45050

Электрические сети

Контрольная

Коммуникация, связь, радиоэлектроника и цифровые приборы

Электрические сети. Номинальное напряжение сети соответствует номинальному напряжению электроприемников подключенных к этой сети. Сети напряжением ниже 1000В называют сетями низкого напряжения НН.

Русский

2013-11-15

3.43 MB

104 чел.

PAGE  59


Эл.

ст.

Эл. сети

П

П

П

ПN

П1

П2

П

маркировка

Y

Электрическая

нагрузка

N

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

2 Электрические сети

2.1 Назначение  и виды электрических сетей

Электрическая сеть (ПУЭ пункт 1.2.6.) – это  совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.

Согласно этому определению:

 

                       

На практике чаще используется более узкое определение электрических сетей. На практике электрической сетью называют гальванически связанные  между собой линии электропередач одного напряжения.

То есть в электрическую сеть входят линии электропередач ЛЭП и распределительные устройства РУ подстанций.     

 

РУ

                                     

                                                                        Электрическая сеть

                                   

Для  классификации электрических сетей используется несколько классификационных критериев. Основные из них:

  1.  По напряжению;
  2.  По назначению;
  3.  По виду потребителя;
  4.  По конфигурации схемы;
  5.  По режиму заземления нейтралей;
  6.  По конструктивному исполнению.

Рассмотрим кратко основные  виды сетей:

1) По напряжению. Каждая из сетей характеризуется номинальным напряжением. (ГОСТ   7 71-62):

Uном            220, 380, 660 В;   3, 6, 10, 35, 110, 150, 220, 330, 500, 750 кВ.

Номинальное напряжение сети соответствует номинальному напряжению электроприемников, подключенных к этой сети. Сети напряжением ниже 1000В называют сетями низкого напряжения НН. Сети напряжением выше 1000В  называют сетями высокого напряжения ВН.

2) По назначению сети бывают межсистемные, системообразующие районных энергосистем, питающие и распределительные.

Межсистемные – это сети напряжением 330кВ и выше, объединяющие две районные энергосистемы или крупные узловые подстанции энергосистем.

Системообразующие  районных энергосистем – это сети напряжением 110, 220 кВ, которые объединяют отдельные подстанции в единую районную энергосистему.

На территории «Башкирэнерго» > 100 подстанций около 30 линий напряжением 220 кВ, свыше 100 линий напряжением  110кВ.

Питающие линии – это линии напряжением 35, 110, 220 кВ, по которым электрическая энергия от подстанций энергосистемы поступает на приемную подстанцию предприятия.

Приемная подстанция предприятия  называется  главной понизительной подстанцией ГПП.

В нашей отрасли питающие линии - это в основном линии 35 и  110 кВ. Иногда бывает 6кВ, при питании от ТЭЦ.

Распределительные сети – это сети напряжением 35; 10; 6; 0,4 кВ, иногда 110 кВ, по которым электрическая энергия распределяется между отдельными потребителями внутри предприятия.

3) По виду потребителя сети бывают:

- городские;

- сельские;

- сети промышленных предприятий;

- промысловые сети;

- внутри цеховые сети;

- внутренняя проводка (это сети, расположенные внутри помещения).

4) По конфигурации схемы сети делятся на разомкнутые и замкнутые.

Разомкнутые сети бывают:                                   Замкнутые сети бывают:

  •  радиальные;                                                   простые;
  •  магистральные;                                              сложные.
  •  смешанные.

                                          

5) По режиму заземления нейтрали сети бывают:

  •  с глухо заземленной нейтралью;
  •  с эффективно заземленной нейтралью;
  •  с изолированной нейтралью;
  •  сети с нейтралью заземленной через активные сопротивления;
  •  сети с нейтралью заземленной через дугогасящий реактор.                                                         

                                                                          

  1.  По конструктивному исполнению выделяют воздушные сети (сети на основе ВЛ) , кабельные линии (сети на основе КЛ), токопроводы (сети на основе токопроводов), внутренняя проводка.

2.2 Виды и свойства сетей в зависимости от конфигурации схемы

Все виды сетей делятся на два вида:

  1.  Разомкнутые – это сети, не имеющие замкнутых контуров.

Она  формируется на основе радиальных и магистральных линий. Радиальные линии - это линии, на одном конце которых источник, на другом – потребитель.

                                         И (Источник)

                                                                   От источника радиальная ВЛ

                                   

                                                                 Шины 6(10) кВ, Центр питания (источник)

для  распределительной

сети предприятия

 

От шин 6(10) кВ к потребителю П идет радиальная кабельная линия. На одном конце линии источник (шины центра питания), на другом  - н потребитель. Промежуточного отбора мощности нет.

Магистральная – это линия с односторонним питанием, в которой путем отпаек (ответвлений) или путем захода подключены несколько потребителей.

Магистральная линия с ответвлениями выглядит следующим образом:

                                        отпайка, ответвление

Шины 6(10) кВ, Центр питания           

Длина ответвлений может быть до нескольких километров.

Магистрали с ответвлениями характерны для промысловых сетей.

Магистраль с заходами как бы делится на отдельные части:

Шины 6(10) кВ, Центр питания           

П1

П2

Магистраль с заходами характерна для заводских сетей.

Сеть, целиком, состоящая из радиальных линий, называется радиальной сетью.

Сеть, целиком, состоящая из магистральных линий, называется магистральной сетью.

Чаще электрическая сеть бывает смешанная. Смешанная сеть - это сеть, которая состоит из радикальных и магистральных линий.

Рассмотрим достоинства и недостатки радиальных и магистральных сетей. Сеть полностью радиальная:

Достоинства:   1. Простая конфигурация схемы;

  1.  Проще расчет токов нагрузки;
  2.  Проще расчет токов короткого замыкания;
  3.   Проще расчет уставок релейной защиты и проще сама релейная защита.
  4.  Выше надежность по сравнению с магистральными линиями.

Недостатки:  1. По сравнению  магистральными сетями увеличивается суммарная длина сети. в итоге сеть получается дороже.

2. Увеличивается число выключателей и число ячеек на подстанции и укрупняются распределительные устройства;

3. Усложняется эксплуатация сети и подстанций.

Если к потребителю подходят одна радиальная или одна магистральная линии, их называют одиночными линиями а схему сети называют  не резервированной. Такие сети имеют низкую  надежность. Причем магистральная линия имеет меньше надежность, чем радиальная. Для повышения надежности применяют двойные радиальные или двойные магистральные линии. Иногда такие линии и такие сети, называют резервированными.

При двойных линиях, каждая из линий подключается к отдельному источнику (например. к разным секциям шин одной подстанции), а приемный пункт потребителя секционируется на две секции.

Примеры:

  •  Двойная радиальная сеть.

      Потребитель

             1 секция шин                                   2 секция шин

  •  Двойная магистральная сеть.

 Замкнутые сети – это сети, которые имеют один или более замкнутых контуров. Если сеть имеет один контур, то это простая замкнутая сеть. Если сеть имеет два и более контуров, то сеть сложно замкнутая.

К простым замкнутым сетям относятся петлевые сети. магистральные с двухсторонним питанием и кольцевые сети.

На рисунке представлена самая простейшая замкнутая сеть: петлевая  с питанием от одного источника (от одной секции шин).

Шины 6. 10, 35 кВ, Центр питания           

      П1    П3

                          

П2

     

  (На схеме не хватает выключателей: на каждой линии должно быть два выключателя – в начале линии и в конце).

К простым замкнутым сетям относятся также магистральные линии с двухсторонним питанием

Двустороннее питание от подстанций ПС1 и ПС2 энергосистемы.

 

ПС1                           ПС2

  ГПП

секционный выключатель выключен (контур разомкнут)

 

Питающая сеть работает в замкнутом режиме. Все выключатели на ПС1 и ПС2 включены. Распределительная сеть предприятия в разомкнутом режиме – секционный выключатель на ГПП выключен (показано закрашиванием)

Кольцевая магистраль (простая кольцевая схема, так как содержит один замкнутый  контур).

        П-1

 

                                                       

ПС-1            ПС-2

П4            П3

   Кольцо «разорвано»,

                                                                  Один включатель в кольце  выключен.

 

П-2

На практике кольцо в замкнутом режиме не работает.  

Достоинства замкнутых сетей:

  1.  Выше надежность, так как электрическая энергия к потребителю поступает как минимум по двум путям (В случае короткого замыкания на  одной из линий,  все потребители могут сохранить питание).
  2.  Электрическая энергия оптимальным образом распределяется по разным путям. Это приводит к снижению потерь напряжения, потерь мощности и потерь энергии.

Замкнутые сети широко применяются при напряжениях 110 кВ и выше в сетях энергосистем в качестве системообразующих Замкнутые распределительные сети предприятий работают как правило в разомкнутом режиме,. Замкнутая сеть будет разомкнутой в случае, если один выключатель выключен.

 Недостатки замкнутых сетей: 

  1.  Увеличены токи короткого замыкания. В нормативных документах. в том числе в ПУЭ.  рекомендуется, чтобы сети работали в разомкнутом состоянии, но некоторые предприятия под свою ответственность работают в замкнутом режиме. 
  2.  Усложняются расчеты токов короткого замыкания и токов нагрузки.
  3.  По некоторым линиям возможны изменение напряжения потоков мощности и даже токов короткого замыкания. Это влияет на работу релейной защиты.

2.3 Технические параметры и конструктивное исполнение воздушных линий

 Определение из ПУЭ:

Воздушная линия – это устройство для передачи электроэнергии по проводам, расположенных на открытом воздухе и прикрепленных при помощи изоляторов и арматуры к опорам на некотором расстоянии от поверхности земли.

Схематичное изображение ВЛ:

 

                изоляторы             провода  утолщенной

 

                                                                                  арматура

    опора

     h

Н -Габарит. Hоп

               

                                 пролет

Воздушная линия характеризуется параметрами:

  1.  Пролет или ветровой пролет (50-100 м).
  2.  h – стрела провеса (расстояние между горизонтальной линией, соединяющей верхние точки опор,  и самой нижней точкой провода).
  3.  Габарит Н – это расстояние от земли до самой нижней точки, называется габарит линии, нормируется в ПУЭ.

Норма зависит от напряжения и месторасположения ВЛ. Для ВЛ-6(10) кВ  в населенных пунктах 7 метров. Вне населенных . В ПУЭ приведены таблицы для габаритов ВЛ всех напряжений.

  1.  Ноп – это высота опор. Она не нормируется, а рассчитывается.

Провис зависит от погоды, от длины линий. При этом высота опор для ВЛ-6(10) кВ может быть

 НОП = (8-13) м (в зависимости от проектных расчетов).

Провод испытывает продольное напряжение, обусловленное собственным весом провода и погодными условиями (снег, лед, ветер).

Расчет сечения провода, исходя из требований прочности, называется механическим расчетом.

В ПУЭ нормируются минимальные допустимые сечения, проводов всех уровней напряжений в зависимости от погодных условий.

  1.   Провода воздушных линий

Провода воздушных линий по материалу могут быть алюминиевые (Al), медные (М) и стальные (С). По конструкции изолированные и неизолированные, однопроволочные и многопроволочные. Многопроволочные могут быть из разных материалов, самая распространенные провода ВЛ  -  сталеалюминиевые марки АС..

 

В ПУЭ рекомендовано применять сталеалюминиевые провода. Марки сталеалюминиевых проводов

АС- 10 (16, 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150, 180, 240) мм2.

Провод марки АС содержит  n отдельных алюминиевых проволок и n/(4-8) стальных проволок. Стальные поволоки добавлены для увеличения механической прочности и называются сердечником провода. Такие провода широко применяются в сетях напряжением 6 кВ и выше.

Алюминиевые провода (А) имеют пониженную механическую прочность, их не рекомендуется применять в районах, где повышена опасность гололедных явлений  и сильных  ветров. В ПУЭ представлена карта районов по толщине стенки гололеда, в зависимости от толщины стенки гололеда  можно и нельзя применять алюминиевые провода.

Медные провода (М). Для их применения требуется специальное экономическое обоснование. Применяют  в районах с повышенной коррозионной активностью среды (где есть нефтеперерабатывающие заводы, также вблизи соленых озер и морей).

Стальные провода (С) применяются также только при специальном экономическом обосновании.

Достоинство – повышенная механическая прочность.

Недостаток – большое удельное сопротивление.

Для защиты от коррозионного воздействия окружающей среды сталеалюминевые провода покрывают защитным покрытием, полиэтиленовой пленкой или другой синтетической пленкой.

В ПУЭ оговорено, где их применять, при каком расстоянии от заводов (так как есть опасные зоны).

Расположение проводов на опоре:

  •  Горизонтальное.
  •  Треугольником.
  •  Трапецией (бочкой).

Рисунки расположения проводов на опоре – самостоятельно.

  1.   Опоры воздушных линий

В воздушных линиях промышленных предприятий применяют железобетонные и стальные опоры. Из-за большей коррозийной  стойкости, меньших эксплуатационных расходов и меньшего расхода металла преимущественное применение нашли железобетонные опоры. В лесистых районах может оказаться рациональным применение деревянных опор, а  в труднодоступных местностях, когда большое значение имеет уменьшение транспортной массы, - опор из алюминиевых сплавов. Из  двух основных разновидностей опор – одностоечных  и портальных – на территории промышленных предприятий для уменьшения ширины коридора для линий применяют в основном одностоечные.

По своему назначению опоры воздушных линий делят на промежуточные, на которые в нормальном режиме работы не действуют передаваемые проводами усилия вдоль линии, и анкерные, рассчитанные на усилия от  тяжения проводов вдоль линии (в том числе одностороннего тяжения проводов во время монтажа или в случае аварийного обрыва проводов).

К анкерным опорам относят также концевые и (в случае существенного изменения направления линии) угловые опоры линий. Анкерные пролеты (расстояния между соседними анкерными опорами) нормируют, когда для крепления проводов на промежуточных опорах применяют выпускающие зажимы; они должны составлять при сечении проводов до 185 мм….. не более 5 км.

        Воздушные линии 110 кВ и выше на железобетонных и металлических опорах снабжают молниезащитными тросами, располагаемыми над проводами. Линии 20 и 35 кВ снабжают молниезащитными тросами на подходах к подстанциям.

Пролеты между промежуточными опорами воздушных линий определяют механическим расчетом или выбранными типовыми опорами и составляют для линий НН обычно 50…60 м, а для линий 6…110 кВ соответственно 75…400 м. на территории предприятия может оказаться целесообразным применение более коротких пролетов.

2.6 Изоляторы воздушных линий

Для изоляции проводов от опор применяют следующие изоляторы:

  1.  опорные, работающие на сжатие, растяжение или изгиб и подразделяемые на штыревые (насаживаемые на опорные штыри или крючки) и стержневые (прикрепляемые у основания болтами или винтами); некоторые примеры показаны на рис. 1;

Рис. 1 Примеры расположения проводов на опорах воздушных линий в случае применения опорных изоляторов:

а, б - штыревые изоляторы (до 1 кВ) на штырях и крюках; в, г - то же на 6-10 кВ; д, е - штыревые изоляторы (35 кВ) на фигурных траверсах; ж, з - стержневые изоляторы в линиях 110 кВ без грозозащитного троса; и-л – то же в линиях с грозозащитным тросом; м – гибкие изоляторы на 110 кВ.

  1.  подвесные, принимающие только растягивающие усилия и подразделяемые на гирляндные (составленные из соединительных последовательно стандартных изоляторов) и стержневые (цельные); примеры применения таких изоляторов показаны на рис. 2;

Рис. 2 Примеры расположения проводов на одностоечных опорах воздушных линий 35 – 110 кВ в случае применения подвесных (гирляндных или стержневых) изоляторов:

а, б – одноцепные линии; в-ж – двухцепные линии; з – пример  использования двойной (фиксирующей) подвески; и – натяжные изоляторы на анкерной опоре (вид сбоку). Все приведенные варианты допускают применение грозозащитных тросов.  

  1.  комбинацию опорного и подвесного, которые оба в таком случае обычно являются стержневыми.
  2.  изоляционные траверсы.

        В России на линиях до 10 кВ применяют, как правило, опорные штыревые, на линиях 20 и 35 кВ – опорные или подвесные, на линиях 110 кВ и более – подвесные изоляторы. В некоторых зарубежных странах опорные изоляторы или их комбинации  с  подвесными находят применение до напряжения 400 кВ. Наиболее широко в настоящее время применяют фарфоровые и стеклянные изоляторы. За последние годы все больший интерес вызывают изоляторы из полимерных материалов (опорные и подвесные изоляторы из стеклопласта, подвесные изоляторы канатной конструкции с капроновыми или стекловолоконным канатами, покрытыми фигурной оболочкой из силиконовой резины, и др.).

        Изоляторы выбирают по номинальному напряжению, расчетной механической нагрузке в степени загрязнения окружающей атмосферы. В случае применения  полимерных изоляторов иногда учитывают и минимально возможную температуру воздуха в данной местности.

В целях уменьшения расстояния между проводами в пролетах воздушных линий между проводами применяют изоляционные распорки из облегченных стержневых изоляторов, фиксирующие провода относительно друг друга.

2.7 Устройство и маркировка кабельных линий

Кабельной линией называют устройство для передачи электроэнергии, состоящее из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями [ПУЭ, п. 2.3.2].

Кабельные линии применяются в тех случаях, когда затруднено строительство воздушных линий. В общем случае, приоритет отдается воздушным линиям, так как кабельные линии дороже. Например, при напряжении 35 кВ, кабельная линия дороже в 6 раз, чем воздушная линия. Кабельные линии применяют в черте города (например, на Проспекте Октября), на территории предприятий, так как там густая застройка.

Достоинства КЛ:

  1.  Кабельная линия защищена от воздействия окружающей среды, у нее мощная изоляция (так как у КЛ мощная изоляция, она безопаснее для человека).
  2.  Кабельную линию можно проложить в любой среде (в воздухе, воде, земле).

По назначению кабельные линии бывают силовые и контрольные.

Силовые кабельные линии предназначены для питания электрических нагрузок. Они выпускаются одно-, двух-, трех- и четырехжильные. Двухжильные и четырехжильные для низких напряжений, до 1000 В. Одножильные и трехжильные для средних напряжений, 6 кВ. Одножильные  (то есть одна жила в одном кабеле) для высоких напряжений, 35 кВ и выше.

Силовые кабели промышленных электрических сетей состоят из следующих основных элементов.

1

 

2

 3

4

5

6

 1 – токопроводящая жила. По материалу существуют алюминиевые жилы (А) и медные жилы. Каждая жила состоит из нескольких проволок, для придания гибкости. Эти проволоки обжимаются до определенной формы.

2 – фазная изоляция вокруг каждой жилы. Чаще всего эта изоляция из кабельной бумаги, пропитанной маслом. Маркировки для такой изоляции не указываются, бумага многослойная. Бывает полиэтиленовая изоляция (в маркировке буква П). В маркировке также указывается индеек, который  означает способ получения полиэтилена, например ПВ – полиэтилен вулканизированный). Буква В означает - поливинилхлоридная изоляция. Также есть резиновая изоляция (Р), она используется в кабелях низкого напряжения, и бумажная изоляция, пропитанная не стекающими растворами (Ц).

3– поясная изоляция, она охватывает все три жилы, выполняется из тех же материалов, что и фазная.

4 слой – предназначена для защиты кабельной линии, проложенной в земле, от проникновения влаги: воды, агрессивной жидкости, кислот и т. д. (КЛ применяются и там, где возможны разливы таких жидкостей, например, на территории завода).

Выполняется герметическая оболочка из алюминия (А) или свинца (С). Так как свинец относительно дорогой, то свинцовые герметические оболочки применяют там, где требуется обеспечить пожарную и взрыво  безопасность. В нефтяной отрасли герметические оболочки выполняются из свинца. В ПУЭ указано, в каких случаях применять алюминиевые, а в каких свинцовые материалы.

5 слой – защита от механических повреждений. Применяется у кабельных линий, находящихся в земле, либо на воздухе. Этот слой называется «броня» (Б), выполняется из стальной ленты. Если БП, то это броня, выполненная из плоской проволоки. Если БК, то это броня, выполненная из круглой проволоки.

6 слой – защита брони от коррозионного воздействия внешней среды. Если в обозначении нет буквы, обозначающей защиту, то кабель защищен джутовой тканью, пропитанной битумной мастикой. Это самый распространенный вид защиты от коррозии, он называется джутовый покров. Если в обозначении последняя буква Г, то броня голая, т. е. нет коррозионной защиты, ее используют, где нет агрессивной окружающей среды (например, вода).

Если кабель одет в шланг, то в конце маркировки указывается буква Ш. Индекс при букве Ш означает материал шланга. Например, ШР – резиновый шланг, ШП – полиэтиленовый шланг, ШВ – поливинилхлоридный шланг.

 Маркировка:

- 6 – 3*150 означает:

  •  цифра 6 – напряжение (6 кВ)
  •  цифра 3 – число фаз
  •  число 150 – сечение каждой жилы, [мм2].

Например, …0,4-3*150+1*50 означает, что кабель на 0,4 кВ, три фазы сечением по 150 мм2 и одна фаза сечением  50 мм2.

Приведем примеры самых распространенных кабелей для нефтяной отрасли.

  •  АСБ. Расшифровка: (А) – жилы из алюминия; фазная изоляция вокруг каждой жилы - бумажная изоляция, пропитанная маслом; поясная изоляция – бумажная изоляция, пропитанная маслом;                                    С – герметическая оболочка из свинца; Б – кабель, бронированный стальной лентой; защита брони из джутовой ткани.
  •  СБ. Расшифровка: жилы из меди; фазная изоляция вокруг каждой жилы – бумажная изоляция, пропитанная маслом; поясная изоляция – бумажная изоляция, пропитанная маслом; С – герметическая оболочка из свинца; Б – кабель, бронированный стальной лентой; защита брони из джутовой ткани.
  •  ААШВ.  Расшифровка: А – жилы из алюминия; фазная изоляция вокруг каждой жилы – бумажная изоляция, пропитанная маслом; поясная изоляция – бумажная изоляция, пропитанная маслом;              А – алюминиевая герметическая оболочка; ШВ – шланг из поливинилхлорида.

 

Кабели выпускаются  длиной до 250 метров в зависимости от сечения. Эта стандартная длина кабеля – называется кабельной длиной. Если длина линии больше, чем одна кабельная длина, то кабели соединяются кабельными муфтами.

Современные кабели из сшитого полиэтилена

В настоящее время кабели с бумажной изоляцией активно вытесняются кабелями с пластмассовой изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ). Основными их достоинствами являются лучшие диэлектрические свойства.  высокая термическая стойкость и высокая надежность. Дополнительными их преимуществами являются большой диапазон рабочих температур, малая гигроскопичность, прочность и легкость,

В маркировке буквы «Пв» на первой позиции (для медных кабелей) или на второй – для алюминиевых кабелей. Герметическая оболочка может быть из полиэтилена (П. например, АПвП), из полиэтилена, усиленного ребрами жесткости (Пу, например, АПвПу), из поливинилхлорида пониженной горючести (Впг, например, АПвВпг).  Броня может быть из стальной ленты (Б), из круглых алюминиевых проволок (Ка), из профилированных алюминиевых проволок (Па).

По сравнению с кабелями с бумажной изоляцией кабели из сшитого полиэтилена имеют:

- допустимые токи нагрузки на 20-30% больше;

- длительно допустимая температура нагрева выше на 200 (900, а не 700);

- больше ток термической стойкости;

- повреждаемость в 3-50 раз ниже:

- меньше затраты на ремонт.

Наиболее распространенные марки кабелей:

- ПвВГ, АПвВГ. (Г – поверх оболочки ничего нет), для прокладки в кабельных сооружениях:

- ПвБШв, АПвБШв (Шв-шланг из поливинилхлорида поверх герметической оболочки) для прокладки в траншеях и одиночных кабелей в кабельных конструкциях

Способы прокладки кабельных линий

Кабели применяют в сетях промышленных предприятий всех классов напряжений как внутри зданий и сооружений, так и на территории и во внешнем электроснабжении предприятия.

        Внутри зданий и сооружений промышленных предприятий применяют следующие виды прокладки кабелей:

  1.  Открытая прокладка кабеля по стенам и поверхностям строительных конструкций;
  2.  в открыто или скрыто проложенных металлических трубах;
  3.  в кабельных лотках и коробах (устройство самостоятельно);
  4.  в кабельных каналах;
  5.  подвешивание на несущем тросе;
  6.  в кабельных сооружениях, являющихся частями зданий (на кабельных этажах, в двойных полах, в кабельных шахтах и т.п.).

        Внутри помещений и кабельных сооружений применяют в зависимости от вероятности случайных механических повреждений бронированные или небронированные кабели без горючих наружных покровов. Чтобы защитить открыто проложенные кабели (например, в лотки) от огня во время пожара, применяют огнестойкую засыпку или заливку затвердевающей огнестойкой массой.  В местах перехода кабельных линий из одного помещения в другое применяют огнепреграждающие блоки.

         По территории промышленных  предприятий при большом числе кабелей обычно применяют типовые кабельные сооружения и конструкции: кабельные эстакады.  туннели (устройство самостоятельно).

Достоинствами туннельной прокладки кабелей считают экономию территории предприятия, возможность прокладки кабелей очередями в любое время года, удобный осмотр и легкое проведение ремонтных работ независимо от погоды и времени года. Недостатком этого вида прокладки следует считать высокую стоимость туннелей.

         Одним из наиболее экономичных решений при большом числе кабелей на одной трассе является сооружение кабельных эстакад и галерей. Эстакады обычно применяют при 15…50 кабелях, галереи – при большем числе кабелей. Высота эстакад и галерей до земли определяется типом пересекаемых дорог и сооружений; высота над полотном автомобильных дорог должна быть, например, не менее 4,5 м.

Иногда целесообразно использовать эстакады и галереи для совмещенной прокладки и кабелей и других надземных коммуникаций (теплопроводов, других технологических трубопроводов и т.п.).

При числе кабелей не более 20…30) вместо туннелей и эстакад могут применяться кабельные каналы или надземные бетонные кабельные лотки (устройство самостоятельно).

На эстакадах и в туннелях могут прокладываться небронированные кабели с металлической или полимерной оболочкой. Общее число кабелей в туннеле может доходить до 100. Кабели прокладывают на металлических консолях (с расстоянием между консолями 0,8-1 м) или на лотках.

         При малом числе кабелей они могут прокладываться в траншее (1…6 кабелей), в подземных трубных блоках (2…20 кабелей), по стенам зданий, по технологическим эстакадам,  а также по воздуху (на тросе или путем применения тросовых кабелей)..

Во внешнем электроснабжении предприятия применяют прокладку непосредственно в земле (в траншеях) или на кабельных эстакадах (на севере. В болотистой местности);

Кабельные линии выполняют так, чтобы в процессе монтажа и эксплуатации в кабелях не возникали опасные механические напряжения и повреждения. Для этого, в частности, все кабели укладывают с запасом по длине, достаточным для компенсации тепловых деформаций как самого кабеля при колебаниях токовой нагрузки и температуры окружающей среды, так и конструкций, по которым кабель проложен, а при прокладке в земле также для компенсации смещения почвы.

         Кроме силовых кабелей в кабельных туннелях прокладывают кабели связи, контрольные и другие кабели, размещаемые при этом только под силовыми кабелями или только над ними и отделяемые от них несгораемыми перегородками.

        В кабельных туннелях помимо кабелей прокладывают и другие подземные  коммуникации, за исключением трубопроводов горючих жидкостей и газов. Так, например, на промышленных предприятиях предусматривают общие туннели для кабелей,  водопровода, теплопровода и  трубопроводов сжатого воздуха.  Туннель оборудуют электрическим освещением, сетью для подключения электроинструмента, дренажными устройствами и пожарной сигнализацией.

        Для облегчения пожаротушения и локализации последствий пожара туннели разделяют на продольные отсеки длиной не более 150 м. При возникновении пожара автоматически закрываются вентиляционные отверстия. Могут применяться также автоматические устройства пожаротушения.

                  

         Прокладку в траншеях  применяют обычно в случае малой вероятности повреждения кабелей землеройными механизмами, коррозией и смещениями почвы. На кабельную линию отводится полоса шириной 2+b  (где  b – ширина траншеи, м).

         Кабели, проложенные в траншее, защищают сверху от механических повреждений (плитами, глиняным кирпичом или специальным защитным профилем). Ввиду малой защитной способности этих материалов в последнее время вместо них применяют полимерные опознавательные ленты шириной 20 см, окрашенные в предупредительные цвета и снабженные иногда надписями, предупредительными знаками и т.п.

         Достоинствами траншейной прокладки считают малую стоимость линий, хорошие условия охлаждения кабеля, что, в частности, позволяет использовать меньшие сечения жил, чем в случае других способов прокладки, малую вероятность распространения аварии одного кабеля на соседние параллельные кабели.

         Недостатками этого вида прокладки являются меньшая надежность, неудобство осмотров и значительно больший объем работ при ремонтах и заменах, вследствие чего суммарные затраты за время эксплуатации линии могут оказаться больше, чем в случае других видов прокладки.

         

        При соединении и оконцевании  силовых кабелей применяют муфты и заделки, обеспечивающие защиту кабелей от проникновения в них влаги и других вредно действующих веществ из окружающей среды. 

Токопроводы и шинопроводы

Токопроводы и шинопроводы предназначены для передачи больших мощностей на небольшие расстояния.

2.9.1 Шинопроводы

    Шинопроводами называют линии передачи электроэнергии, проводниками которых служат жесткие шины. Шинопроводы  выполняются, как правило,  открытыми и представляют собой неизолированные шины на опорных изоляторах. На территории предприятий они могут выполняться закрытыми (с металлическим или изоляционным кожухом). Шины распределительных устройств подстанций не являются линиями электропередачи и поэтому их не называют шинопроводами. Их называют шинами. сборными шинами, секциями шин, системами шин и т.д. Но не шинопроводами. Если шины используются для присоединения электрических аппаратов к сборным шинам. то их называют ошиновкой.

   Шины, используемые в шинопроводах и в распределительных устройствах, изготовляют из алюминия и его сплавов. Форма  поперечного сечения шин в зависимости от площади сечения, требуемой прочности на изгиб и общей компоновки шинопровода может быть плоской, круглой, трубчатой, коробчатой или более сложной; некоторые примеры приведены на рис.1. При больших токах  (порядка 1 кА и выше) применяют также многополосные шины (рис. 2).

а)            б)              в)          г)                д)                 е)

Рис. 1. Примеры профилей шин сечением, мм2

а- 25…500; б- 30…1500; в- 80…800; г- 1000…1600; д- 30…11000;                    е-800…12000.

50                  50

Рис. 2. Некоторые конструкции многополосных шин

Шинопроводы бывают магистральными. распределительными и троллейными.    Шинопроводы с большим номинальным током (более 1 кА), ответвления от которых осуществляют в основном при помощи соответствующих вставок, называют магистральными. От них могут ответвляться шинопроводы с меньшим номинальным током (обычно 60…600 А), имеющие большее число ответвлений. Их называют распределительные шинопроводы). Если ответвления от них осуществляют: по всей длине шинопровода при помощи скользящих контактных узлов. то такие шинопроводы называют  троллейные шинопроводы.

В шинопроводах НН чаще всего применяют плоские алюминиевые шины; контактные поверхности шин при необходимости могут быть покрыты медью, серебром или сложными многослойными гальваническими покрытиями. В щелевых и троллейных шинопроводах встречаются также медные и биметаллические (алюминиево-медные) шины плоского, квадратного, круглого сечения или специальных профилей. Число шин в трехфазных шинопроводах может быть от трех до пяти.

   Для предотвращения случайных механических повреждений и для обеспечения в то же время достаточно хорошей доступности распределительные шинопроводы обычно располагают на высоте 2,5…..3 м от пола с использованием в зависимости от размещения оборудования, строительных особенностей здания и условий цехового транспорта (зон работы кранов и тельферов, габаритов перемещаемых грузов и т.п.) следующих вариантов крепления:

  •  непосредственное крепление к потолку;
  •  подвешивание к потолку или фермам при помощи оттяжек или жестких подвесок;
  •  непосредственное или консольное крепление к стене или колоннам;
  •  крепление на опоры, прикрепленные к полу.

Основными преимуществами шинопровода перед другими типами линий НН являются следующие:

  1.  легкая перестановка, замена и изменение длины ответвлений  в ходе эксплуатации, что обеспечивает питание приемников при перестановках или замене технологического оборудования, как правило, без перестановки или замены шинопровода;
    1.  малая стоимость и высокая скорость электромонтажных работ;
    2.  высокая надежность проводников и изоляции при современных конструкциях шинопроводов;
    3.  возможность многократного использования секций и других узлов шинопроводов; демонтаж и вторичный монтаж не снижают показателей надежности шинопровода;

По этим причинам шинопроводы стали основным видом линий электрических сетей НН многих цехов промышленных предприятий. 

Шинопроводы не могут применяться во взрывоопасных зонах, а также в сложных условиях окружающей среды.

В сетях ВН шинопроводы могут оказаться целесообразными для передачи относительно больших мощностей (при токе более 1 кА) по неразветвленным линиям. Такие шинопроводы обычно называют жесткими или шинными токопроводами.

2.9.2 Токопроводы

Токопроводы предназначены для передачи больших мощностей на небольшие расстояния. При применении на первой ступени электроснабжения глубоких вводов 110-220 кВ токопроводы 6-10 кВ служат для связи между шинами вторичного напряжения ПГВ или между ГПП и заводской ТЭЦ, или между ГПП и РУ-6(10) кВ предприятия, например. НПС. .

Основными достоинствами токопроводов ВН по сравнению с КЛ можно считать (при больших передаваемых мощностях) меньшую стоимость проводников и изоляции, а также меньшую стоимость строительной части, особенно в случае открытых подвесных токопроводов.

Имеются следующие конструктивные исполнения токопроводов:

  •  Гибкий токопровод, выполненный голыми проводами больших сечений;
  •  Жесткий токопровод из труб или других профилей, выполненный в виде жесткой балки или из шин различных профилей, закрепленных на подвесных изоляторах в нескольких исполнениях; (в этом случае его называют также шинопровод);

 Жесткие токопроводы состоят из пакетов шин, смонтированных на опорных или подвесных изоляторах.

Наиболее рациональны симметричные жесткие токопроводы, имеющие благодаря лучшему токораспределению в фазах примерно в 2-2.5 раза меньшие потери мощности, чем при вертикальном или горизонтальном расположении фаз, и меньшую реактивность. Они компактны и не требуют устройства транспозиции, которая необходима при вертикальном и горизонтальном расположении фаз для устранения несимметрии напряжений. Это значительно упрощает конструкцию токопровода, удешевляет электрическую и строительную часть, облегчает молниезащиту и позволяет осуществить скоростной индустриальный монтаж с помощью заранее заготовленных секций.

При нормальной окружающей среде жесткие  токопроводы прокладываются на открытых опорах, при загрезненной среде или при загруженной верхними коммуникациями территории – в закрытых галереях. Может быть также применена прокладка в туннелях и на железобетонных кронштейнах, укрепляемых в наружной стене производственного здания (I и II степени огнестойкости), обслуживаемого этими токопроводами (наиболее дешевый способ), когда это представляется возможным по условиям производства.

 Токопроводы на подвесных изоляторах (рис.3). Они несколько надежнее и дешевле токопроводов на опорных изоляторах. Надежность подвесных токопроводов повышается благодаря уменьшению общего числа изоляторов, которые располагаются на расстоянии, равном длине пролета между опорами. Необходимая электродинамическая стойкость при КЗ достигается при помощи междуфазных распорок, расстояние между которыми зависит от тока КЗ в данной установке. Надежность открытых симметричных токопроводов, смонтированных на подвесных изоляторах в загрязненных районах, можно повысить вдвое без значительного удорожания, если применить по два подвесных линейных изолятора (типа ПФГ-6А или      ПГС-6А) на фазу, так как при этом суммарная длина пути утечки более чем вдвое превысит нормированную для загрязненных районов при напряжении 10 кВ.

Рис. 3 Симметричные токопроводы на подвесных изоляторах: а – подвеска токопроводов; б – междуфазная распорка.  

 Комплектные токопроводы. Они изготавливаются на напряжение до 11 кВ, токи 1600 и 2500 А и на мощность КЗ 500 МВ*А. амплитуда предельного тока КЗ составляет 75 кА. Они выполняются из голых алюминиевых шин, размещенных в общем алюминиевом круглом кожухе (немагнитный материал), и монтируются на опорных изоляторах. Комплектный токопровод может быть установлен в пыльной среде, но для работы в среде, содержащей химические активные газы и испарения, а также в пожаро- и взрывоопасных средах он не предназначен.

        Гибкие токопроводы, предназначенные для передачи больших мощностей на относительно короткие расстояния при напряжении до 35 кВ, рассматривают как разновидность воздушных линий, отличающихся большим числом (обычно 4….12) проводов в каждой фазе, сильно укороченными пролетами (обычно 20…40) и малой длиной (обычно от нескольких десятков до нескольких сотен метров).

        Провода одной фазы гибкого токопровода располагают по периметру круга диаметром 0,2….0,6 м и крепят к кольцевым или многоугольным держателям. Несущими являются обычно два сталеалюминевых провода такого пучка, остальные ненесущие провода могут быть алюминиевыми.   Все фазы токопровода подвешивают на подвесных изоляторах обычно в одной горизонтальной плоскости. Типичным примером применения гибких токопроводов является соединение между генераторами и повышающими трансформаторами собственных электростанций предприятий.

        Основными преимуществами гибких токопроводов перед жесткими являются возможность применения в 5…10 раз более длинных пролетов между опорами, отсутствие сил, действующих на опорные  конструкции от теплового удлинения или сокращения токопровода, меньшие силы между фазами при КЗ. Недостатком являются большие габариты гибкого токопровода.

2.10 Режимы нейтралей электрической сети

Нейтралью, называют общую точку соединения обмоток трансформаторов или двигателей при соединении в звезду.

 

 N

 

В ПУЭ дано определение для двух видов нейтралей:

  1.  (пункт 1.7.5). Глухозаземленная нейтраль – нейтраль, непосредственно присоединенная к глухозаземленному устройству.

 N

N

 ЗЗХ

  1.  (пункт 1.7.6). Изолированная нейтраль – нейтраль, не присоединенная к заземляеющему устройству или присоединенная к нему через большое сопротивление (в приборах сигнализации, защиты и т. д.).

Таким образом. нейтраль может быть либо соединена с землей через какие-либо элементы (резистор, конденсатор и т. д.), либо изолирована.

 

Заземление нейтрали может быть либо рабочим, либо защитным.

Если заземление нейтрали выполнено с целью электробезопасности персонала, то она называется защитной. (ПУЭ пункт 1.7.29).

Если заземление нейтрали выполнено с целью придания определенных свойств электрической сети, то оно называется рабочим. ( ПУЭ пункт 1.7.30).

Защитное заземление применяется в сетях напряжением ниже 1000 В, рабочее - в сетях напряжением выше 1000 В.

Классификация электрических сетей по способу рабочего заземления нейтрали приведена в ПУЭ, п. 1.2.16.

В новом издании ПУЭ приведена следующая классификация сетей по способу заземления нейтралей (пункт 1.2.16):

  1.  Работа сетей напряжением 2-35 кВ может предусматриваться:

 а) с изолированной нейтралью;

б) с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор;

в) с нейтралью, заземленной через резистор (через активное сопротивление).

2) Работа электрических сетей напряжением 110 кВ может предусматриваться как с глухозаземленной, так и с эффективно заземленной нейтралью.

3) Электрические сети напряжением 220 кВ и выше должны работать только с глухозаземленной нейтралью.

Таким образом, при напряжении 6 кВ и выше ПУЭ  выделяет пять видов сетей по способу рабочего заземления нейтрали:

  1.  сети 6 – 35 кВ с изолированной нейтралью;
  2.  сети 6 – 35 кВ  с нейтралью, заземленной через дугогасящий ректор;
  3.  сети 6 – 35 кВ с нейтралью, заземленной через активное сопротивление;
  4.  сети 110 кВ  с эффективно заземленной нейтралью;
  5.  сети 220 кВ и выше  с глухозаземленной нейтралью.

Режим нейтрали в сетях 6 – 35 кВ (с изолированной, эффективно -заземленной  или заземленной через активное сопротивление) определяется  величиной тока замыкания на землю /ПУЭ, п.1.2.16 и ПТЭЭП, п.2.8.13/.

Основной режим для сетей 2-35 кВ является режим с изолированной нейтралью. Если токи замыкания на землю Iз превышают максимально допустимое значение, то применяют режим нейтрали, заземленной через дугогасящий реактор. Максимально допустимые значения токов замыкания на землю:

  •  в сетях с деревянными опорами и в кабельных сетях

U, кВ

6

10

35

Iуст, А

30

20

10

 

- если воздушные сети на железобетонных или металлических опорах, то Iуст=10 А при всех напряжениях.

Способ заземления нейтралей трансформаторов в электрических сетях является важнейшее  проблемой для всех сетей. Особенно актуален выбор режима заземления нейтрали в сетях 6-35 кВ. Так как, во-первых, они являются распределительными (по ним получают питание потребители, следовательно, от них зависит надежность работы промышленных предприятий), во-вторых, режим заземления нейтрали влияет на:

  •  стоимость электрической сети;
    •  надежность работы и аварийность электрооборудования;
    •  безопасность человека и животных, находящихся вблизи линии;
    •  принципы выполнения релейной защиты;
    •  принципы и методы определения мест повреждения.

В мировой практике нет единого мнения об оптимальной области применения того или иного способа заземления нейтралей. Так,  в странах Западной Европы и в Японии заземление нейтралей через дугогасящий ректор используется в сетях до 220 кВ, а в  США имеются распределительные сети 10 – 15 кВ с эффективным заземлением нейтрали. Во Франции широко используются сети с нейтралью, заземленной через активное сопротивление. но рассматривается переход к нейтрали, заземленной через дугогасящий ректор. Основные проблемы выбора способа заземления нейтрали связаны с решением вопросов бесперебойного электроснабжения, снижения дуговых перенапряжений и создания эффективных средств релейной защиты и устройств определения места повреждения при замыканиях на землю. В комплексе эти проблемы на сегодняшний день не преодолены. При этом каждый из перечисленных способов заземления нейтрали имеет свои недостатки и свою область применения.

Свойства сетей с глухо заземленной нейтралью и с эффективно заземленной нейтралью

Определение из ПУЭ п.1.7.4: Электрическая сеть с эффективно заземленной нейтралью – это сеть напряжением выше 1 кВ, в которой коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4 (kз ≤ 1,4).

 Коэффициент замыкания – это отношение разности потенциалов между неповрежденной фазой и землей при ЗНЗ к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до замыкания(ПУЭ п.1.2.4):

Рассмотрим свойства сетей при глухом заземлении всех или части нейтралей.

                                                                                             С

                                                                                                  В

 N

                                                                                                  А          К

 Iз=Iк

В нормальном режиме сеть симметрична:

При однофазном или двухфазном замыкании на землю симметрия сети нарушается. При этом в сети протекают токи КЗ, в том числе токи прямой, нулевой, последовательности. А на нейтрали появляется напряжение смещения нейтрали. Так как нейтраль заземлена наглухо, то получаем один или несколько замкнутых контуров.

Рассмотрим  однофазное короткое замыкание на землю в точке К. При однофазном коротком замыкании нескольких трансформаторов в общем случае образуется один или несколько замкнутых контуров. На рисунке показан один замкнутый контур через землю и в этом контуре потечет ток КЗ. Такие режимы рассчитывают методом симметричных составляющих, так как симметрия нарушена.

 

Рассмотрим граничные условия.

 Этих условий достаточно, чтобы получить следующее уравнение:

где I1K – ток прямой последовательности;

 I2K – ток обратной последовательности;

 I0K – ток нулевой последовательности.

Без вывода ток в месте однофазного КЗ:

 где Z1Σ, Z0Σ, - сопротивление прямой и нулевой последовательности.

 Каждое сопротивление Z содержит активную и индуктивную составляющие:

 X1 и R1 (прямая последовательность в симметричном режиме, при чередовании фаз АВС), R2 и X2 (обратная последовательность в симметричном режиме, при обратном чередовании фаз), X0 и R0 (нулевая последовательность, сопротивление контура фаза-земля).

      Х0 – индуктивное сопротивление, которое определяется двумя составляющими

где ХL – собственное индуктивное сопротивление (Величина, характеризующая сопротивление, оказываемое переменному току индуктивностью цепи или ее участка);

      ХМсопротивление взаимоиндукции.

- сопротивление прямой последовательности.

Но так не считают, эта формула только для сравнения, что больше, а что меньше.

Х0 > X1 (для линий).

На практике применяют следующее соотношение:

  •  Х0=3,5X1 (для одно-цепной ВЛ без троса);

  •  Х0=5,5X1 (для двухцепной ВЛ без троса).

 

А         А

 В      В

 С                       С

 

 

2.  - при трехфазном коротком замыкании.

 

Если сопротивление прямой последовательности равно  сопротивлению нулевой последовательности Z1Σ = Z0Σ, то ток однофазного короткого замыкания равен току трехфазного короткого замыкания,

Если сопротивление прямой последовательности больше  сопротивления нулевой последовательности Z1Σ > Z0Σ, то ток однофазного короткого замыкания меньше тока трехфазного короткого замыкания,

Токи однофазного короткого замыкания и токи трехфазного короткого замыкания с глухо заземленной нейтралью и с эффективно заземленной нейтралью в сетях соизмеримы, т. е. токи достигают десятки килоампер.

Это и преимущество и недостаток таких сетей. Преимущество: при большом токе короткого замыкания можно легко определить место КЗ и отключить (изолировать) поврежденный элемент..

 Недостаток: при большом токе короткого замыкания усложняется работа оборудования. Повышаются требования к термической и динамической стойкости..

Если сопротивление прямой последовательности меньше  сопротивления нулевой последовательности Z1Σ < Z0Σ, то ток однофазного короткого замыкания больше тока трехфазного короткого замыкания,  Этого стараются не допускать. Для того. чтобы ток однофазного короткого замыкания не превышал тока трехфазного короткого замыкания, у части трансформаторов нейтрали разземляют (при этом уменьшается число параллельных контуров и увеличивается Z0Σ).

Сети,  в которых часть нейтрали изолированы от земли, а часть заземлены, называют сети с  эффективно заземленной нейтралью (это допускается только в сетях 110 кВ).

ПС1              ПС2

          110/6

 FV

нейтрали

разземлены

Принимать решение о разземлении нейтрали могут только диспетчеры.

Напряжение на нейтрали при однофазных КЗ. может быть равно фазному напряжению сети. При этом  напряжение может быть выше, чем то. На которое рассчитана изоляция нейтрали трансформаторов по отношению к корпусу. Чтобы этого избежать в схему включают разрядник (FV), номинальным напряжением на класс ниже. Например, если сеть напряжением 110 кВ, то разрядник – (35+20) кВ.

Схема защиты разземленной нейтрали трансформаторов от перенапряжений показана ни рисунке. 2.2

                                                                     

                  

Рисунок 2.2.

Напряжение на неповрежденных фазах при замыканиях на землю повышается не более чем на:

Это означает, что сеть можно проектировать только на номинальное напряжение, с запасом 1,4UФ.НОМ. 

Сети с изолированной нейтралью

Это сети напряжением 6-35 кВ (6,10,20,35 кВ), в которых токи замыкания на землю не превышают нормативного значения, оговоренного в ПУЭ.

Рассмотрим достоинства сетей с изолированной нейтралью.

Приведем упрощенную схему:

 

Сеть ни в одной из точек не имеет связи с землей.

Сети напряжением 6-35 кВ (6,10,20,35 кВ) – это основные сети, поэтому важна бесперебойность питания.

В нормальном режиме по линии протекают токи нагрузки. Токи нагрузки обусловлены характером величины нагрузки.

В нормальном режиме режим заземления не проявляется. Режим заземления проявляется только при авариях.

Изобразим трехфазную схему сети для рассмотрения влияния нейтрали.

 

 С Л1

В

                           N

А

Если нагрузку отключить по фазной линии будет протекать небольшой ток, обусловленный наличием емкости между фазой и землей. Это зарядный ток линии.

Емкость распределена по всей длине линии

Представим распределенные емкости каждой из фаз в виде сосредоточенной.

Т  С IЗ

В IЗ

А IЗ

     СА   СВ  СС

 

Значения этих емкостей указаны в справочниках. Чем длиннее линия, тем емкость больше.

(в пФ, для КЛ в мкФ)

- емкостной ток.

При подключении нагрузки, по линии протекают два тока – ток нагрузки (IH) и зарядный ток (IЗ).

В нормальном режиме емкостной ток Iс не влияет и при расчетах не учитывается.

UАЗ = UАN       UDЗ = UDN     UCЗ = UCN

Предположим, что пробило изоляцию в фазе А. Пусть САВС=С.

С

 

В

 

А К

 IЗ                  С          С           С

Iз- ток замыкания

Преимущество №1:

  1.  При замыкании на землю, в сети не образуются замкнутые контуры. Следовательно, не возникают токи КЗ.  При пробое изоляции эти токи не называют токами короткого замыкания, их называют токами замыкания на землю.

 Однако ток в месте поврежденной изоляции протекает, это зарядный ток IЗ, обусловленный емкостями.

 Ток в первом контуре АВ (             ):

 

    Ток во втором контуре АС (             ):

 

Величина тока в месте замыкания:

 Для определения суммы напряжений в комплексной форме, нарисуем векторную диаграмму напряжений. Примем для упрощения, что сеть и питающее напряжение симметричны.

А,з

 Ucз Uвз

N

 C B 

 

 

 

Uвз – напряжение фазы В по отношению к земле.

Ucз – напряжение фазы C по отношению к земле.

 Так как фаза А замкнулась с землей, потенциал земли равен потенциалу фазы А, то есть земля приобрела потенциал фазы А.

 Ток замыкания всего лишь в три раза превышает зарядный ток линии. Увеличение тока в три раза не изменяет существенно потерь напряжения в линии и не изменяет линейное напряжение потребителя.

Преимущество №2:

Не изменяется линейное напряжение и режим работы потребителя.

Преимущество №3:

Замыкание на землю не нарушает бесперебойность энергоснабжения потребителей. Именно поэтому, сети напряжением 6-35 кВ работают с изолированной нейтралью. 99%  сетей промышленных предприятий работает с изолированной нейтралью.

Недостатки:

  1. Сети 6-35 кВ с изолированной нейтралью при замыкании на землю фазы А,  ее фазное напряжение относительно земли снижается до нуля (U  =0). Напряжение нейтрали по отношению к земле становится равным U=UА т.е. напряжение нейтрали становится равным по величине и обратным по знаку напряжению заземлившейся фазы. Напряжения неповрежденных фаз по отношению к земле повышаются до междуфазных U=U, U=U. Это означает, что - напряжение неповрежденных фаз по отношению к земле при металлических однофазных замыканиях на землю (ЗНЗ) повышается в  раз. 

Повышение фазных напряжений по отношению к земле до линейных, во-первых, приводит к тому, что изоляцию всех фаз всех видов электрооборудования необходимо рассчитывать не на фазное, а междуфазное напряжение. Это вызывает удорожание сети, особенно существенное при напряжениях 35 кВ и выше.  Во-вторых, повышение фазных напряжений до линейных повышает вероятность второго пробоя изоляции уже в неповрежденных фазах сети, в том числе в обмотках трансформаторов и электродвигателей. При этом возникает так называемое двойное замыкание на землю, представляющее собой по сути двухфазное КЗ через землю.

2. Замыкания на землю, как правило, дуговые. Температура дуги достигает 1000 и более градусов. При этом в месте повреждения выделяется большое количество тепла, что может привести к тепловому разрушению изоляции других фаз  и однофазное замыкание может перейти (развиться) в междуфазное. Особенно опасно это явление в случаях близкого расположения фазных проводников друг к другу, например, в КЛ.

3.  При пробое изоляции КЛ или изоляции электрических машин замыкание часто имеет характер следующих друг за другом пробоев изоляции с погасанием дуги в интервале времени между пробоями. Процесс горения дуги сопровождается испарением металла проводящей жилы и разложением составляющих изоляционных материалов. При погасании продукты испарения металла и разложения изоляции оседают в месте повреждения. При сравнительно небольших токах (доли ампера, единицы ампер) в месте повреждения преобладают продукты разложения изоляции. При погасании дуги они оседают и изоляционная прочность промежутка фаза – земля  в месте повреждения может восстановиться и оказаться достаточной для предупреждения следующего пробоя. Место повреждения при этом может исчезнуть. Такое явление называют заплывающим пробоем.  

Если же температура дуги высока, то в месте повреждения содержится значительное количество продуктов испарения металла. При погасании дуги они оседают и металлизируют осевшие продукты разложения изоляции. При этом изоляция в месте повреждения оказывается ослабленной и снова пробивается, как правило, при амплитудных значениях  напряжения или близких к амплитудному значению. Такую дугу в месте повреждения называют перемежающейся. Повторные зажигания перемежающейся дуги могут повторяться каждый полу период промышленной частоты.  Переходные процессы, сопровождающие каждое зажигание, накладываются друг на друга. При этом в электрической сети могут возникать опасные так называемые  «дуговые»    перенапряжения с амплитудой, превышающей по одним данным  /Ристхейн/ в  (4…6) раз  номинальное фазное напряжение сети, по другим, полученным Петерсеном,  3,5 раза.

(На ВЛ дуга в месте повреждения может быть открытой и закрытой.  Открытая дуга возникает в виде перекрытия по внешней поверхности изолятора, например, при его увлажнении во время дождя. Открытые дуги неустойчивы и, как правило, быстро гаснут. Закрытая дуга горит в трещинах внутри изоляторов. Причина ее также, как правило, в попадании влаги внутрь изолятора. В зависимости от величины тока она либо приводит к разрушению изолятора, либо горит длительно.).  

4. В месте замыкания фазы на землю земля приобретает потенциал фазы. При удалении от места повреждения вследствие растекания тока в земле потенциал земли снижается примерно обратно пропорционально расстоянию. При этом вблизи места повреждения появляется напряжение шага Uш, опасное для жизни и человека, и животных.

                                                         U

                                                  Uф

      Uш

 

8 м – смертельно опасное расстояние

где UШ – напряжение распределения потенциала между линиями.

5. При замыкании фазы на землю на нейтрали по отношению к земле появляется напряжение, которое называют смещением нейтрали. Смещение нейтрали приводит к появлению в сети напряжения нулевой последовательности и к недопустимому ухудшению качества электрической энергии во всей электрически связанной сети, в том числе и в сети сторонних потребителей.  

6. Небольшая величина токов в месте повреждения усложняет выполнение селективной сигнализации и в ряде случаев делает ее просто не возможной. Более того, небольшая величина токов в месте повреждения практически исключает определение расстояния до места повреждения под напряжением (без отключения линии) и существенно затрудняет  поиск места повреждения на трассе.

Таким образом, недостатками сетей с изолированной нейтралью с точки зрения надежности электроснабжения являются:

-напряжение неповрежденных фаз по отношению к земле при металлических однофазных замыканиях на землю (ЗНЗ) повышается в  раз.

Это, во-первых, вызывает удорожание сети, особенно существенное при напряжениях 35 кВ и выше. А во-вторых, повышение фазных напряжений до линейных повышает вероятность второго пробоя изоляции уже в неповрежденных фазах сети;

  •  замыкания на землю, как правило, дуговые. При этом однофазное замыкание со временем может перейти (развиться) в междуфазное;

- в электрической сети могут возникать опасные «дуговые»    перенапряжения с амплитудой, превышающей в  (4…6) раз номинальное напряжение сети;

  •  вблизи места повреждения появляется напряжение шага, опасное для жизни и человека, и животных;

- небольшая величина токов в месте повреждения усложняет выполнение селективной сигнализации; практически исключает определение расстояния до места повреждения под напряжением (без отключения линии) и существенно затрудняет  поиск места повреждения на трассе

- смещение нейтрали приводит  к недопустимому ухудшению качества электрической энергии по напряжению нулевой последовательности.

Главными недостатками сетей с изолированной нейтралью считают перенапряжения, возникающие в процессе дуговых замыканий, которые  могут привести к возникновению междуфазных замыканий  и двойных замыканий на землю, которые в свою очередь, вызывают серьезные повреждения кабелей и электрических машин /Шабад/,  и отсутствие удовлетворительных устройств селективной релейной защиты и устройств определения расстояний до места повреждения.  

Для снижения дуговых перенапряжений необходимо снизить ток в месте повреждения, в результате чего снизится вероятность перемежающейся дуги.  В идеале для полного исключения перенапряжений в сети  необходимо полностью исключить явление перемежающейся дуги. Идея снижения токов замыкания на землю реализована  в сетях с резонансно-компенсированной нейтралью.

Для выполнения селективных с достаточной чувствительностью устройств релейной защиты и эффективных средств определения места повреждения необходимо, наоборот, увеличить ток в месте повреждения. Эта идея реализована в сетях с нейтралью, заземленной через активное сопротивление.

В инженерной практике для вычисления емкостных токов в месте повреждения применяются формулы [Ристхейн, с.194]

где lк(lв)-суммарная длинна кабельных (воздушных) линий сети.

2. 13 Сети с нейтралью заземленной через дугогасящий реактор

Сети с дугогасящим реактором (или дугогасящей катушкой) решают одну проблему, а именно, снижение тока в месте замыкания.  до такой величины, чтобы не возникали дуговые перенапряжения.

Режим заземления нейтрали через дугогасящий реактор используется в России с начала 60 – х годов [Шабад М.А. Энергетик, 1999, №3, с.11-13]. В соответствии с ПУЭ и ПТЭЭП с  нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор в России работают сети 6-35 кВ, в которых токи ОЗЗ превышают значения, допустимые для сетей с изолированной нейтралью. Это в основном кабельные сети больших и средних городов и крупных промышленных предприятий. В последние годы намечается также  использование компенсации  при токах, меньших, чем это требуется по ПУЭ и ПТЭЭП, например, в сетях насосных и компрессорных станций [Обабков].

Идея сетей с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор, – в снижении тока в месте повреждения путем компенсации емкостного тока замыкания индуктивным током от специальной катушки индуктивности. (По имени разработчика ее в первые годы называли катушкой Петерсена). Для снижения токов в месте замыкания в нейтраль одного из трансформаторов сети включается реактор, который называют дугогасящим реактором (ДГР) или дугогасящей катушкой (ДГК).

                                                              C

             N                                             B

UA

                                                              A  K

 ДГР IL

IC

 

В случае повреждения изоляции одной из фаз электрической сети и возникновения ЗНЗ, образуется короткозамкнутый контур, содержащий ДГК, фазную обмотку трансформатора, поврежденную фазу и место повреждения.

По этому контуру протекает ток, который носит индуктивный характер. В результате в месте повреждения будет протекать сумма двух токов: индуктивного IL и емкостного Ic, обусловленного суммарной емкостью всей сети. При этом ток в месте повреждения будет равен векторной сумме токов IL и Ic , или (т.к. токи IL и Ic сдвинуты по фазе на 180) разности их абсолютных значений

Где      

Рассмотрим векторную диаграмму токов

 IC AIL 

     Uн.з. – напряжение между

 землей и нейтралью

 

С            В

 

Диаграмма построена упрощенно, так как на самом деле токи IC      и IL расположены не под углом 90° по отношению к напряжению UН.З.

Если из формулы  перейти к модулю, то получим

.

При этом будет равенство емкостного и индуктивного токов IL=Ic и результирующий ток в месте повреждения будет равен нулю. Такие сети называют сетями с резонансно - компенсированной нейтралью

 

Так как реактор управляемый, изменив индуктивный ток до значения емкостного тока (), получим, что ток замыкания равен нулю. Эта настройка называется резонансной настройкой реактора. При этом сеть будет называться резонансно - скомпенсированной. Именно такая резонансная настройка ДГК рекомендуется в ПУЭ 3 и ПЭЭП 4  .

(Однако все равно имеются какой-то активный ток  и токи высших гармоник).

Если правильно выбрать и настроить реактор, то пробои изоляции будут заплывающие. Замыкание устраняется, нет перенапряжения и нет дуги. Это главное достоинство таких сетей.

Правильно используемая компенсация емкостных токов в сетях имеет следующие преимущества:

- уменьшается ток через место повреждения до минимальных значений (в пределе до активных составляющих и высших гармоник), при этом  снижается вероятность появления перемежающейся дуги, повышается вероятность самопогашения дуги и «заплывания» места повреждения,  снижается напряжение шага  при растекании токов в земле;

- при степени расстройки компенсации до 5 % ограничиваются перенапряжения, возникающие при дуговых замыканиях на землю, до значений (2,5—2,6) Uф, безопасных для изоляции эксплуатируемого оборудования и линий;

- за счет большой индуктивности ДГР значительно снижается скорость восстанавливающегося напряжения поврежденной фазы в месте повреждения после погасания перемежающейся дуги; вследствие этого  диэлектрические свойства места повреждения успевают восстановиться, что снижает вероятность повторных зажиганий дуги.

Перечисленные преимущества компенсации проявляются только при резонансной настройке. На практике резонансной настройки не получается. Связано это как со сложностью плавного регулирования индуктивного сопротивления ДГР, так и сложностью выбора критерия автоматической настройки в резонанс. Поэтому на практике часто применяют ручное переключение ДГР. Отсутствие резонансной настройки на практике делает положительные эффекты компенсации недостижимыми.   Более того работа сети с значительной расстройкой компенсации при возникновении ОЗЗ приводит к значительным перенапряжениям. Кроме того, резонансная компенсация требует почти идеальной симметрии сети, иначе при замыканиях на землю возможны значительные смещения нейтрали. Практически приемлемой степенью симметрии обладают только КЛ. В воздушной сети из-за естественной несимметрии проводимостей фаз относительно земли для резонансной настройки могут потребоваться мероприятия  по симметрированию сети [Лисицын Н.В. Энергетик, 2000, №1, стр.22].

В сетях с резонансно-компенсированной нейтралью решается только проблема снижения токов в месте повреждения. Все другие недостатки сетей с изолированной нейтралью остаются справедливыми и для сетей с  резонансно - компенсированной нейтралью, в том числе и проблема селективной сигнализации и поиска места повреждения. Более того, компенсация емкостного тока исключает возможность использования простого принципа выявления поврежденного фидера по величине и направлению тока нулевой последовательности промышленной частоты, Это создает дополнительные проблемы селективной сигнализации  и обусловливает применение частот, отличных от промышленной.

Несмотря на отмеченные недостатки, сети с резонансно-компенсированной нейтралью наряду с сетями с изолированной нейтралью являются основными сетями для напряжений 6 – 35 кВ..  В последние годы применение сетей с резонансно-компенсированной нейтралью с автоматическим  управлением режимом компенсации рассматривается многими практиками и учеными в качестве наиболее эффективного средства повышения надежности  работы сетей напряжением 6 – 35 кВ.

Эти сети применяются в промышленности, на нефтеперерабатывающих станциях и т. д. с целью экономии затрат на покупку нового асинхронного двигателя после аварии.

В нефтяной отрасли в сетях напряжением 6-35 кВ применяют широко, так как они исключают дугу трансформатора.

 Проблемы, связанные с использованием таких сетей:

  1.  Нет удобной автоматической настройки резонанса. При этом нет способов измерения емкостных токов.В месте замыкания появляется ток неопределенного характера (либо IC либо IL), это усложняет выполнение релейной защиты от ЗЗ.

ПТЭЭП, ПУЭ. Пункт 2.8.15.: Дугогасящие реакторы должны иметь резонансную настройку. Допускается настройка с перекомпенсацией, при которой реактивная составляющая тока замыкания на землю должна быть не более пяти ампер.

  1.  Возможность появления напряжения смещения нейтрали в нормальном режиме без ЗНЗ, UN3.

 Если сеть в нормальном режиме, т.е нет замыкания, то

,

где - проводимость дугогасящего реактора.

Если , то при условии, что сеть симметрична =0, а, следовательно . Но на практике симметрии не бывает, поэтому  и  . Может быть, что .

Способы борьбы с проблемой:

  1.  Не применять эту сеть;
    1.  Симметрировать сеть.

3.Усложняется проблема определения поврежденной линии и поиска        места повреждения

ПУЭ. Пункт 2.8.16.: В сетях, работающих с компенсацией емкости тока, напряжение несимметрии должно быть не выше (0,75%)UФ.

 Недостатки:

Все недостатки для сетей с изолированной нейтралью сохраняются для сетей с нейтралью через дугогасящий реактор, кроме недостатка, связанного с величиной замыкания тока.

 В последние годы в г. Екатеринбурге разрабатывались новые методы компенсации (активная компенсация). Ток в месте замыкания приближен к нулю, поэтому исчезает шаговое напряжение. Но этот метод не вошел в нормативно-техническую документацию.

2. 14 Сети с нейтралью заземленные через активное сопротивление

Назначение сетей с нейтралью заземленных через активное сопротивление – создать условия для быстрого определения поврежденной линии с последующим ее отключением для безопасности персонала. В нашей стране почти не применяются.

Схема сети с нейтралью заземленные через активное сопротивление:

 UC

   С

 UB

В

 UA

R А К

 IR

 IC

R – высоковольтное сопротивление.

IC

I3   IR

  UN3

(слишком большое значение тока замыкания делать нельзя, т. к. возможны плохие последствия).

Повышение надежности эксплуатации сетей с резистивным заземлением нейтрали связано, в первую очередь, с возможностью создания селективной релейной защиты, быстро распознающей поврежденный фидер и обеспечивающую быстрое отключение поврежденной линии. При этом уменьшается длительность горения перемежающейся дуги, существенно снижаются  уровни перенапряжений при однофазных дуговых замыканиях, практически исключаются опасные феррорезонансные явления, обусловленные насыщением магнитопроводов трансформаторов напряжения для контроля изоляции.

Заземление нейтрали через резистор позволяет обеспечить необходимую чувствительность простой (ненаправленной) токовой защиты от ОЗЗ и существенно сократить время замыкания на землю.  Кроме того, если резистор в нейтрали выбран таким образом, что активная составляющая в токе замыкания на землю не больше  емкостной, то снижается и значения перенапряжений [Шабад]. На ВЛ вместо кабельной вставки появляется возможность установки третьего фазного трансформатора тока (в фазу В).

В настоящее время режим с резистивным заземлением нейтрали в сетях 6-10 кВ выполнен на нескольких газокомпрессорных станциях магистральных газопроводов и насосных станциях нефтепроводов.. На газокомпрессорных станциях сопротивление резистора выбрано так, что ток при ОЗЗ составляет около 40 А. Это значение активной составляющей тока ОЗЗ пока не общепринятое. Выбирать его в общем случае следует исходя из приоритетности задач: непрерывность электроснабжения; сохранность оборудования; обеспечение безопасности с учетом использования защиты  от ОЗЗ с действием на сигнал или отключение.

Для выполнения резистивного заземления нейтрали завод «Мосэлектрощит» разработал и серийно выпускает комплектное устройство, для установки в РУ 10 кВ газокомпрессорных станций и других потребителей.

Рекомендации:

  1.  Подобрать активное сопротивление таким образом, чтобы ;
  2.  Выбрать активное сопротивление, чтобы IR=(20-40) A;
  3.  Либо подобрать активное сопротивление в пределах (40-80) Ом.

Все эти рекомендации в стадии разработки.

2. 15 Виды электрических сетей низкого напряжения

 

Эти виды электрических сетей появились с выходом нового издания ПУЭ.

Особенности:

  1.  В сетях 380 В и ниже заземление нейтрали предназначено, в первую очередь, для обеспечения электробезопасности персонала. Поэтому их называют защитными.
  2.  Кроме заземления нейтрали могут быть заземлены корпуса электрооборудования, также применяются нулевые проводники. Сочетание этого определяет вид электрических сетей.

Определение из ПУЭ: Нулевой проводник, в зависимости от назначения, может быть либо рабочим, либо защитным.

Рабочий нулевой проводник обозначается буквой N. Защитный нулевой проводник обозначается буквами PE. Если нулевой проводник выполняет обе функции, то обозначается буквами PEN.

Примеры схем.

  1.  TN

Это система, в которой нейтраль источника питания глухозаземлена. А открытые проводящие части электроустановок (корпуса оборудования) присоединены к  глухозаземленой нейтрали посредством нулевых защитных проводников.

 С

В

А

 PE

Нулевой проводник используется для заземления корпусов оборудования.

Сеть является базой для других сетей. В чистом виде применяется редко. Чаще применяются разновидности этих сетей.

  1.  TN

        С

В

 

А

 

А  В   С РЕN

  1.  TN-SS» - раздельное)

Два нулевых проводника: защитный и рабочий.

Это пяти-проводная сеть. Она обязательна для жилых зданий.

 

 PE

N

  1.  TN-C-S

Это системы TN, в которых функции нулевого  и защитного проводников совмещены в одном проводнике только в какой-то части сети, начиная от источника.

С

В

А

 N

 PE

 Системы типа TN являются основными для питания освещения в здании и силовой нагрузки промышленных предприятий при отсутствии специальных требований.

При применении системы типа TN рекомендуется выполнять повторное заземление PE и PEN проводников.

Заземление корпусов электрооборудования не допускается без повторного заземления.

  1.  IT (I – изолированная нейтраль, Т – заземлен корпус электрооборудования).

 

                      С

В

А

  1.  ТТ (Т – заземлена нейтраль, Т – заземлен корпус электрооборудования). Применяется для питания низковольтных электродвигателей.

 

Трехпроводная схема.

Четырехпроводная схема.

 PEN

2.16 Понятие об экономической плотности тока. Выбор сечения по экономической плотности тока

Экономической называют такую плотность тока в проводнике, при которой затраты на сооружение и эксплуатацию линий, приведенные к одному году, являются наименьшими.

Затраты определяются следующим образом

З=Енорм.*К+И,

где З – затраты;

     Енорм – нормативный коэффициент отчисления;

     К – капитальные затраты;

     И – издержки.

Рассмотрим методику определения плотности тока

                          З З

  К*Енорм.

И

qопт.            q

q – сечение, мм2.

Потери мощности  Рл обратно пропорциональны сечению проводника

Чем больше q,тем меньше потери.

Плотность тока, которая соответствует оптимальному значению сечения qопт.   называется экономической  jэк=f (qопт).

Значения  jэк приведены в ПУЭ (п.1.3.27. таблица 1.3.36). В таблице 1.3.36  экономическая плотность тока  jэк определяется по трем параметрам:

jэк=f (материал; изолированный/неизолированный провод; время использования максимума нагрузки Тм).

Последовательность выбора  сечения провода по экономической плотности тока.

  1.  Определить расчетный ток IР нормального режима получасового максимума;
  2.  Намечается тип линии (ВЛ или КЛ).материал провода и  по ПУЭ по ПУЭ (или по справочнику, учебнику) определяется экономическая плотность тока.
  3.  Определяется экономическое сечение qэк по формуле

  1.  Из стандартного ряда сечений ВЛ и КЛ выписывается ближайшее                                                                         

qст1,  qэк, qст2

В практике проектирования часто применяют ближайшее меньшее (для экономии металла).

По  экономической плотности тока не следует выбирать:

  •  ВЛ напряжением 110 кВ и выше;
  •  Сети временных сооружений, срок службы которых не превышает 2 – 5 лет. В нашей отрасли это буровые установки.
  •  КЛ к отдельным электродвигателям, питающимся от магистралей;
  •  Линия 380 В при времени использования максимума Тм менее 4000 – 5000 часов.

2.17 Выбор (проверка) сечения линий по нагреву в длительном и кратковременном режиме

У каждого проводника есть длительно допустимая температура нагрева . Для ВЛ длительно допустимая температура определяется сопротивление контактных соединений и равна 700. Для КЛ определяется допустимой температурой нагрева изоляции (60-700).

 

Все допустимые температуры для всех элементов сети приводятся в ПУЭ(ПУЭ 1.3.22, 1.3.23). При этом фактическая температура нагрева проводника не должна превышать длительно допустимую температуру нагрева:

                           (1)

Температура нагрева проводника :

.

Если условия охлаждения задать стандартными. То  - стандарт:

25о – для оборудования в воздухе;

15о - для оборудования в земле, в воде.

Тогда   температура будет только функцией только тока нагрузки.

При этом условие (1) можно записать в виде

Iнаиб. раб.<Iдл. доп.,                             (2)

где Iнаиб. раб.- наибольший рабочий ток, но реальный.

Примеры определения наибольшего рабочего тока:

  •  

                         Для кабельной линии к электродвигателю

 Iнаиб. раб.=Iном или 1,05Iном

  •  При питании потребителя по двум линиям

                                                         Iнаиб. раб= Iр1+ Iр2

 Iр1  Л1    Л2 Iр2

                                  Iнаиб. раб= 2Iр, если Iр1= Iр2 полагаем, что                                                 

                                                      нагрузки одинаковы, токи одинаковы).

При питании от двух трансформаторной  подстанции по схеме «два блока линия -трансформатор»

  •  

                                               Iнаиб. раб = Кдоп. пер.* Iр,       (3)

                    

                                                          где Кдоп. пер – коэффициент допустимой                      

                                                       перегрузки;

                              ИЛИ                                      

                                      Iнаиб. раб = Iр1+ Iр2                                                          (4)

Формула (3) учитывает возможность  отключения части  потребителей, а (4) используется, если мощность трансформатора достаточна для питания всей нагрузки без ограничений.

Проверка сечения при кратковременном режиме (режим КЗ)

В ПУЭ (пункт 1.4.16) приводятся кратковременно допустимые температуры для всех видов оборудования. При этом реальная температура нагрева проводника не должна превышать кратковременную допустимую температуру нагрева:

.

В инженерной практике применяются упрощенные методы.

Температура нагрева зависит от количества энергии,  выделяемой в проводнике током короткого замыкания, от сечения проводника q и от условий охлаждения (теплоотвода).  При заданной допустимой температуре проводника и при стандартной температуре окружающей среды   для каждого значения выделяемой энергии при КЗ можно найти такое сечение провода,  при котором температура проводника будет не более допустимой. Это сечение называют минимально допустимым сечением по условиям нагрева или термическим сечением.  Если сечение провода будет больше минимально допустимого, то температура его нагрева будет меньше предельно допустимой. Таким образом, сечение проводника должно удовлетворять условию

q> qmin  .

Минимально допустимое  сечение проводника по условиям нагрева при КЗ qmin определяется по выражению

qmin=,

где В – тепловой импульс,

      С – константа. Приводится в руководящих указаниях и справочниках (для КЛ с алюминиевыми жилами напряжением до 10 кВ С=90);

      Iкз – периодическая составляющая тока КЗ (действующее значение);

      tк – длительность КЗ, которая определяется следующим образом

tК=tРЗ+tВ,

где tРЗ – время срабатывания основной релейной защиты (Основная – эта та, которая защищает всю линию с наименьшей выдержкой  времени);

      tВ – время действия выключателя.

2.18 Определение потерь напряжения в линиях электропередачи. Проверка линий по допустимой потере напряжения

В электрических сетях следует различать падение напряжения и потери напряжения.

 ПС-1                                       ПС-2

                                                                 

                                       I                                             

Раз протекает ток, то имеет место падение напряжения

,

где Zл – сопротивление линии

 

 I Rл                Xл                Iном

В комплексной форме фазное напряжение в конце линии

Где  ΔUФ – падение напряжения в линии.  Аналогично можно записать для линейных  напряжений

.

Чаще всего  в сетях 6, 10, 35, 110 кВ углы между  - единицы градусов.

Пользоваться комплексной записью падения напряжения неудобно. Тем более что при эксплуатации интерес представляет не комплексы напряжений. а их действующие значения. Поэтому удобнее определять напряжение в конце линии не в комплексной форме. а в арифметической форме

U21- ΔU/

Где ΔU – называют потеря напряжения.

Таким образом, потеря напряжения в линии ΔU- это арифметическая разность напряжений в начале и в конце линии  

ΔU= Г1- U2.

Найдем выражение для потери напряжения через ток и сопротивления линии. Построим упрощенную векторную диаграмму. За основу возьмем напряжение в конце линии . Тогда

.

По этому уравнению построим диаграмму:

 

                             U1

                                     U2

                                          I

                                             

Ток отстает от напряжения на какой-то угол .

- угол нагрузки

- угол расхождения по фазе напряжений в начале и в конце линии.

Для линий 6, 10, 35 кВ угол  - единицы градусов; для 110 кВ – 15 -20о.

Для линий до 35 кВ можно принять  =0. Тогда  U1  и U2 будут совпадать по фазе и для потери напряжения можно записать

.

Перейдем к линейным напряжениям и получим

                   (1)

или

,                 (2)

где lл – длина линии;

     Ro – удельное активное сопротивление на один км длины;

     Xo - удельное индуктивное сопротивление на один км длины.

Умножив и разделив (1) на U, получим

активная мощность Р, передаваемая по линии

                               реактивная мощностьQ, передаваемая по линии

Т. о. получаем

,

где P и Q – расчетные мощности,

      U – напряжение в конце линии.

При расчетах предполагается, что U в конце линии равно номинальному напряжению сети Uном.,.

Как выполнять проверку линии по потерям напряжения?

Нормативных требований  к потерям напряжения нет. Нормируется уровень напряжения на зажимах потребителя

Требования к   зависят от требований к напряжению и возможности регулирования напряжения U1, т. е.

f(U2 и регулирование U1).

Предположим, что мы расчетным путем для заданной схемы мы нашли допустимую потерю напряжения  . Подчеркнем еще раз, что - это расчетная величина. Ее нужно рассчитывать конкретно для каждой сети.

В практике проектирования и тем более в учебной практике  часто принимают. При этом лучше принимать на основании отраслевых документов. Но можно пользоваться и рекомендациями справочников или учебной литературы.

Обычно =5-8%.

Рекомендации относятся не к линии, а к совокупности, цепочки линий одного напряжения от шин приемной подстанции до вводов электроприемников.

.

2.19. Определение потерь мощности в линиях и трансформаторах

Расчет потерь мощности в линиях, трансформаторах и преобразователях при проектировании систем электроснабжения необходим в следующих случаях:

  1.  Для корректировки (уточнения) расчетных нагрузок;
    1.  Для оценки стоимости потерь мощности и энергии в сетях предприятий при технико-экономических расчетах;
    2.  При разработке мероприятий по экономии электроэнергии;
    3.  При энергетическом обследовании предприятия (сейчас это стало обязательным  и проводится раз в 5 лет).

При расчетах потерь для корректировки нагрузок  потери мощности ввиду их малости по сравнению с электрическими нагрузками определяют упрощенными приближенными методами;. При этом потери активной и реактивной мощности в трансформаторах можно определять по формулам:


где К
p и КQ – коэффициенты потерь.

Эти коэффициенты для всех силовых трансформаторов независимо от номинальных мощностей, напряжений и КПД можно принимать:

В технико-экономических расчетах погрешности, как правило, не должны выходить за пределы  %, и это заставляет применять более точные методы расчета.

Потери мощности в трансформаторах:

Потери активной мощности в трансформаторах определяют для часов максимума нагрузки с использованием  паспортных данных следующим образом:

,

где - потери активной мощности трансформатора;

- коэффициент загрузки трансформатора в часы максимума;

,

где  - расчетная мощность.

PК,PХ - мощности потерь короткого замыкания и  холостого хода соответственно (берутся из паспортных данных).

Потери реактивной мощности в трансформаторах определяют с использованием  паспортных данных следующим образом:

,

где - потери реактивной мощности трансформатора;

QХ – реактивная мощность, идущая на создание основного магнитного потока, который не зависит от нагрузки.  Qх  - величина постоянная.

Значения QК, QХ  в паспорте не приводятся. Они рассчитываются

 

QК - реактивная мощность, идущая на создание магнитных потоков рассеяния, при номинальных токах в обмотках.

Потери мощности в линиях. И также определяют для часов максимума нагрузки

    (1),

где  IР – расчетный ток, который определяется по формуле:

 (2)

Подставив (2) в формулу (1), получим:

,

Rл – сопротивлении линии, определяемое по формуле:

, где

R0 – удельное сопротивление 1км, [Ом/км];

l – длина линии, [км].

Потери реактивной мощности в линиях не учитывают, т. к. у линий есть емкость относительно земли (каждая фаза линии с землей образует конденсатор) и она потребляет из сети не только индуктивную, но и емкостную мощность. При этом, потери индуктивной мощности  в линии компенсируются емкостной мощностью.

При определении потерь мощности нужно обратить внимание на следующее:

  1.  Потери мощности в электрических сетях обратно пропорциональны квадрату напряжения. Это означает, что для снижения потерь выгодно повышать напряжение в сети. Например. Использовать 10 кВ вместо 6 кВ. Или поддерживать на шинах подстанций напряжение 6.3 кВ вместо 6.0 кВ и т.д..
    1.  Потери активной мощности имеют место как при передаче по линии активной мощности, так и реактивной мощности:

+

                                           от передачи                       от передачи

                                          активной мощности          реактивной  мощности

 

Определение потерь электрической энергии в линиях и трансформаторах. Понятие о времени потерь

Потери  электрической энергии в трансформаторах. Потери энергии в трансформаторах принято считать за год.

Выделяют постоянные и переменные потери

, где

- время потерь (время максимальных потерь);

- число часов  работы трансформатора в год.

Если известны потери энергии за год, то - время потерь можно определить по формуле         .

Существует формула для определения времени потерь  через время использования максимума нагрузки, т. е. , например :

,

Где ТМ – время использования максимумов нагрузки.

Время потерь можно также определить по справочникам, где приводятся рассчитанные значения  как .

Потери энергии в линиях. 

Если на предприятии по всем линиям есть автоматический учет электроэнергии, то для определения потерь электроэнергии можно проинтегрировать  график изменеиия тока нагрузки

-

Где R – сопротивление линии.

На практике интегрирование выполняют приближенно численными методами. Для этого преобразуют  непрерывный график нагрузки в ступенчатый и определяют по формуле:

,

где  N –количество ступеней длительностью Δt; I – среднеквадратичный ток на интервале Δt.

Если потери электроэнергии считают за сутки, то ступени делают получасовыми. Если за месяц, то длительность ступени принимают равной суткам. Если за год, то длительность ступени принимают равной суткам. неделе или месяцу..

Практические формулы (инженерные)

1. По среднеквадратичному  току нагрузки линии

,

Где Тг=8760 часов (если  линия работала весь год без отключений);

IСГ – среднегодовой ток, определяемый по формуле:

.

Можно  считать потери и за месяц. Тогда нужно подставлять средний ток нагрузки за месяц и число часов работы за месяц.

2. По максимальному (расчетному) току и времени потерь

Для измерения потерь энергии можно разработать специальные счетчики потерь, в которых вместо обмотки  напряжения можно использовать вторую  токовую обмотку. 

Экономия электроэнергии (регулирование активных нагрузок)

        Экономию электроэнергии в промышленности и в электрических сетях предприятий является одной из актуальнейших современных задач. Все   мероприятия по экономии электроэнергии условно можно разделить  на четыре группы:

-конструкционные;

-технологические;

-электротехнические;

- регулированием электрических нагрузок;

        Конструкционными называют мероприятия, которые принимаются на стадии разработки изделий, выпускаемых промышленностью.         К конструкционным мероприятиям относятся:

  •  уменьшение материалоемкости изделий, например, замена массивных деталей тонкостенными, ребристыми, трубчатыми, облегченными, уменьшение габаритных размеров и массы электродвигателей и трансформаторов;
  •  применение новых видов изоляционных материалов в двигателях, трансформаторах,  кабелях;
  •  замене металла синтетическими материалами и т.д.

        Так, если удельная (отнесенная к номинальной мощности) масса первых автомобильных двигателей (в 1885 г.) составляла около 60 кг/кВт, то в настоящее время она находится в пределах от 4 до 8 кг/к/Вт; этот же показатель для асинхронных двигателей мощностью в 10 кВт составлял в 1891 г. (у первых серийно выпускаемых двигателей Доливо-Добровольского) 88 кг/кВт, а в настоящее время колеблется в зависимости от номинальной скорости вращения между 7 и 15 кг/кВт. Наиболее быстрое уменьшение массы, энергоемкости и стоимости имело место в развитии ЭВМ с 1960 по 1985 г., масса и потребление энергии ЭВМ одного и того же класса уменьшились в среднем в 10 000 раз и  продолжают уменьшаться.  

        Технологические мероприятия преследуют цель уменьшить расход электроэнергии путем рациональной организации производственного процесса. Сюда относятся:

  •  использование вторичных энергоресурсов и отходов производства;
  •  уменьшение непроизводственных потерь энергии путем усиления теплоизоляции, уменьшения трения в механизмах и т.п.;
  •  применение интенсивных технологий (длинноходовых ШГН,  интенсивных технологий повышения нефтеотдачи,  и т.п.);
  •  применение электротехнологий в добыче и транспорте нефти;
  •  автоматизацию технологических процессов в целях обеспечения их оптимального протекания.

         Эти мероприятия разрабатывают технологические службы предприятий, и описание их также выходит за рамки данного курса. Однако общая возможная экономия электроэнергии от внедрения этих мероприятий может оказаться весьма существенной как для предприятия, так и для отрасли или народного хозяйства в целом. Так, в 1986 г. общая экономия электроэнергии по всем предприятиям СССР от внедрения технологических и рассматриваемых ниже электротехнических мероприятий составила около 4,6 ТВт*ч, что приблизительно равно годовому производству электроэнергии на крупной электростанции мощностью 1000 МВт; доля технологических мероприятий составила при этом около 95 %. Поэтому их разработку и внедрение проводят с активным участием энергетических служб предприятий.

        Электрические мероприятия в области электроприводов и электротехнологических установок также выходят за рамки данного курса. Но так как их используют не только в производственных установках, но и в системах электроснабжения (например, в установках собственных нужд электростанций и подстанций), то некоторые из них заслуживают подробного рассмотрения. Основными считают следующими:

  •  обеспечение оптимальной загрузки электродвигателей, трансформаторов и преобразователей; выбор оптимальных типов преобразователей, обладающих максимальным КПД в требуемой области регулирования, а также замена ими ранее установленных преобразователей других типов; сюда, в частности, относят применение тиристорного электропривода вместо системы «генератор-двигатель», замену электромашинных преобразователей частоты полупроводниковыми, замену сварочных трансформаторов и генераторов управляемыми полупроводниковыми выпрямителями;  
  •  отключение электродвигателей и преобразователей на время ХХ;
  •  замену реостатных пуска и регулирования полупроводниковыми;
  •  замену малозагруженных двигателей и преобразователей менее мощными;
  •  применение устройств, основанных на использовании сверхпроводимости.  

Под регулированием электрических нагрузок понимают комплекс целенаправленных мероприятий по выравниванию графиков нагрузки. В результате этих мероприятий сокращается расход электроэнергии (и существенно уменьшаются потери электроэнергии в системе электроснабжения и появляется возможность при  выборе элементов этой системы уменьшить ее стоимость и материалоемкость.

Выравнивание графиков электрических нагрузок

График электрических нагрузок непрерывно изменяется. У каждого предприятия свой график электрических нагрузок.

                                   P,Вт

Пиковая часть

Полупиковая часть

                                                                               Базовая часть

                                                       tm-утро       tm-веч. Tc               t,c

где

 Pг – мощность, выработанная всеми генераторами электрической сети.

 

Базовая часть нагрузок покрывается базовыми электростанциями. У базовых электростанций самая дешевая электрическая энергия. Полупиковые электростанции регулируют мощность. Они имеют резервные генераторы или же их генераторы в нормальном режиме не догружены на 10-15%. Пиковые электростанции работают в горячем резерве в часы пиковой нагрузки. Чем выше максимум (пик нагрузки) графика, тем дороже электроэнергия, так как в остальное время генераторы работают в режиме холостого хода.

 Организационные меры по выравниванию графиков делят на две иногда на три группы:

  1.  Мероприятия, не требующие дополнительных затрат. А только требуют организацию технического решения (прекращение энергоемких работ в часы максимума энергосистемы (если не связано с аварией), смещение обеденных перерывов, ограничение пуска крупных двигателей, использование собственных электростанций, отключение потребителей, не связанных с технологическим процессом). Эти меры обязательны и контролируются.

Из первой группы иногда выделяют  мероприятия, не требующие затрат, но требуется проработка технических решений. Например, в часы максимума отключить обогрев цехов, не связанных с технологическим процессом.

  1.  Мероприятия, требующие технико-экономической проработки. Например. сооружение дополнительных технологических мощностей (установок) для загрузки их в часы минимума и отключения в часы максимума.

Применение регулируемого (частотного) привода.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

72205. ПРЕДМЕТ АКУШЕРСТВА И ГИНЕКОЛОГИИ. ОСНОВНЫЕ ИСТОРИЧЕСКИЕ ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ АКУШЕРСКОЙ НАУКИ. ОРГАНИЗАЦИЯ АКУШЕРСКО-ГИНЕКОЛОГИЧЕСКОЙ ПОМОЩИ 203.5 KB
  В современном представлении акушерство и гинекологию следует рассматривать как науку о женщине. Наш предмет изучает физиологию и патологию женской половой системы, состояние и деятельность женских половых органов в нормальных и патологических условиях...
72206. История рекламы в России 39 KB
  Российская реклама в современном её понимании началась примерно в 1988-89г. И до 1991-92г. Это был хаотично образующийся рынок. Рынок рекламы как экономическое понятие возник в России в 1992г. Примерно к 1993г. Стали появляться подразделения, специализирующиеся в разных областях.
72207. Виды соединений. Резьбовые соединения. Геометрические параметры резьбы. Материалы резьбовых деталей, допускаемые напряжения 2.32 MB
  Детали, составляющие машину, связаны между собой. Связи могут быть подвижными (шарниры, подшипники, зацепления и др.) и неподвижными. Неподвижные связи называют соединениями. Соединения подразделяются на разъемные и неразъемные. Разъемные соединения позволяют разъединять детали без их повреждения.
72208. Порядок рассмотрения дел о налоговых и административных правонарушениях 156.5 KB
  Дела о налоговых правонарушениях выявленных в ходе иных мероприятий налогового контроля рассматриваются в порядке предусмотренном ст. При выявлении нарушений в ходе проведения налоговой проверки акт и материалы а также представленные проверяемым лицом письменные возражения по акту...
72209. Обжалование решения налогового органа, вынесенного по результатам налоговой проверки 103.5 KB
  Каждое лицо имеет право обжаловать акты налоговых органов ненормативного характера, действия или бездействие их должностных лиц, если, по мнению этого лица, такие акты, действия или бездействие нарушают его права. Нормативные правовые акты налоговых органов могут быть обжалованы в порядке...
72210. Выездные налоговые проверки 120 KB
  Учебные и воспитательные цели: Определить планирование и подготовка выездных налоговых проверок Изучить порядок проведения выездных налоговых проверок Определить процессуальные действия в ходе проведения проверки Воспитать у слушателей потребность в комплексном применении...
72211. Методика проверки правильности исчисления и уплаты налога на добавленную стоимость 261 KB
  Проверка объектов налогообложения При проверке объектов налогообложения необходимо учесть что объектом налогообложения НДС признаются следующие операции: реализация товаров работ услуг на территории РФ в том числе реализация предметов залога и передача товаров по соглашению...
72212. Методика проверки правильности исчисления и уплаты акцизов 101.5 KB
  Акцизы - это косвенный налог, включаемый в цену товара и оплачиваемый покупателями. Устанавливаются на высокорентабельную продукцию и товары, не относящиеся к товарам первой необходимости, а также социально вредные товары. Государство использует акцизы для регулирования...
72213. Методика проверки правильности исчисления и уплаты налога на прибыль организаций 113 KB
  Под документально подтвержденными расходами понимаются затраты подтвержденные документами оформленными в соответствии с законодательством РФ либо документами оформленными в соответствии с обычаями делового оборота применяемыми в иностранном государстве на территории которого...