дата введения: 01.03.1977. URL: https://files.stroyinf.ru/cgi-bin/ecat/ecat.fcgi

11. Ильяшов, В.П. Конденсаторные установки промышленных предприятий.– 2-е изд., перераб. и доп. / В.П. Ильяшов. – М.: Энергоатомиздат, 1983.

12. Кочкин, В.И. Применение статических компенсаторов реактивной мощности в электрических сетях энергосистем и предприятий / В.И. Кочкин, О.П. Нечаев. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.

13. Кудрин, Б.И. Электроснабжение потребителей и режимы: учеб. пособие / Б.И. Кудрин, Б.В. Жилин, Ю.В. Матюнина.– М.: Издательский дом МЭИ, 2013. – URL: https://elib.mpei.ru/elib/view.php?id=5342

14. Кудрин, Б.И. Электроснабжение: учебник / Б.И. Кудрин. – М.: Академия, 2012.

15. Лакутин, Б.В. Возобновляемые источники электроэнергии: учеб. пособие / Б.В. Лакутин. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2008.

16. Лозенко, В.К. Управление энергоэффективностью и устойчивое развитие организаций / В.К. Лозенко, Д.В. Михеев.– Saarbrücken, LAP LAMBERT Academic Publishing, 2016.

17. Правила устройства электроустановок. Вып. 7 – М.: ДЕАН, 2012.

18. РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. Дата введения 1998-03-23. – URL: https://files.stroyinf.ru/Index2/1/4294817/4294817179.htm

19. СП 256.1325800.2016. Электроустановки жилых и общественных зданий. Правила проектирования и монтажа, https://kirov67.ru/wp-content/uploads/2021/04/sp256_1325800_2016.pdf

20. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию промышленных предприятий и общественных зданий / под общей ред. С.И. Гамазина, Б.И. Кудрина, С.А. Цырука. – М.: Издательский дом МЭИ, 2010. – URL: https://elib.mpei.ru/elib/view.php?id=4217

21. Файбисович, Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей / Д.Л. Файбисович, И.Г. Карапетян, И.М. Шапиро. – М.: НЦ ЭНАС, 2017.

22. Цырук, С.А. Проектирование системы электроснабжения квартиры: учеб. пособие / С.А. Цырук, Д.В. Михеев, Г.С. Кулешова. –М.: Издательство МЭИ, 2020. – URL: https://elib.mpei.ru/elib/view.php?id=11460

23. Чунихин, А.А. Электрические аппараты высокого напряжения. Выключатели: справочник Т. 2. − М.: Информэлектро, 1996.

24. Шапарь, М.С. Учебное пособие по возобновляемым источникам энергии / М.С. Шапарь. – Уссурийск, 2020.

25. Электроснабжение и электрооборудование зданий и сооружений: учебник для вузов / Т.В. Анчарова, М.А. Рашевская, Е.Д. Стебунова. – 2-е изд., перераб. и доп . – Москва : Форум : ИНФРА-М, 2020 .

26. Электроснабжение объектов: учеб. пособие / Е.А. Конюхова. – 7-е изд., испр. – М.: Академия, 2011.

27. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для вузов по курсу «Электроснабжение промышленных предприятий» / Б.И. Кудрин. – М.: Интермет Инжиниринг, 2007.

28. Электротехнический справочник В 4-х т. / В.Г. Герасимов, и др. –М.: МЭИ, 2003.

29. Grainger, J.Power system analysis / McGraw-Hill, 1994

30. Das, J.C. Power sytem analysis. Short circuit load flow and harmonics // CRC Press, 2012.

Элементы и части энергосистемы	Т_а, с	k_у
Турбогенераторы мощностью:
12…60 МВт	0,16…0.25	1,94…1,955
100…1000 МВт	0,4…0.54	1,975…1,98
Блоки, состоящие из турбогенератора мощностью 60 МВт и трансформатора (на стороне ВН), при номинальном напряжении генератора:
6.3 кВ	0,2	1,95
10 кВ	0,15	1,935
Блоки, состоящие из турбогенератора и повышающего трансформатора. при мощности генераторов:
100…200 МВт	0,26	1,965
300 МВт	0,32	1,977
500 МВт	0,35	1,983
800 МВт	0,3 1,967
Система, связанная с шинами. где рассматривается кз., воздушными линиями напряжением:
35 кВ	0,02	1,608
110…150 кВ	0,02…0,03	1,608…1,717
220…330 кВ	0,03…0,04	1,717…1,78
500…750 кВ	0,06…0,08	1,85…1,895
Система, связанная со сборными шинами 6…10 кВ, через трансформаторы мощностью:
80 МВА в единице и выше	0,06…0,15	1,85…1,935
32…80 МВА в единице	0,05…0,1	1,82…1,904
5.6…32 МВА в единице	0,02…0,06	1,6…1,82
Ветви, защищенные реактором с номинальным током:
1000 А и выше	0,23	1,956
630 А и ниже	0,1	1,904
Распределительные сети напряжением 6…10 кВ	0,01	1,369

Условия среды		Кабели с бумажной изоляцией	Кабели с пластмассовой и резиновой изоляцией
Коррозийная активность	Блуждающие токи
Низкая	Нет	ААШв, ААШп, ААБл, АСБ	АВВГ, АПсВГ, АПвВГ, АПВГ, АВВБ, АПВБ, АПсВБ, АППБ, АПвПБ, АПсПБ, АПБбШв, АПвБбШв, АВБбШв, АВБбШп, АПсБбШв, АПАШв, АПАШп, АВАШв, АПсАШв, АВРБ, АНРБ, АВАБл, АПАБл
	Есть	ААШв, ААШп, ААБл2, АСБ
Средняя	Нет	ААШв, ААБл, ААШп, ААБ2л, АСБ, АСБл
	Есть	ААШв, ААБв, ААШп, ААБ2л, АСБ2л, АСБл
Высокая	Нет	ААБ2лШв, АСБл, ААБ2лШп, ААБв, АСБ2л
	Есть	ААШп, ААБв, АСБ2л, АСБ2лШв

Марка кабеля	Область применения
АПвП ПвП	Стационарная прокладка в земле (в траншеях) независимо от степени коррозионной активности грунтов и вод.
АПвПу ПвПу	Прокладка на воздухе без защиты от солнечной радиации, в том числе в кабельных сооружениях, при условии обеспечения дополнительных мер противопожарной защиты, например, нанесения огнезащитных покрытий
АПвПг ПвПг	Стационарная прокладка в земле (в траншеях) независимо от степени коррозионной активности грунтов и вод
АПвПуг ПвПуг АПвП2г ПвП2г	Прокладка на воздухе без защиты от солнечной радиации, в том числе в кабельных сооружениях, при условии обеспечения дополнительных мер противопожарной защиты, например, нанесения огнезащитных покрытий
АПвВ ПвВ	Стационарная прокладка в кабельных сооружениях и производственных помещениях. Допускается прокладка в сухих грунтах. Не распространяют горение при одиночной прокладке
АПвВнг-LS	Стационарная прокладка в кабельных сооружениях и производственных помещениях. Прокладка во взрывоопасных зонах классов В-Iб, В-Iг,В-II, В-IIа.
ПвВнг-LS	Прокладка в сухих грунтах. Прокладки во взрывоопасных зонах классов В-I, В-Iа.

Номинальное сечение (s_э) медного экрана, мм²	Допустимое значение тока КЗ экрана I_{по.доп.экр,}кА в зависимости от времени отключения t_отк, с
Номинальное сечение (s_э) медного экрана, мм²	t_{отк.доп}=0,7с	t_{отк.доп}=1,0с	t_{отк.доп}=1,4с
16	3,9	3,3	2,8
25	6,07	5,1	4,36
35	8,45	7,1	6,04
50	12,14	10,2	8,67
70	17,02	14,3	12,16
95	23,09	19,4	16,49

Тип и марка электродвигателей	P_н, кВт	x^//_*d
СДН -14-49-6	1000	0,146
СДН –15-49-6	2000	0,172
СДН –16-104-6	6300	0,141
СДН –14-59-8	1000	0,173
СДН –16-86-8	4000	0,152
СДН –17-119-8	10000	0,141
СДН – 16-54-10	2000	0,173
СДН –18-91-10	10000	0,141
СДН –15-49-12	1000	0,184
СДН –17-49-16	2000	0,185
СТД –1000-2	1000	0,130
СТД – 3200-2	3200	0,140
СТД –10000-2	10000	0,120
ВДС – 215/24-14	800	0,179
ВДС – 325/29-24	2300	0,240
СТМ –1500-2	1500	0,115
СТМ –6000-2	6000	0,120
СТМ –12000-2	12000	0,115

Кабель	Значение функции С, А×с^1/2/мм² при номинальном напряжении, кВ
Кабель	6	10
с алюминиевыми сплошными жилами бумажной изоляцией	92	94
с алюминиевыми многопроволочными жилами и бумажной изоляцией	98	100
с медными сплошными жилами бумажной изоляцией	140	143
с медными многопроволочными жилами и бумажной изоляцией	147	150
с алюминиевыми жилами и поливинилхлоридной изоляцией	75	78
с медными жилами и поливинилхлоридной изоляцией	114	118
с алюминиевыми жилами и полиэтиленовой изоляцией	62	65
с медными жилами и полиэтиленовой изоляцией	94	98

Параметр	А	АО	ДАЗО	АТМ
, с	0,04	0,04	0,09	0,075
, с	0,04	0,03	0,02	0,43
К_уД	1,56	1,49	1,6	1,67

Элемент электроустановки	Исходный параметр	Именованные единицы	Относительные единицы
Генератор
Энергосистема

	I_{ном.отк}

Трансформатор
Реактор
Линии электропередачи
Примечание. S_ном– номинальные мощности элементов (генератора, трансформатора, энергосистемы), МВА; S_б – базовая мощность, МВА; S_к – мощность кз системы, МВА; I_{ном.отк} – номинальный ток отключения выключателя, кА; x_*c(ном) – относительное номинальное сопротивление энергосистемы; x_т – относительное сопротивление трансформатора, определяемое через u_к – напряжение кз трансформатора I_б - базовый ток, кА; U_ср – среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ; x_уд – индуктивное сопротивление линии на 1 км длины, Ом/км; l – длина линии, км. Синхронные машины учитываютcя их индуктивным сопротивлением для начального момента кз (сверхпереходным сопротивлением по продольной оси полюсов) x^//_d таблицы П 5.1.

Наименование ветви или место КЗ	x / R	К_уд	Т_а , с
Ветвь генератор-трансформатор	30-50	1,9-1,95	0,1-0,2
Ветвь асинхронного двигателя	6,3	1,6	0,02
КЗ за линейным реактором на электростанции	30	1,9	0,1
КЗ за линейным реактором на подстанции	18-20	1,85	0,06
КЗ за кабельной линией 6-10 кВ	3	1,4	0,01
КЗ за трансформатором мощностью 1000 кВ·А	6,3	1,6	0,02
КЗ на присоединении РУ повышенного напряжения подстанции	15	1,8	0,05
КЗ на присоединении вторичного напряжения подстанции	20	1,85	0,06

Номинальное сечение провода /сечение стали, мм²	Алюминиевые провода		Сталеалюминевые провода
	А		AC
	r₀	d_расч	r₀	d_расч
	Ом/км	мм	Ом/км	мм
16/2,7	1,108	5,1	1,781	5,6
25/4,2	1,150	6,4	1,152	6,9
35/6,2	0,835	7,5	0,777	8,4
50/8	0,558	9,0	0,595	9,6
70/11	0,420	10,7	0,422	11,4
95/16	0,315	12,3	0,301	13,5
120/19	0,251	14,0	0,244	15,2
150/24	0,197	15,8	0,204	17,1
185/29	0,161	17,5	0,159	18,8
185/43			0,156	19,6
240/32	0,123	20,0	0,118	21,6
240/56			0,120	22,4
300/39	0,102	22,1	0,096	24,0
300/66			0,100	25,5
330/43	0,091	23,0	0,087	25,2
400/51	0,075	25,6	0,073	27,5
400/64			0,074	27,7
500/26	0,050	29,1	0,058	30,0
500/64			0,058	30,6
600/72	0,050	31,5	0,050	33,2

Здания и сооружения	Степень обеспечения надежности электроснабжения
Здания учреждений управления, проектных и конструкторских организаций, научно-исследовательских институтов:
электроприемники противопожарных устройств, охранной сигнализации и лифтов	I
Комплекс остальных электроприемников:	II
здания с количеством работающих св. 2000 чел. независимо от этажности, здания высотой более 16 этажей, а также здания учреждений областного, городского и районного значения с количеством работающих св. 50 чел.	I
здания с количеством работающих св. 50 чел., а также здания областного, городского и районного значения до 50 чел.	II
здания с количеством работающих до 50 чел.	III
Здания лечебно-профилактических учреждений*:
электроприемники операционных и родильных блоков, отделений анестезиологии, реанимации и интенсивной терапии, кабинетов лапароскопии, бронхоскопии и ангиографии, противопожарных устройств и охранной сигнализации, эвакуационного освещения и больничных лифтов	I
комплекс остальных электроприемников	II
Учреждения финансирования, кредитования и государственного страхования:
федерального и республиканского подчинения:
электроприемники противопожарных устройств, охранной сигнализации, лифтов	I
комплекс остальных электроприемников	II
комплекс электроприемников учреждений краевого, областного, городского и районного подчинения	II
Библиотеки и архивы:
электроприемники противопожарных устройств, охранной сигнализации зданий с фондом св. 1000 тыс.ед. хранения	I
комплекс остальных электроприемников	II
комплекс электроприемников зданий с фондом, тыс.ед. хранения:
св. 100 до 1000	II
до 100	III
Учреждения образования, воспитания и подготовки кадров:
электроприемники противопожарных устройств и охранной сигнализации	I
комплекс остальных электроприемников	II
Предприятия торговли**:
электроприемники противопожарных устройств и охранной сигнализации, лифтов универсамов, торговых центров и магазинов	I
комплекс остальных электроприемников	II
Предприятия общественного питания**:
электроприемники противопожарных устройств и охранной сигнализации	I
комплекс остальных электроприемников	II
Предприятия бытового обслуживания:
комплекс электроприемников салонов-парикмахерских с количеством рабочих мест св. 15, ателье и комбинатов бытового обслуживания с количеством рабочих мест св. 50, прачечных и химчисток производительностью св. 500 кг белья в смену, бань с числом мест св. 100	II
то же, парикмахерских с количеством рабочих мест до 15, ателье и комбинатов бытового обслуживания с количеством рабочих мест до 50, прачечных и химчисток производительностью до 500 кг белья в смену, мастерских по ремонту обуви, металлоизделий, часов, фотоателье, бань и саун с числом мест до 100	III
Гостиницы, дома отдыха, пансионаты и турбазы:
электроприемники противопожарных устройств, охранной сигнализации и лифтов	I
комплекс остальных электроприемников	II
Музеи и выставки:
комплекс электроприемников музеев и выставок федерального значения	I
музеи и выставки республиканского, краевого и областного значения:
электроприемники противопожарных устройств, охранной сигнализации	I
комплекс остальных электроприемников	II
комплекс электроприемников музеев и выставок местного значения и краеведческих музеев	III
Конференц-залы и актовые залы, в том числе со стационарными кинопроекционными установками и эстрадами во всех видах общественных зданий, кроме постоянно используемых для проведения платных зрелищных мероприятий	В соответствии с категорией электроприемников зданий, в которые встроены указанные залы
________________ *Для электроприемников ряда медицинских помещений, например, операционных, реанимационных (интенсивная терапия), палат для недоношенных детей, может потребоваться третий независимый источник. Необходимость третьего независимого источника определяется заданием на проектирование в зависимости от типа применяемого медицинского оборудования.

Здания и сооружения	Коэффициент мощности
Предприятия общественного питания:
полностью электрифицированные	0,98
частично электрифицированные (с плитами на газообразном и твердом топливе)	0,95
Продовольственные и промтоварные магазины	0,85
Ясли-сады:
с пищеблоками	0,98
без пищеблоков	0,95
Общеобразовательные школы:
с пищеблоками	0,95
без пищеблоков	0,9
Фабрики-химчистки с прачечными самообслуживания	0,75
Учебные корпуса профессионально-технических училищ	0,9
Учебно-производственные мастерские по металлообработке и деревообработке	0,6
Гостиницы:
без ресторанов	0,85
с ресторанами	0,9
Здания и учреждения управления, финансирования, кредитования и государственного страхования, проектные и конструкторские организации	0,85
Парикмахерские и салоны-парикмахерские	0,97
Ателье, комбинаты бытового обслуживания	0,85
Холодильное оборудование предприятий торговли и общественного питания, насосов, вентиляторов и кондиционеров воздуха при мощности электродвигателей, кВт:
до 1	0,65
от 1 до 4	0,75
свыше 4	0,85
Лифты и другое подъемное оборудование	0,65
Вычислительные машины (без технологического кондиционирования воздуха)	0,65
Коэффициенты мощности для расчета сетей освещения следует принимать с лампами:
люминесцентными	0,92
накаливания	1,0
ДРЛ и ДРИ с компенсированными ПРА	0,85
то же, с некомпенсированными ПРА	0,3–0,5
газосветных рекламных установок	0,35–0,4

N п/п	Наименование параметров и характеристик	Значения параметров и характеристик
1	Мощность силового трансформатора, кВА	25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1250, 1600
2	Род тока	трехфазный переменный
3	Частота, Гц	50
4	Номинальное напряжение на стороне ВН, кВ	6; 10
5	Номинальное напряжение на стороне НН, кВ	0,4
6	Группа и схема соединения обмоток трансформатора	Д/Yн-11; Y/Yн-0; Y/Zн-11
7	Номинальный или расчетный ток на стороне ВН, А	По мощности тр-ра
8	Номинальный или расчетный ток на стороне НН, А	По мощности тр-ра
9	Ток термической стойкости сборных шин на стороне ВН, кА	20
10	Ток электродинамической стойкости сборных шин на стороне ВН, кА	51
11	Номинальное напряжение освещения отсеков, В	~ 12; ~ 36; ~220
12	Климатическое исполнение по ГОСТ 15150	У1
13	Изоляция по ГОСТ 1516.1	нормальная
14	Степень защиты по ГОСТ 14254	IP23; IP34
15	Габаритные размеры, мм, не более (Ш х Д х В)	согласно конструкторской документации в зависимости от исполнения
16	Масса, кг, не более	согласно конструкторской документации в зависимости от исполнения

Сечение шин, мм	k₂для шин
	двухполосных		трехполосных		четырехполосных
	Cu	Al	Cu	Al	Cu	Al
60×5	1,75	1,75	–	–	–	–
60×6	1,7	1,75	2,3	2,45	2,9	3,1
60×8	1,7	1,7	2,25	2,4	2,8	3
60×10	1,7	1,7	2,25	2,4	2,7	2,95
80×6	1,7	1,75	2,25	2,4	2,8	3
80×8	1,65	1,7	2,2	2,35	2,7	2,9
80×10	1,6	1,65	2,1	2,3	2,6	2,9
100×6	1,65	1,7	2,2	2,35	2,7	2,95
100×8	1,6	1,7	2,1	2,3	2,6	2,9
100×10	1,55	1,6	2,05	2,25	2,5	2,8

Температура окр. среды, ºС	k₃	Температура окр. среды, ºС	k₃
10	1,15	30	0,94
15	1,1	35	0,88
20	1,05	40	0,82
25	1,0	45	0,75

Наименование параметра	Номинальное значение
Номинальное напряжение U_n, B	220, 380*
Частота f_n, Гц	50
Номинальный ток нагрузки I_n, A	16, 25, 40, 63, 80*
Номинальный отключающий дифференциальный ток (установка) I_∆n, мА	10, 30, 100, 300*
Номинальный неотключающий дифференциальный ток I_∆n0	0.5 I_∆n
Номинальная включающая и отключающая (коммутационная) способность I_m, A	1500
Номинальный условный ток короткого замыкания (термическая стойкость) при последовательно включенной плавкой вставке 63 А I_nc, A	10000
Номинальное время отключения при номинальном дифференциальном токе Т_n, не более, мс	30
Диапозон рабочих температур, ^оС	–25 – 40
Максимальное сечение подключаемых проводов, мм²	25...50*
Срок службы: электрических циклов, не менее	4000
механических циклов, не менее	10000

Время отключения T_n, с
I_∆n	2 I_∆n	5 I_∆n	500 А
0,3	0,15	0,04	0,04

Дифференциальный ток	I_∆n	2 I_∆n	5 I_∆n	500 А
Максимальное время отключения	0,5	0,2	0,15	0,15
Минимальное время неотключения	0,13	0,06	0,05	0,04

Размеры,мм	Медные	Алюминиевые	Стальные шины
Размеры,мм	Медные	Алюминиевые	Размеры, мм	Ток, А
15×3	210	165	16,5	55
20×3	275	215	20×2,5	60
25×3	340	265	25×2,5	75
30×4	475	365	20×3	65
40×4	675	480	25×3	80
40×5	700	540	30×3	95
50×5	860	665	40×3	125
50×6	955	740	50×3	155
60×6	1125	870	60×3	185
80×6	1480	1150	70×3	215
100×6	1810	1425	75×3	230
60×8	1320	1025	80×3	245
80×8	1690	1320	90×3	275
100×8	2080	1625	100×3	305
120×8	2400	1900	20×4	70
60×10	1475	1155	22×4	75
80×10	1900	1480	25×4	85
100×10	2310	1820	30×4	100
120×10	2650	2070	40×4	130
−	−	−	50×4	165
−	−	−	60×4	195
−	−	−	70×4	225
−	−	−	80×4	260
−	−	−	90×4	290
−	−	−	100×4	325

Удельная потеря напряжения,%/м	Пиковый ток при размерах уголка
Удельная потеря напряжения,%/м	50×50×5	60×60×6	75×75×8
0,07	95	111	140
0,08	110	130	168
0,09	125	150	194
0,1	140	171	222
0,11	158	193	250
0,12	177	215	278
0,13	195	237	306
0,14	214	250	334
0,15	232	280	362
0,16	250	300	390
0,17	277	334	427
0,18	304	368	472
0,19	331	402	520
0,2	358	436	562

Тип конденсатора	Номинальное напряжение, кВ	Номинальная мощность, квар	Номинальная емкость, мкФ	Высота, мм
Конденсаторы I серии
КМ1-0.22-4.5-ЗУЗ	0.22	4.5	296	404
КМ1-0.38-13-ЗУЗ	0.38	13	286	404
КМ1-0.5-13-ЗУЗ	0.50	13	165	404
КМ1-0.66-13-ЗУЗ	0.66	13	95	418
КМ2-0.22-9-ЗУЗ	0.22	9	592	719
КМ2-0.38-26-ЗУЗ	0.38	26	572	719
КМ2-0.5-26-ЗУЗ	0.50	26	330	719
КМ2-0.66-26-ЗУЗ	0.66	26	190	733
Конденсаторы II серии
КС1-0.22-6-ЗУЗ	0.22	6	395	404
КС1-0.38-18-ЗУЗ	0.38	18	397	404
КС1-0.50-18-ЗУЗ	0.50\|	18	229	404
КС1-0.66-20-ЗУЗ	0.66	20	146	418
КС1-0.22~6-ЗУЗ	0.22	6	395	466
КС1-0.38-14-ЗУ1	0.38	14	309	466
КС1-0.50-14-ЗУ1	0.50	14	178	466
КС1-0.66-16-ЗУ1	0.66	16	117	466
КС2-0.22-12-ЗУЗ	0.22	12	790	719
КС2-0.38-36-ЗУЗ	0.38	36	794	725
КС2-0.50-36-ЗУЗ	0.50	36	458	725
КС2-0.66-40-ЗУ 3	0.66	40	292	733
КС2-0.22-12-ЗУ1	0.22	12	790	781
КС2-0.38-28-ЗУ1	0.38	28	618	787
КС2-0.50-28-ЗУ1	0.50	28	356	781
КС2-0.66-32-ЗУ1	0.66	32	234	781
Конденсаторы III серии
КС1-0.22-8-ЗУЗ	0.22	8	526	410
КС1-0.38-25-ЗУЗ	0.38	25	551	410
КС1-0.66-25-ЗУЗ	0.66	25	183	418
КС1-0.22-8-ЗУ1	0.22	8	526	472
КС1-0.38-20-ЗУ1	0.38	20	441	472
КС1-0.66-20-ЗУ1	0.66	20	146	466
КС2-0.22-16-ЗУЗ	0.22	16	1052	725
КС2-0.38-50-ЗУЗ	0.38	50	1102	725
КС2-0.66-50-ЗУЗ	0.66	50	366	739
КС2-0.22-16-ЗУ1	0.22	16	1052	787
КС2-0.38-40-ЗУ1	0.38	40	882	787
КС2-0.66-40-ЗУ1	0.66	40	292	787
Конденсаторы IV серии
КСО-0.22-4-ЗУЗ	0.22	4	260	265
КОО-0.22-4-ЗУ1	0.22	4	260	327
КСО-0.38-12.5-ЗУЗ	0.38	12.5	276	265
КСО-0.38-12.5-ЗУ1	0.38	12.5	276	327
КСО-0.66-12.5-ЗУЗ	0.66	12.5	92	279
КСО-0.66-12.5-ЗУ1	0.66	12.5	92	327

Тип конденсатора	Номинальное напря жение, кВ	Номинальная мощность, квар	Номинальная емкость, мкФ	Высота, мм
Конденсаторы I серии
КМ1-3.15-13-2УЗ	3.15	13	4.2	441
КМ1-6.3-13-2УЗ	6.3	13	1.0	471
КМ1-10.5-13-2УЗ	10.5	13	0.4	526
КМ1-3.15-12-2У1	3.15	12	3.8	466
КМ1-6.3-12-2У1	6.3	12	1.0	506
КМ1-10.5-12-2У1	10.5	12	0.35	546
КМ2-3.15-26-2УЗ	3.15	26	8.4	756
КМ2-6.3-26-2УЗ	6.3	26	2.1	786
КМ2-10.5-26-2УЗ	10.5	26	0.8	841
КМ2-3.15-24-2У1	3.15	24	7.7	781
КМ2-6.3-24-2У1	6.3	24	1.9	821
КМ2-10.5-24-2У1	10.5	24	0.7	861
Конденсаторы III серии
КС1-1.05-37.5-2УЗ	1.05	37.5	108	418
КС1 -3.15-37.5-2УЗ	3.15	37.5	12	441
КС1-6.3-37.5-2УЗ	6.3	37.5	3	471
КС1-10.5-37.5-2УЗ	10.5	37.5	1	526
КС1-1.05-30-2У1	1.05	30	86.7	466
КС1-3.15-30-2У1	3.15	30	10	466
КС1-6.3-30-2У1	6.3	30	2	506
КС1-10.5-30-2У1	10.5	30	1	546
КС2-1.05-75-2УЗ	1.05	75	217	739
КС2-3.15-75-2УЗ	3.15	75	24	756
КС2-6.3-75-2УЗ	6.3	75	6	786
КС2-10.5-75-2УЗ	10.5	75	2	841
КС2-1.05-60-2У1	1.05	60	173	787
КС2-3.15-60-2У1	3.15	60	19	781
КС2-6.3-60-2У1	6.3	60	5	821
КС2-10.5-60-2У1	10.5	65	2 .	861
Конденсаторы IV серии
КСО-3.15-25-2УЗ	3.15	25	8	301
КСО-3.15-25-2У1	3.15	25	8	327
КСО-6.3-25-2УЗ	6.3	25	2	331
КСО-6.3-25-2У1	6.3 !	25	2	367
КСО-10.5-25-2УЗ	10.5	25	1	395
КСО-10.5-25-2У1	10.5	25	1	405
КС1-3.15-50-2УЗ	3.15	50	16	441
КС1-6.3-50-2УЗ	6.3	50	4	471
КС1-10.5-50-2УЗ	10.5	50	1.45	526
КС1-3.15-37.5-2У1	3.15	37.5	12	466
КС1-6.3-37.5-2У1	6.3	37.5	з	506
КС1-10.5-37.5-2У1	10.5	37.5	1.1	546
КС2-3.15-100-2УЗ	3.15	100	32.9	756
КС2-6.3-100-2УЗ	6.3	100	8	786

Тип трансформатора	Номин. мощность, кВт	Номин. напряжение, кВ		Схема и группа соединения	Потери, Вт		Напряжение кз, %	Ток х.х, %
Тип трансформатора	Номин. мощность, кВт	ВН	НН	обмоток	Х.Х.	К.З.	Напряжение кз, %	Ток х.х, %
ТМГ-16/10-У1(ХЛ1)	16	6; 10	0,4	У/Ун-0	120	500	4,0	3,2
ТМГ-25/10-У1(ХЛ1)	25	6; 10	0,4	У/Ун-0	130	600	4,0	3,2
ТМГ-25/10-У1(ХЛ1)	25	6; 10	0,4	У/Ун-0	130	690	4,0	3,2
ТМГ-40/10-У1(ХЛ1)	40	6; 10	0,4	У/Ун-0	200	850	4,0	3
ТМГ-40/10-У1(ХЛ1)	40	6; 10	0,4	У/Zн-11	200	990	4,0	3
ТМГ-63/10-У1(ХЛ1)	63	6; 10	0,23	У/Ун-0 Д/Ун-11	260	1270	4,0	2,8
ТМГ-63/10-У1(ХЛ1)	63	6; 10	0,4	У/Ун-0 У/Zн-11	260	1270 1470	4,0 4,5	2,8
ТМГ-100/10-У1(ХЛ1)	100	6; 10	0,23	У/Ун-0	400	1800	4,5	2,6
ТМГ-100/10-У1(ХЛ1)	100	6; 10	0,4	У/Ун-0 У/Zн-11	400	1800 2000	4,5 5,0	2,6
ТМГ-160/10-У1(ХЛ1)	160	6; 10	0,23	У/Ун-0	600	2550	4,5	2,4
			0,4	У/Ун-0 У/Zн-11		2500 2800	4,5 4,7
			0,4	Д/Ун-11		2800	4,5
ТМГ-250/10-У1(ХЛ1)	250	6; 10	0,23	Д/Ун-11	800	3650	4,5	2,3
ТМГ-250/10-У1(ХЛ1)	250	6; 10	0,4	У/Ун-0 Д/Ун-11	800	3650 4150	4,5	2,3
ТМГ-400/10-У1(ХЛ1)	400	6; 10	0,4	У/Ун-0 Д/Ун-11	1000	5400 5600	4,0	2,1
ТМГ-630/10-У1(ХЛ1)	630	6; 10	0,4	У/Ун-0 Д/Ун-11	1700	8500	4,5	2
ТМГ-1000/10-У1	1000	6; 10	0,4	У/Ун-0 Д/Ун-11	2200	10800	5,5	1,4
ТМГ-1250/10-У1	1250	6; 10	0,4	У/Ун-0 Д/Ун-11	1650	12400	6	1,2
ТМГ-1600/10-У1	1600	6; 10	0,4	У/Ун-0 Д/Ун-11	1950	15800	6	1
Тм -2500/10	2500	6:10	0,4	Д/Ун-11	2800		6	0,8

Мощность и схема соедмнения	Сопротивления, мОм
	Прямой последовательности			Нулевой последовательности		Току однофазного кз
	Активное	Индуктивное	Полное	Активное	Индуктивное	Активное	Индуктивное	Полное
25 У/Ун	154	244	288	1650	1930	–	–	3110
25 У/Zн	177	243	300,6	73	35,4	–	–	906
40 У/Ун	88	157	180	952	1269	–	–	1944
40 У/Zн	100	159	187,8	44	13,4	–	–	562
63 У/Ун	52	102	114,5	504	873	–	–	1237
63 У/Zн	59	105	120,4	28	12	–	–	360
100 У/Ун	31,5	65	72,2	254	582	–	–	779
100 У/Zн	36,3	65,7	75,1	15,6	10,6	–	–	226
160 У/Ун	16,6	41,7	45	151	367	184	450	486
160 D/Ун	16,6	41,7	45	16,6	41,7	49,8	125	135
250 У/Ун	9,4	27,2	28,7	96,5	235	115	289	311
250 D/Ун	9,4	27,2	28,7	9,4	27,2	28,2	81,6	86,3
400 У/Ун	5,5	17,1	18	55,6	149	66,6	183	195
400 D/Ун	5,9	17	18	5,9	17	17,7	51	54
630 У/Ун	3,1	13,6	14	30,2	95,8	36,4	123	128
630 D/Ун	3,4	13,5	14	3,4	13,5	10,2	40,5	42
1000 У/Ун	1,7	8,6	8,8	19,6	60,6	2,3	77,8	81
1000 D/Ун	1,9	8,6	8,8	1,9	8,6	5,7	25,8	26,4
1600 У/Ун	1	5,4	5,5	16,3	50,0	18,3	60,8	63,5
1600 D/Ун	1,1	5,4	5,5	1,1	5,4	3,3	16,2	16,5
2500 D/Ун	0,64	3,46	3,52	0,64	3,46	1,92	10,38	10,56

Тип шинопровода	Номинальный ток	Сопротивление фазы, мОм/м		Сопротивление нулевого проводника, мОм/м
Тип шинопровода	Номинальный ток	активное	индуктивное	активное	индуктивное
ШМА4-1250	1250	0,034	0,016	0,054	0,053
ШМА4-1600	1600	0,03	0,014	0,037	0,042
ШМА4-3200	3200	0,01	0,005	0,064	0,035
ШМА68Н	4000	0,013	0,015	0,007	0,045
ШРА73	250	0,21	0,21	0,21	0,21
ШРА73	400	0,15	0,17	0,162	0,164
ШРА73	630	0,1	0,13	0,162	0,164

Показатель	Шинопровод
Показатель	ШМА4-1250	ШМА4-1600	ШМА4-2000	ШМА4-2500	ШМА4-3200	ШМА4-4000
Номинальный ток, А, для исполнения: У3 Т3
	1250	1600	2000	2500	3200	4000
	1100	1400	1750	2200	2800	3500
Амплитудное значение тока короткого замыкания, кА присоединительные секции прямые секции
	70	100	100	140	140	140
	50	70	50	100	100	100
Сопротивление фазы (среднее) при номинальном токе и установившемся режиме, Ом/км: активное индуктивное
	0,033	0,030	0,022	0,017	0,015	0,011
	0,018	0,014	0,018	0,008	0,005	0,009
	0,038	0,033	0,028	0,019	0,016	0,014
Полное сопротивление петли фаза-нуль (наибольшее значение), Ом/км	0,112	0,095	0,053	0,092	0,083	0,046
Потеря напряжения на длине 100 м при номинальном токе и нагрузке, сосредоточенной в конце линии (cos φ=0,8), В	8,1	9,1	10,1	8,2	8,3	10,2
Количество и размеры сечения шин на фазу, мм	1(8×140)	1(8×160)	1(12×160)	2(8×140)	2(8×160)	2(12×160)

Параметры	Шинопроводы
Параметры	ШРМ-75		ШРА-73
Номинальное напряжение, В	380/220	380/220	380/220	380/220
Номинальный ток, А	100	250	400	630
Электродинамическая стойкость к ударному току КЗ, кА	10	15	25	35
Размеры шин, мм	3,55×11,2	35×5	50×5	80×5
Сопротивление на фазу, Ом/км:
активное	—	0,2	0,13	0,085
индуктивное	—	0,1	0,1	0,075
полное	—	0,24	0,16	0,11
Линейная потеря напряжения, В, на длине 100 м при cos φ = 0,8	—	9,5	11,5	12,5
Степень защиты	IP32	1Р32	IP32	IP32

Сечение кабеля, мм²	Сопротивление четырехжильного кабеля в непроводящей оболочке, мОм/м
Сечение кабеля, мм²	r₁ = r₂	x₁ = x₂	r₀	x₀
3´4 + 1´2,5	9,61	0,098	11,71	2,11
3´6 + 1´4	6,41	0,094	8,71	1,968
3´10 + 1´6	3,84	0,088	5,9	1,811
3´16 + 1´10	2,4	0,084	4,39	1,558
3´25 + 1´16	1,54	0,072	3,42	1,258
3´35 + 1´16	1,1	0,068	2,97	1,241
3´50 + 1´25	0,769	0,066	2,449	0,949
3´70 + 1´35	0,549	0,065	2,039	0,741
3´95 + 1´50	0,405	0,064	1,665	0,559
3´120 + 1´50	0,32	0,064	1,54	0,545
3´150 + 1´70	0,256	0,063	1,276	0,43

Сечение токопроводящей жилы, мм²	Сопротивление трехжильного кабеля, мОм/м, при температуре жилы 65°С
Сечение токопроводящей жилы, мм²	r₁ = r₂	x₁ = x₂	r₀	x₀
3´6	3,54	0,094	4,07	1,69
3´10	2,13	0,088	2,66	1,65
3´16	1,33	0,082	1,86	1,61
3´25	0,85	0,082	1,38	1,57
3´35	0,61	0,079	1,14	1,54
3´50	0,43	0,078	0,96	1,51
3´70	0,3	0,065	0,83	1,48
3´95	0,22	–	–	–

Сечение токопроводящей жилы, мм²	Сопротивление четырехжильного кабеля, мОм/м, при температуре жилы 65°С
Сечение токопроводящей жилы, мм²	r₁ = r₂	x₁ = x₂	r₀	x₀
3´6 + 1´4	3,54	0,1	4,19	1,55
3´10 + 1´6	2,13	0,095	2,82	1,46
3´16 + 1´10	1,33	0,09	2,07	1,31
3´25 + 1´16	0,85	0,089	1,63	1,11
3´35 + 1´16	0,61	0,086	1,37	1,09
3´50 + 1´25	0,43	0,086	1,18	0,88
3´70 + 1´25 3´70 + 1´35	0,3	0,073 0,074	1,05 1,01	0,851 0,654
3´95 + 1´35 3´95 + 1´50	0,22	0,072	0,92 0,84	0,69 0,54
3´120 + 1´35			0,88	0,68
3´120 + 1´70	0,18	0,07	0,7	0,47
3´150 + 1´50			0,74	0,54
3´150 + 1´70	0,14	0,07	0,66	0,42
3´185 + 1´50			0,7	0,54
3´185 + 1´95	0,115	0,069	0,54	0,34

Сечение токопроводящей жилы, мм²	Сопротивление четырехжильного кабеля, мОм/м, при температуре жилы 65°С
Сечение токопроводящей жилы, мм²	r₁ = r₂	x₁ = x₂	r₀	x₀
4´6	3,54	0,1	4,24	1,49
4´10	2,13	0,095	2,88	1,34
4´16	1,33	0,09	2,12	1,14
4´25	0,85	0,089	1,63	0,91
4´35	0,61	0,086	1,33	0,74
4´50	0,43	0,086	1,05	0,58
4´70	0,3	0,073	0,85	0,42
4´95	0,22	0,072	0,66	0,35
4´120	0,18	0,07	0,54	0,31
4´150	0,14	0,07	0,45	0,28
4´185	0,115	0,069	0,37	0,27

Сечение кабеля, мм²	Сопротивление трехжильного кабеля в непроводящей оболочке, мОм/м
Сечение кабеля, мм²	r₁ = r₂	x₁ = x₂	r₀	x₀
3´4	9,61	0,092	11,7	2,31
3´6	6,41	0,087	8,51	2,274
3´10	3,84	0,082	5,94	2,24
3´16	2,4	0,078	4,5	2,2
3´25	1,54	0,062	3,64	2,17
3´35	1,1	0,061	3,3	2,14
3´50	0,769	0,06	2,869	2,08
3´70	0,549	0,059	2,649	2,07
3´95	0,405	0,057	2,505	2,05
3´120	0,32	0,057	2,42	2,03
3´150	0,256	0,056	2,36	2,0

Сечение кабеля, мм²	Сопротивление четырехжильного кабеля в алюминиевой оболочке, мОм/м
Сечение кабеля, мм²	r₁ = r₂	x₁ = x₂	r_с	x₀
3´4 + 1´2,5	9,61	0,098	10,87	0,57
3´6 + 1´4	6,41	0,094	7,6	0,463
3´10 + 1´6	3,84	0,088	4,94	0,401
3´16 + 1´10	2,4	0,084	3,39	0,336
3´25 + 1´16	1,54	0,072	2,41	0,256
3´35 + 1´16	1,1	0,068	1,94	0,232
3´50 + 1´25	0,769	0,066	1,44	0,179
3´70 + 1´35	0,549	0,065	1,11	0,145
3´95 + 1´50	0,405	0,064	0,887	0,124

Сечение кабеля, мм²	Сопротивление трехжильного кабеля в алюминиевой оболочке, мОм/м
Сечение кабеля, мм²	r₁ = r₂	x₁ = x₂	r₀	x₀
3´4	9,61	0,092	10,95	0,579
3´6	6,41	0,087	7,69	0,523
3´10	3,84	0,082	5,04	0,461
3´16	2,4	0,078	3,52	0,406
3´25	1,54	0,062	2,63	0,359
3´35	1,1	0,061	2,07	0,298
3´50	0,769	0,06	1,64	0,257
3´70	0,549	0,059	1,31	0,211
3´95	0,405	0,057	1,06	0,174
3´120	0,32	0,057	0,92	0,157
3´150	0,256	0,056	0,78	0,135
3´185	0,208	0,056	0,66	0,122
3´240	0,16	0,055	0,553	0,107

Сечение кабеля, мм²	Сопротивление четырехжильного кабеля в свинцовой оболочке, мОм/м
Сечение кабеля, мм²	r₁ = r₂	x₁ = x₂	r₀	x₀
3´4 + 1´2,5	9,61	0,098	11,52	1,13
3´6 + 1´4	6,41	0,094	8,28	1,05
3´10 + 1´6	3,84	0,088	5,63	0,966
3´16 + 1´10	2,4	0,084	4,09	0,831
3´25 + 1´16	1,54	0,072	3,08	0,668
3´35 + 1´16	1,1	0,068	2,63	0,647
3´50 + 1´25	0,769	0,066	2,1	0,5
3´70 + 1´35	0,549	0,065	1,71	0,393
3´95 + 1´50	0,405	0,064	1,39	0,317
3´120 + 1´50	0,32	0,064	1,27	0,301
3´150 + 1´70	0,256	0,063	1,05	0,248
3´185 + 1´70	0,208	0,063	0,989	0,244