Электроснабжение промышленных предприятий и расчет электрических нагрузок

Схема электроснабжения вариант 1.dwg

КЛ3.4-038кВ ВВГ (5х25)
Распределительное устройство 10 кВ
Трансформаторная подстанция ТП4
Трансформаторная подстанция ТП5
Трансформаторная подстанция ТП8
Трансформаторная подстанция ТП1
Трансформаторная подстанция ТП3
Трансформаторная подстанция ТП9
Трансформаторная подстанция ТП7
Трансформаторная подстанция ТП2
Трансформаторная подстанция ТП6
Схема электрическая принципиальная электроснабжения
Условные обозначения
Выключатель нагрузки
Трансформатор напряжения
Предохранитель для силовых трансформаторов
Предохранитель для трансформаторов тока
Автоматический выключатель

Курсовой проект.docx

Проектирование системы электроснабжения медеплавильного комбината. Основные задачи решаемые при проектировании системы электроснабжения заключаются: в правильном выборе рационального напряжения для системы внешнего электроснабжения и внутреннего электроснабжения предприятия определение электрических нагрузок высоких требований к бесперебойности электроснабжения рационального выбора числа и мощности трансформаторов правильное построение схемы электроснабжения соответствующей высокому уровню надёжности.
Время использования максимальной нагрузки составляет 4355 часов
При выпуске продукции задействованны следующие цеха: Насосная промышленной воды Установка сжигания газа Склад кислоты Главный корпус сернокислого цеха Промывочное отделение сернокислого цеха Кислородная станция Обогатительная фабрика Цех цементации Купоросный цех Электролитный цех Газоочистка Анодно-вайербарсовый цех Компрессорная станция Цех воздуходувок Металлургический цех Сушильный цех Вентиляционная установка Шихтарник Фильтровально-сушильный цех Склад концентратов Цех электропечей Склад дробления флюсов Склад недробленых флюсов Лабораторный корпус Ремонтно-механический цех Заводоуправление и столовая Пылеугольная фабрика Цех пылеулавливания Цех слабой серной кислоты. Все приемники электрической энергии в данных цехах потребляют трехфазный переменный ток частотой 50 Гц напряжением 380 В.
Присутствуют и высоковольтные электроприемники представленные синхронными двигателями компрессорной и цеха воздуходувок асинхронными двигателями насосной и кислородной станции высоковольтной нагрузкой установки сжижения газа главного корпуса обогатительной фабрики электролитного цеха цеха электропечей.
Питание завода возможно осуществить от подстанции 1103510 кВ расположенной на расстоянии 138 км.
Мощность системы 1200 МВА реактивное сопротивление равно 07.
Стоимость электроэнергии составляет .
1 Расчет нагрузок и построение картограммы нагрузок
1.1 Характеристика потребителей электрической энергии
Таблица 1.1 Исходные данные потребителей электрической энергии
Потребители электрической энергии
Категория надежности
Насосная промышленной воды
Установка сжигания газа
Главный корпус сернокислого цеха
Промывочное отделение сернокислого цеха
Обогатительная фабрика
Анодно-вайербарсовый цех
Фильтровально-сушильный цех
Компрессорная станция
Металлургический цех
Продолжение таблицы 1.1.
Склад дробления флюсов
Ремонтно-механический цех
Заводоуправление и столовая
Пылеугольная фабрика
Вентиляционная установка
Цех слабой серной кислоты
Склад недробленых флюсов
Высоковольтная нагрузка
Насосная промышленной воды 6 кВ
Установка сжигания газа 6 кВ
Главный корпус сернокислого цеха 6 кВ
Кислородная станция 6 кВ
Кислородная станция 10 кВ
Обогатительная фабрика 6 кВ
Электролитный цех 10 кВ
Цех воздуходувок 6 кВ
Компрессорная станция 6 кВ
Цех электропечей 6 кВ
где - коэффициент спроса по [2 3 стр. 10];
где - коэффициент мощности по [2 3 стр. 10].
1.2 Расчет электрических нагрузок
Нагрузка представлена данными установленной мощности цехов. Согласно [1 стр. 35 4 стр. 29 5 стр. 17] расчет ведем по методу коэффициента спроса.
Расчетная активная мощность будет равна:
где – расчетная активная мощность кВт;
– номинальная мощность кВт;
– коэффициент спроса.
Расчетная реактивная мощность будет равна:
где – расчетная реактивная мощность квар;
– коэффициент мощности.
Полная расчетная мощность определяется:
Приведем расчет для цеха №1:
Для остальных электроприемников расчет аналогичен и приведен в таблице 1.2.
Таблица 1.2 Силовая нагрузка по корпусам
Продолжение таблицы 1.2.
Продолжение таблицы 1.2
1.3 Расчет нагрузки осветительных установок
Определяется по методу удельной мощности.
где - коэффициент спроса освещения по [1 стр. 36];
- удельная мощность осветительной установки по [6];
- коэффициент учитывающий потери в ПРА для ламп типа ДРИ.
Площадь территории:
Для освещения производственных и складских помещений принимаем светильники РСП05Г03 с лампами ДРИ. В соответствии с [7] принимаем освещенность в 200 лк. В соответствии с [6 стр. 160] для указанного светильника и принятой освещенности определяем удельную плотность нагрузки осветительной установки. При площади здания более 500 м2 она составляет 86 Втм2.
Для освещения столовой и заводоуправления принимаем светильник 16 группы с люминисцентными лампами ЛД-40. В соответствии с [7] принимаем освещенность в 200 лк. В соответствии с [6 стр. 166] при площади более 300 м2 удельная мощность для данной группы светильников составляет 102 Втм2.
Для освещения территории принимаем светильники с лампами ДНаТ. В соответствии с [3 стр. 18] удельная мощность составляет 016 Втм2.
В соответствии с [1 стр. 36] коэффициент спроса для зданий состоящих из отдельных крупных пролетов равен 09; для зданий состоящих из отдельных помещений равен 08; для административных зданий 085; для складских помещений непроизводственного назначения равен 06.
Коэффициент мощности cosφ в соответствии с [3 стр. 17] для люминисцентных ламп и ламп ДРИ равен 095.
Приведу пример расчета для цеха №1:
–длина цеха по оси Х;
–длина цеха по оси Y;
Расчет для остальных цехов аналогичен и представлен в таблицах 1.3 и 1.4.
Таблица 1.3 Площади цехов и территории
Продолжение таблицы 1.3.
Таблица 1.4 Осветительная нагрузка по корпусам
Продолжение таблицы 1.4.
1.4 Определение центра электрических нагрузок и построение
картограммы нагрузок
Изобразим нагрузку каждой группы в виде круга радиус которого равен
где – расчетная активная мощность кВА.
Геометрический центр нагрузок всего предприятия и каждой ТП:
Примем масштаб для определения радиусов m=25 кВтсм2.
Приведу расчет для цеха №1:
Расчет для остальных цехов аналогичен и таблице 1.5.
Таблица 1.5 Построение картограммы нагрузок
Продолжение таблицы 1.5.
Местоположение центра электрических нагрузок:
2 Проектирование системы внешнего электроснабжения
Источником электроэнергии для производства является районная подстанция 1103510 кВ находящаяся на расстоянии 138 км.
Для выбора источника питания проведем технико – экономическое сравнение для напряжения 35 и 110 кВ.
2.1 Выбор сечения воздушных линий
Сечения проводов выбираем по техническим и экономическим условиям.
К техническим условиям относят выбор сечений по нагреву расчетным током условиям коронирования механической прочности нагреву от кратковременного выделения тепла током КЗ потерям напряжения.
Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линии приведенные затраты на сооружение которой будут минимальными.
Для потребителей 2 категории с целью обеспечения требуемой бесперебойности питания принимаем двухцепную ВЛ выполненную стальных опорах.
Определим расчетные токи в нормальном и аварийном (для двухцепных линий) режимах:
где – число параллельных цепей кабельной линии;
– номинальное напряжение сети кВ;
Сечение проводов выбираем по экономической плотности тока:
где – экономическая плотность тока согласно [8] Амм2;
– максимальный двух токов (рабочего и аварийного) А.
Проверяем провод по условию нагрева:
Рассчитаем суммарную мощность предприятия.
Активная суммарная мощность определяется:
где – расчетная активная мощность низковольтной нагрузки цеха кВт;
– расчетная активная мощность высоковольтной нагрузки цеха кВт;
– расчетная активная мощность осветительной нагрузки цеха кВт;
– расчетная активная мощность освещения территории завода кВт;
– потери активной мощности в трансформаторах кВт;
– потери активной мощности в кабельных линиях завода кВт;
– коэффициент разновременности максимумов силовой нагрузки учитывающий несовпадение во времени максимума нагрузки различных цехов.
На начальном этапе проектирования потери допустимо определять по приближенным формулам:
где – суммарная расчетная мощность предприятия кВА.
Реактивная суммарная мощность определяется:
где – расчетная реактивная мощность низковольтной нагрузки цеха квар;
– расчетная реактивная мощность высоковольтной нагрузки цеха квар;
– расчетная реактивная мощность осветительной нагрузки цеха квар;
– расчетная реактивная мощность освещения территории завода квар;
– потери реактивной мощности в трансформаторах квар;
где – суммарная расчетная нагрузка предприятия кВА.
Мощность требующихся компенсирующих устройств определяется из условий:
Определим суммарную мощность предприятия:
Произведем выбор воздушных линий.
Приведу расчет для 35 кВ:
Принимаем провод 3АС-3х240.
Условие выполняется.
Приведу расчет для 110 кВ:
Принимаем провод 2хАС-15024.
2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов главной понизительной
Выбираем трансформаторы по расчетной нагрузке:
Проверка правильности выбора:
Принимаем для рассмотрения:
2.3 Технико – экономическое сравнение вариантов
Для дальнейших расчетов будем использовать цены 2010 года.
Единовременные капиталовложения
а) - стоимость установки трансформатора;
б) - стоимость установки силового оборудования;
в) - стоимость сооружения одного километра воздушной линии.
Определение коэффициентов отчисления
Коэффициент отчисления для силового электротехнического оборудования распредустройств и подстанций [9 стр. 313].
Коэффициенты отчислений для ВЛ на металлических или железобетонных опорах [9 стр. 313]:
Определение потерь мощности в линии на километр длины при длительно допустимой токовой нагрузке производится согласно [4 стр. 343].
Коэффициент загрузки линии в нормальном режиме:
Время максимальных потерь (годовое число часов использования максимума потерь) согласно [4 стр. 87]:
– число часов использования максимума нагрузки для данного типа производства в соответствии с [1 стр. 46].
Стоимость ежегодных потерь в линиях на один километр
где - стоимость 1 кВтч максимальных нагрузочных потерь.
Стоимость ежегодных потерь в трансформаторах
Для двуцепной линии выполненной проводом 3хAC-3х240:
Для двуцепной линии выполненной проводом АС-9516:
Вывод: принимаем стандартное напряжение 110 кВ для системы внешнего электроснабжения предприятия (в данном случае имеем наилучшие технические и экономические показатели).
3 Проектирование системы внутреннего электроснабжения
Суммарная расчетная нагрузка ТП без учета потерь будет определяться следующими выражениями:
Потери в линиях можно определить по приближенным формулам:
Полная суммарная нагрузка ТП с учетом потерь:
Разделим цеха по подстанциям. Сведем данные в таблицу расчетных нагрузок 1.6.
Расчет суммарной нагрузки цехов.
Таблица 1.6 Расчетные нагрузки предприятия
Освещение территории
Приведу расчет для линии ТП 1 – Цех 1:
Принимаем кабель 2xАПвВГ-3х95+1х50+1х35.
Таблица Выбор кабелей 038 кВ
xАПвВГ-3х95+1х50+1х35
АПвВГ-3х95+1х50+1х35
xАПвВГ-3х185+1х95+1х50
АПвВГ-3х150+1х70+1х50
АПвВГ-3х70+1х35+1х25
xАПвВГ-3х120+1х70+1х50
АПвВГ-3х10+1х10+1х10
xАПвВГ-3х240+1х120+1х70
АПвВГ-3х185+1х95+1х50
АПвВГ-3х120+1х70+1х50
АПвВГ-3х240+1х120+1х70
Определяем потери в кабельных линиях 038 кВ по формуле:
Таблица потерь мощности в кабельных линиях 038 кВ
Определим потери электроэнергии в кабельных линиях 038 кВ:
Определим стоимость КЛ 04 кВ:
Таблица Определение стоимости кабельных линий 038 кВ
Расчет нагрузки с учетом потерь в линиях:
Таблица Определение суммарной нагрузки ТП с учетом потерь в линиях
Выбор компенсирующих устройств:
Таблица Выбор компенсирующих устройств
Выбор трансформаторов ТП 1:
Принимаем трансформатор ТМ – 160010.
Таблица Нагрузка ТП с учетом компенсации
Таблица Выбор трансформаторов
Таблица Принимаемые трансформаторы
Определяем потери мощности в трансформаторах ТП 1:
Таблица потерь в трансформаторах
Расчитаем суммарную нагрузку:
Таблица нагрузки ТП с учетом потерь в трансформаторах
Определим потери электроэнергии в трансформаторах ТП 1:
Определение потерь электроэнергии в трансформаторах
Определим стоимость установки ТП 1:
Таблица Определение стоимости трансформаторных подстанций
Рассчитаем КЛ 10 кВ ГПП – ТП 5 первого варианта:
Принимаем кабель АПвП-3х240.
Таблица Расчет кабельных линий 10 кВ
Определим ежегодные потери электроэнергии в линии 10 кВ ГПП – ТП 5 варианта 1:
Таблица потерь электроэнергии в кабельных линиях 10 кВ
Определим стоимость КЛ 10 кВ ГПП – ТП 5варианта 1:
Таблица Определение стоимости кабельных линий 10 кВ
Определение капиталовложений в ячейка ГПП:
Определим стоимость установки ячеек ГПП для варианта 1:
Определим стоимость установки ячеек ГПП для варианта 2:
Представим результаты расчета.
Таблица результатов расчетов стоимости и потерь
Проведем технико – экономическое сравнение:
Рассчитаем затраты для варианта 1:
Капитальные вложения в оборудование (типовые ячейки и трансформаторы):
Капитальные вложения в кабельные линии:
Суммарные капиталовложения:
Максимальные потери электроэнергии в кабельных линиях:
Стоимость максимальных потерь:
Ежегодные эксплуатационные расходы составят:
Ежегодные затраты составят
Таблица Технико – экономическое сравнение вариантов
цена одной ячейки ГПП т.р.
Разница приведённых затрат между вариантами в процентном соотношении:
Из проведенного технико – экономического сравнения видно что наиболее оптимальным и экономичным вариантом является вариант 1 потому что он требует затрат на 1 % меньше чем вариант 2.
Проверим выбранные линии по потери напряжения:
где и соответствуют .
Расчеты для остальных линий аналогичны и представлены в таблицах 1.18 и 1.19.
Таблица 1.18 Выбор кабелей 038 кВ
Продолжение таблицы 1.18.
Таблица 1.19 Определение потери напряжения в линиях 038 кВ
6.4 Проверка по потерям напряжения
Для проверки выбранных линий по потерям напряжения определим предельно допустимые значения потерь напряжения в линиях 10 и 038 кВ. Для этого составим таблицу в которой отобразим потери в каждом элементе сети (на участке от подстанции системы до конечного потребителя).
потери в трансформаторе
постоянная надбавка в трансформаторе
переменная надбавка в трансформаторе
Трансформатор цеховой ТП
Распределим потери напряжения в следующем соотношении:
– 20% потерь напряжения приходится на линию распределительной сети 6-10 кВ;
– 80% потерь напряжения приходится на линию сети 038 кВ.
Сравним потери напряжения в линиях с полученными данными.
Проверка по потерям напряжения линий 6-10 кВ представлена в таблице 1.20.
Таблица 1.17 Определение потерь напряжения в линиях 10 кВ
Потери напряжения не превышают расчетного значения.
Проверка по потерям напряжения линий 038 кВ представлена в таблице 1.21.
Таблица 1.21 Проверка линий 038 кВ по потери напряжения.
Потери напряжения превышают расчетное значение.
Увеличим сечение кабелей:
Принимаем кабель 2xАПвВГ-3х185+1х95+1х50.
Расчеты для остальных линий аналогичны и представлены в таблице 1.21.а.
Таблица 1.21.а Определение потери напряжения в линиях 038 кВ
xАПвВГ-3х150+1х70+1х50
Потери не превышают расчетного значения.
7 Расчет токов короткого замыкания
7.1 Расчет сопротивлений схемы замещения
Расчет ведем в относительных величинах.
За базисную мощность принимаем .
За базисное напряжение .
Базисный ток составит:
Определим сопротивления элементов схемы замещения в базисных величинах.
Сопротивление системы:
Воздушная линия 110 кВ
ХВну*=0005×(UкВ-С+UкВ-Н-UкС-Н)=0005×(105+18-7)=011о.е.
ХВну*=0005×(UкВ-С+UкС-Н-UкВ-Н)=0005×(105+7-18)=0003о.е
ХВну*=0005×(UкВ-Н+UкС-Н-UкВ-С)=0005×(18+7-105)=007о.е
ХВ*=ХВну*SбSном=011×100063=171о.е.
ХС*=ХСну*SбSном=0003×100063=004о.е.
ХН*=ХНну*SбSном=007×100063=115о.е.
Синхронные двигатели цеха 13:
Сверхпереходную эдс для синхронного двигателя в режиме перевозбуждения принимаем равной 12 о.е. с опережающим =09 [7].
Таблица 1.22 Определение сопротивления линий ВЛ и КЛ
Таблица 1.22а Определение сопротивления и ЭДС двигателей
7.2 Расчет токов КЗ на стороне высокого напряжения
- ударный коэффициент – согласно [11 Приложение Е].
Расчет для остальных точек аналогичен и представлен в таблице 1.23.
Таблица 1.23 Расчет токов КЗ на стороне высокого напряжения
7.3 Расчет токов КЗ в установках 038 кВ
Переводим сопротивления системы электроснабжения из относительных единиц в именнованые одновременно приводим их к напряжению 038 кВ.
Определим сопротивление трансформатора:
Чтобы учесть сопротивление трансформатора тока токовой катушки автоматического выключателя переходное сопротивление контактов сопротивление шинопровода сопротивление прямой последовательности кабельных линий сопротивление дуги в месте КЗ введем в расчет добавочное сопротивление согласно [4 стр. 169].
Результирующее сопротивление
Ударный ток в точке КЗ:
Приведу расчет для точки К5:
Расчет для остальных точек аналогичен и представлен в таблице 1.24.
Таблица 1.24 Расчет токов КЗ в установках 04 кВ
- ударный коэффициент – по [4 стр. 143].
7.4 Проверка выбранных линий по термической стойкости
Определяем тепловой импульс тока короткого замыкания считая что время срабатывания:
а) на стороне 6-10 кВ: релейной защиты 005 с; полное время отключения выключателя 0055 с; постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания с.
Приведенное время составит:
б) на стороне 04 кВ: полное время отключения выключателя 08 с; постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания с.
Проверка линий 6-10 кВ:
Тепловой импульс тока короткого замыкания:
Минимальное сечение по термической стойкости:
Увеличиваем минимальное сечение линий 10 кВ до 150 мм2.
Проверка линий 038 кВ:
Проверку ведем по максимальному току КЗ – на шинах 038 кВ.
Приведу расчет для ТП 1:
Увеличиваем минимальное сечение линий 038 кВ до 150 мм2.
Расчет для остальных линий аналогичен и представлен в таблице 1.25.
Таблица 1.25 Проверка линий 038 кВ на термическую стойкость тепловому воздействию тока КЗ
Увеличиваем минимальное сечение линий 038 кВ до 120 мм2.
7.5 Расчет короткого однофазного замыкания в сетях 038 кВ
Ток однофазного КЗ в сети 04 кВ (для определения коэффициента чувствительности автоматических выключателей напряжением 04 кВ):
ZПуд – удельное полное сопротивление петли «фаза – нуль» до точки КЗ по [12 стр. 150];
ZТ –полное сопротивление трансформатора однофазному КЗ по [12 стр. 153].
Рассчитаем однофазное КЗ в конце линии ТП 1 – насосная:
Расчеты для остальных линий аналогичны и представлены в таблице 1.26.
Таблица 1.26 Токи однофазного замыкания в сети 038 кВ
8 Выбор оборудования 110 кВ
Выбор оборудования ОРУ 110 кВ представлен в таблице 1.27.
Таблица 1.27 Выбор оборудования 110 кВ
Наименование и тип электрооборудования
Технические параметры
9 Выбор оборудования 10 кВ
Трансформатор напряжения
Предохранитель для защиты ТН и АД
Предохранитель для защиты ТСН
Ограничитель перенапряжения
Выключатель нагрузки
Комплектный шинопровод
- тепловой импульс тока короткого замыкания;
- полное время отключения выключателя;
- время срабатывания релейной защиты;
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.
Выбор оборудования 10 кВ
Вакуумный выключатель
Токоограничивающие предохранители для силовых трансформаторов ПКТ102-10-50-125УЗ
Токоограничивающие предохранители для трансформаторов напряжения ПКН001-10УЗ
Продолжение таблицы 1.28.
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66УЗ
10 Выбор оборудования 04 кВ
Принимаем для защиты отходящих линий 04 кВ автоматические выключатели.
Выключатель автоматический
Таблица 1.29 Выбор оборудования 04 кВ
11 Защитное заземление ТП
Грунт – глина ( удельное сопротивление 10 Ом·м)
Выполним расчет заземляющего контура для ТП 9.
Согласно ПУЭ сопротивление заземляющего устройства использующегося одновременно для заземления установок до и выше 1000 В должно иметь сопротивление определяющееся по следующим условиям:
Поскольку на предприятии используются только кабельные линии то ток заземлителя будет определяться по формуле:
Где – общая длина кабельных линий подключенных к заземляющему устройству км.
Барыбин Ю.Г. и др. Справочник по проектированию электроснабжения. – М.: Энергоатомиздат 1990. – 576 с.
Справочные данные по расчетным коэффициентам электрических нагрузок. – М.: Тяжпромэлектропроект 1990.
Кабышев А.В. Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: Учеб. пособие Том. политехн. ун-т. – Томск 2005. – 168 с.
Федоров А.А. и др. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат 1987.
Проектирование электроснабжения промышленных предприятий. Нормы технологического проектирования. Разработка ВНИПИ ТПЭП 1994.
Справочная книга для проектирования электрического освещения. Под ред. Г. М. Кнорринга. - Л. «Энергия» 1976.
СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещения. Нормы проектирования»
Правила устройства электроустановок 7-е издание
Справочник по проектированию электрических сетей под ред. Д.Л. Файбисовича. – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: ЭНАС 2009.
Приказ Минпромэнерго РФ от 22.02.2007 N 49 "О Порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения)" (Зарегистрировано в Минюсте РФ 22.03.2007 N 9134)
ГОСТ Р 52735-2007 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ»
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т. 1. Электроснабжение Под общ. ред. А. А. Федорова. — М.: Энергоатомиздат 1986.

Расчет сельхоз сетей 0,38-110 кВ.doc

Расчет сельских сетей
Расчетные нагрузки на вводе в многоквартирный дом и нагрузки группы
одноквартирных домов определяются по формуле:
где: n – число квартир в доме или одноквартирных домов в группе;
[pic] - среднее значение (математическое ожидание) максимальной
активной нагрузки кВт;
[pic] - среднее квадратическое отклонение максимальной активной
нагрузки от ее средней величины кВт;
[pic] - коэффициент надежности (обеспеченности) расчета.
Расчет электрических нагрузок в сетях 038-11 кВ. (ЭВМ)
1 Расчетные активные (реактивные) дневные и вечерние нагрузки на участках
линий 038-110 кВ на шинах соответствующих подстанций при разработке
проектов сетей 038-110 кВ схема развития сетей 10 кВ районов
электрических сетей (РЭС) и схем перспективного развития сетей 35-110 кВ
определяются на ЭВМ по формулам:
где: [pic] - среднее значение (математическое ожидание) дневной или
вечерней нагрузки на вводе 1-го потребителя на 1-м участке линии на шинах
-ой подстанции кВт квар;
[pic] - среднее квадратическое отклонение соответствующей нагрузки
[pic] - коэффициент надежности (обеспеченности) расчета при
вероятности 0975; [pic]
2 Расчетные нагрузки существующих подстанций 1004 кВ на расчетный год
определяются по формуле:
[pic] - коэффициент роста нагрузок.
Расчет электрических нагрузок в сетях 038-110 кВ без применения ЭВМ
1 расчет электрических нагрузок производится исходя из расчетных нагрузок
на вводе потребителей (раздел 2) на шинах подстанций (приложение 2
таблицы П2.2-П2.4) и соответствующих коэффициентов одновременности отдельно
для дневного и вечернего максимумов (таблицы 4.1 4.2 4.3):
где: [pic] - расчетная дневная вечерняя нагрузки на участке линии или
шинах трансформаторной подстанции кВт
[pic] - дневная вечерняя нагрузки на вводе 1-го потребителя или 1-го
Допускается определение расчетных нагрузок по одному режиму – дневному
если суммируются производственные потребители или вечернему если
суммируются бытовые потребители. Коэффициенты дневного или вечернего
максимума принимаются: для производственных потребителей [p для бытовых
потребителей без электроплит - [p дома с электроплитами [p для
сменной нагрузки - [pic].
2 Расчетные электрические нагрузки потребителей суммируются с
коэффициентом одновременности.
Если нагрузки потребителей отличаются по величине более чем в 4 раза
суммирование рекомендуется производить по добавкам мощности таблица 4.7 в
сетях 038 кВ 48 – в сетях 6-35 кВ.
3 При смешанной нагрузке отдельно определяются нагрузки на участках сети
с жилыми домами с производственными общественными помещениями и
коммунальными предприятиями с использованием соответствующих коэффициентов
одновременности. Суммирование нагрузок участков сети производится по
добавкам мощности. Таблица 4.7
4 Полная мощность на участках сети 038 кВ определяется из расчетных
активных нагрузок этих участков и соответствующих коэффициентов мощности
([pic]) приведенных в таблице 4.5.
5 При наличии в зоне электроснабжения сезонных потребителей (парники
теплицы и т.д.) расчетные нагрузки сети определяются с учетом коэффициентов
сезонности ([pic]) согласно таблице 4.4.
Если суммарная нагрузка сезонных потребителей составляет от суммарной
нагрузки традиционных потребителей более 20% для весенних 30% для летних
или 10% для осенне-летних то кроме расчетного зимнего режима выполняется
расчет нагрузок для соответствующего сезона.
7 Годовое потребление электроэнергии на шинах трансформаторной подстанции
04 кВ определяется приближенно по величине расчетной нагрузки и
годовому числу часов ее использования (кроме сезонных потребителей) в
соответствии с данными таблицы 4.6.
Пример 1: [pic]- ---
- ---- существующаясущс- -Электрические сети 038 кВ
Производственные и коммунально-бытовые потребители присоединены к ТП
04кВ согласно схеме рис. 2. Расчетные нагрузки на вводе отдельных
производственных и общественных потребителей приняты по данным
обследований в соответствии с таблицей 1. Расчетные нагрузки на вводах в
жилые дома приняты исходя из существующего внутриквартирного потребления
электроэнергии на I дом (500 кВт.чдом по данным энергосбыта). На расчетный
год (7 лет) годовое потребелние электроэнергии составит 750 кВт.чгод а
максимальная нагрузка на вводе в дом 1750 Вт (п. 2.1 рис. 2.1). По
справочному материалу МУ шифр нагрузки принимается 602 с корректировкой по
величине расчетной нагрузки.
Нагрузка уличного освещения рассчитана в соответствии с п. 2.II: на
участках 1-9 7-10 для улицы местного значения шириной 10 м расчетная
нагрузка на 1 пог.м длины улицы составит 45 Вт; при общей длине улиц 08
км нагрузка уличного освещения составит 36 кВт; на участках 1-5 (хоздвор)
при количестве помещений – 4 и общей длине периметра хоздвора 800 м
нагрузка наружного освещения составит 0254*4+0003*800=10+24=34кВт.
Тогда суммарная нагрузка уличного освещения 36+34=7 кВт. Шифр при
освещении лампами накаливания 651 (см. справочный материал МУ).
Для определения расчетных нагрузок на участках сети составляется таблица
исходных данных для расчета на ЭВМ. В таблице 2 указаны шифр нагрузок
потребителя количество потребителей величина установленной или
максимальной мощности и номера участков к которым подключена нагрузка на
Таблица 2. Исходные данные для расчета на ЭВМ
№ Шифр Количество Установленная МаксимальнаяНачало Конец
п.п нагрузкипотребителей мощность кВт нагрузка участка участка
Расчетные нагрузки на участках сети определяются согласно п.3.1. Расчет
ведется с конца линии например с участка 3-4. По данному участку питаются
две фермы (шифр нагрузки – 109) присоединенные в точка 4 и 5. Суммарная
активная дневная нагрузка на участке 3-4 составит:
Суммарная реактивная дневная нагрузка
Суммарная полная дневная нагрузка на участке 3-4:
Нагрузка жилых домов в ЭВМ суммируются по формуле:
Приведенные к расчетной нагрузке на вводе в дом равной 175 кВт
вероятностные характеристики нагрузки составят:
На участке 8-9 максимальная вечерняя нагрузка для 10 домов составит:
При расчете нагрузок без применения ЭВМ (вручную) нагрузки фермы на учатске
-4 суммируются с коэффициентом одновременности (таблица 4.1):
Полная мощность на участке:
Нагрузки жилых домов суммируются с учетом коэффициента одновременности
На участке 8-9 вечерняя нагрузка составит:
Расчетная нагрузка 6-7 определяется согласно п.4.3 суммированием отдельно
рассчитанных нагрузок жилых домов и клуба. В вечерний максимум нагрузка
жилых домов равняется:
Нагрузка клуба равна 10 кВт (см. рис. 1)
Суммарная нагрузка на участке 6-7 определяется по таблице 4.7:
Для определения нагрузки на шинах 04 кВ ТП 1004 кВ в вечерний максимум
нагрузки жилых домов суммируются с коэффициентом одновременности:
Нагрузки остальных потребителей суммируются с коэффициентом
одновременности так как они отличаются между собой по нагрузкам
Нагрузки жилых домов производственных и общественных потребителей
суммируются по таблице 4.7:
Расчетная нагрузка ТП с учетом наружного освещения составит:
Полная расчетная мощность ТП со смешанной нагрузкой равна:
Пример 2: Расчет электрических сетей 10-110 кВ
На рис. 2 приведена схема отходящей линии 10 кВ
При расчете без применения ЭВМ необходимо данные по замерам нагрузок (ток
годовое потребление электроэнергии) привести к активной мощности в
соответствии с приложением 7.
При наличии годового потребления электроэнергии (W) по ТП максимальная
расчетная нагрузка трансформатора (РI) может быть определена исходя из
годового числа часов использования максимальной нагрузки (ТМ) принятого по
Для ТП 33 где приведено годовое потребление электроэнергии максимальная
нагрузка будет (КР=13):
Если замеры нагрузки ТП даны в амперах то максимальная активная нагрузка
На ТП№38 замер нагрузок произведен амперметром в этом случае максимальная
Расчетная нагрузка ТП 1004 кВ определяются умножением их максимальных
нагрузок по замеру на соответствующие коэффициенты роста согласно п.п. 3.6
и 3.8 коэффициенты дневного и вечернего максимума (п.4.1) коэффициенты
сезонности (п.4.5). Например для ТП №32 с производственной нагрузкой КД=1
КВ=06 коэффициент роста на период 7 лет КР=14:
Для ТП №34 с бытовой нагрузкой КД=03 КВ=1 коэффициент роста КР=13:
От линии 10 кВ питается нагрузка орошения (ТП №37) которую умножают на
коэффициенты сезонности согласно п.1.5 (КСЕЗ=0-01). Расчетная нагрузка
орошения в зимний период составит [pic]с учетом КД=1 КВ=06.
ТТак как нагрузка орошения составляет менее 30% расчеты для летнего режима
Расчетные нагрузки дневного и вечернего максимумов по каждому ТП проведены
на схеме линий 10 кВ.
Суммарная дневная и вечерняя нагрузка на участке 2-6 определяется
суммированием соответствующих нагрузок ТП №32 и №33 с учетом коэффициента
одновременности (таблица 4.2):
Суммирование нагрузок на участке 4-5 производится по таблице 4.8 так как
нагрузка на ТП №39 меньше нагрузки ТП №48 более чем в 4 раза. При
суммировании нагрузок по таблице к большей нагрузке прибавляется добавка
[pic] от меньшей нагрузки. Например для дневной нагрузки ТП №39 равной 14
кВт добавка составит 9 кВт. Тогда:
Для определения суммарной нагрузки на участке 9-10 производится группировка
нагрузок ТП чтобы величина их не отличалась друг от друга более чем в 4
раза. Группировка производится раздельно для дневного и вечернего
Для дневного максимума:
Для вечернего максимума:
Аналогично производится суммирование остальных участков.

ГЕНПЛАН.dwg

АПвП-3х240nL=0245 кмnв земле
АПвВГ-3х185+1х95+1х50nL=0185 кмnв земле
АПвП-3х240nL=0300 кмnв земле
АПвП-3х240nL=0446 кмnв земле
АПвП-3х240nL=0431 кмnв земле
АПвП-3х240nL=0210 кмnв земле
АПвП-3х240nL=0212 кмnв земле
АПвП-3х240nL=0345 кмnв земле
АПвП-3х240nL=0618 кмnв земле
АПвП-3х240nL=0127 кмnв земле
АПвП-3х240nL=0059 кмnв земле
АПвП-3х240nL=0330 кмnв земле
АПвП-3х240nL=0190 кмnв земле
АПвП-3х240nL=0487 кмnв земле
АПвП-3х240nL=0214 кмnв земле
АПвП-3х240nL=0135 кмnв земле
АПвП-3х240nL=0304 кмnв земле
АПвП-3х240nL=0241 кмnв земле
АПвП-3х240nL=0349 кмnв земле
АПвВГ-3х150+1х70+1х50nL=0066 кмnв земле
xАПвВГ-3х150+1х70+1х50nL=0323 кмnв земле
xАПвВГ-3х185+1х95+1х50nL=0215 кмnв земле
ХАПвВГ-3х150+1х70+1х50nL=0207 кмnв земле
АПвВГ-3х150+1х70+1х50nL=0228 кмnв земле
xАПвВГ-3х150+1х70+1х50nL=0084 кмnв земле
xАПвВГ-3х150+1х70+1х50nL=0104 кмnв земле
xАПвВГ-3х240+1х120+1х70nL=0158 кмnв земле
АПвВГ-3х150+1х70+1х50nL=0174 кмnв земле
АПвВГ-3х95+1х50+1х35nL=0110 кмnв земле
АПвВГ-3х120+1х70+1х50nL=0154 кмnв земле
АПвВГ-3х70+1х35+1х25nL=0232 кмnв земле
xАПвВГ-3х240+1х120+1х70nL=0093 кмnв земле
АПвВГ-3х240+1х120+1х70nL=0287 кмnв земле
xАПвВГ-3х240+1х120+1х70nL=0103 кмnв земле
xАПвВГ-3х150+1х70+1х50nL=0087 кмnв земле
xАПвВГ-3х240+1х120+1х70nL=0097 кмnв земле
xАПвВГ-3х185+1х95+1х50nL=0141 кмnв земле
хАС-15024nL=138 кмnна опорах
Условные обозначения
Двухтрансформаторная подстанция
Однотрансформаторная подстанция
Кабельная линия 038 кВ
Кабельная линия 6-10 кВ
Экспликация зданий и сооружений
Насосная промышленной водыn
Установка сжигания газаn
Главный корпус сернокислого цехаn
Промывочное отделение сернокислого цехаn
Кислородная станцияn
Обогатительная фабрикаn
Анодно-вайербарсовый цехn
Фильтровально-сушильный цехn
Компрессорная станцияn
Металлургический цехn
Склад дробления флюсовn
Лабораторный корпусn
Ремонтно-механический цехn
Заводоуправление и столоваяn
Пылеугольная фабрикаn
Вентиляционная установкаn
Цех пылеулавливанияn
Цех слабой серной кислотыn
Склад недробленых флюсовn

Практические работы.doc

Практическая работа №1
Электроэнергетической системой называется электрическая часть
энергосистемы и питающиеся от неё приёмники электрической энергии
объединённые общим процессом производства передачи распределения и
приёма электрической и других видов энергии.
Электрической системой (энергосистемой) называется совокупность
электростанций электрических и тепловых сетей соединённых между собой и
связанных общностью режима в непрерывном процессе производства
преобразования и распределения электрической энергии и теплоты при общем
управлении этим режимом.
Электрической частью системы называется совокупность электроустановок
электрических станций и электрических сетей энергосистемы.
Электроснабжением называется обеспечение потребителей электрической
Системой электроснабжения называется совокупность электроустановок
предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией.
Централизованным электроснабжением называется электроснабжение
потребителей от энергосистемы.
Электрической сетью называется совокупность электроустановок для
передачи и распределения электрической энергии состоящая из подстанций
распределительных устройств токопроводов воздушных (ВЛ) и кабельных линий
электропередачи работающих на определённой территории. Таким образом
электрическая сеть представляет собой устройство соединяющее источники
питания с потребителями электрической энергии. Основным назначением
электрических сетей является электроснабжение потребителей а также
передача энергии на большие расстояния.
Приёмником электрической энергии называется аппарат (агрегат
устройство) предназначенный для преобразования электрической энергии в
Потребителем электрической энергии называется электроприёмник или
группа электроприёмников объединённых технологическим процессом и
размещающихся на одной территории.
Независимым источником питания электроприёмника или группы
электроприёмников называется источник питания на котором сохраняется
напряжение при его исчезновении на другом или других источниках питания
этих электроприёмников.
Подстанция представляет собой электроустановку предназначенную для
преобразования и распределения электрической энергии состоящее из
трансформаторов или других преобразователей энергии распределительных
устройств устройств управления и вспомогательных сооружений. Подстанции
могут быть трансформаторными преобразовательными и распределительными в
зависимости от преобладания той или иной функции.
Распределительное устройство (РУ) - устройство предназначенное для
приема и распределения электроэнергии и содержащее коммутационные аппараты
сборные и соединительные шины вспомогательные устройства (компрессорные
аккумуляторные и др.) а также устройства защиты автоматики и
измерительные приборы входящие в состав трансформаторной или
преобразовательной подстанции. Распределительные устройства подразделяются
на устройства открытого и закрытого типа.
Открытое распределительное устройство (ОРУ) представляет собой РУ
все или основное оборудование которого расположено на открытом воздухе.
Закрытое распределительное устройство (ЗРУ) - РУ оборудование которого
расположено в здании.
Комплектное распределительное устройство - РУ состоящее из полностью
или частично закрытых шкафов или блоков со встроенными в них аппаратами
устройствами защиты и автоматики поставляемое в собранном или полностью
подготовленном для сборки виде. Комплектное распределительное устройство
предназначенное для внутренней установки сокращенно обозначается КРУ для
наружной установки – КРУН.
Распределительным пунктом (РП) является РУ предназначенное для приема
и распределения электроэнергии на одном напряжении без преобразования и
трансформации не входящее в состав подстанции.
Комплектная трансформаторная подстанция (КТП) - подстанция состоящая
из трансформаторов и блоков (КРУ или КРУН и других элементов) поставляемых
в собранном или полностью подготовленном для сборки виде. Комплектные
трансформаторные подстанции или части их устанавливаемые в закрытом
помещении относятся к внутренним установкам. КТП устанавливаемые на
открытом воздухе относятся к наружным установкам.
Узловой распределительной подстанцией (УРП) является подстанция
предприятия напряжением 110-220 кВ получающая электроэнергию от
энергосистемы и распределяющая ее по главным понизительным подстанциям
(ГПП) или подстанциям глубокого ввода (ПГВ) по территории предприятия.
Главная понизительная подстанция (ГПП) – представляет собой
трансформаторную подстанцию получающую электроэнергию от энергосистемы на
напряжениях 35 кВ и выше и распределяющая ее по территории предприятия.
Подстанция глубокого ввода (ПГВ) – подстанции 11010 и 3504 кВ
выполняемые по упрощенным схемам первичной коммутации получающая питание
от энергосистемы или узловой распределительной подстанции данного
предприятия и предназначенная для питания отдельного цеха корпуса группы
Центральный распределительный пункт (ЦРП) – РУ предприятия получающее
электроэнергию от энергосистемы на напряжении 6-10 кВ и распределяющее ее
на том же напряжении по территории предприятия.
Внутрицеховая подстанция - подстанция расположенная внутри
производственного здания (открыто или в отдельном закрытом помещении).
Столбовая (мачтовая) трансформаторная подстанция - открытая
трансформаторная подстанция все оборудование которой установлено на
конструкциях или опорах воздушных линий на высоте не требующей ограждения
Токопровод - устройство предназначенное для передачи и распределения
электроэнергии состоящее из неизолированных и изолированных проводников и
относящихся к ним изоляторов защитных оболочек ответвительных устройств
поддерживающих и опорных конструкций.
Шинопровод - жесткий токопровод до 1 кВ поставляемый комплектными
Главный распределительный щит (ГРЩ) - распределительный щит через
который снабжается электроэнергией все здание или его обособленная часть.
Распределительный шкаф (пункт) - устройство напряжением до 1 кВ в
котором установлены аппараты защиты и коммутационные аппараты (или только
аппараты защиты) для отдельных электроприемников или их групп
(электродвигателей групповых щитков).
Групповой щиток - устройство в котором установлены аппараты защиты и
коммутационные аппараты (или только коммутационные аппараты) для отдельных
групп светильников штепсельных розеток и стационарных электроприемников.
Практическая работа №2
Основными источниками питания большинства предприятий являются
электростанции (в том числе шины генераторного напряжения) собственные ТЭЦ
и районные подстанции энергосистем. Выбор независимых источников питания
осуществляет энергоснабжающая организация которая в технических условиях
на присоединение указывает их характеристики.
Надежность электроснабжения потребителя обеспечивается выполнением
требуемой степени резервирования. Электроприемники первой и второй
категории должны иметь резервные источники питания. Резервирование
необходимо для продолжения работы основного производства в послеаварийном
режиме. Питание электроприемников третьей категории не требует
К 1-ой категории относятся ЭП перерыв в электроснабжении которых может
вызвать: опасность для жизни людей значительный ущерб народному хозяйству
повреждение дорогостоящего основного оборудования массовый брак продукции
расстройство сложного технологического процесса нарушение функционирования
особо важных элементов коммунального хозяйства.
К 2-ой категории относятся электроприемники перерыв электроснабжения
которых приводит к массовому недоотпуску продукции массовым простоям
рабочих механизмов и промышленного транспорта к нарушению нормальной
деятельности значительного количества городских и сельских жителей.
К 3-ей категории относятся все прочие электроприемники.
Уровни электроснабжения:
- первый уровень (1УР) – отдельный электроприемник – аппарат механизм
установка агрегат (станок) с многодвигательным приводом или другой группой
электроприемников связанных технологически или территориально и образующих
единое изделие с определенной паспортной мощностью;
- второй уровень (2УР) – щиты распределительные и распределительные пункты
напряжением до 1 кВ переменного и до 15 кВ постоянного тока щиты
управления и щиты станций управления шкафы силовые вводно-
распределительные устройства установки ячейкового типа шинные выводы
- третий уровень (3УР) – щит низкого напряжения трансформаторной подстанции
(6)04 кВ или сам трансформатор (при рассмотрении следующего уровня –
загрузка трансформатора с учетом потерь в нем);
- четвертый уровень (4УР) – шины распределительной подстанции РП
(6)04кВ (при рассмотрении следующего уровня – загрузка РП в целом);
- пятый уровень (5УР) – шины главной понизительной подстанции подстанции
глубокого ввода опорной подстанции района;
- шестой уровень (6УР) – границы раздела предприятия и энергоснабжающей
организации (заявляемый (договорной) присоединяемый лимитируемый
контролируемый и отчетный уровень).
Принципы и основы построения схем электроснабжения
Схемы электроснабжения промышленных предприятий должны разрабатываться
с учетом следующих основных принципов:
источники питания должны быть максимально приближены к
потребителям электрической энергии;
число ступеней трансформации и распределения электроэнергии на каждом
напряжении должно быть минимально
схемы электроснабжения и электрических соединений подстанций должны
обеспечивать требуемую надежность электроснабжения и необходимый уровень
распределение электроэнергии рекомендуется осуществлять
по магистральным схемам питания. Радиальные схемы могут
применяться при соответствующем обосновании;
схемы электроснабжения должны быть выполнены по
блочному принципу с учетом технологической схемы предприятия.
Питание электроприемников параллельных технологических линий
следует осуществлять от разных секций шин подстанций взаимосвязанные
технологические агрегаты должны питаться от одной секции шин;
все элементы электрической сети должны как правило находиться
под нагрузкой. Резервирование предусматривается в самой схеме
электроснабжения путем перераспределения отключенных нагрузок между
оставшимися в работе элементами схемы. При этом используется
перегрузочная способность электрооборудования и в отдельных случаях
отключение неответственных потребителей. Наличие резервных неработающих
элементов сети должно быть обосновано;
следует применять раздельную работу элементов системы электроснабжения:
линий секций шин токопроводов трансформаторов.
В схемах электроснабжения промышленных предприятий следует выделять
схемы внешнего и внутреннего электроснабжения
Распределение электроэнергии выполняется по радиальным магистральным
или смешанным схемам.
Радиальная схема - это схема в которой линия электропередачи соединяет
подстанцию верхнего уровня с подстанцией нижнего уровня (или устройством
распределения электроэнергии приемником электроэнергии) без промежуточных
отборов мощности (рис. 1.1).
Радиальные схемы следует применять:
при сосредоточенных нагрузках;
для питания мощных электроприемников с нелинейными
резко переменными ударными нагрузками отрицательно влияющими на качество
электрической энергии;
- при повышенных требованиях к надежности электроснабжения.
При магистральной схеме от подстанции верхнего уровня питаются
по одной линии электропередачи (магистрали) несколько подстанций нижнего
уровня (или устройств распределения электроэнергии).
Магистральные схемы распределения электроэнергии следует применять при
распределенных нагрузках и при таком взаимном расположении подстанций (ПГВ
РП ТП) на территории проектируемого объекта когда магистрали могут быть
проложены без значительных обратных направлений. Магистральные схемы можно
разделить на (рис. 2.2 а-е):
одиночные магистрали с односторонним питанием;
одиночные магистрали с двухсторонним питанием;
двойные магистрали с односторонним питанием;
двойные магистрали с двухсторонним питанием;
Рис. 1.1. Схема электроснабжения промышленного предприятия
Рис. 1.2. Структурная схема электроснабжения промышленного предприятия
средней мощности с главной понизительной подстанцией
Рис. 1.3. Структурная схема электроснабжения промышленного предприятия
средней мощности с центральной распределительной подстанцией
Схемы электроснабжения промышленных предприятий:
Условно все предприятия в зависимости от суммарной установленной
мощности приемников электрической энергии можно разделить на три группы:
крупные с установленной мощностью более 75 МВт;
средние с установленной мощностью от 5 до 75 МВт;
малые с установленной мощностью до 5 МВт.
Для электроснабжения мелких предприятий используются сети 10 кВ с
питанием их от ближайших подстанций 110 кВ энергосистемы для
электроснабжения средних и крупных предприятий как правило применяются
сети 110 кВ а в отдельных случаях – 220-500 кВ.
Используются следующие основные схемы распределения электроэнергии:
- главная понижающая подстанция (ГПП) предприятия 220-500110 кВ – для
распределения электроэнергии между подстанциями 11010(6) кВ глубоких
вводов. При этом ГПП как правило целесообразно совмещать с подстанцией
энергосистемы предназначенной для электроснабжения района;
- ряд подстанций 11010(6) кВ присоединяемых к сети 110 кВ системы;
- подстанции глубокого ввода 22010(6) кВ – для крупных предприятий с
сосредоточенной нагрузкой.
Практическая работа №3
Расчет электрических нагрузок при помощи коэффициента спроса.
По каждой группе электроприемников определяются активные и реактивные
нагрузки которые складываются геометрически. Мощность конденсаторов 380 В
берется со знаком минус. При расчете нагрузок на стороне напряжения выше 1
кВ добавляются реактивные потери в трансформаторах соответствующие
принятому коэффициент загрузки Кз=07. Активными потерями мощно пренебречь
поскольку из величина составляет менее 14% активной нагрузки в то время
как реактивные потери составляют 145%.
При сложении нагрузок нескольких цехов или всего завода вводится
коэффициент совмещения максимумов [pic] умножением на который получаются
расчетные величины максимумов активной реактивной и полной нагрузок.
Для подсчета расхода электроэнергии принимаем для машиностроительного
завода Тм=3800 ч и Тмр=3000 ч (с учетом компенсаторов).
Годовой расход активной энергии:
где: Рр – расчетная максимальная нагрузка по допустимому нагреву кВт;
Тм – время использования максимума нагрузки час.
Годовой расход реактивной энергии на стороне 6 кВ:
где: Qр – расчетная максимальная реактивная нагрузка по допустимому
Тм.р – время использования максимума реактивной нагрузки час.
Средневзвешенный коэффициент реактивной мощности на стороне 6 кВ:
Потери реактивной энергии в трансформаторах ГПП определяются по формуле:
где: [pic] - ток холостого хода и напряжения короткого замыкания
Кз – коэффициент загрузки трансформатора в долях единицы;
[pic] - число часов использования максимума потерь в трансформаторе:
Опережающую реактивную мощность синхронного двигателя определяют по
- для синхронных двигателей определяется не реактивная нагрузка а
максимальная реактивная мощность которую СД может развить:
[pic] и [pic] - соответствуют номинальным значениям.
Со снижением номинального напряжения СД на 5% при уменьшении его загрузки
активной мощности до 07 его номинальная реактивная мощность увеличивается
на 35-50% т.е. [pic] а при повышении напряжения на 5% - только на 20-30%
Потери активной мощности на генерацию реактивной мощности:
[pic] и [pic] - постоянные коэффициенты зависящие от технических
[pic] и [pic] - удельные потери кВтМвар и кВтМвар2.
Расход реактивной энергии на стороне 110 кВ:
Средневзвешенный коэффициент реактивной мощности на стороне 110 кВ:
Наименование узлов питания и Рн кВтКс [pic] Рм Qм Sм
групп электроприемников кВт квар кВА
Механосборочный цех
Металлорежущие станки 2540 02 [pic] 508 880
крупносерийного производства [pic]
Станки-автоматы штамповочные 2820 025 [pic] 705 824
Вентиляторы сантехнические 815 065 [pic] 530 397
Насосы двигатели-генераторы 645 075 [pic] 484 300
Краны тельферы (при ПВ=100%) 315 02 63 109
Электропечи сопротивления или 845 075 634 209
Сварочные машины стыковой и 285 03 86 114
Электроосвещение 320 09 288 -
Итого по цеху 8585 0384[pic] 3298 2833
То же с [pic] 0365 3133 2691
Конденсаторы 038кВ (160 квар Х -1280
Всего нагрузки 038 кВ [pic] 3133 1411 3436
Потери в трансформаторах 202
Всего по ТП механосборочного 8585 0365[pic] 3133 1613 3524
цеха на стороне 6 кВ
Продолжение табл. 1
Сблокированные механизмы 655 065 426 375
приготовления земли [pic]
Вентиляторы эксгаустеры 845 07 [pic] 592 444
Краны (ПВ=100%) 1560 03 468 810
Печи сопротивления с 420 08 336 111
неавтоматической нагрузкой
Металлорежущие станки 185 014 26 45
мелкосерийного производства
Освещение 210 09 189 -
Итого по цеху 3875 053 [pic] 2037 1785
То же с [pic] 05 1935 1696
Конденсаторы 038кВ (160 квар Х -800
Итого нагрузки 038 кВ [pic] 1935 896 2132
Потери в трансформаторах 121
Всего на стороне 6кВ ТП цеха [pic] 1935 1017 2186
Дуговые электропечи (2х1620кВА) 3240 075 [pic] 2430 1166 2695
Компрессор с синхронным 600 09 [pic] 540 -260
Всего на стороне 6кВ цеха 7715 063 [pic] 4905 1923 5269
Общая нагрузка РП-1 для 16300 049 8038 3536 8781
сталелитейного цехов
То же с [pic] 16300 047 7636 3359 8342
РП-1 16300 047 7636 3359
РП-2 (синхронные двигатели) 6250 06 3750 -2325
РП-3 13240 033 4369 2490
РП-4 18290 029 [pic] 5304 3289
ТП18-22 7600 037 2812 1828
Итого по ГПП 61680 0.39 [pic] 23871 8641
То же с [pic] (на 6 кВ) 61680 037 22678 8209 24118
Потери в трансформатора ГПП 1710
Итого на стороне 110 кВ 61680 037 [pic] 22678 9919 24752
Вариант 1 Горно-обогатительный комбинат
Насосная станция [pic]
Насосы водяные 350 09 [pic] 315 236
Вакуум-насосы 150 095 [pic] 143 126
Аглоэксгаустеры 250 065 [pic] 163 166
Дробильный комплекс [pic]
Дробилки молотковые 128 08 [pic] 102 64
Грохоты 315 06 [pic] 189 193
Мельницы шаровые 1500 08 [pic] 1200 900
Конвейеры 60 07 42 43
Питатели пластинчатые 30 03 9 12
Сгустители 320 07 224 168
Столы концентрационные 150 06 90 92
Сушильные барабаны и сепараторы 360 06 216 220
Флотационные машины 50 09 45 26
Краны тельферы (при ПВ=100%) 160 05 80 82
Электроосвещение 320 07
Итого по цеху 4143 073 [pic] 3042 2328
То же с [pic] 0698[pic] 2890 2112
Итого на стороне 10 кВ 4143 0698 2890 2112 3580
Вариант 2 Коксохимический завод
Транспортеры 430 07 [pic] 301 521
Питатели пластинчатые и 120 06 [pic] 72 63
50 09 [pic] 1125 844
Дробилки молотковые [pic]
Дозировочные столы [pic]
Электровозы тушильных вагонов
Вагоноопрокидыватели
Краны тельферы (при ПВ=100%)
Итого по цеху 5826 0499[pic] 2907 3133
То же с [pic] 0474[pic] 2762 2976
Итого на стороне 10 кВ 5826 0474 2762 2976 4060
Вариант 3 Металлургический завод
Мартеновский цех [pic]
Насосы водяные 125 08 [pic] 100 75
Насосы питательные мартеновского980 09 [pic] 882 291
Дымососы мартеновского цеха 325 09 [pic] 293 97
Вентиляторы газовых горелок 670 085 [pic] 570 353
Вентиляторы принудительного 147 08 [pic] 118 120
Вспомогательные цех 140 016 224 17
Штабелирующие столы
Ножницы холодной резки
Вращение и перемещение пил
Итого по цеху 5668 0385[pic] 3999 2618
То же с [pic] 0365[pic] 3799 2487
Итого на стороне 10 кВ 5668 0365 3799 2487 4541
Вариант 4 Машиностроительная промышленность
Металлорежущие станки 450 014 63 109
мелкосерийного производства с
нормальным режимом работы:
мелкие токарные станки. [pic]
То же при тяжелом режиме работы:760 025 [pic] 190 222
штамповочные прессы автоматы [pic]
расточные станки. [pic]
Механические цехи 540 023 124 165
Переносной электроинструмент 178 01 [pic] 18 31
Вентилятор 240 07 [pic] 168 126
санитарно-гигиеническая [pic]
двигатель-генераторы.
Транспортеры конвейеры
Многопостовые сварочные
двигатели-генераторы
Индуктивные печи низкой частоты
Итого по цеху 4833 0522[pic] 2522 3303
То же с [pic] 0496[pic] 2396 3138
Итого на стороне 10 кВ 4833 0496 2396 3138 3948
Вариант 5 Строительная промышленность
Бетоноукладчики 365 03 [pic] 110 146
Автоматические станки для плавки1270 04 [pic] 508 676
и резки проволоки [pic]
Формировочные машины 345 025 [pic] 86 115
Конвейеры 30 017 [pic] 5 9
Экскаваторы с электроприводом 1250 06 [pic] 750 998
Растворные узлы 640 04 256 341
Краны башенные и портальные 540 02 108 189
Трансформаторный электроподогрев320 07 224 197
бетона отогрев грунта и
Сварочные трансформаторы
Переносные механизмы
Итого по цеху 5390 041 [pic] 2227 2942
То же с [pic] 039 [pic] 2116 2795
Итого на стороне 10 кВ 5390 039 2116 2795 3506
Расчет электронагрузок по удельным плотностям.
Машиностроительный завод массового поточного производства в составе
укрупненных блоков цехов.
Наименование цеха Площадь S м2 Удельная Расчетная
плотность нагрузка Sр кВА
- литейный блок 60000 300 18000
- механосборочный 85000 180 15200
- блок 40000 150 6000
машиностроительному
Практическая работа №4
Расчет электронагрузок по удельным расходам электроэнергии [pic].
где: М – годовой выпуск продукции т ед.
[pic] - удельный расход электроэнергии кВтчт
Алюминиевый завод производительностью 100000 т алюминия в год.
Удельный расход электроэнергии (на переменном токе) [pic]. Годовой
расход электроэнергии на электролиз [pic]. Расход электроэнергии на
остальные нужды алюминиевых заводов 5%; общий годовой расход электроэнергии
составит 1890 млн. кВтч. Максимум нагрузки при Тм=8300 ч.:
Мощность преобразовательных подстанций определяется принятым типом ванн и
их серий. При напряжении серии 450 В и токе 150 кА мощность
преобразовательной подстанции на переменном токе составит около 70-72 МВт;
Количество и мощность ГПП зависит от напряжения питания и принятой схемы
электроснабжения соответствии с техническими условиями на присоединение к
энергосистеме. Последние могут быть составлены на основании полученных
расчетов максимума нагрузки и потребления электроэнергии.
Насосы водяные 350 09 [pic]
Вакуум-насосы 150 095 [pic]
Аглоэксгаустеры 250 065 [pic]
Дробилки молотковые 128 08 [pic]
Грохоты 315 06 [pic]
Мельницы шаровые 1500 08
Питатели пластинчатые 30 03
Столы концентрационные 150 06
Сушильные барабаны и сепараторы 360 06
Флотационные машины 50 09
Краны тельферы (при ПВ=100%) 160 05
Итого на стороне 10 кВ
Транспортеры 430 07 [pic]
Питатели пластинчатые и 120 06 [pic]
Насосы водяные 125 08 [pic]
Насосы питательные мартеновского980 09 [pic]
Дымососы мартеновского цеха 325 09 [pic]
Вентиляторы газовых горелок 670 085 [pic]
Вентиляторы принудительного 147 08 [pic]
Вспомогательные цех 140 016
Металлорежущие станки 450 014
То же при тяжелом режиме работы:760 025 [pic]
Механические цехи 540 023
Переносной электроинструмент 178 01 [pic]
Вентилятор 240 07 [pic]
Бетоноукладчики 365 03 [pic]
Автоматические станки для плавки1270 04 [pic]
Формировочные машины 345 025 [pic]
Конвейеры 30 017 [pic]
Экскаваторы с электроприводом 1250 06 [pic]
Растворные узлы 640 04
Краны башенные и портальные 540 02
Трансформаторный электроподогрев320 07
Практическая работа №5
Расчет электронагрузок с помощью коэффициента использования
РТМ36.18.32.4-92 Указания по расчету электрических нагрузок
Показатели графиков нагрузки:
Коэффициент использования [pic] - для индивидуального электроприемника
[pic] - для группы электроприемников
[pic] - сумма номинальных мощностей электроприемников
Для повторнократковременных электроприемников задается не номинальная
мощность а паспортная РП и продолжительность включения: [pic]
где: [p tп – время паузы.
Tв.ц – время цикла ПВ%=25 за 10 минут = 25 минуты.
2 . Коэффициент формы графика
- в общем случае [pic]
где: [p [pic] - средняя мощность
В условиях эксплуатации системы электроснабжения определяется по
показателям счетчика за m интервалов времени t.
- в условиях эксплуатации: [pic] наименьший Кф=1 – график равномерный.
3. Коэффициент спроса [pic]
[pic] - расчетный коэффициент [pic] - справочные данные.
[pic] - эффективное число электроприемников.
При [pic] если [pic]
4. Коэффициент расчетной активной нагрузки [pic]
5. Коэффициент заполнения графика [pic]
6. Коэффициент одновременности (несовпадения максимумов нагрузки)
учитывается несовпадение максимумов нагрузок отдельных электроприемников
7. Коэффициент разновременности максимумов нагрузки [pic] отношение
суммарных мощностей всех электроприемников предприятия к мощности
Определения и обозначения основных величин
1. Для представления электрических величин и коэффициентов
характеризующих электропотребление принята следующая система обозначений:
показатели электропотребления индивидуальных ЭП обозначаются строчными
буквами а групп ЭП - прописными буквами латинского или греческого
2. Номинальная (установленная) мощность одного ЭП - мощность
обозначенная на заводской табличке или в его паспорте. Применительно к
агрегату с многодвигательным приводом под номинальной мощностью
подразумевают наибольшую сумму номинальных мощностей одновременно
работающих двигателей.
3. Групповая номинальная (установленная) активная мощность - сумма
номинальных активных мощностей группы ЭП
где n - число электроприемников.
4. Номинальная реактивная мощность одного ЭП qН - реактивная мощность
потребляемая из сети или отдаваемая в сеть при номинальной активной
мощности и номинальном напряжении а для синхронных двигателей - при
номинальном токе возбуждения.
5. Групповая номинальная реактивная мощность - алгебраическая сумма
номинальных реактивных мощностей входящих в группу ЭП
где tg ( - паспортное или справочное значение коэффициента реактивной
6. Групповая средняя активная мощность за период времени Т определяется
как частное от деления расхода активной Wa или реактивной Wp энергии всех
входящих в группу ЭП на длительность периода:
Средняя активная (или реактивная) мощность группы равна сумме средних
активных (или реактивных) мощностей входящих в группу ЭП (кроме резервных):
Необходимо иметь в виду что в дальнейшем в Указаниях под термином
средняя активная (или реактивная) мощность" имеется в виду наибольшее
возможное значение средней активной (реактивной) мощности за наиболее
загруженную смену продолжительностью Т=ТСМ. (ТСМ - продолжительность
смены) т.е. за смену с наибольшим потреблением энергии группой ЭП цехом
или предприятием в целом.
7. Коэффициент использования отдельного электроприемника kИ или группы
ЭП КИ - отношение средней активной мощности отдельного ЭП рС или группы ЭП
РС за наиболее загруженную смену к ее номинальному значению:
В справочных материалах содержащих расчетные коэффициенты для
определения электрических нагрузок промышленных предприятий например в
значения коэффициентов использования приведены по характерным
(однородным) категориям ЭП. К одной характерной категории относятся ЭП
имеющие одинаковое технологическое назначение а также одинаковые верхние
границы возможных значений kИ и коэффициентов реактивной мощности tg(.
Например сверлильные станки относятся к характерной категории
металлорежущие станки" которая представлена в справочных материалах
расчетными коэффициентами kИ=014 и tg=23. Это означает что активная и
реактивная средняя (за максимально загруженную смену) мощность любого
станка относящегося к указанной категории может быть выше рС=рНkИ и
qС=рНkИtg( с вероятностью превышения не более 005.
8. Для группы состоящей из ЭП различных категорий (т.е. с разными kИ)
средневзвешенный коэффициент использования определяется по формуле
где n - число характерных категорий ЭП входящих в данную группу.
При определении КИ группы электроприемников как средневзвешенного
справочного значения характерных категорий произведение КИРН не должно
рассматриваться как среднее значение ожидаемой нагрузки так как в нем не
учтен фактор снижения расчетных значений КИ при увеличении числа
электроприемников в группе. Указанный фактор учитывается в номограмме (см.
рисунок) и табл. 1-3 в соответствии с аналитическими выражениями
приведенными в 1 а в формуляре КИРН используется как промежуточная
расчетная величина позволяющая сохранить традиционный алгоритм расчета.
9. Эффективное число электроприемников nЭ - это такое число однородных
по режиму работы электроприемников одинаковой мощности которое
обусловливает те же значения расчетной нагрузки что и группа различных по
мощности электроприемников. Величину nЭ рекомендуется определять по
следующему выражению:
Величина nЭ может определяться также по упрощенному выражению (см. п.
Если найденное по упрощенному выражению число nЭ окажется больше n то
следует принимать nЭ=n. Если рН.МАКСрН.МИН3 где рН.МИН - номинальная
мощность наименее мощного ЭП группы также принимается nЭ=n.
10. Расчетная активная Рр и реактивная Qр мощность - это мощность
соответствующая такой неизменной токовой нагрузке Ip которая эквивалентна
фактической изменяющейся во времени нагрузке по наибольшему возможному
тепловому воздействию на элемент системы электроснабжения. Вероятность
превышения фактической нагрузки над расчетной не более 005 на интервале
осреднения длительность которого принята равной трем постоянным времени
нагрева элемента системы электроснабжения 3ТО через который передается ток
нагрузки (кабеля провода шинопровода трансформатора и т.д.).
Для одиночных ЭП расчетная мощность принимается равной номинальной для
одиночных ЭП повторно-кратковременного режима - равной номинальной
приведенной к длительному режиму.
11. Коэффициент расчетной мощности Кp - отношение расчетной активной
мощности Рр к значению КИРН группы ЭП
Коэффициент расчетной мощности зависит от эффективного числа
электроприемников средневзвешенного коэффициента использования а также от
постоянной времени нагрева сети для которой рассчитываются электрические
Настоящими Указаниями приняты следующие постоянные времени нагрева 1:
ТО=10 мин - для сетей напряжением до 1 кВ питающих распределительные
шинопроводы пункты сборки щиты. Значения Кр для этих сетей принимаются
по табл. 1 или номограмме (см. рисунок);
ТО=25 ч - для магистральных шинопроводов и цеховых трансформаторов.
Значения Кр для этих сетей принимаются по табл. 2;
ТО≥30 мин - для кабелей напряжением 6 кВ и выше питающих цеховые
трансформаторные подстанции и распределительные устройства. Расчетная
мощность для этих элементов определяется при Кр=1.
12. Коэффициент спроса группы ЭП КС - отношение расчетной активной
мощности к номинальной мощности группы
13. Коэффициент одновременности КО - отношение расчетной мощности на
шинах 6-10 кВ к сумме расчетных мощностей потребителей подключенных к
шинам 6-10 кВ РП ГПП
14. Расчетная активная мощность цеха предприятия в целом выраженная
через удельные показатели электропотребления равна
где WУД - удельный расход электроэнергии на единицу продукции; М - годовой
выпуск продукции в натуральном выражении; РУД - удельная плотность
максимальной нагрузки на 1 м2 площади цеха предприятия.
15. Годовой расход электроэнергии определяется по выражениям:
Wа.г=РРТМКО; Wр.г=QРТМ.РКО
где ТМ(ТМ.Р) - годовое число часов использования максимума активной
(реактивной) мощности; РР QP - расчетные нагрузки; КО - коэффициент
одновременности по табл. 3 при числе присоединений более 25.
В табл. 2 дана форма расчета нагрузки в цеховой сети трехфазного тока
Все электроприемники объединяются в характерные группы с одинаковыми
коэффициентами использования и мощности. По каждой группе определяются
средние нагрузки – активные и реактивные и складываются отдельно.
Отношение суммы графы 9 к сумме графы 5 дает среднее значение [pic]. В
графе 11 подсчитывается эффективное число электроприемников при m=56 и
[pic] делением общей номинальной мощности на половину мощности
максимального электроприемника. По найденному значению [pic] по табл. 5-1
находится [pic] и в графе 13 пишется максимальная активная нагрузка.
Максимальная реактивная нагрузка при [pic] принимается равной среднесменной
и записывается в графу 14. В графе 8 записывается [pic] и [pic]
максимальной нагрузки по которым определяется полная расчетная мощность
указанная в графе 15.
В графе 16 указываются соответствующие максимальные [pic] и пиковые
При подсчете пикового тока по упрощенной формуле:
Что дает погрешность 65% по сравнению с точным расчетом с геометрическим
сложением токов которая лежит в пределах принятой точности расчетов.
Опережающая реактивная мощность синхронных двигателей которую в
конкретных случаях необходимо использовать более точно определяется как
Расчет нагрузок от однофазных электроприемников:
а) электропечи нагрева мощностью 6х60+3х40+5х25=365 кВт с [p
б) установки токов высокой частоты мощностью 2х30+4х20+5х12=200 кВт с
Расчет ведется по каждой группе отдельно.
Электропечи нагрева распределяются по фазам: фаза А – 60+40+25=125 кВт;
фаза В – 60+40+25=125кВт; фаза С – 40+3х25=115 кВт. Величина
несбалансированной мощности составляет 10 кВт сбалансированной 3х125=375
кВт. Отношение несбалансированной мощности к сбалансированной составляет
всего 27% и в графе 5 табл. 2 записывается натуральная мощность
электропечей нагрева 365 кВт.
Установки токов высокой частоты распределяются по фазам следующим
образом: фаза А – 30+2х20=70кВт; фаза В – 30+2х20=70кВт; фаза С – 5х12=60
Величина несбалансированной мощности составляет 10 кВт сбалансированной
мощности 3х70=210кВт. Отношение несбалансированной мощности к
сбалансированной составляет всего 47% и в графе 5 записывается 200 кВт.
При совместном рассмотрении нагрузок электропечей нагрева и установок
токов высокой частоты степень небаланса будет еще меньше.
В табл. 2 дан подсчет нагрузок термического отделения цеха с
электропечами высокочастотными установками и вентиляторами.
Расчет нагрузок сварочных машин.
Даны сварочные точечные машины напряжением 380В мощностью
х100+3х75+4х40=585кВА с номинальной ПВ=20%.
Распределяем мощности сварочных машин по фазам:
Фаза АВ 2х100 200 кВА
Фаза ВС 2х75+1х40 190 кВА
Фаза АС 1х75Х3х40 195 кВА
Поскольку неравномерность по фазам мала расчет ведется по фазам АВ с
присоединенной мощностью 200 кВА.
Согласно данным табл. 2.1 принимаем [pic] и ПВф=005.
Средняя нагрузка одной машины [pic].
Среднеквадратичная нагрузка одной машины [pic]
Среднеквадратичная нагрузка фаз АВ:
Общая среднеквадратичная нагрузка сварочных машин [pic].
При [pic] активная нагрузка [pic] и реактивная [pic]. Эти нагрузки
складываются с максимальными нагрузками других электроприемников как и
нагрузка электроосвещения.
Номинальная мощность длительного режима подсчитываютмя по числу машин
номинальным ПВ и [pic] кВт:
Рекомендуемые пределы средних значений Кз.с и ПВф.с полученные в
результате статистической обработки материалов обследований действующих
Виды машин Режим работы Кз.с отн. ПВф.с отн.ед.
Точечные подвесные Полуавтоматические 1-12 002-003
Точечные стационарные То же 08-10 003-005
Рельефные То же 08-10 003-005
Рельефные Автоматические 07-09 = паспортной
Шовные (роликовые) Полуавтоматические 07-08 То же
Многоточечные Автоматические 09-10 0005-002
Стыковые (сварка Автоматические 05-07 = паспортной
Стыковые (сварка Полуавтоматические [pic] [pic]
оплавлением) [pic] [pic]
Стыковые (сварка Автоматические
Расчетные нагрузки на участках сети определяются согласно п.3.1. Расчет
ведется с конца линии например с участка 3-4. По данному участку питаются
две фермы (шифр нагрузки – 109) присоединенные в точка 4 и 5. Суммарная
активная дневная нагрузка на участке 3-4 составит:
Суммарная реактивная дневная нагрузка
Суммарная полная дневная нагрузка на участке 3-4:
Нагрузка жилых домов в ЭВМ суммируются по формуле:
Приведенные к расчетной нагрузке на вводе в дом равной 175 кВт
вероятностные характеристики нагрузки составят:
На участке 8-9 максимальная вечерняя нагрузка для 10 домов составит:
При расчете нагрузок без применения ЭВМ (вручную) нагрузки фермы на учатске
-4 суммируются с коэффициентом одновременности (таблица 4.1):
Полная мощность на участке:
Нагрузки жилых домов суммируются с учетом коэффициента одновременности
На участке 8-9 вечерняя нагрузка составит:
Расчетная нагрузка 6-7 определяется согласно п.4.3 суммированием отдельно
рассчитанных нагрузок жилых домов и клуба. В вечерний максимум нагрузка
жилых домов равняется:
Нагрузка клуба равна 10 кВт (см. рис. 1)
Суммарная нагрузка на участке 6-7 определяется по таблице 4.7:
Для определения нагрузки на шинах 04 кВ ТП 1004 кВ в вечерний максимум
нагрузки жилых домов суммируются с коэффициентом одновременности:
Нагрузки остальных потребителей суммируются с коэффициентом
одновременности так как они отличаются между собой по нагрузкам
Нагрузки жилых домов производственных и общественных потребителей
суммируются по таблице 4.7:
Расчетная нагрузка ТП с учетом наружного освещения составит:
Полная расчетная мощность ТП со смешанной нагрузкой равна:
Пример 2: Расчет электрических сетей 10-110 кВ
На рис. 2 приведена схема отходящей линии 10 кВ
При расчете без применения ЭВМ необходимо данные по замерам нагрузок (ток
годовое потребление электроэнергии) привести к активной мощности в
соответствии с приложением 7.
При наличии годового потребления электроэнергии (W) по ТП максимальная
расчетная нагрузка трансформатора (РI) может быть определена исходя из
годового числа часов использования максимальной нагрузки (ТМ) принятого по
Для ТП 33 где приведено годовое потребление электроэнергии максимальная
нагрузка будет (КР=13):
Если замеры нагрузки ТП даны в амперах то максимальная активная нагрузка
На ТП№38 замер нагрузок произведен амперметром в этом случае максимальная
Расчетная нагрузка ТП 1004 кВ определяются умножением их максимальных
нагрузок по замеру на соответствующие коэффициенты роста согласно п.п. 3.6
и 3.8 коэффициенты дневного и вечернего максимума (п.4.1) коэффициенты
сезонности (п.4.5). Например для ТП №32 с производственной нагрузкой КД=1
КВ=06 коэффициент роста на период 7 лет КР=14:
Для ТП №34 с бытовой нагрузкой КД=03 КВ=1 коэффициент роста КР=13:
От линии 10 кВ питается нагрузка орошения (ТП №37) которую умножают на
коэффициенты сезонности согласно п.1.5 (КСЕЗ=0-01). Расчетная нагрузка
орошения в зимний период составит [pic]с учетом КД=1 КВ=06.
ТТак как нагрузка орошения составляет менее 30% расчеты для летнего режима
Расчетные нагрузки дневного и вечернего максимумов по каждому ТП проведены
на схеме линий 10 кВ.
Суммарная дневная и вечерняя нагрузка на участке 2-6 определяется
суммированием соответствующих нагрузок ТП №32 и №33 с учетом коэффициента
одновременности (таблица 4.2):
Суммирование нагрузок на участке 4-5 производится по таблице 4.8 так как
нагрузка на ТП №39 меньше нагрузки ТП №48 более чем в 4 раза. При
суммировании нагрузок по таблице к большей нагрузке прибавляется добавка
[pic] от меньшей нагрузки. Например для дневной нагрузки ТП №39 равной 14
кВт добавка составит 9 кВт. Тогда:
Для определения суммарной нагрузки на участке 9-10 производится группировка
нагрузок ТП чтобы величина их не отличалась друг от друга более чем в 4
раза. Группировка производится раздельно для дневного и вечернего
Для дневного максимума:
Для вечернего максимума:
Аналогично производится суммирование остальных участков.

Расчет 2.doc

Расчет электрических нагрузок при помощи коэффициента спроса.
По каждой группе электроприемников определяются активные и реактивные
нагрузки которые складываются геометрически. Мощность конденсаторов 380 В
берется со знаком минус. При расчете нагрузок на стороне напряжения выше 1
кВ добавляются реактивные потери в трансформаторах соответствующие
принятому коэффициент загрузки Кз=07. Активными потерями мощно пренебречь
поскольку из величина составляет менее 14% активной нагрузки в то время
как реактивные потери составляют 145%.
При сложении нагрузок нескольких цехов или всего завода вводится
коэффициент совмещения максимумов [pic] умножением на который получаются
расчетные величины максимумов активной реактивной и полной нагрузок.
Для подсчета расхода электроэнергии принимаем для машиностроительного
завода Тм=3800 ч и Тмр=3000 ч (с учетом компенсаторов).
Годовой расход активной энергии:
где: Рр – расчетная максимальная нагрузка по допустимому нагреву кВт;
Тм – время использования максимума нагрузки час.
Годовой расход реактивной энергии на стороне 6 кВ:
где: Qр – расчетная максимальная реактивная нагрузка по допустимому
Тм.р – время использования максимума реактивной нагрузки час.
Средневзвешенный коэффициент реактивной мощности на стороне 6 кВ:
Потери реактивной энергии в трансформаторах ГПП определяются по формуле:
где: [pic] - ток холостого хода и напряжения короткого замыкания
Кз – коэффициент загрузки трансформатора в долях единицы;
[pic] - число часов использования максимума потерь в трансформаторе:
Опережающую реактивную мощность синхронного двигателя определяют по
- для синхронных двигателей определяется не реактивная нагрузка а
максимальная реактивная мощность которую СД может развить:
[pic] и [pic] - соответствуют номинальным значениям.
Со снижением номинального напряжения СД на 5% при уменьшении его загрузки
активной мощности до 07 его номинальная реактивная мощность увеличивается
на 35-50% т.е. [pic] а при повышении напряжения на 5% - только на 20-30%
Потери активной мощности на генерацию реактивной мощности:
[pic] и [pic] - постоянные коэффициенты зависящие от технических
[pic] и [pic] - удельные потери кВтМвар и кВтМвар2.
Расход реактивной энергии на стороне 110 кВ:
Средневзвешенный коэффициент реактивной мощности на стороне 110 кВ:
Наименование узлов питания и Рн кВтКс [pic] Рм Qм Sм кВА
групп электроприемников кВт квар
Механосборочный цех
Металлорежущие станки 2540 02 [pic] 508 880
крупносерийного производства [pic]
Станки-автоматы штамповочные 2820 025 [pic] 705 824
Вентиляторы сантехнические 815 065 [pic] 530 397
Насосы двигатели-генераторы 645 075 [pic] 484 300
Краны тельферы (при ПВ=100%) 315 02 63 109
Электропечи сопротивления или 845 075 634 209
Сварочные машины стыковой и 285 03 86 114
Электроосвещение 320 09 288 -
Итого по цеху 8585 0384[pic] 3298 2833
То же с [pic] 0365 3133 2691
Конденсаторы 038кВ (160 квар Х -1280
Всего нагрузки 038 кВ [pic] 3133 1411 3436
Потери в трансформаторах 202
Всего по ТП механосборочного 8585 0365[pic] 3133 1613 3524
цеха на стороне 6 кВ
Продолжение табл. 1
Сблокированные механизмы 655 065 426 375
приготовления земли [pic]
Вентиляторы эксгаустеры 845 07 [pic] 592 444
Краны (ПВ=100%) 1560 03 468 810
Печи сопротивления с 420 08 336 111
неавтоматической нагрузкой
Металлорежущие станки 185 014 26 45
мелкосерийного производства
Освещение 210 09 189 -
Итого по цеху 3875 053 [pic] 2037 1785
То же с [pic] 05 1935 1696
Конденсаторы 038кВ (160 квар Х -800
Итого нагрузки 038 кВ [pic] 1935 896 2132
Потери в трансформаторах 121
Всего на стороне 6кВ ТП цеха [pic] 1935 1017 2186
Дуговые электропечи (2х1620кВА)3240 075 [pic] 2430 1166 2695
Компрессор с синхронным 600 09 [pic] 540 -260
Всего на стороне 6кВ цеха 7715 063 [pic] 4905 1923 5269
Общая нагрузка РП-1 для 16300 049 8038 3536 8781
сталелитейного цехов
То же с [pic] 16300 047 7636 3359 8342
РП-1 16300 047 7636 3359
РП-2 (синхронные двигатели) 6250 06 3750 -2325
РП-3 13240 033 4369 2490
РП-4 18290 029 [pic] 5304 3289
ТП18-22 7600 037 2812 1828
Итого по ГПП 61680 0.39 [pic] 23871 8641
То же с [pic] (на 6 кВ) 61680 037 22678 8209 24118
Потери в трансформатора ГПП 1710
Итого на стороне 110 кВ 61680 037 [pic] 22678 9919 24752
Вариант 1 Горно-обогатительный комбинат
Наименование узлов питания и Рн кВтКс [pic] Рм Qм Sм
групп электроприемников кВт квар кВА
Насосная станция [pic]
Насосы водяные 350 09 [pic] 315 236
Вакуум-насосы 150 095 [pic] 143 126
Аглоэксгаустеры 250 065 [pic] 163 166
Дробильный комплекс [pic]
Дробилки молотковые 128 08 [pic] 102 64
Грохоты 315 06 [pic] 189 193
Мельницы шаровые 1500 08 [pic] 1200 900
Конвейеры 60 07 42 43
Питатели пластинчатые 30 03 9 12
Сгустители 320 07 224 168
Столы концентрационные 150 06 90 92
Сушильные барабаны и сепараторы 360 06 216 220
Флотационные машины 50 09 45 26
Краны тельферы (при ПВ=100%) 160 05 80 82
Электроосвещение 320 07
Итого по цеху 4143 073 [pic] 3042 2328
То же с [pic] 0698[pic] 2890 2112
Итого на стороне 10 кВ 4143 0698 2890 2112 3580
Вариант 2 Коксохимический завод
Транспортеры 430 07 [pic] 301 521
Питатели пластинчатые и 120 06 [pic] 72 63
50 09 [pic] 1125 844
Дробилки молотковые [pic]
Дозировочные столы [pic]
Электровозы тушильных вагонов
Вагоноопрокидыватели
Краны тельферы (при ПВ=100%)
Итого по цеху 5826 0499[pic] 2907 3133
То же с [pic] 0474[pic] 2762 2976
Итого на стороне 10 кВ 5826 0474 2762 2976 4060
Вариант 3 Металлургический завод
Мартеновский цех [pic]
Насосы водяные 125 08 [pic] 100 75
Насосы питательные мартеновского980 09 [pic] 882 291
Дымососы мартеновского цеха 325 09 [pic] 293 97
Вентиляторы газовых горелок 670 085 [pic] 570 353
Вентиляторы принудительного 147 08 [pic] 118 120
Вспомогательные цех 140 016 224 17
Штабелирующие столы
Ножницы холодной резки
Вращение и перемещение пил
Итого по цеху 5668 0385[pic] 3999 2618
То же с [pic] 0365[pic] 3799 2487
Итого на стороне 10 кВ 5668 0365 3799 2487 4541
Вариант 4 Машиностроительная промышленность
Металлорежущие станки 450 014 63 109
мелкосерийного производства с
нормальным режимом работы:
мелкие токарные станки. [pic]
То же при тяжелом режиме работы:760 025 [pic] 190 222
штамповочные прессы автоматы [pic]
расточные станки. [pic]
Механические цехи 540 023 124 165
Переносной электроинструмент 178 01 [pic] 18 31
Вентилятор 240 07 [pic] 168 126
санитарно-гигиеническая [pic]
двигатель-генераторы.
Транспортеры конвейеры
Многопостовые сварочные
двигатели-генераторы
Индуктивные печи низкой частоты
Итого по цеху 4833 0522[pic] 2522 3303
То же с [pic] 0496[pic] 2396 3138
Итого на стороне 10 кВ 4833 0496 2396 3138 3948
Вариант 5 Строительная промышленность
Бетоноукладчики 365 03 [pic] 110 146
Автоматические станки для плавки1270 04 [pic] 508 676
и резки проволоки [pic]
Формировочные машины 345 025 [pic] 86 115
Конвейеры 30 017 [pic] 5 9
Экскаваторы с электроприводом 1250 06 [pic] 750 998
Растворные узлы 640 04 256 341
Краны башенные и портальные 540 02 108 189
Трансформаторный электроподогрев320 07 224 197
бетона отогрев грунта и
Сварочные трансформаторы
Переносные механизмы
Итого по цеху 5390 041 [pic] 2227 2942
То же с [pic] 039 [pic] 2116 2795
Итого на стороне 10 кВ 5390 039 2116 2795 3506
Расчет электронагрузок по удельным плотностям.
Машиностроительный завод массового поточного производства в составе
укрупненных блоков цехов.
Наименование цеха Площадь S м2 Удельная Расчетная
плотность нагрузка Sр кВА
- литейный блок 60000 300 18000
- механосборочный 85000 180 15200
- блок 40000 150 6000
машиностроительному
Расчет электронагрузок по удельным расходам электроэнергии [pic].
где: М – годовой выпуск продукции т ед.
[pic] - удельный расход электроэнергии кВтчт
Алюминиевый завод производительностью 100000 т алюминия в год.
Удельный расход электроэнергии (на переменном токе) [pic]. Годовой
расход электроэнергии на электролиз [pic]. Расход электроэнергии на
остальные нужды алюминиевых заводов 5%; общий годовой расход электроэнергии
составит 1890 млн. кВтч. Максимум нагрузки при Тм=8300 ч.:
Мощность преобразовательных подстанций определяется принятым типом ванн и
их серий. При напряжении серии 450 В и токе 150 кА мощность
преобразовательной подстанции на переменном токе составит около 70-72 МВт;
Количество и мощность ГПП зависит от напряжения питания и принятой схемы
электроснабжения соответствии с техническими условиями на присоединение к
энергосистеме. Последние могут быть составлены на основании полученных
расчетов максимума нагрузки и потребления электроэнергии.
Насосы водяные 350 09 [pic]
Вакуум-насосы 150 095 [pic]
Аглоэксгаустеры 250 065 [pic]
Дробилки молотковые 128 08 [pic]
Грохоты 315 06 [pic]
Мельницы шаровые 1500 08 [pic]
Питатели пластинчатые 30 03
Столы концентрационные 150 06
Сушильные барабаны и сепараторы 360 06
Флотационные машины 50 09
Краны тельферы (при ПВ=100%) 160 05
Итого на стороне 10 кВ
Транспортеры 430 07 [pic]
Питатели пластинчатые и 120 06 [pic]
Насосы водяные 125 08 [pic]
Насосы питательные мартеновского980 09 [pic]
Дымососы мартеновского цеха 325 09 [pic]
Вентиляторы газовых горелок 670 085 [pic]
Вентиляторы принудительного 147 08 [pic]
Вспомогательные цех 140 016
Металлорежущие станки 450 014
То же при тяжелом режиме работы:760 025 [pic]
Механические цехи 540 023
Переносной электроинструмент 178 01 [pic]
Вентилятор 240 07 [pic]
Бетоноукладчики 365 03 [pic]
Автоматические станки для плавки1270 04 [pic]
Формировочные машины 345 025 [pic]
Конвейеры 30 017 [pic]
Экскаваторы с электроприводом 1250 06 [pic]
Растворные узлы 640 04
Краны башенные и портальные 540 02
Трансформаторный электроподогрев320 07
Расчет электронагрузок с помощью коэффициента использования
РТМ36.18.32.4-92 Указания по расчету электрических нагрузок
Показатели графиков нагрузки:
Коэффициент использования [pic] - для индивидуального электроприемника
[pic] - для группы электроприемников
[pic] - сумма номинальных мощностей электроприемников
Для повторнократковременных электроприемников задается не номинальная
мощность а паспортная РП и продолжительность включения: [pic]
где: [p tп – время паузы.
Tв.ц – время цикла ПВ%=25 за 10 минут = 25 минуты.
2 . Коэффициент формы графика
- в общем случае [pic]
где: [p [pic] - средняя мощность
В условиях эксплуатации системы электроснабжения определяется по
показателям счетчика за m интервалов времени t.
- в условиях эксплуатации: [pic] наименьший Кф=1 – график равномерный.
3. Коэффициент спроса [pic]
[pic] - расчетный коэффициент [pic] - справочные данные.
[pic] - эффективное число электроприемников.
При [pic] если [pic]
4. Коэффициент расчетной активной нагрузки [pic]
5. Коэффициент заполнения графика [pic]
6. Коэффициент одновременности (несовпадения максимумов нагрузки)
учитывается несовпадение максимумов нагрузок отдельных электроприемников
7. Коэффициент разновременности максимумов нагрузки [pic] отношение
суммарных мощностей всех электроприемников предприятия к мощности
Определения и обозначения основных величин
1. Для представления электрических величин и коэффициентов
характеризующих электропотребление принята следующая система обозначений:
показатели электропотребления индивидуальных ЭП обозначаются строчными
буквами а групп ЭП - прописными буквами латинского или греческого
2. Номинальная (установленная) мощность одного ЭП - мощность
обозначенная на заводской табличке или в его паспорте. Применительно к
агрегату с многодвигательным приводом под номинальной мощностью
подразумевают наибольшую сумму номинальных мощностей одновременно
работающих двигателей.
3. Групповая номинальная (установленная) активная мощность - сумма
номинальных активных мощностей группы ЭП
где n - число электроприемников.
4. Номинальная реактивная мощность одного ЭП qН - реактивная мощность
потребляемая из сети или отдаваемая в сеть при номинальной активной
мощности и номинальном напряжении а для синхронных двигателей - при
номинальном токе возбуждения.
5. Групповая номинальная реактивная мощность - алгебраическая сумма
номинальных реактивных мощностей входящих в группу ЭП
где tg ( - паспортное или справочное значение коэффициента реактивной
6. Групповая средняя активная мощность за период времени Т определяется
как частное от деления расхода активной Wa или реактивной Wp энергии всех
входящих в группу ЭП на длительность периода:
Средняя активная (или реактивная) мощность группы равна сумме средних
активных (или реактивных) мощностей входящих в группу ЭП (кроме резервных):
Необходимо иметь в виду что в дальнейшем в Указаниях под термином
средняя активная (или реактивная) мощность" имеется в виду наибольшее
возможное значение средней активной (реактивной) мощности за наиболее
загруженную смену продолжительностью Т=ТСМ. (ТСМ - продолжительность
смены) т.е. за смену с наибольшим потреблением энергии группой ЭП цехом
или предприятием в целом.
7. Коэффициент использования отдельного электроприемника kИ или группы
ЭП КИ - отношение средней активной мощности отдельного ЭП рС или группы ЭП
РС за наиболее загруженную смену к ее номинальному значению:
В справочных материалах содержащих расчетные коэффициенты для
определения электрических нагрузок промышленных предприятий например в
значения коэффициентов использования приведены по характерным
(однородным) категориям ЭП. К одной характерной категории относятся ЭП
имеющие одинаковое технологическое назначение а также одинаковые верхние
границы возможных значений kИ и коэффициентов реактивной мощности tg(.
Например сверлильные станки относятся к характерной категории
металлорежущие станки" которая представлена в справочных материалах
расчетными коэффициентами kИ=014 и tg=23. Это означает что активная и
реактивная средняя (за максимально загруженную смену) мощность любого
станка относящегося к указанной категории может быть выше рС=рНkИ и
qС=рНkИtg( с вероятностью превышения не более 005.
8. Для группы состоящей из ЭП различных категорий (т.е. с разными kИ)
средневзвешенный коэффициент использования определяется по формуле
где n - число характерных категорий ЭП входящих в данную группу.
При определении КИ группы электроприемников как средневзвешенного
справочного значения характерных категорий произведение КИРН не должно
рассматриваться как среднее значение ожидаемой нагрузки так как в нем не
учтен фактор снижения расчетных значений КИ при увеличении числа
электроприемников в группе. Указанный фактор учитывается в номограмме (см.
рисунок) и табл. 1-3 в соответствии с аналитическими выражениями
приведенными в 1 а в формуляре КИРН используется как промежуточная
расчетная величина позволяющая сохранить традиционный алгоритм расчета.
9. Эффективное число электроприемников nЭ - это такое число однородных
по режиму работы электроприемников одинаковой мощности которое
обусловливает те же значения расчетной нагрузки что и группа различных по
мощности электроприемников. Величину nЭ рекомендуется определять по
следующему выражению:
Величина nЭ может определяться также по упрощенному выражению (см. п.
Если найденное по упрощенному выражению число nЭ окажется больше n то
следует принимать nЭ=n. Если рН.МАКСрН.МИН3 где рН.МИН - номинальная
мощность наименее мощного ЭП группы также принимается nЭ=n.
10. Расчетная активная Рр и реактивная Qр мощность - это мощность
соответствующая такой неизменной токовой нагрузке Ip которая эквивалентна
фактической изменяющейся во времени нагрузке по наибольшему возможному
тепловому воздействию на элемент системы электроснабжения. Вероятность
превышения фактической нагрузки над расчетной не более 005 на интервале
осреднения длительность которого принята равной трем постоянным времени
нагрева элемента системы электроснабжения 3ТО через который передается ток
нагрузки (кабеля провода шинопровода трансформатора и т.д.).
Для одиночных ЭП расчетная мощность принимается равной номинальной для
одиночных ЭП повторно-кратковременного режима - равной номинальной
приведенной к длительному режиму.
11. Коэффициент расчетной мощности Кp - отношение расчетной активной
мощности Рр к значению КИРН группы ЭП
Коэффициент расчетной мощности зависит от эффективного числа
электроприемников средневзвешенного коэффициента использования а также от
постоянной времени нагрева сети для которой рассчитываются электрические
Настоящими Указаниями приняты следующие постоянные времени нагрева 1:
ТО=10 мин - для сетей напряжением до 1 кВ питающих распределительные
шинопроводы пункты сборки щиты. Значения Кр для этих сетей принимаются
по табл. 1 или номограмме (см. рисунок);
ТО=25 ч - для магистральных шинопроводов и цеховых трансформаторов.
Значения Кр для этих сетей принимаются по табл. 2;
ТО≥30 мин - для кабелей напряжением 6 кВ и выше питающих цеховые
трансформаторные подстанции и распределительные устройства. Расчетная
мощность для этих элементов определяется при Кр=1.
12. Коэффициент спроса группы ЭП КС - отношение расчетной активной
мощности к номинальной мощности группы
13. Коэффициент одновременности КО - отношение расчетной мощности на
шинах 6-10 кВ к сумме расчетных мощностей потребителей подключенных к
шинам 6-10 кВ РП ГПП
14. Расчетная активная мощность цеха предприятия в целом выраженная
через удельные показатели электропотребления равна
где WУД - удельный расход электроэнергии на единицу продукции; М - годовой
выпуск продукции в натуральном выражении; РУД - удельная плотность
максимальной нагрузки на 1 м2 площади цеха предприятия.
15. Годовой расход электроэнергии определяется по выражениям:
Wа.г=РРТМКО; Wр.г=QРТМ.РКО
где ТМ(ТМ.Р) - годовое число часов использования максимума активной
(реактивной) мощности; РР QP - расчетные нагрузки; КО - коэффициент
одновременности по табл. 3 при числе присоединений более 25.
В табл. 2 дана форма расчета нагрузки в цеховой сети трехфазного тока
Все электроприемники объединяются в характерные группы с одинаковыми
коэффициентами использования и мощности. По каждой группе определяются
средние нагрузки – активные и реактивные и складываются отдельно.
Отношение суммы графы 9 к сумме графы 5 дает среднее значение [pic]. В
графе 11 подсчитывается эффективное число электроприемников при m=56 и
[pic] делением общей номинальной мощности на половину мощности
максимального электроприемника. По найденному значению [pic] по табл. 5-1
находится [pic] и в графе 13 пишется максимальная активная нагрузка.
Максимальная реактивная нагрузка при [pic] принимается равной среднесменной
и записывается в графу 14. В графе 8 записывается [pic] и [pic]
максимальной нагрузки по которым определяется полная расчетная мощность
указанная в графе 15.
В графе 16 указываются соответствующие максимальные [pic] и пиковые
При подсчете пикового тока по упрощенной формуле:
Что дает погрешность 65% по сравнению с точным расчетом с геометрическим
сложением токов которая лежит в пределах принятой точности расчетов.
Опережающая реактивная мощность синхронных двигателей которую в
конкретных случаях необходимо использовать более точно определяется как
Расчет нагрузок от однофазных электроприемников:
а) электропечи нагрева мощностью 6х60+3х40+5х25=365 кВт с [p
б) установки токов высокой частоты мощностью 2х30+4х20+5х12=200 кВт с
Расчет ведется по каждой группе отдельно.
Электропечи нагрева распределяются по фазам: фаза А – 60+40+25=125 кВт;
фаза В – 60+40+25=125кВт; фаза С – 40+3х25=115 кВт. Величина
несбалансированной мощности составляет 10 кВт сбалансированной 3х125=375
кВт. Отношение несбалансированной мощности к сбалансированной составляет
всего 27% и в графе 5 табл. 2 записывается натуральная мощность
электропечей нагрева 365 кВт.
Установки токов высокой частоты распределяются по фазам следующим
образом: фаза А – 30+2х20=70кВт; фаза В – 30+2х20=70кВт; фаза С – 5х12=60
Величина несбалансированной мощности составляет 10 кВт сбалансированной
мощности 3х70=210кВт. Отношение несбалансированной мощности к
сбалансированной составляет всего 47% и в графе 5 записывается 200 кВт.
При совместном рассмотрении нагрузок электропечей нагрева и установок
токов высокой частоты степень небаланса будет еще меньше.
В табл. 2 дан подсчет нагрузок термического отделения цеха с
электропечами высокочастотными установками и вентиляторами.
Расчет нагрузок сварочных машин.
Даны сварочные точечные машины напряжением 380В мощностью
х100+3х75+4х40=585кВА с номинальной ПВ=20%.
Распределяем мощности сварочных машин по фазам:
Фаза АВ 2х100 200 кВА
Фаза ВС 2х75+1х40 190 кВА
Фаза АС 1х75Х3х40 195 кВА
Поскольку неравномерность по фазам мала расчет ведется по фазам АВ с
присоединенной мощностью 200 кВА.
Согласно данным табл. 2.1 принимаем [pic] и ПВф=005.
Средняя нагрузка одной машины [pic].
Среднеквадратичная нагрузка одной машины [pic]
Среднеквадратичная нагрузка фаз АВ:
Общая среднеквадратичная нагрузка сварочных машин [pic].
При [pic] активная нагрузка [pic] и реактивная [pic]. Эти нагрузки
складываются с максимальными нагрузками других электроприемников как и
нагрузка электроосвещения.
Номинальная мощность длительного режима подсчитываютмя по числу машин
номинальным ПВ и [pic] кВт:
Рекомендуемые пределы средних значений Кз.с и ПВф.с полученные в
результате статистической обработки материалов обследований действующих
Виды машин Режим работы Кз.с отн. ПВф.с отн.ед.
Точечные подвесные Полуавтоматические 1-12 002-003
Точечные стационарные То же 08-10 003-005
Рельефные То же 08-10 003-005
Рельефные Автоматические 07-09 = паспортной
Шовные (роликовые) Полуавтоматические 07-08 То же
Многоточечные Автоматические 09-10 0005-002
Стыковые (сварка Автоматические 05-07 = паспортной
Стыковые (сварка Полуавтоматические [pic] [pic]
оплавлением) [pic] [pic]
Стыковые (сварка Автоматические
Всего по цеху (поз. 1-10)
Конденсаторы 038 кВ (2х110квар)
Всего с конденсаторами
Потери в трансформато-рах (1х1000+1х630 кВА КЗ=062)
990 1500- Всего на стороне 10 кВ [pic] 962
Определение нагрузок однофазных электроприемников на трехфазную сеть
Номинальная (установленная) мощность одного ЭП – мощность обозначенная
на заводской табличке или в его паспорте. Применительно к агрегату с
многодвигательным приводом под номинальной мощностью подразумевают
наибольшую сумму номинальных мощностей одновременно работающих двигателей.
Групповая средняя активная мощность это мощность за период времени Т
деленная на расход активной или реактивной энергии всех входящих в группу
ЭП на длительность периода. Имеется ввиду наибольшее возможное значение
средней активной (реактивной) мощности за наиболее загруженную смену
продолжительность Т=ТСМ.
Расчетная активная РР и реактивная QР мощность – это мощность
соответствующая такой неизменной токовой нагрузке IР которая эквивалентна
фактической изменяющейся во времени нагрузке по набольшему возможному
тепловому воздействию на элемент системы электроснабжения. Для одиночных ЭП
На практике равномерное распределение нагрузки однофазных ЭП по фазам
трехфазной сети часто оказывается невозможным например при включении
одного или двух ЭП под фазное или линейное напряжение а также при наличии
мощных однофазных ЭП создающих неравномерность нагрузки превышающую 15%
общей мощности всех включенных в сеть ЭП (однофазных и трехфазных). В этих
случаях вводится понятие условной или эквивалентной трехфазной мощности.
При включении однофазных ЭП под фазное напряжение условная трехфазная
[pic] - мощности трехфазных (симметричных) ЭП.
При включении под линейное напряжение: АВ ВС СА
Нагрузки отдельных фаз при включении однофазных ЭП под линейные
напряжения определяются как полусуммы нагрузок двух плеч прилегающих к
Условная трехфазная мощность (номинальная и среднесменная) может быть
также определена при включении ЭП под линейное напряжение по формуле
предложенной Ю.Л.Мукасеевым:
где: Р1 и Р2 – мощности двух наиболее нагруженных плеч трехфазной сети.
В более сложных случаях при включении однофазных ЭП с разными cosφ как
под фазные так и под линейные напряжения для выявления наиболее
нагруженной фазных иногда приходится прибегать к применению так называемых
коэффициентов приведения линейных нагрузок к фазным напряжениям сети.
Зная условную трехфазную номинальную мощность можно рассчитать
среднесменную и максимальную нагрузки обычным способом. Однако эффективное
число однофазных ЭП следует принимать втрое меньшим чем трехфазных:
при точном расчете: [pic]
по приближенной формуле: [pic]
где: рН.О – номинальная мощность однофазных ЭП.
Коэффициент максимума определяется по кривым.
Коэффициент использования для наиболее нагруженной фазы определяется
индексы 1 и 2 относятся к плечам прилегающим к наиболее нагруженной
Пример расчета 1. Сварочный трансформатор паспортной мощность 60 кВА
ПВ=25% cosφ=06 включен под линейное напряжение фазы АВ. В другое плечо –
фаза ВС – включена печь сопротивления мощностью 40 кВт. Определить условную
трехфазную нагрузку и потребляемый из сети ток при UН=380 В.
Приводим паспортную мощность сварочного трансформатора к номинальной при
Нагрузки отдельных фаз:
Наиболее загруженная – фаза В.
Условная трехфазная мощность: [pic]
Эта же задача может быть более просто решена по формуле Мукасеева:
т.е. практически получается тот же результат.
Условная трехфазная реактивная мощность:
Условная полная мощность:
Поскольку в данном случае в группе имеются всего два ЭП расчетный
максимум принимаем равным номинальной нагрузке т.е. [pic].
Расчетный ток: [pic]
Пример 2. Под линейное напряжение фаз АВ включены две печи сопротивления
мощностью по 20 кВт каждая КИ1=07. В другие два плеча включены такие же
печи: в плечо ВС – две печи по 15 кВт КИ2=08; в плечо СА – три печи
мощностью по 10 и одна печь 20 кВт при КИ3=09. Коэффициент мощности всех
печей равен единице. Определить расчетный получасовой максимум.
Номинальные мощности отдельных фаз:
Условная номинальная мощность [pic]
Коэффициент использования для наиболее нагруженной фазы А:
Среднесменная условная (трехфазная) мощность:
Общее число однофазных ЭП включенных в сеть восемь общая их мощность
0 кВт а мощность наибольшего ЭП 20 кВт.
По приближенной формуле: [pic]
Согласно кривым при КИ=081 и nЭ=4 коэффициент получасового максимума
составит КМ=114 в соответствии с чем условный расчетный максимум будет:
Решение этого примера по формуле Мукасеева дает следующий результат:
Которые полностью совпадают с ранее полученными.
Если однофазные ЭП включены под линейное напряжение условную трехфазную
номинальную и среднесменную нагрузки удобнее и проще определять по формуле
В случае когда однофазные ЭП включены как под линейное так и под фазные
напряжения с целью определения номинальной и среднесменной мощностей
наиболее нагруженной фазы условной расчетной нагрузки на трехфазную сеть
пользуются формулой РА РВ РС.

л.р.4.doc

Министерство сельского хозяйства РФ
Санкт-Петербургский государственный аграрный университет
Кафедра Электротехники и Электроснабжения
Электрооборудование электрических станций и полдстанций
Лабораторная работа № 4
«Комплектное электрооборудование электрических станций и подстанций »
Санкт-Петербург-Пушкин 2009г.
Цель работы: изучить конструкции комплектных устройств оборудования
электрических станций и подстанций.
Изучить назначение и конструктивные особенности комплектных
распределительных устройств.
Изучить назначение конструкцию и особенности комплектных
трансформаторных подстанций применяемых в сельском хозяйстве.
Осуществить самоконтроль по предлагаемым тестам для самопроверки.
Выполнить отчет по лабораторной работе и ответить на вопросы
преподавателя при её защите.
КОМПЛЕКТНЫЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА (КРУ)
Комплектное распределительное устройство внутренней (КРУ) или наружной
(КРУН) установки предназначается для приёма и распределения электрической
энергии трёхфазного переменного тока промышленной частоты. Они нашли
широкое применение в распределительных устройствах (РУ) собственных нужд
типовых и атомных электростанций распределительных подстанций
энергосистем преобразовательных подстанций тяговых подстанций
метрополитенов и электрифицированных железных дорог тяговых подстанций
городского электрического транспорта подстанций промышленных и
сельскохозяйственных предприятий в РУ мощных экскаваторов на угольных
шахтах и др. В настоящее время появились КРУ имеющие конкретное целевое
назначение например КРУ для размещения аппаратуры защиты от атмосферных
перенапряжений для секционирования ВЛ напряжением 10 кВ для
автоматического ввода резерва (АВР) линий напряжением 10 кВ для
тиристорных пусковых устройств в целях обеспечения плавного частотного
пуска синхронных машин и др.
Комплектное распределительное устройство это совокупность
электротехнического оборудования необходимого для схемы РУ
смонтированного в отдельных шкафах на специализированных заводах в условиях
серийного производства. РУ набирается из шкафов КРУ со встроенным в них
высоковольтным оборудованием устройствами релейной защиты приборами
измерения автоматики сигнализации учёта управления и др. Шкафы у
которых коммутационное электрооборудование измерительные трансформаторы
тока или напряжения разрядники и другие аппараты устанавливаются
непосредственно в корпусе шкафа неподвижно относятся к КРУ стационарного
исполнения (без выдвижных элементов). При размещении вышеперечисленного
оборудования или его части на выдвижном элементе (тележке) шкафы относятся
к КРУ выдвижного исполнения (с выдвижными элементами).
Выдвижной элемент (тележка) шкафа - жёсткая конструкция со встроенными
в неё высоковольтными аппаратами обеспечивающая возможность её перемещения
в различные положения: рабочее контрольное ремонтное.
Номинальный ток главной цепи шкафа КРУ (КРУН) - ток при котором
гарантируется длительная работа шин разъёмных контактов и аппаратуры в
главной цепи рассчитанных в условиях их работы в шкафу КРУ.
Главные цепи шкафа - силовые цепи электрического присоединения РУ.
Вспомогательные цепи шкафа - цепи управления контроля релейной защиты и
автоматики. Разъёмные контакты главной цепи - устройства состоящие из
неподвижных и подвижных электрических контактов служащие для замыкания или
размыкания главных цепей выдвижного элемента с цепями стационарной части
шкафа (корпуса). Разъёмные контакты вспомогательных цепей - это устройства
состоящие из неподвижных и подвижных контактов служащие для замыкания или
размыкания вспомогательных цепей выдвижного элемента с цепями стационарной
части шкафа (корпуса). Отсек шкафа КРУ -полностью ограждённая перегородками
часть КРУ предназначенная для размещения определённого оборудования или
аппаратуры. Название отсека может определяться по главному элементу
установленному в нём: отсек выключателя отсек сборных шин отсек кабеля
отсек приборов и т.д. Перегородка шкафа - часть ограждения отсека или шкафа
КРУ служащая для отделения его от смежного отсека или шкафа. Защитные
шторки шкафа -подвижные устройства шкафа КРУ ограждающие проёмы для
прохода разъёмных контактов главных цепей и служащие для защиты
обслуживающего персонала от возможности прикосновения к неподвижным
разъёмным контактам главной цепи в ремонтном положении выдвижного элемента.
Устройство со стороны ВН КТП - сборное или комплектное
электротехническое устройство со встроенными аппаратами и приборами для
коммутации управления и защиты служащее для приёма электроэнергии и
передачи её по цепям обусловленным схемой главных электрических соединений
КТП на стороне ВН трансформатора. Распределительное устройство со стороны
НН КТП - комплектное устройство служащее для ввода от трансформатора со
стороны НН для распределения его нагрузки по цепям обусловленным схемой
главных электрических соединений КТП.
Промышленное производство шкафов КРУ по сравнению с обычными
(сборными) конструкциями электротехнических установок позволило:
сократить размеры и объёмы помещений;
значительно упростить и удешевить здание под РУ;
сократить расход металла и других строительных материалов;
повысить надёжность и безопасность эксплуатации;
обеспечить потребителей бесперебойным снабжением электроэнергией;
резко сократить время ревизий и ремонтов электрооборудования
установленного на выдвижных элементах;
значительно снизить стоимость строительно-монтажных работ с
одновременным повышением их качества за счёт переноса работ по монтажу
всего электротехнического оборудования на специализированные промышленные
значительно упростить работу проектных комплектующих и
планирующих организаций.
Применение комплектных электротехнических устройств является основой
индустриализации строительно-монтажных работ при соединении электрических
станций трансформаторных подстанций и электроустановок промышленных
Комплектные РУ классифицируются по показателям: тип выключателей
способ расположения аппаратов применяемая изоляция расположение и число
систем сборных шин способ обслуживания (одностороннее или двухстороннее)
род установки (внутренняя или наружная) климатические условия род
оперативного тока условия эксплуатации. Различают конструкции и по
напряжению току отключаемой мощности типу приводов вспомогательным
устройствам схемам главных и вспомогательных соединений и другим
В соответствии с требованием ГОСТ 15150-69 о воздействии климатических
факторов внешней среды КРУ внутренней установки должны отвечать требованиям
климатического исполнения У категории размещения З с нижним значением
температуры окружающего воздуха -25°С. В зависимости от категории
размещения КРУ и КРУН по ГОСТ 15150-69* исполнение конструкции шкафа
характеризуется по степени защиты (ГОСТ 14254-80). Шкафы КРУ имеют
защищённое исполнение 1 Р20.
Требования к электрической прочности изоляции главных и
вспомогательных цепей изложены в ГОСТ 1516.1-76 где приведены
регламентируемые данные по испытательным кратковременным напряжениям
промышленной частоты и напряжениям грозовых полных и срезанных импульсов.
Изоляция главных цепей шкафов КРУ и КРУН должна выдерживать испытание
одноминутным напряжением 42 кВ при UНОМ=10 кВ
или 32 кВ при UНОМ=6 кВ промышленной частоты напряжением грозовых полных
импульсов 75 кВ и срезанных импульсов 90 кВ. Внешняя изоляция внутри
оболочки шкафа между токоведущими частями одного и того же полюса главных
цепей при контрольном (разобщённом) положении выдвижного элемента при двух
разрывах на полюс в сухом состоянии должна выдерживать испытание
напряжением (при плавном подъёме) 42 и 32 кВ при UНОМ равном
соответственно 10 и 6 кВ.
Изоляция вспомогательных цепей должна выдерживать одноминутное
испытательное напряжение промышленной частоты 2 кВ которое поочерёдно
прикладывается между токоведущими и заземлёнными частями в том случае если
все элементы цепи по своим техническим условиям допускают испытания
напряжением 2 кВ. Если во всей вспомогательной цепи имеется элемент с
испытательным одноминутным напряжением 15 кВ то испытания изоляции всей
вспомогательной цепи можно выполнять напряжением 15 кВ. Если во
вспомогательной цепи имеются элементы не допускающие испытания
напряжением равным 15 кВ испытательное напряжение должно быть приложено
при отсоединении этих элементов цепи а затем должно быть проведено
комплексное испытание цепей с присоединением всех элементов минимальным
напряжением допускаемым всеми элементами.
Коммутационная способность КРУ регламентируется требованиями
предъявляемыми к встроенным в КРУ выключателям с соответствующим приводом.
Они должны выдерживать стандартные испытательные циклы при значениях токов
включения и отключения в соответствии с требованиями ГОСТ 687-78 Е.
Требования по нагреву при длительной работе шкафов КРУ в нормальном
режиме нормируются согласно ГОСТ 8024-84. Шкафы КРУ должны удовлетворять
требованиям по стойкости к сквозным токам КЗ т.е. должны выдерживать при
включённом положении электрооборудования номинальные токи главной цепи:
электродинамической стойкости для конкретного типа КРУ и трёхсекционной
термической стойкости.
К применяемым в КРУ стационарным заземляющим ножам также предъявляются
соответствующие требования по стойкости к сквозным токам КЗ. Они должны
выдерживать без разрыва заземляющих цепей номинальный ток
электродинамической стойкости и ток термической стойкости в течение 1 с
при этом допускается приваривание контактов ножей.
По механической стойкости к шкафам КРУ предъявляются требования
обеспечивающие нормальные условия работы во всех режимах а также при
транспортировке монтаже и наладочных работах.
Для проверки такой способности регламентированы количества циклов
которые шкафы КРУ и его элементы должны выдерживать: 2000 включений и
отключений разъёмных контактов главных цепей и 500 - вспомогательных цепей;
00 перемещений выдвижного элемента из рабочего в контрольное положение и
обратно и столько же открываний и закрываний защитных шторок; 1000
открываний и закрываний дверей; 500 включений и отключений заземляющего
разъединителя. Количество циклов включений и отключений встроенного
комплектующего оборудования принимается в соответствии с ГОСТ на это
оборудование. Показатели надёжности КРУ (механический ресурс вероятность
безотказной работы долговечность и др.) устанавливаются для каждого типа
КРУ из показателей по опыту эксплуатации или отдельно коммутационных
аппаратов или КРУ в целом. Эти показатели могут быть определены также и
расчётным путём но они не должны быть меньше показателей регламентируемых
по требованиям механической стойкости и другим. Срок службы КРУ
определяется не менее 25 лет.
Требование безопасности к КРУ - одно из главных требований.
Шкафы КРУ должны иметь целый ряд блокировок в том числе не
перемещения выдвижного элемента из рабочего положения и из контрольного
положения в рабочее при включённом положении выключателя
установленного на выдвижном элементе;
включения выключателя установленного на выдвижном элементе при нахождении
выдвижного элемента в промежуточном (между рабочим и контрольным)
перемещения выдвижного элемента из контрольного (разобщённого) положения в
рабочее при включенных ножах заземляющего разъединителя;
включения или отключения разъединителей при включённом
выключателе главной цепи;
вкатывания и выкатывания выдвижного элемента с разъединителями под
нагрузкой (для шкафов без выключателей);
включения заземляющего разъединителя в шкафу секционирования с
разъединителем при рабочем положении выдвижного элемента
секционного выключателя;
включения разъединителей при включённых ножах заземляющего
разъединителя либо включения заземляющего разъединителя при включённых
открывания дверей при включённых разъединителях в шкафах со стационарными
Кроме указанных блокировок шкафы КРУ должны быть снабжены
блокировками внешних присоединений т.е. в шкафах КРУ с заземляющими
разъединителями предусматривается возможность установки устройств
осуществляющих блокирование и не допускающих:
включения заземляющего разъединителя при рабочем положении
выдвижных элементов или находящегося во включённом положении
любого коммутационного электрооборудования в других шкафах КРУ от
которого возможна подача напряжения на шкаф где размещён
заземляющий разъединитель или при включённом положении
коммутационного электрооборудования высшего и среднего напряжения
если по этим цепям может быть подано напряжение на данный шкаф;
перемещения в рабочее положение выдвижных элементов или включения любого
коммутационного электрооборудования при включённом положении заземляющего
разъединителя данного шкафа.
Конструкция шкафа КРУ должна обеспечивать локализацию аварии в
пределах одного шкафа или монтажной схемы главной цепи присоединения
(секционирования или ввод в двух и более шкафах) при времени действия
открытой электрической дуги КЗ 1 с. Это время может быть сокращено. В этом
случае конструкция КРУ должна быть снабжена такими элементами которые бы
ограничивали время действия электрической дуги до значения указанного в ТУ
на конкретный тип КРУ (разгрузочные клапаны с контактами датчики и т.п.).
При эксплуатации шкафов КРУ допустимый нагрев элементов конструкции и
механические усилия на них выхлоп газов или электрическая дуга при
коммутации выключателей не должны причинять вред обслуживающему персоналу
вызывать перекрытие изоляции шкафов КРУ и поджигание выхлопных газов. При
снятом напряжении должно быть безопасным обслуживание электрооборудования
приборов токоведущих частей и самого шкафа КРУ; должна иметься возможность
осуществления осмотра ремонта и замены соседних шкафов КРУ без нарушения
нормальной работы. Ремонт электрооборудования выдвижного элемента выполняют
при выводе выдвижного элемента в ремонтное положение.
Конструкция шкафа КРУ должна:
обеспечивать возможность безопасного обслуживания (без снятия напряжения с
главных цепей) сборок зажимов контактов вспомогательных цепей выключателя
и разъединителя аппаратов вспомогательных цепей;
обеспечивать защиту обслуживающего персонала от случайного
прикосновения к токоведущим и подвижным частям заключённым в оболочку;
защищать оборудование от попадания твёрдых тел по заданной для конструкции
После выкатывания выдвижного элемента из шкафа КРУ в ремонтное
положение все токоведущие части главных цепей которые могут оказаться под
напряжением закрываются (ограждаются) запретными шторками с
приспособлениями для их запирания. Эти шторки и ограждения не должны
сниматься или открываться без помощи ключей или специальных инструментов. В
шкафах КРУ со стационарно установленным оборудованием предусматривается
возможность установки стационарных или инвентарных перегородок (при
ремонте) для отделения находящихся под напряжением частей оборудования.
Разъединители и заземляющие разъединители должны устанавливаться в КРУ так
чтобы исключалось их самопроизвольное включение под действием силы тяжести:
напряжение к ним должно подаваться со стороны неподвижных частей; приводы к
ним должны иметь указатели положения и приспособления для их запирания.
В соответствии с требованиями к шкафам КРУ которые предъявляются к
выполнению устройств заземления каркас выдвижного элемента должен иметь
непрерывный электрический контакт с корпусом шкафа КРУ при помощи
скользящих заземляющих контактов на всём протяжении пути от рабочего до
контрольного положения выдвижного элемента не менее чем в двух местах. Не
допускается использование для заземления болтов винтов шпилек
выполняющих роль крепёжных деталей. В местах заземления должна быть надпись
Земля" или знак заземления.
Требование экономичности следует понимать как стремление к
минимальным затратам на сооружение РУ и минимальным издержкам на его
эксплуатацию при условии обеспечения необходимой надёжности и безопасности
обслуживания. Все эти требования должны учитываться при проектировании РУ.
В настоящее время всеми предприятиями изготавливаются шкафы КРУ с
техническими данными соответствующими номинальным параметрам встраиваемого
выключателя. Большая часть конструкций КРУ на наиболее распространённые для
всех отраслей народного хозяйства технические данные (напряжение до 10 кВ
номинальные токи до 1600 А токи отключения 20 кА) может быть с
электромагнитным маломасляным или вакуумным выключателем. Рассмотрим их
преимущества и недостатки.
Преимущества КРУ с электромагнитным выключателем: взрыво- и
пожаробезопасность малый износ дугогасительных контактов и рабочих
элементов дугогасителя работа в условиях частых отключений высокая
отключающая способность. Его недостатки: сложная конструкция
дугогасительного устройства с системой магнитного дутья ограниченный
верхний предел номинального напряжения ограниченная пригодность для
Преимущества КРУ с вакуумным выключателем: полная взрыво- и
пожаробезопасность возможность осуществления сверхбыстродействия и
применения для работы в любых циклах АПВ малая масса малые габариты
лёгкая замена дугогасителя простота эксплуатации.
Недостатки: относительно ограниченный верхний предел значения
отключаемого тока; возможные коммутационные перенапряжения при отключении
малых индуктивных токов отключение ограниченного ёмкостного тока БК
относительно высокая стоимость.
В зависимости от номинальных токов изготавливаемых выключателей при
напряжении 10 кВ изготавливаются КРУ различных серий с номинальными токами
0 400 630 1000 1250 1600 2000 3150 и 5000 А; с номинальным током
отключения 2; 10; 20; 315; 40 и 63 кА.
Пример. Обозначение КРУ расшифровывается следующим образом:
Комплектные РУ 6-10 кВ с электромагнитными выключателями.
Создание выключателей с электромагнитным гашением дуги позволило
значительно расширить область применения КРУ путём существенного увеличения
у них электрических параметров электродинамической и термической стойкости
при отключении токов КЗ повышенной износоустойчивости дугогасящий части
выключателей большего допустимого числа коммутационных операций без
ревизий и ремонта пожаро- и взрывобезопасности и чистоты эксплуатации так
как они не требуют масла или другого материала дугогасящей среды. Эти
выключатели гарантируют низкий уровень коммутационных перенапряжений.
Все перечисленные преимущества приводят к снижению расходов на
эксплуатацию и трудоёмкость позволяют широко применять КРУ с
электромагнитными выключателями в установках с частыми операциями включения
Комплектные РУ серий К-Х и К-ХХI предназначены в основном для
собственных нужд тепловых и атомных электростанций с энергоблоками
единичной мощности 300 500 800 1000 и 1200 МВт для которых применяют
рабочие и резервные трансформаторы СН мощностью до 63 МВ-А типа ТРНДС (с
расщеплённой обмоткой низкого напряжения).
По конструктивному исполнению КРУ К-Х (К-ХХI) подразделяют на шкафы: с
выдвижными элементами (с выключателями трансформаторами напряжения и
разрядниками) и без выдвижных элементов (с глухим шинным вводом с шинами
секционирования и с шинами кабельных вводов). Шкафы КРУ К-Х и К-ХХI состоят
из следующих основных частей: корпуса с аппаратурой; тележки с
выключателем; релейного шкафа и шинного короба. Корпус шкафа разделён
металлическими перегородками на три отсека: выкатная тележка; сборные шины;
кабельный отсек (с трансформаторами тока). Перемещение тележки в рабочее и
испытательное положение производится с помощью механизма доводки. Для
удобства обслуживания указательные реле установлены в нижней части шкафа
(под релейным шкафом). В связи с большой высотой шкафов серий К-Х и К-ХХI
счётчики в релейных шкафах этих серий не устанавливаются а выносятся на
отдельные панели счётчиков.
Шкафы серий К-Х и К-ХХI снабжены механическими блокировками
исключающими возможность операций с разъединяющими контактами под
нагрузкой а также предусматривают установку механических и
электромагнитных блок-замков для выполнения оперативных блокировок.
Взамен шкафов серий К-Х и К-ХХI разработана модернизированная серия
Комплектное РУ серии К-ХХV. Модернизированная серия КРУ (серия К-ХХV)
имеет следующие основные отличия шкафов серий К-Х и К-ХХI:
применение модернизированного выключателя ВЭМ-6;
сборные шины КРУ отделены от отсека выключателя и от верхних разъёмных
контактов главных цепей с помощью проходных изоляторов;
в целях повышения локализационной способности КРУ при
возникновении дуговых замыканий в корпусах шкафов предусмотрены
разгрузочные клапаны с вспомогательными контактами которые
используются для быстродействующего (неселективного) отключения
в конструкции выдвижного элемента механизмов доводки и блокировки
шторочного механизма на основании накопленного опыта эксплуатации внесены
некоторые изменения повышающие надёжность их работы;
сборные шины КРУ серии К-ХХV выполнены на номинальный ток
00А что обеспечивает выполнение вводов в КРУ от рабочих
трансформаторов мощностью 63 МВ-А;
в сетку схем КРУ внесены некоторые дополнения обеспечивающие возможность
выполнения всех электрических присоединений собственных нужд ТЭС и АЭС с
агрегатами мощностью 800 и 1000 МВА.
Комплектное РУ серии КЭ-10 (рис. 1) предназначено для работы в
общепромышленных установках особенно с частыми коммутационными операциями
и рассчитано на напряжение 6-10 кВ. Конструкция шкафов КРУ серии КЭ-10
значительно отличается от ранее рассмотренных конструкций КРУ. Это
единственная серия где шкафы на все номинальные токи до 3150 А имеют
одинаковые габариты и несмотря на то что сборные шины расположены
вверху шинные разъёмные контакты главной цепи расположены внизу а
линейные контакты - вверху.
По исполнению КРУ серии КЭ-10 подразделяются на шкафы с выдвижными
элементами без них и с аппаратурой частично установленной на выдвижных
элементах а частично - стационарно. На выдвижных элементах
устанавливаются: выключатели трансформаторы напряжения ошиновка с
подвижными контактами на токи от 630 до 3150 А (взамен разъединителей)
трансформаторы тока и напряжения силовые предохранители разрядники типа
РВО трансформаторы напряжения с литой изоляцией вместе с разрядниками РВО.
Шкафы КРУ без выдвижных элементов изготовляются по электрическим схемам
главных цепей: шинного или кабельного ввода кабельные сборки
трансформаторы СН 25 или 40 МВ-А разрядники РВРД разрядники РВРД с
конденсаторами и сопротивлениями разрядники РВРД с трансформаторами
напряжения. В шкафах со смешанным размещением электрооборудования
выключатель установлен на выдвижном элементе а трансформатор напряжения -
стационарно. Шкаф КРУ с выключателем (рис. 1) состоит из трёх блоков:
корпус выдвижной элемент и релейный шкаф. Корпус шкафа сборный (не
сварной) разделён металлическими перегородками на отсеки: сборных шин
представляющий собой единое целое с отсеком в котором проходят отпайки от
сборных шин к нижним (шинным) неподвижным контактам; линейный; выдвижного
Вся ошиновка во всех отсеках шкафов КЭ-10 выполняется алюминиевыми или
медными шинами со скруглёнными краями заключёнными в изоляционную
оболочку. Шины между собой в местах присоединения к электрооборудованию и
кабельных наконечников закрепляются изоляционными коробками. В своём отсеке
сборные шины размещены на ребро и закреплены на опорных изоляционных
досках установленных на боковинах отсека таким образом отсек сборных шин
каждого шкафа отделён от такого же отсека соседнего шкафа. Отпайка от
сборных шин к проходным изоляторам с нижним неподвижным контактом имеют
большую протяжённость поэтому они закреплены на двух поворотных
изоляционных опорах. Верхняя опора поворачивается вверх на 90° вокруг оси
закреплённой на боковинах у задней стенки шкафа. Для того чтобы шина не
выпадала из пазов опоры на вертикальной металлической перегородке
отделяющей отсек от линейного отсека установлены три опорных изолятора. В
горизонтальном положении опора ложится на упоры прикреплённые к поворотным
осям опоры. Нижняя опора вместе с горизонтальной изоляционной перегородкой
удерживают отпайки в нижней части отсека. Опора в рабочем (горизонтальном)
положении закреплена болтами и вращается вокруг оси у задней стенки шкафа
Линейный отсек расположен между отсеком сборных шин и отсеком
выдвижного элемента и от всех отсеков он отгорожен металлическими
перегородками. В отсеке на изоляционных досках размещаются прессованные
опорные или проходные изоляторы из полимерных материалов на которых
крепятся шины кабельной сборки. От этих шин отходят отпайки к выводам
трансформаторов тока а если их нет то к проходным изоляторам с
неподвижным контактом главной цепи. Трансформаторы тока имеют специально
предназначенную для КЭ-10 конструкцию один из выводов главной цепи
направлен вверх для присоединения шин от кабельной сборки а другой вывод
оформлен в виде неподвижного контакта главной цепи - в проходной изолятор
такой же конструкции как у нижнего неподвижного контакта. В отсеке
размещаются также заземляющий разъединитель с неподвижными контактами на
шинах кабельной сборки кабельные разделки трансформаторы тока защиты от
замыканий на землю. При присоединении до двух силовых кабелей шины
кабельной сборки не устанавливаются а жилы кабеля присоединяются
непосредственно к трансформаторам тока или вводу неподвижного контакта
главной цепи. В зависимости от электрических схем главных цепей ввод в
линейный отсек может быть выполнен сверху шинами или такими же четырьмя
силовыми кабелями. В этом случае линейный отсек от части линейного отсека
где обычно проходят силовые кабели отделяется дополнительной перегородкой
установленной выше проходного изолятора верхних неподвижных контактов.
В отсеке выдвижного отсека кроме него размещаются:
направляющие рельсы для перемещения выдвижного элемента;
скоба для фиксации его в контрольном и рабочем положениях;
шина его заземления;
захват для предотвращения его опрокидывания;
конечный выключатель сигнализирующий о месте нахождения
выдвижного элемента;
приводное устройство шторочного механизма;
приводное устройство с блокировкой заземляющего разъединителя;
пластина с отверстиями для упора рычага доводки при перемещении выдвижного
элемента в пределах отсека;
регулятор температуры для создания микроклимата в отсеке который
автоматически через промежуточное реле включает и отключает
розетка штепсельного соединения для включения ключа от замка
электромагнитной блокировки;
предусмотрено место для прохода контрольных кабелей и проводов
вспомогательных цепей с закрытыми кожухами.
Выдвижные элементы с трансформаторами напряжения и разрядниками с
трансформаторами СН имеют самостоятельные жёсткие конструкции только с
тремя подвижными контактами главной цепи. Выдвижные элементы -
разъединители на все номинальные токи и силовые предохранители. Они имеют
верхние и нижние подвижные контакты главной цепи. Выдвижным элементом КРУ
является выключатель с пружинным приводом. На нём установлены:
верхние и нижние подвижные контакты главных цепей проложенные в двух
металлорукавах провода гибкой связи с релейным шкафом на концах которых
смонтированы вставки штепсельных разъёмов;
пластины для открытия шторок;
блокировочный шток (фиксатор) связанный с педалью;
подвижный контакт заземлителя;
электроблокировочные замки для блокирования внешних присоединений;
изоляционный кожух закрывающий дугогасительные камеры и
токопроводы выключателя.
Релейный шкаф имеет такую же конструкцию как и в КРУ серии КМ-1 на
00 А. Он состоит из сварного каркаса внутри которого размещён поворотный
блок реечной конструкции с установленными на нём реле заднего
присоединения. Для насыщенных аппаратурой схем вспомогательных цепей
применяется релейный шкаф увеличенного по высоте размера (до 960 мм) в
этом случае высота шкафа до 1600 А составляет 2310 мм. Поворотный блок для
удобства обслуживания открывается справа налево а фасадная дверь с
установленными на ней приборами управления измерения сигнализации учёта
и др. - слева направо. В крайних положениях блок может быть зафиксирован
фиксаторами. На задней стенке релейного шкафа установлено два ряда зажимов
по 20 клемм в каждом через которые проходят магистральные шинки
вспомогательных цепей.
Цепи вспомогательных соединений тележки и релейного шкафа соединяются
между собой гибкими проводами и двумя разъёмными контактами по 20 цепей
каждый. На дне релейного шкафа размещается три ряда зажимов на которых
может быть до 124 зажимов. При необходимости на задней стенке
устанавливается дополнительно 30 зажимов.
Низковольтная аппаратура для схемы собственных нужд размещается в
отдельном шкафу который установлен в одном ряду со всеми шкафами КРУ.
На базе шкафов серии КЭ-10 разработано КРУ серии КЭ-6 на номинальные
токи отключения 40 кА и электродинамическую стойкость 128 кА
предназначенные для собственных нужд АЭС ГРЭС ТЭЦ с турбогенераторами
мощностью 300 МВт и выше.
Комплектные РУ 6-10 кВ с вакуумными выключателями
Первые КРУ типа К-ХIIВАК с вакуумными выключателями нагрузки ВНВП-
320 разработаны и выпускаются с 1972 г. московским заводом "Электрощит
(МЭЩ) на базе шкафов серии К-ХII и отличаются от них только конструкцией
выдвижного элемента. После накопленного положительного опыта эксплуатации
КРУ с вакуумным выключателем были разработаны и изготовлялись некоторое
время шкафы серии К-101 с вакуумным выключателем номинального тока
отключения тока трёхсекционной термической стойкости 20 кА вместо
максимального 315 кА.
Конструктивно шкафы КРУ серии К-104 для установки выдвижного элемента
с вакуумным выключателем отличаются приводным устройством заземляющего
разъединителя с блокировкой от выкатывания выдвижного элемента на
включённый заземляющий разъединитель. Соответственно разную конструкцию из-
за выключателей имеют фасадные листы выдвижных элементов.
КРУ серии К-104 изготовляются на напряжение 6 и 10 кВ номинальные
токи: шкафов - 630 1000 1600 А; сборных шин - 1600 2000 и 3150 А;
отключения и трёхсекундной термической стойкости - 20 и 315 кА;
электродинамической стойкости - 51 и 81 кА. В одном шкафу с выключателем
возможна разделка максимально до четырёх силовых кабелей сечением 3×240
По исполнению шкафы КРУ серии К-104 подразделяются на шкафы с
выдвижными элементами без них и с электрооборудованием установленными
частично на выдвижных элементах частично стационарно. На выдвижных
элементах устанавливаются: выключатели трансформаторы напряжения силовые
предохранители ошиновка с подвижными контактами на 630 1000 и 1600 А
вместо разъединителей. Со стационарно установленным электрооборудованием
изготовляются шкафы с разрядниками типа РВРД конденсаторами шинным или
кабельным вводом и кабельными сборками. Со смешанно установленным
электрооборудованием изготовляются шкафы с трансформаторами напряжения на
выдвижных элементах и разрядниками типа РВО - стационарно.
Шкаф К-104 с выключателем шинного ввода состоит из трёх блоков:
корпуса выдвижного элемента и релейного шкафа. Шкаф кабельного вида
дополнительно имеет шинный блок для кабельного ввода. Корпус шкафа с
выключателем имеет сборно-сварную конструкцию. Собирается он из
предварительно сваренных плоских рам: основания вертикальной боковых
фасадных и верхней задней. Корпус разделён металлическими перегородками на
три отсека: отсек выдвижного элемента отсек сборных шин и линейный отсек
причём отсек сборных шин расположен внизу а линейный отсек - над ним.
Отсек выдвижного элемента отделён от отсека сборных шин и линейного
отсека глухой перегородкой вертикальной рамы. В этой перегородке
установлено шесть проходных изоляторов в которых смонтированы неподвижные
штыревые разъёмные контакты главной цепи. Изоляторы установлены на
пластинах которые можно регулировать. В отсеке выдвижного элемента
размещены: шторочный механизм с приводным устройством; приводное устройство
заземляющего разъединителя; приводы вспомогательных цепей защищённые
металлорукавом и металлическими кожухами. На раме основания отсека
смонтированы: неподвижные контакты заземления выдвижного элемента и
направляющие для его перемещения; лист с установленным конечным
выключателем; швеллер с отверстиями для фиксации положения выдвижного
элемента; упор механизма перемещения; ограничитель опрокидывания выдвижного
элемента и направляющие с захватами для его перемещения. В верхней части
отсека расположены две неподвижные колодки штепсельного разъёма для связи
вспомогательных цепей; вытяжной канал с разгрузочным клапаном между задней
стенкой релейного шкафа и перегородкой линейного отсека причём клапан
имеет фигурный рычаг действующий на конечный выключатель установленный в
Отсек сборных шин отделён от линейного глухой перегородкой а от
отсека выдвижного элемента - вертикальной рамой с установленными проходными
изоляторами с шинными неподвижными разъёмными контактами. В отсеке
расположены: сборные шины по треугольнику на опорных изоляторах фазы А и В
внизу фаза С наверху. Сзади отсек закрывается съёмным листом который
крепится к вертикальным съёмным стойкам. Неподвижный разъёмный контакт
главной цепи имеет регулируемую во всех плоскостях конструкцию. Вверх
вниз влево вправо контакт может быть смещён вместе с проходным
изолятором который устанавливается на четырёх пластинах. Правильность
установки штыревого контакта вперёд назад определяется специально
поставляемым штоком с обозначенными контрольными зонами.
Линейный отсек сзади закрыт съёмным листом а сверху всегда открыт
так как при шинном вводе на него устанавливается блок шинопровода ввода а
при кабельном - шинный блок для кабельного ввода. В отсеке размещены:
трансформаторы тока;
заземляющий разъединитель;
конечный выключатель разгрузочного клапана отсека выдвижного элемента;
конечный выключатель положения заземляющего разъединителя;
неподвижные (линейные) контакты главной цепи;
шины ввода и в зависимости от электрических схем главных цепей шины
отпаек в соседние шкафы от шин ввода.
Заземляющий разъединитель состоит из:
приводного устройства расположенного в отсеке выдвижного элемента;
вала с ламелями подвижных и неподвижных контактов установленных на шинах
Характерной особенностью заземляющего разъединителя является то что
съёмная рукоятка для оперирования вставляется не внизу как во всех сериях
КРУ а вынесена наверх что делает удобной работу оператора. Приводное
устройство состоит из установленного на правой боковине приводного диска с
которые входит подпружиненный фиксатор в отключённом или включённом
положении разъединителя и фиксирует его. Включают заземляющий разъединитель
только при выведенном выдвижном элементе в ремонтное положение. В диске
имеется два отверстия через которые можно запирать приводное устройство во
включённом или отключённом положении. К приводному диску присоединены три
тяга регулируемая передающая движение на вал с ламелями подвижных
тяга поворачивающая рычаг с упором препятствующим вкатыванию выдвижного
элемента на включенный заземляющий разъединитель;
тяга регулируемая передающая вращение втулки с отверстиями для запора
блокировочным электромагнитным или механическим замком для
осуществления оперативного блокирования внешних присоединений.
Электромагнитный замок открывается и закрывается электромагнитным
ключом при подаче напряжения на установленную рядом штепсельную
розетку. Механический замок открывается и запирается одним ключом с
элементом с которым разъединитель сблокирован.
К валу заземляющего разъединителя приварены два рычага с укреплёнными
на них двумя парами ламелей подвижных контактов которые во включённом
положении замыкают: одна пара - фаза А и В а другая - фазы В и С и рычаг
действующий на конечный выключатель сигнализирующий положение заземляющего
Шкафы КРУ серии КВ-1 внутренней установки рассчитаны на установку ВКА
типа ВВ-101600-20 и предназначены для работы в условиях с частыми
коммутационными операциями в металлургической угольной химической
газовой и нефтяной отраслях промышленности. Шкафы КВ-1 могут быть
изготовлены как с изолированными токоведущими частями так и с воздушной
изоляцией их. Серия КВ-1 изготовляется по сетке электрических схем главных
цепей КРУ серии КМ-1 и рассчитана на напряжение 10 кВ номинальные токи:
шкафов - 630 1000 и 1600 А; сборных шин - от 1000 до 3150 А; отключения и
трёхсекундной термической стойкости - 20 кА электродинамической стойкости
- 52 кА. Габариты установочные присоединительные размеры такие же как у
шкафов серии КМ-1: ширина 750 мм глубина 1200 и 1300 мм (в зависимости от
электрических схем главных цепей) высота 2150 и 2310 мм (в зависимости от
вспомогательных цепей). У шкафов с трансформаторами СН и конденсаторов с
разрядниками ширина 1125 мм. Все остальные - как у КРУ серии КМ-1 до 1600А.
Рис.2. Шкаф КРУН серии К-VI-У:1- отсек вторичной коммутации; 2- тележка с
выключателем ВМП-10 К и пружинным приводом; 3 – отсек нижних разъемных
контактов трансформаторов тока кабельного ввода; 4 – отсек верхнего
разъемного контакта; 5 – отсек сборных шин.
Вновь изготовляемые конструкции КРУ серий: КМ-1 КМ-1Ф К-104 К-105
КЭ-6 КЭ-10 К-47 К-49 и других в настоящее время вытесняют конструкции
КРУ серий: КРУ2-10-20; КР-10315; К- К- К- К- К-37 и К-
так как имеют повышенную заводскую готовность и повышенную
эксплуатационную надёжность меньшие габариты и меньшую материалоёмкость
отвечают требованиям удобства проведения ремонтных работ и работ по
техническому обслуживанию.
В настоящее время прошли полный комплекс стендовых испытаний и начато
серийное производство КРУ напряжением 10 кВ с вакуумными выключателями на
номинальные токи до 3150 А токи отключения до 315 кА. Вакуумные
выключатели имеют полную взрыво- и пожаробезопасность относительно малые
Элегазовые выключатели пока нашли широкое применение в КРУ напряжением
0 и 220 кВ так как в числе других преимуществ при этих напряжениях они
имеют малые массу и габариты. Закончены разработки готовится производство
КРУ с элегазовыми выключателями на напряжение 10 кВ.
В настоящее время наибольшее распространение получила техническая идея
выкатной системы установки основного элемента (выключателя трансформатора
напряжения разрядника) а в некоторых современных конструкциях КРУ
используется жёсткая или так называемая быстросменяемая установка. Эти
способы воплощены в КРУ 8AI 20 и 8AN 20 фирмы "Сименс" а также в ячейках
фирмы "Бёнинг" (ФРГ). Применение вставных контактов облегчает смену
основного элемента ячейки и позволяет в определённой степени сохранить
преимущества выкатной системы одновременно значительно упростив их
Для создания защитных блокировок сигнализации и включения защитной
автоматики в современных конструкциях КРУ широко используются средства
электронной техники. Защита от аварийной дуги разрабатывается на основе
применения микросхем. Современные КРУ снабжаются различными датчиками:
дымообразования ионизационными пожарной сигнализации и т.д.
Камеры сборные одностороннего обслуживания КСО-298.
Камеры одностороннего обслуживания серии КСО-298 разработаны в 1998 г.
взамен камер серий КСО-366 КСО-386 КСО-272 КСО-285 КСО-292 2УМЗ ячеек
КРУ типа К-104 К-XXVI КМ1Ф и др.. Они имеют меньшие габариты что дает
возможность использовать их для модернизации и расширения (увеличения
количества фидеров) на тех же площадях распределительных устройств (РУ).
Структура условного обозначения
Вид климатического исполнения
и категория размещения по
ГОСТ 15150 и ГОСТ15543.1
Обозначение схемы главных цепей
Модификация и год разработки
Одностороннего обслуживания
Назначение. Камеры КСО-298 напряжением 6 и 10 кВ предназначены для
распределительных устройств переменного трехфазного тока частотой 50 Гц
систем с изолированной или заземленной через дугогасительный реактор
нейтралью и производятся для нужд народного хозяйства страны и для поставки
Камеры КСО допустимо применять для работы в следующих условиях: в
части воздействия климатических факторов внешней среды исполнения У и УХЛ
категории 3 и 4 по ГОСТ 15150 и ГОСТ 15543.1. При этом значение температуры
окружающего воздуха – от минус 25(С до 40(С; высота над уровнем моря не
превышает 1000 м; окружающая среда не должна быть взрывоопасной и содержать
токопроводящую пыль агрессивные пары и газы в концентрациях разрушающих
Конструкция. Общий вид камеры КСО-298 показан на рис.3. В состав камеры
входит малогабаритный вакуумный выключатель BBTEL. Основными достоинствами
данного выключателя являются:
- высокий механический ресурс;
- малое потребление электроэнергии по цепям включения и отключения;
- малые габариты и вес;
- возможность управления как по цепям оперативного постоянного так и
оперативного переменного токов.
Конструктивно камера КСО-298 состоит их трех отсеков –
высоковольтного A низковольтного С и кабельного В. При существенно меньших
– по сравнению с камерами других серий габаритах – высота кабельного
отсека обеспечивает удобство проведения работ в нем.
Сборные шины расположены в зоне D и закрыты с фасада защитным экраном.
На крайних в ряду камерах устанавливаются боковые защитные экраны.
Камеры КСО имеют изоляцию на номинальное напряжение 10 кВ.
Трансформаторы напряжения ОПН и силовые предохранители силовые
трансформаторы устанавливаются на напряжение 6 или 10 кВ.
Устройство и работа. Из камер КСО собираются распределительные устройства
(РУ) служащие для приема и распределения электроэнергии. Принцип работы
определяется совокупностью схем главных и вспомогательных цепей камер КСО.
Камера КСО представляет собой сборную металлоконструкцию составные
части которой сварены из листовых гнутых профилей.
Внутри размещена аппаратура главных цепей реле защиты управления.
Рукоятки приводов и аппаратов управления приборы учета измерения и
сигнализации расположены с фасадной стороны камеры КСО.
Доступ в камеру обеспечивают две двери: верхняя - в зону
высоковольтного выключателя трансформатора напряжения или
предохранителя и нижняя - в зону кабельных присоединений силового
трансформатора или разъединителей. Между дверью с аппаратурой
вспомогательных цепей и высоковольтным выключателем установлена съемная
перегородка предотвращающая доступ в зону высокого напряжения. На камере
имеются смотровые окна для обзора ее внутренней части.
В камере КСО имеется устройство для установки лампы внутреннего
освещения (лампа накаливания 36 В) обеспечивающее безопасность замены
перегоревшей лампы без снятия напряжения.
Сборные шины камеры КСО имеют с фасада сплошное ограждение со
Комплектные трансформаторные подстанции
Комплектная трансформаторная подстанция (КТП) - электрическая
установка предназначенная для приёма преобразования и распределения
электрической энергии трёхфазного переменного тока состоящая из
трансформатора устройства со стороны ВН распределительного устройства со
стороны НН и комплектных токопроводов (шинопроводов) соединяющих эти
элементы. Поставляется КТП в собранном или подготовленном для сборки виде.
Общей чертой комплектных трансформаторных подстанций является возможность
быстрого монтажа и длительной безаварийной эксплуатации в тяжелых
климатических условиях. Применение распределительных устройств современных
конструкций позволяет эксплуатировать подключенные к централизованной
системе управления станции в необслуживаемом режиме. Подстанции как
правило оснащаются аппаратурой по выбору заказчика. Типовые решения
рассчитаны на использование следующих основных компонентов:
коммутационных аппаратов фирм АВВ Siemens Schneider Alstom
Tavrida Electric Moeller General Electric Mitsubishi Electric
устройств защиты и приборов учета фирм АВВ Siemens Schneider
Alstom Lumel JM Tronic
трансформаторов мощности и измерительных трансформаторов фирм АВВ
Siemens Alstom Arteche Ritz Polcontact
Трансформаторные подстанции типа КТП 35-10(6) предназначены для
электроснабжения высоковольтных электроустановок различных отраслях
хозяйственной деятельности трехфазным переменным током промышленной частоты
Гц номинальным напряжением 10(6) кВ.
Приемка электроэнергии подстанцией осуществляется от двух воздушных
линий при номинальном напряжении 35 кВ а распределение (после
преобразования трансформатором 3510(6) кВ) при номинальном напряжении
В типовом 2-трансформаторном исполнении КТП состоит из следующих
функциональных элементов:
РУ – 35 кВ состоящего из одного или двух модулей транспортируемых
отдельно и соединяемых между собой на месте установки подстанции.
Трансформаторного блока состоящего из одного или двух интегральных
модулей. Станция может комплектоваться как сухими в эпоксидной
изоляции так и масляными трансформаторами.
РУ-10(6) кВ состоящего из одного или двух модулей транспортируемых
отдельно и соединяемых между собой на месте установки подстанции
Трансформаторная подстанция типа КТП 35-10(6) подготовлена к работе в
системах телемеханики телесигнализации телеизмерений и телеуправления.
Нормальная работа подстанции обеспечивается при указанных ниже
климатических условиях:
Секция № 1 РУ-35кВ состоит из фидера ввода 35кВ измерительной ячейки
фидера трансформатора 356кВ ячейки трансформатора собственных нужд блока
низкого напряжения. Секция № 2 РУ-35кВ состоит из фидера ввода 35кВ
измерительной ячейки фидера трансформатора 356кВ ячейки трансформатора
собственных нужд двух ячеек секционного выключателя. РУ-10(6)кВ состоит из
-х секций 10(6)кВ собранных из шкафов D-12PT двухэлементного исполнения.
Секции РУ-10(6)кВ идентичны и состоят из фидера ввода 10(6) кВ
измерительного шкафа пяти фидеров воздушных линий 10(6) кВ (обычно по
одному фидеру на токи 300150100А и два фидера 200А) фидера секционного
выключателя (по требованию клиента конфигурация с выключателем в каждой
секции или выключателем и разъединителем) шкафы питания конденсаторной
батареи шкафа конденсаторной батареи 10(6) кВ емкостью от 300 до 1200 кВАр
(в зависимости от мощности силового трансформатора). Каждый модуль
(контейнер) 10(6) кВ дополнительно оснащается щитком питания цепей 220В;
Гц и 110В = и щитком центральной сигнализации модуля (по желанию
Трансформаторные подстанции типа КТП 10(6) 04 предназначены для
электроснабжения электроустановок и объектов сельского хозяйства трехфазным
переменным током промышленной частоты 50Гц номинальным напряжение 10(6)кВ и
линий при номинальном напряжении 10(6)кВ а распределение при напряжении
(6)кВ и после преобразования трансформатором 10(6)04кВ при номинальном
Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) изготавливаются на заводах и
крупноблочными узлами доставляются на место монтажа.
КТП 6-1004-023 кВ внутренней и наружной установки широко
применяются для электроснабжения промышленных предприятий
сельскохозяйственных и коммунальных потребителей. Такие КТП комплектуются
силовыми трансформаторами типа ТНЗ с негорючим заполнителем
трансформаторами типа ТМЗ герметичного исполнения с азотной подушкой или
обычными масляными трансформаторами ТМ ТСМА мощностью 25 - 1000 кВА.
Комплектные трансформаторные подстанции сельскохозяйственного как
правило выполняются наружной установки и предназначены для приема
преобразования и распределения электрической энергии потребителям.
Подстанция (рис. 3) состоит из распределительных устройств высокого и
низкого напряжения силового трансформатора. Основным элементом подстанции
является силовой трансформатор типа I.
Трансформатор состоит из магнитопровода обмоток высшего (ВН) и
низшего (НН) напряжения бака и крышки. Трансформаторы мощностью 63 кВА
имеют обмотку из алюминия а трансформатор 25 кВА - из меди.
Распределительное устройство ВН (вводное устройство) 6-10 кВ представляет
собой металлический шкаф (в котором установлены силовые предохранители ПК-6
или ПК-10) с проходными изоляторами установленными на крышке. Силовой
трансформатор размещается под шкафом ввода и устанавливается на раме.
Изоляторы ВН и НН трансформатора закрываются защитным металлическим
кожухом который крепится к крышке трансформатора задней части шкафа ввода.
Трансформаторы ТМ-25 ТМ-40 ТМ-63 выполнены без охладителей; ТМ-160 ТМ-
0 ТМ-400 – радиаторными.
Подстанции трансформаторные комплектные представляют собой
однотрансформаторные подстанции наружной установки и служат для приема
электрической энергии трехфазного переменного тока частоты 50 Гц
напряжением 6 или 10 кВ преобразования в электроэнергию напряжением 04 кВ
и снабжения ею потребителей в районах с умеренным климатом (от -40°С до
+40°С). КТП выполняется с кабельными или воздушными вводами и выводами в
различных сочетаниях. При воздушном вводе КТП подключается к ЛЭП
посредством разъединителя который поставляется комплектно с КТП и
устанавливается на ближайшей опоре.
В КТП на отходящих линиях установлены стационарные автоматы. Патроны
высоковольтных предохранителей установлены внутри шкафа КТП. Подстанции
обеспечивают учет активной электрической энергии. В КТП имеются
электрические и механические блокировки обеспечивающие безопасную работу
обслуживающего персонала. В КТП имеется фидер наружного уличного освещения
который включается и отключается автоматически. Для создания нормальных
условий работы низковольтной аппаратуры схемой предусмотрен обогрев.
Однолинейная схема подключения КТП и схема её электрических соединений
представлены на рис. 3 и 4.
Рис. 3. Комплектная трансформаторная подстанция и её однолинейная схема
Рис.4. Схема электрических соединений КТП
ТЕСТЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
Расшифруйте аббревиатуру КРУ.
) комплексные разрядные установки;
) комплекс ремонтных устройств;
) комплектное распределительное устройство.
Для чего предназначены КРУ?
) приёма и преобразования электрической энергии;
) преобразования электрической энергии;
) приёма и распределения электрической энергии;
) преобразования и распределения электрической энергии.
В каких КРУ устанавливаются маломасляные выключатели?
) КРУ внутренней установки;
) КРУ наружной установки.
Какую установку имеют шкафы КРУ серии К-63?
Сколько отсеков имеет шкаф КРУН серии К-VI-У1?
Какой выключатель может располагаться в отсеке выкатной тележки шкафа
Сколько отсеков входит в состав ячейки КСО-6(10)-Э1?
Какой выключатель используется в ячейке КСО-6(10)-Э1?
) многообъёмный масляный;
Каково назначение КТП?
) приём и распределение электрической энергии;
) приём и преобразование электрической энергии;
) приём преобразование и распределение электрической энергии.
Назовите классы номинальных мощностей КТП.
) 16 25 100 250 630 кВА;
) 25 40 63 100 160 250 400 630 750 1000 кВА.
Что входит в состав вводного устройства КТП?
) силовые предохранители и проходные изоляторы;
) разъединитель и проходные изоляторы;
) силовые предохранители и силовой трансформатор.
Какие изоляторы входят в состав вводного устройства?
) опорно-стержневые;
Какими аппаратами осуществляется защита отходящих линий от
токов короткого замыкания?
) автоматическими выключателями;
) магнитными пускателями.
Каким образом происходит управление уличным освещением?
) фотореле с магнитным пускателем;
) автоматическим выключателем с фотореле;
Какие коммутационные аппараты входят в состав КТП?
) выключатель нагрузки разъединитель предохранители
заземляющий разъединитель автоматические выключатели
рубильники магнитный пускатель;
) разъединитель разрядник автоматический выключатель;
) предохранитель рубильник магнитный пускатель.
Рис. 1. Шкаф КРУ-КЭ-10 с выключателем 3200 А: 139 - изоляционные опоры;
68111617 - металлические перегородки; 5 -отпайки; 7 - изолятор
специальной конструкции; 10 - корпус шкафа; 12 - металлорукав; 13 -
выдвижной элемент; 14 -фасадная дверь; 15 - релейный шкаф; 18 - сборные
Рис. 3. Общий вид камеры
– сборные шины; 2 – шинный разъединитель; 3 – защитный экран; 4 –
выключатель; 5 – трансформаторы тока; 6 – блокиратор; 7 – приводы
разъединителей; 8 – линейный разъединитель; 9 – клеммник; 10 – транс-
форматор тока нулевой последовательности.

л.р. 2.doc

Министерство сельского хозяйства РФ
Санкт-Петербургский государственный аграрный университет
Кафедра Электротехники и Электроснабжения
Электрооборудование электрических станций и подстанций
Лабораторная работа № 1
«Средства защиты электрооборудования от перенапряжений»
Санкт-Петербург-Пушкин 2009г.
Цель работы: изучить назначение устройство и принцип действия
трубчатых и вентильных разрядников ограничителей перенапряжения.
Изучить процесс образования коммутационных и атмосферных
Нарисовать эскизы защитного искрового промежутка а также
трубчатого и вентильного разрядников.
Изучить конструктивные особенности и принцип действия разрядников и
ограничителей перенапряжения.
Осуществить тестовый самоконтроль.
Ответить на вопросы преподавателя при защите Л.Р.
Основные теоретические сведения
Перенапряжением называют всякое повышение напряжения которое может
быть опасным для электрооборудования электрической установки. К
перенапряжениям относят например те повышения напряжения которые
приближаются по величине к испытательным напряжениям электрооборудования.
При перенапряжениях может иметь место повышение напряжения как между
фазами так и фазы по отношению к земле.
К основным параметрам перенапряжения относятся: амплитуда Uмакс
время достижения амплитудного значения Тф. длительность импульса
перенапряжения до его полуспада TМ . Кроме этих параметров существуют и
другие характерные для отдельных видов перенапряжений.
Перенапряжения в электрических сетях могут возникать в результате
различных коммутационных процессов ударов молнии и т.д. Перенапряжения
независимо от причины их вызвавшей классифицируются по форме волны
перенапряжения определяющей характер его воздействия на изоляцию и
защитные устройства. ГОСТ также определяет допустимые значения
перенапряжений каждого вида которые определяют требования по защитному
уровню системы всей защиты от перенапряжений в целом и ОПН в частности.
Обычно перенапряжения принято делить на атмосферные и внутренние. Однако
существует и более детальная классификация перенапряжений по видам она
используется для более конкретного определения способов защиты от
перенапряжений. Так например для России классификация перенапряжений
согласно ГОСТ 1516.3–96 делятся на:
Внутренние перенапряжения
Внутренние перенапряжения возникают при изменении режима работы
установки например при включении отключении или внезапном изменении
нагрузки при отключении цепей с большей индуктивностью или емкостью при
отключении короткого замыкания при замыкании на землю одной фазы сети
Во всех перечисленных случаях перенапряжения возникают вследствие
освобождения запасенной в установке энергии. Максимальная амплитуда
напряжения возникающая при внутренних перенапряжениях может в несколько
раз превысить рабочее напряжение установки. Отношение амплитуды
перенапряжения к амплитуде рабочего напряжения установки называют
кратностью перенапряжения. Многократные перенапряжения могут быть опасны
как для линейной так и для станционной и подстанционной изоляции.
Опасные перенапряжения могут возникать при схеме блок генератор -
трансформатор в случае отключения его выключателем со
стороны высшего напряжения при полной нагрузке генератора т. е. когда
сильно возбужденный генератор начинает работать на ненагруженный
При отключении выключателем цепи с большой индуктивностью или емкостью
опасные величины перенапряжений возникают вследствие быстрого возрастания
сопротивления дугового промежутка в выключателе при приближении тока к
нулю. Быстрое нарастание сопротивления дугового промежутка вблизи
прохождения тока через нуль вызывает ускорение обрыва тока который почти
мгновенно уменьшается до нуля. При быстром уменьшении тока столь же быстро
изменяется и магнитный поток охватывающий провода установки. Из
электротехники известно что изменение магнитного потока вызывает наведение
в проводах э. д. с. и тем большей чем быстрее изменяются ток и магнитный
поток. Благодаря этому в случае отключения цепи с большой индуктивностью на
разомкнутых контактах выключателя и в связанной с ним сети возникает
перенапряжение. Особенно значительные перенапряжения возникают при
отключении токов холостого хода силовых трансформаторов (цепи с большой
индуктивностью) а также при отключении линий электропередачи высокого
напряжения (цепи с большой емкостью) работающих без нагрузки но с одной
стороны находящихся под напряжением. При отключении таких линий
электропередачи кратность перенапряжений может достигнуть 35 - 4 а в
некоторых случаях 45 - 5.
Перенапряжения при однофазных дуговых замыканиях на землю возникают в
сетях работающих с незаземленной нейтралью. Рассмотрим этот вопрос более
Каждая фаза сети переменного тока обладает относительно земли
некоторой емкостью равномерно распределенной по длине провода (провод фазы
и земля рассматриваются как обкладки конденсатора разделенные изолятором -
воздухом). В целях упрощения дальнейших рассуждений эти равномерно
распределенные емкости условно заменены емкостями сосредоточенными
посередине линии в виде конденсаторов включенных между фазами и землей
В нормальном режиме работы (рис.1 а) в проводах сети проходят
одинаковые по величине емкостные токи фаз относительно земли Iсо. Сумма
емкостных токов трех фаз равна нулю и никакого тока в земле не проходит.
Напряжения фаз относительно земли Ua Uв и Uс симметричны и численно равны
фазному напряжению установки.
В случае повреждения изоляции и замыкания на землю одной из фаз (рис.1
б) величины емкостных токов в сети изменяются вследствие изменения
напряжений всех фаз относительно земли. Например при полном
(металлическом) замыкании на землю фазы А ее напряжение относительно земли
Uа становится равным нулю а напряжения относительно земли неповрежденных
фаз В и С увеличиваются в [pic] раз и становятся равными междуфазному
напряжению установки: [pic] и [pic].
Емкостные токи в фазах В и С также увеличиваются в [pic] раз так как
к емкостям этих фаз относительно земли (которые остаются неизменными)
приложены уже не фазные а междуфазные напряжения. В симметричной
трехфазной системе [pic] и [pic] Емкостный ток на землю фазы А
обусловленный ее емкостью по отношению к земле равен нулю так как
указанная емкость оказывается закороченной. Сумма этих емкостных токов трех
фаз уже не равна нулю в результате чего в земле и через место повреждения
протекает емкостный ток замыкания на землю Iс который в [pic]раз больше
емкостного тока IСВ и IСС неповрежденных фаз или в 3 раза больше
емкостного тока фазы IС0 нормального режима работы
Величина тока Iс зависит oт напряжения частоты протяженности и
конструктивною выполнения сети. При нормальной частоте 50 персек ток Iс
будет тем больше чем выше напряжение и чем больше длина сети т. е. ее
емкость. В кабельных сетях при прочих равных условиях значение Iс
значительно больше чем в воздушных достигая значений в несколько десятков
Указанное повышение напряжения неповрежденных фаз относительно земли в
[pic]раз для изоляции земли сети с незаземленной нейтралью неопасно так
как изоляцию фаз относительно земли в таких сетях выполняют с учетом
подобного повышения напряжения. Однако чрезмерно длительная работа сети в
замкнутой на землю фазой недопустима так как в случае повреждения изоляции
относительно земли какой-либо другой фазы может возникнуть двухфазное
короткое замыкание через землю сопровождающееся протеканием большого тока
короткого замыкания и нарушающее довольно часто нормальную работу
потребителей большого участка сети. Поэтому в системах с незаземленными
нейтралями обязательно предусматривают специальные устройства
контролирующие состояние изоляции относительно земли а в некоторых случаях
даже отключающие при помощи релейных устройств поврежденную часть
Следует отметить что при замыкании на землю только одной фазы в
системе с незаземленной нейтралью работа приемников электроэнергии не
нарушается так как напряжения между фазами остаются неизменными как по
величине так и по фазе. С замкнутой на землю фазой допускается временная
работа (согласно ПУЭ до 2 ч) до тех пор пока не представится возможность
произвести необходимые переключения для отделения поврежденного участка.
Более опасно однофазное замыкание на землю через электрическую дугу
так как последняя может повредить электрооборудование и вызвать двух- или
трехфазное короткое замыкание (последнее часто наблюдается при однофазных
замыканиях на землю одной из жил трехжильного кабеля). Особенно опасно
возникновение дуги внутри машин и аппаратов при однофазных замыканиях на
заземленные корпуса.
В месте замыкания на землю может возникнуть так называемая
перемежающаяся дуга т. е. дуга которая периодически гаснет и зажигается
В сети обладающей индуктивностью и емкостью между фазами и по
отношению к земле всякое зажигание или погасание электрической дуги между
фазой и землей вызывает изменение напряжений фаз по отношению к земле и
изменение емкостных токов: при зажигании дуги емкостные токи в
неповрежденных фазах увеличиваются а при погасании дуги уменьшаются. Такое
изменение токов приводит к наведению в фазах сети добавочных э. д. с. в
результате чего напряжение фаз по отношению к земле становится выше
нормального и в некоторых случаях может достигнуть (25-3)Uф.
Эти перенапряжения распространяются на всю электрически связанную
сеть в результате чего возможны пробои изоляции и образование коротких
замыканий в частях установки с ослабленной изоляцией. Наиболее вероятно
возникновение перемежающихся дуг при емкостном токе замыкания на землю
более 5—10 А причем опасность дуговых перенапряжений возрастает с
увеличением напряжения сети. Наиболее опасны дуговые перенапряжения в
установках напряжением 35 кВ и выше.
В России с незаземленными нейтралями работают установки с номинальным
напряжением до 1000 В (кроме установок 220127 и 380220 В работающих с
глухозаземленными нейтралями) установки 6—10 кВ при Iс не более 30 А и
соответственно 20 А (при большем токе Iс возрастает вероятность перехода
однофазных замыканий на землю в кабелях в междуфазные короткие замыкания а
также опасность значительных повреждений в машинах и аппаратах при
внутренних однофазных замыканиях на заземленные корпуса) и установки 35 кВ
при Iс не более 10 А (при большем токе Iс возможно возникновение
перемежающихся дуг и опасных перенапряжений). При больших значениях тока
нейтраль установки заземляют через дугогасящую катушку.
Коммутационные перенапряжения. Электрические сети высокого напряжения
обладают колебательными свойствами вызванными наличием элементов с
сосредоточенными и распределенными реактивными сопротивлениями емкостного и
индуктивного характера. В нормальных эксплуатационных режимах передачи
электрической мощности эти колебательные свойства не проявляются. Каждая
плановая или аварийная коммутация вызывает переходный процесс часто
сопровождающийся возникновением перенапряжений которые могут привести к
Среди таких коммутаций в первую очередь необходимо выделить такие как
отключение ненагруженных линий с повторными зажиганиями в выключателе
отключение линий при асинхронном ходе генераторов автоматическое повторное
включение отключение слабых индуктивных токов коммутация заторможенных
асинхронных двигателей и ряд других случаев.
В отличие от грозовых коммутационные перенапряжения существенно
зависят от характеристик оборудования главным образом от выключателей и
схем сети и характеризуются относительно невысокими амплитудами в пределах
5 3.5 фазного напряжения сети частотой колебаний от сотен герц до
десятков килогерц при времени воздействия на оборудование до 2 3 мс.
Перенапряжения при отключениях электродвигателей трансформаторов или
реакторов имеют одинаковую природу вызванную обрывом (срезом) тока в
выключателе и связаны со свободными колебаниями возникающими в процессе
обмена энергией между индуктивностью нагрузки L и емкостью питающего кабеля
Ориентировочную оценку максимальной ожидаемой амплитуды перенапряжений
Um при коммутациях в описанных выше случаях можно получить из следующего
Uм = Uср + Iср* (LC)0.5 ;
где Icp - ток среза Ucp - мгновенное значение фазного рабочего
напряжения в момент среза тока. Величина тока среза главным образом
определяется технологией изготовления и применяемым типом материала
токопроводящих контактов средой дугогашения и динамическими свойствами
выключателя и является специфической величиной для каждого типа аппарата.
Дуговые перенапряжения. В сетях с изолированной нейтралью кроме
перенапряжений связанных с отключением и включением цепей наблюдается
развитие перенапряжений при однофазных замыканиях на землю и неустойчивом
горении дуги. В этих условиях возможно возникновение массовых случаев
перекрытий изоляции на здоровых фазах.
Несмотря на многолетний опыт эксплуатации сетей с изолированной
нейтралью теория возникновения и развития перенапряжений при дуговых
замыканиях на землю до настоящего времени не разработана достаточно полно.
Было установлено что перенапряжения возникают при неустойчивом горении
заземляющей дуги и сопровождаются смещением нейтрали системы что может
быть вызвано остаточными зарядами емкостей линии при гашениях дуги.
Были выдвинуты две предельные гипотезы развития перенапряжений.
Согласно первой (Петерсена) дуга успевает погаснуть при первом проходе
через ноль полного тока с учетом высокочастотных колебаний возникающих при
зажигании дуги аналогично тому как это имеет место в выключателях при
отключении емкостной нагрузки.
По второй гипотезе (Петерса и Слепяна) дуговой промежуток не успевает
сколько-нибудь существенно восстановить свою электрическую прочность при
быстром переходе через ноль высокочастотных колебаний. Восстановление
электрической прочности происходит после затухания высокочастотных
колебаний при проходе через ноль сравнительно небольшого емкостного тока
промышленной частоты.
Вероятность реализации того или иного механизма гашения дуги во многом
определяется случайными деионизирующими факторами воздействующими на дугу.
Из опыта эксплуатации распредсетей известно что гашение открытой дуги в
воздухе обычно управляется током рабочей частоты а дуга в масле может
гаснуть и при прохождении через ноль высокочастотного тока.
В результате специальных исследований было установлено что обычно
дуга пытается погаснуть при каждом прохождении полного тока (с
высокочастотной составляющей) через ноль. Однако при этом сравнительно
быстро с частотой собственных колебаний сети на дуговом промежутке
восстанавливается напряжение возникают повторный пробой и новое погасание
и так далее пока восстанавливающееся напряжение собственной частоты не
будет меньше некоторого предела (0.4Uф). После этого дуга гаснет на
дуговом промежутке сравнительно медленно восстанавливается более высокое
напряжение промышленной частоты снова возникает пробой - и процесс
Максимальное значение перенапряжений определяется по формуле:
Um = 1.5 * Uфm+ 22* Uфm* (1 - d) * (1 - k) = 3.1*Uфm;
В области практических значений d и k разница между результатами
расчетов не очень велика. Амплитуда перенапряжений лишь в редких случаях
превосходит уровень испытательных напряжений установок 10 кВ.
Однако дуговые перенапряжения опасны не столько своей амплитудой
сколько длительностью существования. В сетях с изолированной нейтралью
наличие однофазных замыканий практически не сказывается на условиях
передачи энергии потребителям и поэтому поврежденный участок может быть
отключен не сразу. Возникшая при этом дуга может существовать относительно
долго приводя к тепловому пробою изоляции и двухфазному короткому
Кроме того дуговые перенапряжения распространяются по всей сети что
повышает вероятность перекрытия ослабленных участков изоляции которое
может произойти не только у места замыкания но и в удаленных участках
На процесс развития перенапряжений в сетях часто действуют
дополнительные факторы повышающие кратность перенапряжений. Замечено что
при неустойчивых дугах на неповрежденных фазах часто срабатывают трубчатые
разрядники имеющие пониженную кратность разрядного напряжения на
промышленной частоте 50 Гц. При гашении дуги разрядником на неповрежденной
фазе когда поврежденная фаза заземлена восстанавливающее Напряжение
изменяется от нуля до удвоенного линейного. Поэтому каждый раз при
срабатывании трубчатых разрядников на изоляцию здоровых фаз воздействует
опасное напряжение 3.46 Uфт.
Следует также учитывать что применение дугогасящих аппаратов
практически не снижает предельно возможные величины перенапряжений а
только уменьшает вероятность их появления и главное длительность
существования однофазных замыканий.
Резонансные перенапряжения. Электрические системы содержат в большом
количестве элементы способные накапливать электрическую или магнитную
энергию - емкости и индуктивности. Комбинация этих элементов составляет
целый ряд колебательных контуров. Поэтому в электрических системах имеются
большие потенциальные возможности для развития резонансных явлений.
В нормальных режимах работы эти колебательные контуры зашунтированы
нагрузкой поэтому в них невозможны сколько-нибудь существенные колебания с
опасными амплитудами. Однако при некоторых схемах переключений в системе
главным образом аварийных часть колебательных контуров отсоединяется от
нагрузки и в них становится возможным возникновение свободных колебаний.
Резонансные перенапряжения при насыщении магнитопроводов электрических
машин и трансформаторов обладающих нелинейной характеристикой
намагничивания называются феррорезонансными и являются одними из наиболее
опасных для электрооборудования и сложным для анализа видом перенапряжений.
Вероятность возникновения резонансных перенапряжений увеличивается с
увеличением протяженности кабельных линий и емкости сети искусственным
поддержанием повышенного напряжения в сети с целью компенсации потерь
наличием слабонагруженных трансформаторов использованием в магнитных
системах трансформаторов материалов с улучшенными характеристиками
повышающие их индуктивность и шунтирующие емкость.
В зависимости от параметров резонансных контуров феррорезонансные
перенапряжения могут возникать на основной частоте высших гармониках и на
субгармониках. Как показывают результаты многочисленных исследований и опыт
эксплуатации промышленных сетей наиболее опасные феррорезонансные
напряжения возникают на промышленной частоте.
В сетях с изолированной нейтралью или дугогасящим реактором
феррорезонанс может возникать в полнофазных режимах работы в сети при
наличии индуктивности с насыщающимся сердечником включенной параллельно
фазной емкости сети на землю. Такой индуктивностью часто является обмотка
трансформатора напряжения. Однако наиболее вероятной схемой для развития
феррорезонанса являются неполнофазные режимы вызванные обрывом фазного
провода или перегоранием предохранителя а также неодновременным
отключением (0.04 с и более) всех трех фаз коммутационным аппаратом.
Опасность феррорезонанса при неполнофазных режимах заключается как в
высоких амплитудах перенапряжений превышающих уровень изоляции отдельного
оборудования (например электродвигателей) так и в длительности их
воздействия которое соответствует времени существования неполнофазного
Неполнофазный режим приводит к феррорезонансному преобразованию
однофазного напряжения в трехфазное. Направление чередования фаз при этом
может установиться как прямое так и обратное. В первом случае
феррорезонанс приводит к длительному повышению напряжения до 2.2 2.3Uфm.
При обратном чередовании происходит опрокидывание фазы и повышение одного
из фазных напряжений до 3.8 4.2Uфm. При этом возможны повреждения
вентильных разрядников нелинейных ограничителей перенапряжений и
трансформаторов напряжения.
Феррорезонанс в промышленных сетях как правило возникает при
замыкании фазы на землю у источника питания при работе трансформатора в
конце линии с изолированной нейтралью при отключении (обрыве) одной или
двух фаз на первичной стороне трансформатора при работе трансформатора на
холостом ходу при возникновении резонансного контура на промышленной
частоте образованного емкостью линии и индуктивностью трансформатора.
Режим заземления одной фазы у источника напряжения и обрыва фазы со
стороны трансформатора обычно создается при повреждениях проводов. Режим с
разомкнутыми одной или двумя фазами на первичной стороне трансформаторов
возникает при срабатывании предохранителей отказе одной или двух фаз
выключателей и при неодновременности коммутации его полюсов.
При проектировании и эксплуатации сетей необходимо принимать все меры
конструктивного и схемного характера по недопущению возникновения условий
благоприятных для возникновения феррорезонанса. Следует учитывать что в
соответствии с рекомендациями международной электротехнической комиссии (ТК
МЭК: разрядники) квазистационарные перенапряжения феррорезонансной
природы не должны влиять на выбор параметров защитных устройств.
Атмосферные перенапряжения. Источником возникновения атмосферных
(грозовых) перенапряжений в электрических системах является грозовой
разряд возникающий при ударе молнии в электрическую установку
(перенапряжения прямого удара) или вблизи нее в землю (индуктированные
При прямом ударе молнии в линию электропередач в месте разряда
происходит нейтрализация положительных зарядов напряжение на пораженном
проводе резко возрастает и в обе стороны от места удара распространяются
волны перенапряжений как правило отрицательной полярности тока молнии
достигающие электрических подстанций и воздействующие на изоляцию всех их
Молния представляет собой источник тока который в простейшем случае
имеет форму апериодического импульса и характеризуется амплитудой Iм
крутизной фронта Si = didt длительностью фронта Тф и длительностью
импульса Тм. Для токов молнии характерны крутизна фронта до 100 кАмкс
длительность фронта и самого импульса не более 10 мкс и 100 мкс
соответственно. Максимальный ток молнии может достигать 200 кА.
Наиболее часты токи молнии до 50 кА. Токи молнии с амплитудами
100 кА наблюдаются редко а токи свыше 100 кА очень редки и должны
учитываться при проектировании только наиболее ответственных электрических
Грозовой разряд оказывает на объекты электромагнитные тепловые и
механические воздействия. С ним связано электромагнитное поле канала
молнии которое индуктирует напряжение на проводах и проводящих
конструкциях вблизи места удара. С точки зрения молниезащиты наибольший
интерес представляет анализ волн индуктированных перенапряжений и прямой
удар молнии воздействующих на изоляцию линии электропередачи и
электрооборудования подстанций.
При прямом ударе молнии в линию ток растекается по пораженному проводу
в обе стороны и амплитуда перенапряжения определяется по формуле :
где Z - волновое сопротивление провода которое определяется высотой
подвеса относительно земли h и его радиусом r и в среднем может быть
принято равным 300 Ом или рассчитано по формуле:
На линии с металлическими опорами импульс перенапряжения с амплитудой
Um воздействует на изоляцию провода на опоре. При токах 5 10 кА т.е. в
подавляющем большинстве грозовых разрядов в линию создаются перенапряжения
(750 1500 кВ) достаточные для перекрытия гирлянды изоляторов.
На линиях с деревянными опорами перекрытие чаще всего происходит между
проводами по пути «гирлянда - траверса - гирлянда». Импульс на пораженном
проводе индуктирует напряжение на соседнем проводе в соответствии с
коэффициентом электромагнитной связи k:
После перекрытия изоляции пораженного провода в путь тока вместо
волнового сопротивления провода Z2 включается значительно меньшее
импульсное сопротивление заземления опоры RИ. Если разряд молнии произошел
в провод на небольшом расстоянии от опоры через заземлитель проходит
практически полный ток молнии Iм и опора приобретает потенциал
приблизительно равный IМRИ.
На соседнем проводе наводится потенциал к*Iм*RИ. Отсюда следует что
вероятность перекрытия в этом случае тем меньше чем ниже сопротивление RИ.
Исходя из требований грозоупорности электрических установок импульсное
сопротивление заземления опор не должно превосходить значения 10 Ом.
Наибольшие перенапряжения на линиях возникают при прямом ударе молнии.
Тем не менее определенную роль играют и удары молнии вблизи линии. Такие
удары приводят к возникновению индуктированных перенапряжений на проводах
Электрическая прочность изоляции зависит от формы воздействующего
напряжения. Не вдаваясь в подробности необходимо отметить что пробивное
напряжение изоляции тем выше чем короче время воздействия напряжения.
Распространяющийся по линии импульс перенапряжения деформируется и
затухает. Основной причиной деформации и затухания являются импульсная
корона и сопротивление земли через которую ток импульса замыкается. На
образование импульсной короны расходуется энергия фронта импульса. В
результате этого происходит удлинение его фронта.
Практически с тепловым эффектом тока молнии следует считаться лишь при
использовании проводников малого сечения например в плавких
предохранителях. Однако непосредственное соприкосновение металлов с каналом
молнии может представлять большую опасность так как его температура может
достигать 20 30 тысяч градусов Цельсия и привести к выплавлению металла
на глубине нескольких миллиметров.
Механические воздействия молнии на линиях электропередачи проявляются
в виде расщепления деревянных стоек и траверс опор. Протекание тока молнии
по внутренним волокнам дерева приводит к взрывообразному испарению
содержащейся в древесине влаги и вырыванию щепы длиной до нескольких
Механическое воздействие тока молнии связано также с
электростатическими силами возникающими между зарядами в диэлектрике
остающимися после прохождения тока молнии. Эти воздействия имеющие ударный
характер приводят к разрушению каменных и кирпичных построек не
защищенных молниеотводами. Очень опасны случаи когда ток молнии проходит
через узкие каналы. При этом возникают значительные разрывающие усилия
способные разрушить канал например трубчатый разрядник.
СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
Все средства можно разделить на: искровые промежутки разрядники
ограничители перенапряжений.
Защитный искровой промежуток является простейшим защитным устройством
включенным параллельно изоляционной конструкции. Конструктивно защитные
промежутки выполняются в виде стержневых электродов создающих
резконеоднородное поле. Для таких электродов характерно значительное
возрастание разрядного напряжения при малых временах что не всегда
позволяет осуществить координацию вольт-секундных характеристик изоляции и
защитных промежутков во всем диапазоне предразрядных времен.
Разрядник - электротехническое устройство в простейшем случае в виде
двух или нескольких электродов разделенных диэлектрическим промежутком
(напр. воздухом). Применяют для защиты электрических сетей и установок от
перенапряжений (электрический пробой возникающий между электродами
разрядника предотвращает пробой изоляции между проводниками) а также для
переключения электрических цепей (искусственно вызывается или гасится
разряд между электродами разрядника).
Ниже приведены эскизы и краткое описание некоторых типов разрядников.
Трубчатые разрядники (РТ)
Основное назначение РТ – защита линейных подходов к подстанциям
электрооборудования маломощных подстанций 3-10 кВ и участков пересечения
линий различного номинального напряжения.
В типе разрядника: Р - разрядник Т - трубчатый Ф - фибробакелитовый В -
винипластовый ВС - винипласт стеклопластик ( материал дугогасительной
камеры и корпуса ) число после первого дефиса — номинальное напряжение
кВ; в числителе - нижний предел тока отключения кА в знаменателе -
верхний предел тока отключения кА; У - для работы в районах с умеренным
климатом ХЛ - с холодным климатом; цифра 1 - для работы на открытом
Выпускаются на напряжение 3 6 10 20 35 110 220 кВ.
Крутая вольт-секундная характеристика и наличие зоны выхлопа не позволяют
использовать трубчатые разрядники для защиты подстанционного оборудования.
Поскольку работа трубчатого разрядника сопровождается выхлопом сильно
ионизированных газов расположение их на опоре должно быть таким чтобы
выхлопные газы не вызывали междуфазных перекрытий или перекрытий на землю.
Для этого в зону выхлопа не должны попадать токоведущие части других фаз
заземленные конструкции а также зоны выхлопов разрядников защищающих
Вентильные разрядники (РВ).
Этот тип разрядников применяется для защиты изоляции электрооборудования
станций и подстанций от воздействия перенапряжения.
Основными элементами являются многократный искровой промежуток (см. рис.
ниже) и соединенный с ним последовательно резистор с нелинейной ВАХ.
Основой для нелинейного резистора служит порошок электротехнического
карборунда SiC. При повышении напряженности поля (повышении напряжения на
резисторе) сопротивление запорного слоя резко падает и значение
сопротивления нелинейного резистора начинает определяться собственно
карборундом. Так как свойство материала резко менять свое сопротивление в
зависимости от напряжения обеспечивая пропускание очень больших токов при
высоких напряжениях и весьма малых при пониженных называется "вентильным
то и название аппарата вентильный разрядник.
Гашение сопровождающего тока в многократном искровом промежутке (ИП)
Единичный искровой промежуток с неподвижной дугой (разрез)
основано на нестабильности горения короткой дуги в промежутке с холодными
электродами Промежуток представляет собой кольцевую щель между двумя
медными конически расположенными электродами. Щель пронизывается магнитным
полем создаваемым постоянными магнитами. Возникшая дуга под действием
магнитного поля с большой скоростью вращается по кольцевой щели интенсивно
охлаждаясь что способствует более быстрому нарастанию электрической
прочности после погасания дуги. Увеличение сопровождающего тока позволяет
уменьшить нелинейное сопротивление а следовательно и остающееся
напряжение. После гашения тока которое происходит при его прохождении
через нулевое значение напряжение на искровых промежутках
восстанавливается практически по синусоиде промышленной частоты.
В типе разрядника: Р - разрядник В - вентильный О - облегченный С -
станционный М - с магнитным гашением дуги К - комбинированный; А Г 1
(после дефиса) М ( после цифр) - модификация или модернизированный (РВС)
РД - с растягивающейся дугой число после дефиса - номинальное напряжение
кВ; числа 4070 - соответственно скорость ветра мс и дополнительное
тяжение провода даН.
Разрядники вентильные серии РНК на напряжение 05 кВ
предназначены для защиты устройств контроля изоляции высоковольтных вводов
высоковольтных трансформаторов (КИВ-500). Разрядники серии РНК
соответствуют ТУ16-521.218-76.
Разрядник состоит из единичного искрового промежутка и рабочего нелинейного
резистора (3) заключенных в герметично закрытую фарфоровую покрышку (4).
Рабочий резистор разрядника изготовлен из спецмассы "Вилит" и обладает
нелинейной вольт-амперной характеристикой. Искровой промежуток образован
двумя фасонными латунными электродами (1) разделенными изолирующей
В структуре условного обозначения принято:
К - для устройства контроля изоляции;
ХХ - номинальное напряжение;
У(ХЛТ) - климатическое исполнение;
- категория размещения;
Разрядники вентильные серии РВС на напряжение от 110 до 220 кВ
Разрядники вентильные серии РВС от 110 до 220 кВ предназначены для защиты
от атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования переменного тока
частотой 50 и 60 Гц. Изготавливаются для сетей с эффективно заземленной
М - модернизированный;
- категория размещения
Разрядник каждого типа серии РВС состоит из нескольких элементов каждый
из которых содержит блок многократных искровых промежутков (1) и рабочих
нелинейных резисторов (2) заключенных в герметично закрытой фарфоровой
нелинейной вольт-амперной характеристикой.
Разрядник устанавливается на изолированном от земли основании (4) для
удобства присоединения регистратора срабатывания и для измерения токов
проводимости. К крышке верхнего элемента разрядника крепится экранирующее
Разрядники вентильные серии РВС на напряжение от 15 до 35 кВ
Разрядники вентильные серии РВС предназначены для защиты от атмосферных
перенапряжений изоляции электрооборудования переменного тока частотой 50 и
Гц. Изготавливаются для сетей с любой системой заземления нейтрали.
Разрядник каждого типа серии РВС состоит из блока многократных искровых
промежутков (1) и рабочих нелинейных резисторов (2) заключенных в
герметично закрытой фарфоровой покрышке (3).
Разрядник устанавливается на изолированном от "земли" основании (4) для
Т - климатическое исполнение;
Разрядники вентильные с магнитным гашением серии РВРД на напряжение 36 и
Разрядники вентильные с магнитным гашением специального назначения серии
РВРД предназначены для защиты изоляции вращающихся электрических машин
переменного тока частотой 50 и 60 Гц от атмосферных перенапряжений.
Разрядники предназначены для эксплуатации в районах с умеренным холодным и
тропическим климатом при температуре окружающего воздуха
РД - с растягивающейся дугой;
У(Т) - климатическое исполнение;
Разрядники вентильные серии РВС
Разрядники на класс напряжения 138 60 66 кВ изготавливаются для сетей с
любой системой заземления нейтрали; на класс напряжения 22 33 132 и 230
кВ - для сетей с эффективно заземленной нейтралью
Разрядник каждого типа серии РВС состоит из одного или нескольких
элементов каждый из которых содержит блок многократных искровых
проводимости. К крышке верхнего элемента разрядников на класс напряжения
2 230 кВ крепится экранирующее кольцо.
Разрядник вентильный типа РВНЭ - 05МНУ1
Разрядник вентильный типа РВНЭ-0.5МНУ1 предназначен для защиты фильтрующего
дросселя в схеме защиты крышевого электрооборудования электропоездов от
грозовых перенапряжений и повышения надежности помехоподавления.
Разрядник состоит из единичного искрового промежутка (1) и высоколинейного
резистора (2) изготовленного на основе окиси цинка. Единичный искровой
промежуток соединенный последовательно с резистором сжат цилиндрической
пружиной (3) в герметичном пластмассовом корпусе (4). Герметизация
разрядника осуществляется заливкой паза в корпусе клеем на основе
Э - для электроподвижного состава;
Н - повышенной надёжности;
У - климатическое исполнение;
Металлоксидные ограничители перенапряжения среднего напряжения
Почти все новые высоковольтные сети смонтированные за последние 15
лет оборудованы МО ОПН. Напротив в сетях среднего напряжения все еще
устанавливаются обычные вентильные разрядники. В последнее время МО ОПН без
искровых промежутков получили широкое распространение и в этих сетях. Эта
замена оправдала себя в высоковольтных сетях благодаря лучшему уровню
защиты особенно при импульсах перенапряжений с очень крутым фронтом и
лучшими характеристиками в условиях загрязненной окружающей среды. Переход
к полимерному корпусу стал возможным при изготовлении ОПН без необходимых
ранее искровых промежутков. Полимерные корпусы также имеют другие важные
преимущества. Это - высокая надежность (герметизация от проникновения
влаги!) и существенное снижение риска разрушающего воздействия в случае
выхода ОПН из строя (осколочное разрушение корпуса).
МО ОПН состоит только из двух элементов. Один из них - активная часть
состоящая из одного или более обычно цилиндрических МО дисков
(резисторные блоки). Второй - изоляционный корпус из полимерного материала.
Механическая прочность ОПН обеспечивается либо за счет корпуса (например
фарфорового) или в случае полимерного корпуса за счет внутренней
активной части. В последнем случае волоконно-армированная структура либо
полностью охватывает резисторные блоки либо стягивает их по концам
придавая конструкции жесткость и прочность. Простая и механически надежная
конструкция активной части пониженная вероятность разрушения при
повреждении ОПН делает возможным использование некоторых ОПН с полимерным
корпусом в качестве опорных изоляторов в определенных условиях.
Принцип действия ОПН
ОПН ограничивает напряжение прикладываемое к его зажимам формируя
делитель напряжения вместе с полным сопротивлением источника перенапряжения
или с волновым сопротивлением питающей линии. Сопротивление ОПН нелинейно
поэтому при превышении некоторого предела небольшие изменения напряжения на
зажимах ОПН приводят к стремительному росту тока через резисторы. Чем
больше нелинейность тем меньше диапазон остающегося напряжения ОПН.
Рис. 4. Типичная вольтамперная характеристика МО ОПН на 10 кА Класс 1.
Поскольку МО ОПН не имеют искровых промежутков и их нелинейность
настолько велика что при нормальных эксплуатационных режимах ток
протекающий через резисторы очень мал в проводящее состояние ОПН
переходит непрерывно и срабатывает практически без задержки (в зависимости
от вольтамперной характеристики используемых МО дисков).
Другими словами отсутствует задержка в срабатывании как это имеет
место в разрядниках с искровыми промежутками где сначала должно быть
превышено пробивное перенапряжение промежутков. Это означает что МО ОПН
имеют два существенных преимущества. Во-первых МО ОПН надежно ограничивает
напряжение до безопасных значений даже для импульсов с крутым фронтом и
даже в самом начале импульса перенапряжения. Во-вторых не существует пути
по которому коммутационные импульсы с небольшой амплитудой могли бы
Когда уровень перенапряжения спадает ток в резисторах уменьшается в
соответствии с характеристикой МО дисков а сопровождающий ток характерный
для разрядников с искровыми промежутками в ОПН не возникает. Это особенно
важно в сетях постоянного тока потому что отсутствует прохождение тока
через нуль необходимое для гашения дуги в искровых промежутках
разрядников. Поэтому МО ОПН могут использоваться как в сетях с частотой
60 Гц и 16 23 Гц так и в сетях постоянного тока предполагая
правильный выбор МО ОПН.
ТЕСТЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ.
Что является источником грозовых перенапряжений:
) короткое замыкание 2) молния; 3) перегрузка.
Чем осуществляется защита от прямых ударов молнии?
) антенной; 2) трубчатым разрядником; 3) молниеотводом.
Какие элементы электрической сети защищают стержневые
) линии электропередачи; 2) открытые распределительные
устройства;3)1) и 2).
Какие элементы электрической сети защищают тросовые молниеотводы?
) комплектные трансформаторные подстанции;
) комплектные распределительные устройства;
) линии электропередачи; 4) открытые распределительные устройства;5)
Какую величину необходимо определить для расчёта заземляющего
) сопротивление вертикального стержня;2) сопротивление
горизонтальных полос;
) сопротивление железобетонного фундамента; 4) 1 и 2; 5) 2 и 3
Какую функцию выполняют разрядники?
) защитную; 2) коммутационную; 3) сигнальную.
За счёт чего происходит гашение дуги в трубчатом разряднике?
) фильтрации высших гармонических составляющих импульсного
) минимального сопротивления заземляющего устройства;
) газогенерирования.
Расшифровать аббревиатуру: РТВ-35-210У1
) разрядник трубчатый винипластовый на 35 кВ нижний предел тока
отключения - 2 кА верхний предел тока отключения - 10 кА для работы
в умеренном климате на открытом воздухе;
) разрядник вентильный на 35 кВ номинальный ток - до 200 А ток
отключения - 10 кА тропического исполнения унифицированный для закрытых
) разрядник трубчатый внутренней установки рабочее напряжение 35
кВ ток отключения - от 2 до 10 кА унифицированный 1-й категории.
Что является основным элементом вентильного разрядника?
) многократный искровой промежуток и соединённый с ним
последовательно резистор с нелинейной вольт-амперной характеристикой;
) многократный искровой промежуток и соединённый с ним параллельно
резистор с нелинейной вольт-амперной характеристикой;
) дугогасительная камера.
Для чего предназначен вентильный разрядник?
) защиты линий электропередачи от токов короткого замыкания;
) защиты изоляции электрооборудования станций и подстанций от
) защиты изоляции электрооборудования станций и подстанций
Что называется напряжением гашения?
) наибольшее напряжение промышленной частоты;
) наименьшее импульсное напряжение;
) наибольшее импульсное напряжение.
Расшифровать аббревиатуру: РВРД-10Т1
) разрядник вентильный с растягивающейся дугой на 10 кВ
тропического исполнения 1 категории размещения;
) разрядник вентильный радиальный для защиты электродвигателей
номинальное напряжение 10 кВ термостойкий для работы на открытом воздухе.
Рис. 1. Трехфазная система с незаземленной
нейтралью а - нормальный режим работы;
б – случай однофазного замыкания на землю.

Генплан в2.dwg

Условные обозначения
Двухтрансформаторная подстанция
Однотрансформаторная подстанция
Кабельная линия 038 кВ
Кабельная линия 6-10 кВ
Экспликация зданий и сооружений
Насосная промышленной водыn
Установка сжигания газаn
Главный корпус сернокислого цехаn
Промывочное отделение сернокислого цехаn
Кислородная станцияn
Обогатительная фабрикаn
Анодно-вайербарсовый цехn
Фильтровально-сушильный цехn
Компрессорная станцияn
Металлургический цехn
Склад дробления флюсовn
Лабораторный корпусn
Ремонтно-механический цехn
Заводоуправление и столоваяn
Пылеугольная фабрикаn
Вентиляционная установкаn
Цех пылеулавливанияn
Цех слабой серной кислотыn
Склад недробленых флюсовn

Генплан в1.dwg

Условные обозначения
Двухтрансформаторная подстанция
Однотрансформаторная подстанция
Кабельная линия 038 кВ
Кабельная линия 6-10 кВ
Экспликация зданий и сооружений
Насосная промышленной водыn
Установка сжигания газаn
Главный корпус сернокислого цехаn
Промывочное отделение сернокислого цехаn
Кислородная станцияn
Обогатительная фабрикаn
Анодно-вайербарсовый цехn
Фильтровально-сушильный цехn
Компрессорная станцияn
Металлургический цехn
Склад дробления флюсовn
Лабораторный корпусn
Ремонтно-механический цехn
Заводоуправление и столоваяn
Пылеугольная фабрикаn
Вентиляционная установкаn
Цех пылеулавливанияn
Цех слабой серной кислотыn
Склад недробленых флюсовn

л.р.6.doc

Министерство сельского хозяйства РФ
Санкт-Петербургский государственный аграрный университет
Кафедра Электротехники и Электроснабжения
Электрооборудование электрических станций и полдстанций
Лабораторная работа № 6
«Защитная и коммутационная аппаратура
в установках напряжением до 1000 В»
Санкт-Петербург-Пушкин 2009г.
Цель лабораторной работы:
Изучить защитные и коммутационные аппараты применяемые в
электрооборудовании электрических сетей напряжением ниже 1000 в
Изучить назначение конструкцию и принцип действия коммутационной
аппаратуры напряжением ниже 1000 В:
Б) Магнитных пускателей.
2. Изучить назначение конструкцию и принцип действия защитной
А) автоматических выключателей.
Б) Плавких предохранителей.
Нарисовать эскизы аппаратов по указанию преподавателя.
Осуществить самотестирование по предложенным вопросам.
Подготовить отчёт по выполненной работе и защитить его
преподавателю ответитв на вопросы.
Рубильник предназначен для ручного включения и отключения цепей с
постоянным напряжением до 440 В и переменным 500 В. Гашение дуги
постоянного тока при небольшом значении тока (до 75 А) происходит за счет
механического удлинения дуги двигающимся ножом. Чем больше скорость
движения контакта тем больше скорость растяжения дуги и меньше время ее
горения. При отключении больших токов решающим фактором являются
электродинамические силы. Эта сила действующая на единицу длины дуги
примерно обратно пропорциональна длине ножа. В связи с этим длина ножа
может быть достаточно малой и выбирается такой чтобы обеспечить гашение
малых токов (менее 75 А).
Рубильники должны обеспечивать надежное отсоединение установки от
напряжения с тем чтобы можно было безопасно производить ее ремонт поэтому
расстояние между контактными стойками берется не менее 005 м. На процесс
гашения дуги оказывают влияние также тепловые потоки воздуха создаваемые
дугой. Гашение дуги получается более успешным в том случае когда
растяжение дуги за счет конвективного движения воздуха совпадает с
направлением действия электродинамических сил (рубильник устанавливается
так чтобы кривизна дуги была обращена вверх).
При отключении переменного тока дуга в рубильнике гасится за счет
возникновения электрической прочности 200-220 В около каждого катода.
Применение для двухполюсной цепи двухполюсного рубильника позволяет легко
гасить дугу с номинальным током при напряжении до 380в. Однополюсный
рубильник с одним разрывом надежно работает в цепи с напряжением 220 В.
Рубильники с центральной рукояткой разрешается применять только для
отключения цепи без тока. Отключение цепей с током разрешается в том
случае когда дуга не может воздействовать на руку (рукоятка привода
находится сбоку или применяется рычажной привод).
Как правило критический ток рубильника меньше его номинального тока
продолжительного режима. Для рубильников с боковой рукояткой или с рычажным
приводом отношение отключаемого тока к номинальному составляет 02 при
постоянном напряжении 220 В и 03 для переменного напряжения 380 В. При
постоянном напряжении 440 В и переменном 500 В указанные аппараты
предназначены только для отключения обесточенных цепей.
Для увеличения отключающей способности рубильник снабжается
дугогасительной камерой в виде дугогасительной решетки. При этом
отключающая способность рубильников увеличивается до 05 Iн при постоянном
напряжении 440 В и переменном 500 В а в цепях с постоянным напряжением 220
В и переменным 380 В они способны отключать номинальный ток. Полюс
рубильника состоит из двух неподвижных контактов укрепленных на плите из
изоляционного материала и ножа вращающегося на оси укрепленной в нижнем
Но конструктивному выполнению различают рубильники одно- двух- и
трехполюсные с передним пли задним приспособлением проводов.
Рис. 1. Рубильник с центральной рукояткой Р2515 У3 на ток 3000 А
Рубильники серии Р. Рубильники серии «Р» предназначены для неавтоматической
коммутации силовых электрических цепей номинальным напряжением до 660В
переменного тока частоты 50 и 60 Гц и до 440 В постоянного тока. Эти
рубильники применяются для ремонта как комплектующие и ЗИП для изделий
снятых с производства внутри страны и на экспорт а также для комплектации
устройств по ранее выполненным проектам.
Классификация. Рубильники классифицируются по виду рукоятки привода
(боковая несъемная) номинальному току (630 А) числу полюсов (3) наличию
вспомогательных контактов (без вспомогательных контактов) степени защиты
Структура условного обозначения Р11 - 39320-00[*]3:
Р — вид аппарата; 11 — сочетание вида рукоятки привода —
боковая несъемная; 39 — номинальный ток — 630 А; 3 — число полюсов
— 3; 2 — плоскость присоединительных зажимов параллельна плоскости
монтажа аппарат без дугогасительных камер; 0 — без вспомогательных
контактов; 00 — степень защиты аппарата IP00 по ГОСТ14255-69; [*]3 —
климатическое исполнение (У УХЛ Т) и категория размещения (3) по
Особенности конструкции. Общий вид рубильника представлен на рис. 2.
Аппарат представляет собой сборку на общем пластмассовом валу определенного
количества однотипных пакетов стянутых шпильками.
Набор неподвижных контактов с корпусом составляет пакет. Число пакетов
рубильника соответствует числу полюсов с добавлением одного корпуса в
котором размещен механизм фиксации. Подвижные контакты составлены из двух
параллельных ножей на каждый полюс. Ножи сжаты спиральными пружинами
осуществляющими контактное нажатие и собраны в отдельный узел который
установлен в валу. Механизм фиксации служит для фиксирования рукоятки
привода в положениях «включено» и «отключено». Он состоит из двух
толкателей с пружинами помещенными в специальные пазы.
При повороте вала рукояткой привода осуществляется замыкание и
размыкание контактов. Конструкция контактных выводов обеспечивает
присоединение медных и алюминиевых проводов шин и кабелей сечением
согласно ГОСТ12434-83 и ПУЭ.
Рис. 2. Общий вид трехполюсного рубильника серии «Р»:
- пластмассовый вал; 2 -пакеты; 3 - неподвиж-ные контакты;
-корпус; 5 - подвижные контакты; 6 - толкатель; 7 — пружина; 8 — рукоятка
Рубильники Р11 применяются без дугогасительных камер только в качестве
разъединителей без тока. Коммутируемый ток при встраивании аппаратов в
оболочки степени защиты IP32 IP54 снижается на 20%.
Рубильники серий РБ РП РЦ РПС РПЦ РПБ Р2515 и Р3545. Рубильники этих
серий предназначены для комплектации силовых ящиков шкафов щитов и
других. распределительных устройств.
Рубильники РБ-31 РБ-32 РБ-34 РБ-36 с боковой съёмной рукояткой (или
приводом) исполнение привода правое (или левое) изготовляются на токи 100
Рубильники со смещенным приводом в комплекте с предохранителями РПС-1
РПС-2 РПС-4 и РПБ-36 изготовляются на токи 100 250 400 630 А. Могут
поставляться с боковой съемной рукояткой.
Рубильники с центральным приводом РЦ-6 УЗ РПЦ5-1000 УЗ изготовляются на
Рубильники с управлением изоляционной штангой РП5-1000 УЗ РП5-
00 УЗ Р3545 УЗ изготовляются на токи 1000 1600 2000 А.
Рубильник с центральной рукояткой Р2515 УЗ изготовляется на ток 3000
Структура условного обозначения
РБ-[*] У3:Р - рубильник; Б - обозначение вида привода: боковой съёмной
[*] - условное обозначение номинального тока: 31 – 100 А; 32 – 250 А;
– 400 А; 36 – 630 А; У3 - климатическое исполнение и категория
размещения ГОСТ 15150-69. РП[*]-[*] У3: РП - рубильник с предохранителями;
[*] - обозначение вида привода: C – смещенный; Б – с боковой съёмной
рукояткой; [*] - условное обозначение номинального тока: 1 – 100 А; 2 – 250
А; 4 – 400 А; 36 – 630 А; У3 - климатическое исполнение и категория
размещения ГОСТ 15150-69.
Особенности конструкции. Общий вид габаритные установочные и
присоединительные размеры рубильников приведены на рис. 3 – 12.
Основными частями аппаратов являются ножи контактные и совмещённые
стойки смонтированные на общей плите. Рубильники имеют по одному ряду
совмещённых и контактных стоек. Необходимое контактное нажатие
обеспечивается пружинами на совмещённых – сферическими шайбами. У
аппаратов контактные ножи связаны осью приводящейся в движение посредством
симметрично расположенных по длине тяг второй конец которых шарнирно
соединён с валом. На рубильниках вал приводится во вращение боковой съёмной
рукояткой (или приводом) устанавливаемой на одном его конце. Съёмная
рукоятка снимается в отключённом положении аппарата. Рубильники РП5-1000 УЗ
(рис. 9) включаются и отключаются пофазно изоляционной штангой за
специальные кронштейны. Штанга входит в комплект рубильников. На
рубильниках РЦ-6 УЗ (рис. 7) РПЦ5-1000 УЗ (рис. 8) включение и отключение
осуществляется приводом который устанавливается на передней панели шкафа
или ячейки. В рубильнике Р2515 включение и отключение осуществляется с
помощью центральной рукоятки расположенной на изоляционной траверсе. В
аппарате с центральной рукояткой все полюса включаются и отключаются
одновременно. Аппараты не допускают самопрозвольного включения или
отключения. Резьбовые соединения аппаратов стягивающие контактные
соединения шин с выводами рубильников не должны самоотвинчиваться.
Рис. 3. Общий вид габаритные установочные и присоединительные размеры
рубильников серии РБ.
Рис. 5.4. Общий вид габаритные установочные и присоединительные размеры
– контакты; 3 – контактные ножи; 4 – вал привода; 5 – плита;
– паспортная табличка; 7 – съемная рукоятка.
Рис. 5. Общий вид габаритные установочные и присоединительные размеры
рубильника РПС с боковым смещенным приводом ПРБ-04:
– контакты; 3 – контактные ножи; 4 – предохранитель; 5 – привод.
Рис. 6. Общий вид габаритные установочные и присоединительные размеры
Рис.7. Общий вид габаритные установочные и присоединительные размеры
– контакты; 3 – контактные ножи; 4 – плита; 5 – скоба к приводу;
– паспортная табличка.
Рис. 8. Общий вид габаритные установочные и присоединительные размеры
рубильника РПЦ5-1000 У3:
– контакты; 3 – контактные ножи; 4 – плита; 5 – паспортная табличка.
Рис. 9. Общий вид габаритные установочные и присоединительные размеры
рубильника РП-5-1000 У3:
– контакты; 3 – кронштейн; 4 – ножи контактные; 5 – плита;
Контактор это двухпозиционный аппарат предназначенный для частых
коммутаций токов которые не превышают токов их перегрузки соответствующих
электрических силовых цепей. Замыкание или размыкание контактов контактора
может осуществляться двигательным (электромагнитным пневматическим или
гидравлическим) приводом. Наибольшее распространение получили
электромагнитные контакторы.
Контакторы постоянного тока коммутируют цепь постоянного тока и имеют
как правило электромагнит также постоянного тока.
Контакторы переменного тока коммутируют цепь переменного тока.
Электромагнит этих контакторов может быть выполнен либо для работы на
переменном токе либо для работы на постоянном токе. Способность аппарата
обеспечить работу при большом числе операций характеризуемся
износостойкостью. Различают механическую и коммутационную износостойкость.
Механическая износостойкость определяется числом включений -
отключений контактора без ремонта и замены его узлов и деталей. Ток в цепи
при этом равен нулю. К современным контакторам предъявляется очень высокое
требование к механической износостойкости (10-20)106 операций.
Коммутационная износостойкость определяется числом включений и
отключений цепи с током после которого требуется замена износившихся
контактов. Современные контакторы должны иметь коммутационную
износостойкость порядка 2-3 млн. операций. Эти требования очень высоки
(часть выпускаемых в настоящее время контакторов имеет коммутационную
износостойкость 1 млн. операций и менее).
Наряду с высокой механической и коммутационной износостойкостью
контакторы должны иметь малую массу и размеры. Детали наиболее быстро
подвергающиеся износу должны быть легко доступны для замены.
Контактор имеет следующие основные узлы:
контактную систему; дугогасительную систему; электромагнитный механизм;
систему блок-контактов.
Основным параметром контактора является номинальный ток который
определяет размеры контактора. Так контактор II величины имеет ток 100 А
III – 150 А. Номинальным током контактора называется ток прерывисто-
продолжительного режима работы. При этом режиме работы контактор находится
во включенном состоянии не более 8 ч. По истечении этого промежутка аппарат
должен быть несколько раз включен и отключен. После этого аппарат снова
включается. Если контактор располагается в шкафу то номинальный ток
понижается примерно на 10% из-за ухудшающихся условий охлаждения.
Как правило контактная система имеет один полюс Для реверса
асинхронных двигателей при большой частоте включении в час (до 1200)
применяется сдвоенная контактная система. В этих контакторах типа
KTПB-500 имеющих электромагнит постоянного тока подвижные контакты
изолированы от корпуса что делает более безопасным обслуживание аппарата.
В схеме с однополюсными контакторами отказ одного контактора ведет к
возникновению тяжелого режима двухфазного питания двигателя. Контакторы с
двухполюсной контактной системой очень удобно использовать для
закорачивания сопротивлений в цепи ротора асинхронного двигателя. В
контакторах типа КМВ-521 применяется также двухполюсная система. Эти
контакторы предназначены для включения и отключения мощных электромагнитов
приводов постоянного тока масляных выключателей. Наличие двухполюсной
контактной системы включенной в оба провода сети постоянного тока
обеспечивает надежное отключение индуктивной нагрузки.
В контакторах постоянного тока наибольшее распространение получили
устройства с электромагнитным дутьем. При взаимодействии магнитного поля с
дугой возникает электродинамическая сила перемещающая дугу с большой
скоростью. Для улучшения охлаждения дуги ее загоняют в щель из дугостойкого
материала с высокой теплопроводностью.
Для надежного и быстрого гашения дуги в области малых токов
применяются контакторы на небольшой ток (блок-контакторы) со сменными
катушками магнитного дутья. Эти катушки имеют номинальный ток 15-40А. При
малом отключаемой токе устанавливается катушка имеющая большое число
витков благодаря чему создается необходимое магнитное поле для гашения
дуги за малое время.
Необходимо отметить что за счет сильного магнитного дутья возможен
резкий обрыв тока что приводит к возникновению перенапряжений в сильно
индуктивной цепи. Предельный ток который может отключать блок-контактор
не должен превышать трехкратного значения номинального тока катушки
Контакторы малогабаритные КМИ - электромагнитные аппараты переменного
тока магнитные системы которых разделены на две части: неподвижную
эластично закрепленную в основании из пластмассы и подвижную с контактами
для коммутации силовой цепи (рис. 10). Управление работой контактора
осуществляется с помощью многовитковой катушки расположенной на среднем
стержне неподвижной части Ш-образной магнитной системы.
Рис. 10. Конструкция контактора КМИ:
- основание из термостойкой пластмассы; 2 - неподвижная часть
магнитной системы; 3 - подвижная часть магнитной системы;
- втягивающая катушка; 5 - контактные зажимы катушки управления; 6 -
металлическая платформа (для номинальных токов свыше 25А); 7 - траверса с
подвижными мостиковыми контактами;
- крепежный винт; 9 - возвратная пружина; 10- алюминиевые кольца; 11 -
неподвижный контакт; 12- присоединительный зажим.
Контакторы электромагнитные КТИ являются электромагнитными аппаратами
переменного тока с магнитной системой разделенной на две части:
неподвижную закрепленную в основании и подвижную с контактами для
коммутации силовой цепи. Управление работой контактора осуществляется с
помощью катушки расположенной на неподвижной части магнитной системы.
Под воздействием электромагнитного поля управляющей катушки происходит
смыкание магнитной системы и замыкание силовых контактов.
Несущий корпус КТИ выполнен из алюминиевого сплава (рис. 11). В его
основании предусмотрены ребра - направляющие для катушки управления с окном-
фиксатором ее положения а также сквозные продольные отверстия для
установки пружины возврата и элементов механизма ее взвода. Крепление блока
контактов с подвижной частью магнитной системы осуществляется к основанию
двумя болтами с прямоугольными гайками. Силовые мостиковые контакты с
контакт-деталями из серебросодержащего композита закреплены в трехполюсной
траверсе и зафиксированы плоскими фигурными пружинами из закаленной стали.
С противоположной стороны траверсы в оболочке из алюминиевого профиля
жестко закреплена подвижная часть магнитной системы.
Контакт-детали из композита припаяны к ламелям неподвижных контактов с
шинными выводами. Все неподвижные контакты снабжены элементами системы
дугогашения. После полной сборки контактора специальным ключом необходимо
взвести (путем закручивания) и зафиксировать пружину возврата для получения
необходимого давления контактов и скорости их размыкания при отключении
Магнитный пускатель это контактор предназначенный для пуска в ход
короткозамкнутых асинхронных двигателей.
Как правило в пускателе помимо контактора встроены тепловые реле
для защиты двигателя от перегрузок и «потери фазы». Бесперебойная работа
асинхронных двигателей в значительной степени зависит от надежности
пускателей. Поэтому к ним предъявляются высокие требования в отношении
износостойкости коммутационной способности четкости срабатывания
надежности защиты двигателя от перегрузок минимального потребления
Особенности условий работы пускателя состоят в следующем. При
включении асинхронного двигателя пусковой ток достигает 6-7 кратного
значения номинального тока. Даже значительная вибрация контактов при таком
токе быстро выводит их из строя. Это накладывает высокие требования в
отношении вибрации контактов и их износа. С целью уменьшения времени
вибрации контакты и подвижные части делаются возможно легче уменьшается их
скорость увеличивается нажатие. Эти мероприятия позволили создать
износостойкий пускатель типа ПА с электрической износостойкостью до 2 млн.
операций. Исследования показали что при токах до 100 А целесообразно
применять серебряные накладки на контактах. При токе свыше 100 А хорошие
результаты дает композиция серебра и окиси кадмия КМК-10А. После разгона
двигателя ток падает до номинального значения. При отключении
восстанавливающееся напряжение на контактах равно разности напряжения сети
и э.д.с. двигателя. В результате на контактах появляется напряжение
составляющее всего 15 – 20 % Uн то есть имеют место облегченные условия
При работе двигателя нередки случаи когда двигатель отключается от
сети тотчас же после пуска. Пускателю приходится тогда отключать ток
равный семикратно номинальному току при очень низком коэффициенте мощности
(cos[pic]=03) и восстанавливающемся напряжении равному номинальному
напряжению источника питания. После пятидесяти кратного включения и
отключения заторможенного двигателя пускатель должен быть пригоден для
дальнейшей работы. В технических данных пускателя указывается не только его
номинальный ток но и мощность двигателя с которым пускатель может
работать при различных напряжениях. Поскольку ток отключаемый пускателем
относительно мало падает с ростом напряжения мощность двигателя с которым
может работать данный пускатель возрастает с увеличением номинального
Многочисленные исследования показали что электрическая
износостойкость примерно обратно пропорциональна мощности управляемого
электродвигателя в степени 15 – 2. если необходимо повысить срок службы
пускателя то целесообразно выбрать его с запасом по мощности. При
уменьшении мощности двигателя возрастает и число включений в час. Дело в
том что двигатель меньшей мощности быстрее достигает номинальной частоты
вращения. Поэтому при отключении пускатель разрывает установившийся
номинальный ток двигателя что облегчает работу пускателя. С учетом
исключительно широкого распространения пускателей большое значение
приобретает снижение мощности потребляемой ими. В пускателе мощность
расходуется в электромагните и тепловом реле. Потери в электромагните
составляют примерно 60 % в тепловых реле – 40 %. С целью снижения потерь в
электромагните применяется холоднокатаная сталь Э310.
Наибольшее распространение получили пускатели серий ПМЕ и ПА.
Пускатель ПМЕ может иметь пять главных и два вспомогательных контакта.
Основной особенностью электромагнитного механизма является равенство ходов
контакта и якоря электромагнита. Такая система имеет ряд недостатков
которые ведут к большему времени вибрации контактов (более 1 мс) и их
быстрому износу. В современных пускателях такая система применяется только
при малых мощностях двигателей (номинальный ток 25 А). При токах больших
А хорошо себя зарекомендовала система пускателей серии ПА в которой
ход контакта примерно в 25 раза меньше чем ход якоря электромагнита. Для
защиты двигателя от перегрузки в двух фазах устанавливается тепловые реле.
В некоторых типах пускателей например в серии П тепловые реле расположены
на одной панели с контактором. Реле типа ТРП и ТРН монтируются вне
контактора пускателя.
Классификация пускателей. Пускатели классифицируются по следующим
Номинальное напряжение.
Номинальный ток в А значение которого показывает величину пускателя:
Нулевая величина - 6З А при напряжении главной цепи 380В.
Первая величина -100 А при напряжении главной цепи 380В.
Вторая величина - 250 А при напряжении главной цепи 380В.
Третья величина - 400 А при напряжении главной цепи 380В.
Четвертая величина - 630 А при напряжении главной цепи 380В.
Пятая величина – 1000 А при напряжении главной цепи 380В.
Шестая величина – 1600 А при напряжении главной цепи 380А.
Допустимый ток главных контактов может отличаться от приведенных выше.
Это зависит от категории применения - АС. АС-1 - нагрузка чисто активная
или малоиндукивная; АС-3 - в режиме прямого пуска электродвигателя с
короткозамкнутым ротором или отключение вращающихся двигателей; АС-4 - пуск
электродвигателя с короткозамкнутым ротором или отключение неподвижных и
медленно вращающихся электродвигателей.
Например: Пускатель 6-й величины в режиме: АС-1 - номинальный ток 160А. АС-
- номинальный ток 150А при Т=45 °С. АС-3 - номинальный ток 145А при
Т=50 °С. АС-3 - номинальный ток 140А при Т=55 °С.
Также допустимый ток главных контактов пускателя уменьшается в случае
применения его в цепях с напряжением более 380В.
Классификация отечественных пускателей:
По виду схемы включения нагрузки (электродвигателя) -
реверсивный или нереверсивный.
Но наличию кнопочного поста на корпусе пускателя.
По наличию дополнительных контактов.
По наличию тепловых реле.
По параметрам сигнала подаваемого на катушку
(постоянныйпеременный ток и номинальное напряжение катушки).
Широко применяемые марки - ПМЛ ПМЕ ПМА.
Спектр зарубежных пускателей шире и разнообразней. Объём каталогов
составляет иногда до трёхсот-пятисот страниц. Каталоги по пускателям
содержат исчерпывающую информацию.
На корпусах импортных пускателей (а в последнее время- все чаще и на
отечественных) указываются все необходимые параметры. Это позволяет во
время монтажа проверять соответствие монтируемого пускателя для конкретной
схемы. У импортных пускателей указывается (в качестве основного параметра)
не величина пускателя (ток см. выше) а мощность на которую (в различных
условиях) рассчитан пускатель. Зачастую это оказывается удобней при выборе
Аксессуары у западных производителей представлены также более широким
спектром. Причём конструкция многих пускателей предусматривает возможность
быстрого навесного монтажа на них:
дополнительных (нормально-замкнутых или нормально-разомкнутых)
реле задержек (ON или OFF с временем задержки до 160 с)
Стоимость пускателей импортного производства выше в 15-З раза в
зависимости от типа пускателя. На 1-2 -ой величине пускателя - в 15-17
С учетом используемых на практике схем главной цепи электропривода на
основе асинхронных двигателей на электромагнитные пускатели возлагают
дополнительно функции:
реверсирование направления вращения двигателя путем изменения
последовательности подключения фаз сети к обмоткам;
изменение схемы включения обмоток двигателя
защита двигателя от длительных перегрузок и перегрева снижение
сопротивления изоляции и т.п. Учитывая требования к пускателю
как элементу схемы автоматического управления на него часто
Возлагают ряд вспомогательных функций:
электрическое и механическое блокирование возможности
одновременного включения контакторов в реверсивных схемах;
создание цепей для местного и дистанционного управления
защита от различных нежелательных режимов работы;
контроль и сигнализация о состоянии силовых цепей и цепей
Выпускаемые промышленностью серии магнитных пускателей рассчитаны на
применение в разных климатических поясах размещение в разных условиях.
Пускатели обладают разной степенью защиты от прикосновения и воздействий и
могут использоваться в разных условиях по механическим воздействиям и
взрывоопасности среды.
Пускатели электромагнитные серии ПМ12 на ток 80 100 160 А. Пускатели
электромагнитные серии ПМ12 на номинальные токи 80 100 и 160 А
предназначены для применения в качестве комплектующих изделий в схемах
управления электроприводами при напряжениях до 660 В переменного тока
частоты 50 и 60 Гц главным образом для применения в стационарных
установках для дистанционного пуска непосредственным подключением к сети
остановки и реверсирования трехфазных асинхронных электродвигателей с
короткозамкнутым ротором мощностью до 37 кВт - для пускателей на
номинальный ток 80 А до 45 кВт - для пускателей на номинальный ток 100 А и
до 75 кВт - для пускателей на номинальный ток 160 А.
При наличии тепловых реле пускатели осуществляют защиту управляемых
электродвигателей от перегрузки недопустимой продолжительности и от токов
возникающих при обрыве одной из фаз.
Структурное обозначение: ПМ12-ХХХ ХХХХХХ: ПМ - вид пускателя: пускатель
электромагнитный; 12 - номер серии; ХХХ - номинальный ток: 080 -80 А; 100
-100 А; 160 -160 А; Х - исполнение пускателей по назначению и наличию
теплового реле: 1 - без теплового реле нереверсивные; 2 - с тепловым
реле нереверсивные; 5 - без теплового реле реверсивный с
электрической и механической блокировками; 6 - с тепловым реле реверсивный
с электрической и механической блокировками; Х - исполнение пускателей по
назначению степени защиты и наличию кнопок: 0 - степень защиты IР00; 1 –
степень защиты IР54 без кнопок; 2 - степень защиты IР54 с
кнопками "Пуск" и "Стоп"; 3 - степень защиты IР54 с кнопками "Пуск" "Стоп
и сигнальными лампами; 4 - степень защиты IР40 без кнопок; Х - исполнение
пускателей по роду тока цепи управления: 0 -переменный; Х - климатическое
исполнение пускателей: У УХЛ Т по ГОСТ 15150 69; Х - категория
размещения: 2 3 4 по ГОСТ 15150 69; Х - исполнение пускателей по
износостойкости: А Б В.
Пускатели электромагнитные типа ПМА-3000 предназначены для применения
в стационарных установках для дистанционного пуска непосредственным
подключением к сети остановки и реверсирования трехфазных асинхронных
электродвигателей с короткозамкнутым ротором мощностью не более 185 кВт
при напряжении до 380 В переменного тока частотой 50 и 60 Гц.
При наличии электротепловых реле пускатели осуществляют защиту
управляемых электродвигателей от перегрузок недопустимой продолжительности
и от токов возникающих при обрыве одной из фаз.
Структура условного обозначения ПМА-3ХХОХХХ: ПМА - тип пускателя; 3 -
условное обозначение пускателя по номинальному току: 3 - 40 А; X -
исполнение пускателя по назначению и наличию теплового реле: 1 - без реле
нереверсивные; 2 - с реле нереверсивные; 3 - без реле реверсивные с
электрической блокировкой; 4 - с реле реверсивные с электрической
блокировкой; X - исполнение пускателя по степени защиты по ГОСТ 14254-96 и
наличию кнопок: 0 - 1 - IP40 без кнопок; О - исполнение пускателя по
роду тока цепи управления напряжению главной цепи: переменный 380 В. XX -
климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-69: У3 УХЛ3
УХЛ4 - для внутригосударственных поставок и поставок на экспорт в страны с
умеренным климатом; УЗ ТЗ О4 - для поставок на экспорт в страны с
тропическим климатом; X - класс износостойкости пускателя: А Б В
Реверсивные магнитные пускатели представляют собой два контактора ПМА-
00 укрепленных на общем основании (панели) и имеющих электрические
соединения обеспечивающие электрическую блокировку через размыкающие
контакты вспомогательной цепи обоих контакторов. При подключении кнопок
управления к таким пускателям для предотвращения одновременной подачи
напряжения на обе катушки пускателя должна быть осуществлена также вторая
электрическая блокировка - через размыкающие контакты кнопок Пуск 1" и
Рис. 12. Общий вид габаритные и установочные размеры нереверсивных
пускателей без реле и с реле степени защиты IР00.
Рис. 13. Общий вид габаритные и установочные размеры реверсивных
пускателей без реле и с реле степени защиты IP00.
АВТОМАТИЧЕСКИЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
Автоматические выключатели (выключатели автоматы) являются
коммутационными электрическими аппаратами предназначенными для проведения
тока в нормальных режимах и для автоматического отключения электроустановок
при возникновении токов короткого замыкания и перегрузок чрезмерного
понижения напряжения питания изменения направления мощности и т.п.
Возможно использование выключателя для нечастых коммутаций номинальных
токов. Некоторые выключатели позволяют производить редкий запуск и останов
асинхронных электродвигателей с короткозамкнутым ротором.
Конструкция автоматических выключателей состоит из следующих основных
узлов: контактной системы; дугогасительной системы; расцепителей;
механизма управления; механизма свободного расцепления.
Контактная система состоит из неподвижных контактов закрепленных на
корпусе и подвижных контактов шарнирно насаженных на полуоси рычага
механизма управления и обеспечивает как правило одинарный разрыв цепи.
Дугогасительное устройство устанавливается в каждом полюсе выключателя и
предназначается для локализации электрической дуги в ограниченном объеме.
Оно обычно представляет собой дугогасительную камеру с деионной решеткой из
стальных пластин. Могут быть предусмотрены также искрогасители
представляющие собой фибровые пластины.
Механизм свободного расцепления представляет собой 3 - или 4 - звенный
механизм который обеспечивает расцепление выключателя и отключение
контактной системы как при автоматическом так и при ручном управлении.
Электромагнитный максимальный расцепитель представляющий собой
электромагнит с якорем обеспечивает автоматическое отключение выключателя
при токах короткого замыкания превышающих уставку по току.
Тепловой максимальный расцепитель представляет собой термобиметаллическую
пластину. При токах перегрузки деформация и усилия этой пластины
обеспечивают автоматическое отключение выключателя. Выдержка времени
уменьшается с ростом тока.
Полупроводниковые расцепители состоят из измерительного элемента блока
полупроводниковых реле и выходного электромагнита воздействующего на
механизм свободного расцепления выключателя. В качестве измерительного
элемента используется трансформатор тока (на переменном токе) или
дроссельный магнитный усилитель (на постоянном токе).Полупроводниковый
расцепитель тока допускает регулировку следующих параметров: номинального
тока расцепителя; уставки по току срабатывания в зоне токов короткого
замыкания (ток отсечки); уставки по времени срабатывания в зоне токов
нагрузки; уставки по времени срабатывания в зоне токов короткого замыкания
(для селективных выключателей).
Во многих автоматических выключателях применяют комбинированные
расцепители использующие тепловые элементы для защиты от токов перегрузок
и электромагнитные для защиты от токов коротких замыканий без выдержки
Выключатель также имеет дополнительные сборочные единицы которые
встраиваются в выключатель или крепятся на нем снаружи. Ими могут быть
независимый нулевой или минимальный расцепители напряжения свободные или
вспомогательные контакты ручной электромагнитный или электродвигательный
привод сигнализация автоматического отключения устройство для запирания
выключателя в положении «Отключено».
Независимый расцепитель представляет собой электромагнит с питанием от
постороннего источника напряжения. Минимальный и нулевой расцепитали могут
выполняться с выдержкой времени и без выдержки времени. С помощью
независимого или минимального расцепителя возможно дистанционное отключение
автоматического выключателя.
В зависимости от способа установки выключатели делят на стационарные
и выдвижные а в зависимости от типа присоединения – на выключатели с
передним задним или комбинированным присоединением внешних проводников к
контактам главной цепи. Сечение внешних проводов и кабелей подводимых к
контактам главной цепи выключателя выбирается в соответствии с ГОСТ 12434-
В зависимости от воздействующей величины автоматические выключатели
делятся на максимальные выключатели по току минимальные выключатели по
току минимальные выключатели по напряжению выключатели обратного тока
максимальные выключатели работающие по нарастанию производной тока
поляризованные максимальные выключатели отключающие цепь при нарастании
тока в прямом направлении и неполяризованные реагирующие на возрастание
тока в любом направлении выключатели осуществляющие защиту от ряда
воздействующих величин (например максимальные по току и минимальные по
Автоматические выключатели с естественным воздушным охлаждением
(автоматы) предназначены для отключения тока при КЗ перегрузках и
недопустимых снижениях напряжения для оперативных включений и отключений
электрических цепей (в том числе электродвигателей) на напряжение до 1 кВ.
Расцепители являясь составной частью автоматов контролируют заданный
параметр защищаемой цепи и воздействуют на расцепляющее устройство
отключающее автомат.
Наиболее распространенными расцепителями являются:
а) электромагнитные - для защиты от тока КЗ;
б) тепловые - для защиты от перегрузок;
в) комбинированные совмещающие в себе электромагнитные и тепловые
г) полупроводниковые позволяющие ступенчато менять: номинальный ток
расцепителя время срабатывания в зоне перегрузки; отношение тока
срабатывания при токе КЗ (0.1; 025; 04 с).
Полупроводниковые расцепители имеют более стабильные параметры и
Если автомат не имеет максимальных расцепителей то он используется
только для коммутаций цепей без тока.
Кроме указанных выше имеются также минимальные нулевые независимые
и максимальные токовые расцепители. Минимальные расцепители отключают
включенный автомат при U - (035 - 07)Uном; нулевые расцепители — при
(014 - 035)Uном. Независимые расцепители служат для дистанционного
отключения автоматов максимальные токовые — для защиты электрических цепей
(кроме двигателей) от перегрузки.
Наиболее распространены следующие типы автоматических выключателей.
) Автоматические выключатели серии АП50Б выпускают с разными видами
расцепителей что отражается в их обозначении. Так например АП50Б2МТ - с
двумя комбинированными расцепителями; АП50Б2М — с двумя электромагнитными
расцепителями; АП50БЗТН — с тремя тепловыми расцепителями и минимальными
расцепителями напряжения; буква Д означает независимый расцепитель буква
О - максимальный расцепитель тока в нулевой проводе.
Предельная коммутационная способность автомата при переменном
напряжении 380 В составляет 05 - 10 кА при номинальном токе максимальных
расцепителей 16 - 63 А.
Автоматы содержат один или два переключающих контакта.
Автоматические выключатели серии АП 50 Б предназначены для защиты от
перегрузок и коротких замыканий электрических цепей напряжением до 220 В
постоянного тока до 500 В переменного тока частоты 50-60 Гц оперативных
включений и отключений указанных цепей с частотой от 6 до 30 включений в
сутки в том числе для пуска защиты и отключения электродвигателей.
СТРУКТУРА УСЛОВНОГО ОБОЗНАЧЕНИЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Обозначение Количество и обозначение Обозначение Обозначение
серии максимальных дополнительного климатического
расцепителей тока: расцепителя: исполнения и
МТ - комбинированный Н - минимальный УЗ ТЗ ХЛ5 -
максимальный расцепитель расцепитель для выключателей
тока (электромагнитный и напряжения без
тепловой) дополнительной
М - электромагнитный Д - независимый У2 Т2 ХЛ5 -
тока в дополнительной
Т - тепловой максимальный O - максимальный
расцепитель тока расцепитель тока
Количество проставляется
) Автоматические выключатели серии АК50 и АК63 выпускают со следующими
видами расцепителей: МГ - электромагнитный с гидравлическим замедлением
срабатывания для защиты в зоне токов перегрузки и КЗ; М -
электромагнитный для защиты в зоне токов КЗ.
АК50Б — XXX — X XX XXX
Обозначе-Раздели-Частота Раздели-Число Вид Климатическое
ние сериительный переменноготельный полюсов максимального исполнение и
знак тока для знак 2 3 расцепителя категория
0 Гц М – размещения
электро-магнитОМЗ - в
электро-магнитОМ2 - в
ный с дополнительной
гидравлическимоболочке
) Автоматические выключатели серии АЕ1000 предназначены для защиты
осветительных электрических цепей переменного тока; номинальный режим
работы — продолжительный.
автоматических выключателей серии АЕ1000
величина номинального тока
порядковый номер разработки
) Автоматические выключатели серии АЕ20 (рис. 5.18) различаются по
значению номинального тока выключателя следующим образом: АЕ2020 – Iв.ном =
А: АЕ2040 – Iв.ном = 63 А: АЕ2050 – Iв.ном = 100 А; АЕ2060 – Iв.ном =
0 А. Четвертая цифра в обозначении выключателя означает следующее: 3 -
трехполюсные с электромагнитными максимальными расцепителями; 4 -
однополюсные с электромагнитными и тепловыми максимальными расцепителями; 6
- то же но трехполюсные.
Структура условного обозначения: АЕ20ХХХХ-ХХХ-ХХХХ-Х:
АЕ - выключaтeль aвтoмaтичecкий;
- нoмep paзpaбoтки; Х - вeличинa выключaтeля в зaвиcимocти oт
нoминaльнoгo тoкa (2-16 А; 3-25 А; 4-63 А; 5-100 А; 6-160 А); Х -
чиcлo пoлюcoв в кoмбинaции c мaкcимaльными pacцeпитeлями тoкa (3 -
oднoпoлюcныe c элeктpoмaгнитными и тeплoвыми мaкcимaльными pacцeпитeлями
тoкa; 6 - тpexпoлюcныe c элeктpoмaгнитными и тeплoвыми мaкcимaльными
pacцeпитeлями тoкa; 9 - тpexпoлюcныe c тeплoвыми мaкcимaльными
pacцeпитeлями тoкa);
Х - нaличиe бyквы М - для выключaтeлeй мoдepнизиpoвaнны АЕ2040М;
АЕ2050ММ); Х - нaличиe бyквы П - для выключaтeлeй c пoвышeннoй пpeдeльнoй и
oднopaзoвoй кoммyтaциoннoй cпocoбнocтью (для выключaтeлeй АЕ2040МП
АЕ2050МП); Х - нaличиe cвoбoдны 2
- oдин зaмыкaющий cвoбoдный кoнтaкт; 3 - oдин paзмыкaющий cвoбoдный
кoнтaкт; 4 - oдин зaмыкaющий и oдин paзмыкaющий cвoбoдныe кoнтaкты); Х -
дoпoлнитeльныe pacцeпитeли (0 - без дoпoлнитeльны
- нeзaвиcимый pacцeпитeль); Х - тeмпepaтypнaя кoмпeнcaция и peгyлиpoвкa
нoминaльнoгo тoкa тeплoвoгo pacцeпитeля (Р - peгyлиpoвкa нoминaльнoгo тoкa
тeплoвы Н - peгyлиpoвкa
нoминaльнoгo тoкa тeплoвы Б -
бeз peгyлиpoвки нoминaльнoгo тoкa тeплoвыx pacцeпитeлeй и тeмпepaтypнoй
кoмпeнcaции для pacпpeдeлитeльныx пyнктoв (c yмeньшeнными гaбapитными
paзмepaми); 0 - бeз peгyлиpoвки нoминaльнoгo тoкa тeплoвыx pacцeпитeлeй и
тeмпepaтypнoй кoмпeнcaции); ХХ - cтeпeнь зaщиты (00 - IР00; 20 - IР20 54 -
IР54 (для выключaтeлeй типa АЕ2040М); ХХ - климaтичecкoe иcпoлнeниe У Т
кaтeгopии paзмeщeния 3 (в oбoлoчкe cтeпeни зaщиты IР00) пo ГОСТ 15150-69 a
тaкжe иcпoлнeния У Т УХЛ кaтeгopии paзмeщeния 2 (в oбoлoчкe cтeпeни
зaщиты IР54); Х - клacc изнococтoйкocти (А - пepвый; Б - втopoй).
) Автоматические выключатели серии АЕ25 имеют по одному замыкающему и
по одному размыкающему контакту.
Для этих автоматов имеет место следующее число полюсов в комбинации с
максимальными расцепителями тока: 1 - однополюсные с электромагнитными
максимальными расцепителями тока; 2 - двухполюсные с электромагнитными
расцепителями тока; 4 - однополюсные с электромагнитными и тепловыми
расцепителями тока; 5 - двухполюсные с электромагнитными и тепловыми
максимальными расцепителями тока.
Структура условного обозначения АЕ25: АЕ - выключатель автоматический;
- номер разработки; 5 - модификация выключателей для тяговых установок;
- величина выключателя в зависимости от номинального тока (2-
А;3-25А;4-63А;5-100А;6-160А); 4 - число полюсов в комбинации с
максимальными расцепителями тока (1 - однополюсные с электромагнитными
максимальными расцепителями тока;2 - двухполюсные с электромагнитными
максимальными расцепителями тока;4 - однополюсные с электромагнитными и
тепловыми максимальными расцепителями тока;5 - двухполюсные с
электромагнитными и тепловыми максимальными расцепителями тока); М - для
выключателей на номинальный ток63А; отсутствие знака - для выключателей
на номинальный ток100А; 1 - наличие свободных контактов (1 - без
свободных контактов;2 - один замыкающий свободный контакт;3 - один
размыкающий свободный контакт); 0 - без дополнительных расцепителей;
климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ15150-69: ХЛ У
категория размещения2; ХЛ У Т категория размещения3.
) Автоматические выключатели серии BA13 предназначены для отключения
электрических цепей при перегрузках и КЗ. Пятая и шестая цифры в
обозначении выключателя означают следующее: 22 - два полюса с
электромагнитными расцепителями; 23 - два полюса с электромагнитными
расцепителями с гидравлическим замедлением; 32 - три полюса с
электромагнитными расцепителями; 33 — три полюса с электромагнитными
расцепителями с гидравлическим замедлением. Время отключения автоматов под
действием независимого расцепителя не превышает 005 с.
) Автоматические выключатели серии ВА16 предназначены для защиты
электрических цепей переменного тока до 40 А включительно с номинальным
напряжением 230 В частотой 50 и 60 Гц при перегрузках и КЗ и для нечастых
(до 6 в час) оперативных включений и отключений указанных цепей вручную.
Выпускаются на следующие номинальные токи: 63; 100; 160; 200; 250 и
5 А. Номинальные уставки по току срабатывания соответственно равны: 95;
0; 225; 280; 350 и 440 А..
Структура условного обозначения ВА16 [*] УХЛ4: ВА — выключатель
автоматический; 16 — номер серии; [*] — номинальный ток расцепителей: 21 –
А; 23 – 16 А; 25 – 25 А; 27 – 40 А; УХЛ4 — климатическое исполнение и
категория размещения ГОСТ 15150 69.
) Автоматические выключатели серии ВА19 предназначены для защиты
электрических установок от токов перегрузки и токов КЗ в цепях переменного
тока. Имеют один замыкающий и один размыкающий контакты.
) Автоматические выключатели серии ВА51-25 предназначены для
эксплуатации и защиты электрических цепей переменного тока от токов
перегрузки и токов КЗ. Автоматические выключатели серий ВА51Г25 служат для
пуска остановки и защиты АД от токов перегрузки и токов КЗ. Автоматы имеют
один замыкающий и один размыкающий контакты или два замыкающих контакта а
также независимые и минимальные расцепители напряжения.
) Автоматические выключатели серии ВА51 на токи 100 и 160 А предназначены
для эксплуатации в электрических цепях переменного тока встраиваются в
комплектные устройства для защиты электрических цепей от токов перегрузки и
КЗ; буква «Г» в серии означает что эти автоматы служат для защиты пуска и
отключения АД. Автомат имеет максимальные расцепители тока
(электромагнитные и тепловые) а также независимые и минимальные
расцепители напряжения.
) Автоматический выключатель серии ВА51 на ток 250 А имеет то же
назначение что и BA51 на токи 100 и 160 А. Имеет максимальные
независимый нулевой и минимальный расцепители.
) Автоматический выключатель серии ВА52-37 имеет калибруемые значения
уставок по току срабатывания электромагнитного расцепителя тока которые
имеют следующие значения: при переменном токе: 1600; 2000; 2500; 3200 4000
А; при постоянном токе: 2000 и 2500 А (для исполнения автоматов без
тепловых максимальных рас целителей тока).
) Автоматические выключатели серии А3700 (рис.5.25.) предназначены для
проведения электрического тока в нормальном режиме и отключения тока при
перегрузках коротких замыканиях и недопустимых снижениях напряжения а
также для нечастых (до 30 в сутки) оперативных включений и отключений
электрических цепей. По виду максимальных расцепителей тока подразделяются
а) токоограничивающие с электромагнитными и полупроводниковыми
расцепителями с электромагнитными и тепловыми расцепителями с
электромагнитными расцепителями; селективные с полупроводниковыми
б) нетокоограничивающие с электромагнитными и тепловыми расцепителями с
электромагнитными расцепителями; без максимальных расцепителей тока.
Выключатели серии А37ХХ рассчитаны для эксплуатации в
электроустановках с номинальным рабочим напряжением 380660 В переменного
тока частоты 50 и 60 Гц до 380 В переменного тока частоты 400 Гц
(А371Х Б) и постоянного тока - 220440 В.
Выключатели А371Х БР А377Х БР соответствуют 2АК.259.017ТУ и Правилам
Морского и Речного Регистра России для использования на судах с
неограниченным районом плавания. 14) Автоматические выключатели серии
«Электрон» по сочетанию видов расцепителей подразделяются на:
а) с максимальным расцепителем тока (полупроводниковым) имеющим
переключатель для переключения на работу в режиме с выдержкой времени
(мгновенно) и минимальным расцепителем напряжения который осуществляет
оперативные отключения;
б) с максимальным расцепителем тока и независимым расцепителем
) Автоматические выключатели серий ВА51-39 и ВА52-39 допускается
использовать для прямых пусков и защиты АД.
В зависимости от исполнения имеют разные сочетания расцепителей:
тепловых электромагнитных независимых нулевых и минимальных.
) Автоматические выключатели типов ВА53-41; ВА55-41 и ВА56-41
допускается использовать для нечастых прямых пусков АД. Выключатели этих
типов различаются по МТЗ:
а) ВА53 - токоограничивающие с полупроводниковыми максимальными
расцепителями тока для защиты в зоне токов перегрузки и КЗ и для защиты от
однофазных замыканий;
б) ВА55 - с полупроводниковыми максимальными расцепителями тока с
выдержкой времени для зашиты в зоне токов перегрузки и КЗ и для защиты от
однофазных замыканий:
в) ВА56 - без максимальных расцепителей тока разработанные на базе
выключателей серии ВА55.
Выключатели с полупроводниковыми максимальными расцепителями тока в
условиях эксплуатации допускают ступенчатую регулировку следующих
параметров: номинального тока расцепителя Iр.ном. номинального напряжения
(только для постоянного тока); уставки по току срабатывания в зоне токов
КЗ уставки по времени срабатывания в зоне токов перегрузки при 6Iр.ном.
для переменного тока и 5Iр.ном. для постоянного тока уставки по времени
срабатывания в зоне токов КЗ для выключателей типа ВА55- 41.
) Автоматические выключатели типов ВА53-43 ВА55-43 ВА56-43
а) ВА53 - токоограничивающие с полупроводниковыми и электромагнитными
максимальными расцепителями тока без выдержки времени для защиты в зоне
токов перегрузки и КЗ и для защиты от однофазных замыканий;
б) ВА55-43 - с полупроводниковыми максимальными расцепителями тока с
выдержкой времени для защиты в зоне токов перегрузки и КЗ и для защиты от
в) ВА56 - автоматические без максимальных расцепителей тока
разработанные на базе выключателей серии ВА55.
) Автоматические выключатели серии ВА75 имеют следующие расцепители:
независимый нулевой напряжения минимальный напряжения с выдержкой
) Автоматические выключатели серий ВА81 ВА85 ВА87 предназначены
для эксплуатации в электроустановках а также допускается использовать их
для прямых пусков АД с короткозамкнутым ротором и отключения вращающихся
двигателей. Цифры в обозначении выключателей означают следующее:
-токоограничивающие выключатели с электромагнитными рас целителями;
- токоограничивающие выключатели с полупроводниковым и
электромагнитными расцепителями;
- селективные выключатели с полупроводниковым расцепителем;
ВА87 — выключатели без максимальных расцепителей тока.
Выключатели ВА87-41 не имеющие максимальных расцепителей тока
изготавливаются на базе селективных выключателей и сохраняют включенное
положение до значений токов КЗ соответствующих верхней границе зоны
селективности для селективных выключателей а свыше этих токов отключают
Полное время отключения цепи выключателем при номинальном токе с
момента подачи рабочего напряжения на выводы катушки независимого
расцепителя не более 0065 с.
Рис. 11. Конструкция контактора КТИ:
- основание из алюминиевого сплава с установочными отверстиями;
- неподвижная часть магнитной системы с элементами крепления и
амортизаторами; 3 - катушка управления с блок-контактом и зажимами
для присоединения; 4 - блок силовых контактов с элементами дугогашения
силовыми зажимами и подвижной частью магнитной системы; 5 - элементы
механизма взвода пружины возврата; 6 - защитные крышки механизма взвода
возвратной пружины и установки дополнительных устройств на
контактор; 7 - защитная крышка с дугогасительными решетками и окнами для
продуктов горения дуги.
Рис. 13. Автоматический выключатель АЕ20 общий вид
Рис. 14. Автоматический выключатель серии А3700

л.р. 1.doc

Министерство сельского хозяйства РФ
Санкт-Петербургский государственный аграрный университет
Кафедра Электротехники и Электроснабжения
Электрооборудование электрических станций и полдстанций
Лабораторная работа № 1
«Высоковольтные изоляторы»
Санкт-Петербург-Пушкин 2009г.
Цель работы: изучить конструкцию и область применения высоковольтных
Изучить общий принцип работы изоляционных материалов
Изучить назначение конструкцию и область применения станционных
То же для линейных изоляторов.
То же для аппаратных изоляторов.
Нарисовать эскизы и описать конструкцию типов изоляторов по указанию
преподавателя и дать им характеристику.
Ознакомиться с конструкцией изоляторов представленных в лаборатории
Осуществить самотестирование по предлагаемым тестам.
Подготовить отчет по лабораторной работе самостоятельно выбрав
теоретические сведения из предлагаемого материала.
Требования предъявляемые к отчету:
Рисунки от руки карандашом.
Излагаемый текст – от руки.
На отдельных листах формата А4 с титульным листом.
Общие теоретические сведения
Принцип работы изоляционных слоев диэлектрика
Изоляция электроустановки служит для предотвращения протекания
электрического тока между изолируемыми частями. В нормальном состоянии
через изоляцию могут протекать три вида токов:
- емкостные токи при переменном напряжении которые зависят от емкости
изоляции и могут быть большими по величине;
- абсорбционные токи (токи различных видов замедленной поляризации)
сказывающиеся при постоянном и при переменном напряжениях;
- сквозные токи чрезвычайно малые по величине которые протекают при
постоянном напряжении через длительное время после его включения.
Заряженные частицы входящие в состав молекул и кристаллических решеток
диэлектрика достаточно прочно связаны в веществе и при условиях близких к
нормальным не могут перемещаться на заметные расстояния. Сквозные токи
обусловлены небольшим количеством свободных заряженных частиц образуемых
за счет внешних ионизаторов и эти свободные заряженные частицы способны
перемещаться через изоляцию от одного электрода к другому.
Диэлектрические потери и угол потерь
Любая изоляция нагревается при приложении к ней напряжения. Причиной
нагрева являются сквозные токи через изоляцию нагрев за счет замедленных
видов поляризации ионизация газовых включений в твердой изоляции и
неоднородность структуры изоляции. Диэлектрическими потерями называют
мощность нагрева изоляции за счет приложенного к ней напряжения.
Диэлектрические потери при переменном напряжении обычно существенно больше
чем при постоянном напряжении той же величины что и действующее значение
переменного напряжения и основную роль в нагреве на переменном напряжении
до начала ионизации чаще всего играют поляризационные потери.
Углом диэлектрических потерь называют угол дополняющий до 90о угол
сдвига фазы между напряжением на изоляции и током через изоляцию. tg
показывает соотношение между активной мощностью нагрева изоляции и
реактивной емкостной мощностью в изоляции. Понятие угла диэлектрических
потерь применимо только для синусоидальных напряжений и токов.
Для определенности понятия емкости реальных конденсаторов или изоляции
используют схемы замещения. Чаще всего используют две простейшие схемы
замещения составленные емкостным элементом и резистивным элементом:
последовательную и параллельную. Величина емкости не зависит от выбора
схемы замещения только при малых диэлектрических потерях.
Очень малая концентрация свободных заряженных частиц в диэлектрике
приводит к очень малым сквозным токам в изоляции при небольших напряжениях.
При пробое концентрация свободных заряженных частиц резко повышается. Это
повышение обусловлено следующими шестью группами физических механизмов из
которых для газов имеют значение первые четыре группы механизмов.
При столкновении нейтрального атома или молекулы с частицей
движущейся с большой скоростью (чаще всего это электрон) может произойти
отрыв электрона от нейтрального атома или молекулы с образованием
свободного электрона и положительного иона. Этот эффект называется ударной
ионизацией и он происходит если кинетическая энергия ионизирующей частицы
превышает энергию необходимую для отрыва электрона (энергию ионизации)
Wкин>=Wи. При таком процессе концентрация свободных зарядов увеличивается и
растет электрический ток. Количество носителей заряда уменьшается не только
из-за переноса частиц на электроды но и из-за явления рекомбинации то
есть нейтрализации иона частицей с противоположным по знаку зарядом.
Фотоионизация в объеме газа имеет место при воздействии жесткого
электромагнитного излучения к которому относятся ультрафиолетовые лучи
рентгеновское и гамма-излучение. Фотоионизация происходит в случае если
энергия кванта электромагнитного излучения не менее величины энергии
ионизации hWи h - постоянная Планка - частота электромагнитного
При обычных температурах в диэлектриках не происходит отрыва
электронов при тепловых соударениях частиц поскольку энергии теплового
движения даже у самых быстрых частиц недостаточно для ионизации.
Термическая ионизация при тепловых соударениях становится заметной при
температурах в тысячи градусов Цельсия.
В ряде случаев происходит эмиссия электронов с поверхности электродов
(из катода) при которой электроны проникают вглубь диэлектрика. Различают
четыре вида эмиссии:
- термоэлектронная эмиссия - освобождение электронов из катода при его
нагреве; в отличие от термической ионизации требуется сравнительно
небольшая температура в несколько сотен градусов;
- фотоэлектронная эмиссия - освобождение электронов при облучении катода
коротковолновым электромагнитным излучением (эффект Столетова); для многих
металлов достаточно облучения видимым светом;
- освобождение электронов из металла за счет высокой напряженности
электрического поля порядка 105 - 106 Всм которая может быть реализована
- вторичная электронная эмиссия - освобождение электронов из катода при
бомбардировке его тяжелыми частицами (положительными ионами).
Процессы пробоя жидких и твердых диэлектриков отличаются большим
разнообразием и сложностью. В жидких диэлектриках большое значение имеют
тепловые ионизационные процессы то есть нагрев жидкости с ее разложением
приводящий к появлению газовых пузырьков и развитию в них процессов
ионизации поскольку газовые диэлектрики обычно имеют существенно меньшую
электрическую прочность. Другим важнейшим фактором пробоя жидкого
диэлектрика является наличие в нем посторонних примесей (твердых примесей
влаги и газовых пузырьков) вызывающих локальное увеличение напряженности
электрического поля.
В твердых диэлектриках пробой может вызываться как электрическими
процессами (то есть ударной ионизацией) так и тепловыми процессами
возникающими под действием электрического поля. Немалую роль в твердых
диэлектриках играют и электрохимические процессы то есть разложение
твердого диэлектрика под действием химически активных ионизированных
частиц. При электрических процессах сильно различаются электрические
прочности диэлектриков однородной и неоднородной структуры. В случае
разогрева диэлектрика под действием приложенного электрического поля
происходит электротепловой пробой а при ионизации газовых включений с
разложением твердого диэлектрика сравнительно медленно развивается
электрохимический пробой.
Перекрытием называют разряд по границе раздела двух сред чаще всего это
граница твердый диэлектрик - газ. Напряжение перекрытия Uпер всегда
существенно меньше пробивного напряжения Uпр чисто газового промежутка с
теми же электродами. Основными причинами этого эффекта считают влияние
газовых включений между металлом электрода и твердым диэлектриком влияние
микрокапель влаги и накопление объемных зарядов на боковой поверхности
изолятора. Для увеличения Uперприменяют ребристые конструкции изоляторов.
Напряжение перекрытия проходного изолятора обычно в несколько раз меньше
напряжения перекрытия опорного изолятора при одинаковой длине пути
перекрытия. Связано это с близким расстоянием между разнопотенциальными
электродами в проходном изоляторе из-за чего ионизация на фланце изолятора
начинается при весьма небольшом напряжении. Большая емкость между каналом
разряда и внутренним электродом приводит к сравнительно большому емкостному
току между каналом разряда и внутренним электродом что приводит к нагреву
канала и большей его стабильности.
Требования к изоляторам
Несмотря на многообразие видов и типов изоляторов к ним
предъявляются следующие общие требования:
а) Диэлектрики из которых изготавливаются изоляторы должны обладать
высокой механической прочностью поскольку изоляторы являясь элементом
конструкции несут значительную нагрузку. Например изоляторы линий
электропередачи несут нагрузку от тяжения проводов исчисляемую тоннами а
иногда и десятками тонн. Изоляторы на которых крепятся шины
распределительных устройств выдерживают огромные нагрузки от
электродинамических сил возникающих между шинами при коротких замыканиях.
б) Диэлектрики должны иметь высокую электрическую прочность
позволяющую создавать экономичные и надежные конструкции изоляторов.
Нарушение электрической прочности изолятора может происходить или при
пробое твердого диэлектрика из которого он изготовлен или в результате
развития разряда в воздухе вдоль внешней поверхности изолятора. Пробой
твердого диэлектрика означал бы выход изолятора из строя тогда как разряд
по поверхности при условии быстрого отключения напряжения не причиняет
изолятору никаких повреждений. Поэтому пробивное напряжение твердого
диэлектрика в изоляторе примерно в 15 раза должно быть больше чем
напряжение перекрытия по поверхности чем и определяется электрическая
прочность изолятора.
в) Диэлектрики должны быть негигроскопичны и не должны изменять своих
свойств под действием различных метеорологических факторов.
г) При неблагоприятных условиях (увлажнение загрязнение и т.п.) на
изоляторах устанавливаемых на открытом воздухе (изоляторов наружной
установки) могут возникать частичные электрические дуги. Под их действием
поверхность может обугливаться и на ней могут появляться проводящие следы
- треки снижающие электрическую прочность изоляторов. Поэтому диэлектрики
для изоляторов наружной установки должны обладать высокой
Классификация изоляторов
Все выпускаемые промышленностью изоляторы классифицируются по
следующим признакам:
) по материалу изготовления
) по способу установки.
По материалу изготовления признаку все изоляторы делятся на:
Всем указанным выше требованиям в наибольшей степени удовлетворяет
глазурованный электротехнический фарфор и стекло получившие широкое
распространение а также некоторые пластмассы. Электрическая прочность
фарфора в однородном поле при толщине образца 15 мм
составляет 30 - 40 кВмм и уменьшается при увеличении толщины.
Электрическая прочность стекла при тех же условиях — 45 кВмм.
Механическая прочность фарфора и стекла зависит от вида нагрузки.
Например прочность фарфоровых образцов диаметром 2 - 3 см составляет: при
сжатии 450 МПа при изгибе — 70 МПа а при растяжении — 30 МПа. Поэтому
наиболее высокой механической прочностью обладают изоляторы в которых
фарфор работает на сжатие.
Стекло по механической прочности не уступает фарфору и тоже лучше
всего работает на сжатие. Стеклянные изоляторы в процессе изготовления
подвергаются закалке: нагреваются до температуры 700 С и затем обдуваются
холодным воздухом. Во время закалки наружные слои стекла твердеют
значительно раньше внутренних поэтому при последующей усадке внутренних
слоев в толще стекла образуются растягивающие усилия. Такая предварительно
напряженная конструкция имеет высокую прочность на сжатие.
Изоляторы из закаленного стекла имеют ряд преимуществ перед
фарфоровыми: их технологических процесс изготовления полностью
автоматизирован прозрачность стекла позволяет легко обнаружить при внешнем
осмотре мелкие трещины и другие внешние дефекты повреждение стекла
приводит к разрушению диэлектрической части изолятора которое легко
обнаружить при осмотре линии электропередачи эксплуатационным персоналом.
Полимерные изоляторы наружной установки изготавливаются из эпоксидных
компаундов на основе циклоолифатических смол из кремнийорганической
резины из полиэфирных смол с минеральным наполнителем и добавкой
второпласта. Такие изоляторы имеют высокую электрическую прочность и
достаточную трекингостойкость. Высокая механическая прочность полимерных
изоляторов достигается посредством армирования их стеклопластиком.
Применение полимерных изоляторов на линии электропередачи позволяет
существенно уменьшить массу подвесных изоляторов что позволяет в
значительной степени повысить надёжность сетевых конструкций.
По назначению изоляторы подразделяются на опорные подвесные и
проходные а по способу установки - на изоляторы наружной и внутренней
установки. Опорные изоляторы в свою очередь делятся на стержневые и
штыревые а подвесные — на изоляторы тарельчатого типа и стержневые.
Все изоляторы по способу установки можно условно объединить в три
группы: станционные линейные и аппаратные.
Станционные изоляторы применяют для крепления и изоляции шин в
распределительных устройствах электрических станций и подстанций. Они в
свою очередь подразделяются на опорные и проходные. Проходные изоляторы
устанавливают при проходе шин через стены и перекрытия внутри помещений а
также при выводе их из зданий.
Опорные изоляторы (рис.1) применяют в закрытых и открытых
распределительных устройствах для крепления на них токоведущих шин или
контактных деталей. Изоляторы внутренней установки конструктивно
представляют собой фарфоровое (полимерное) тело армированное крепежными
металлическими деталями. Арматура одновременно является внутренним экраном
с помощью которого снижается напряженность поля у края электрода где она
максимальна. Ребро на теле изолятора играет роль барьера заставляя разряд
развиваться под углом к силовым линиям поля т.е. по пути с меньшей
напряженностью. Внутренний экран и ребро существенно увеличивают разрядное
напряжение изолятора.
Опорные изоляторы наружной установки отличаются большим количеством ребер
чем изоляторы внутренней установки. Ребра служат для увеличения длины пути
утечки с целью повышения разрядных напряжений изоляторов под дождем и в
условиях увлажненных загрязнений. Для изготовления ребристой оболочки
изолятора используется силиконовая композиция обладающая высокой
трекингэрозионной стойкостью превосходной гидрофобностью высокой
стойкостью к факторам окружающей среды хорошими технологическими
Изоляторы на напряжение 35 - 110 кВ состоят из сплошного фарфорового
стержня армированного чугунными фланцами. Обозначение например ОНС-35-
00 расшифровывается следующим образом: опорный наружной установки
стержневой на 35 кВ с минимальной разрушающей силой 2000 даН.
Изоляторы керамические опорные на напряжение свыше 1000 В для работы
Изоляторы предназначены для изоляции и крепления токоведущих частей в
электрических аппаратах и распределительных устройствах.
Условное обозначение изоляторов типа ИОР:
(20) - Номинальное напряжение кВ;
; (20) - минимальная разрушающая сила на изгиб кН;
; (1) - вариант исполнения;
УХЛ Т - климатическое исполнение; (для умеренно-холодного
- категория размещения.
Условное обозначение изоляторов типа И:
; (8) - минимальная разрушающая сила на изгиб кН;
; (125) - испытательное напряжение грозового импульса кВ;
; (3) - категория размещения.
Изоляторы соответствуют ГОСТ 9984.
Основные технические характеристики изоляторов указанны в табл. 1.
Изоляторы состоят из изоляционной части армированной металлической
Изоляционная часть изготавливается из материала керамического
электротехнического по ГОСТ 20419 подгр.110.
Арматура изоляторов изготавливается из алюминиевого сплава АК7ч ГОСТ
Таблица 1. Основные технические характеристики изоляторов
Тип изолятора Номинальное Испытательное Минимальная кг
напряжение напряжение разрушающая не более
кВ грозового сила на изгиб
ИОР-10-75 I УХЛ 10 80 75 28
И4-60 1УХЛ Т2 6 60 40 10
И8-125 УХЛЗ 20 125 80 52
ИОР-10-20 УХЛ Т2 10 80 200 55
ИОР-20-75 УТЗ 20 125 75 69
Проходные изоляторы (рис.2) применяются для изоляции токоведущих
частей при прохождении их через стены потолки и другие элементы
конструкций распределительных устройств и аппаратов. Проходной изолятор
состоит из полого фарфорового элемента внутри которого проходит
токоведущий стержень (шина) и фланца служащего для механического
крепления изолятора к конструкции через которую осуществляется ввод
Обозначение проходного изолятора содержит значение номинального тока
например ПНШ-353000-20 означает: проходной наружной установки шинный
на напряжение 35 кВ и номинальный ток 3 кА с механической прочностью 20
Изоляторы керамические проходные на напряжение свыше 1000 В
Изоляторы предназначены для проведения и изоляции токоведущих частей
закрытых распределительных устройств электрических станций и подстанций
комплектных распределительных устройств соединения с открытыми
распределительными устройствами или линиями электропередачи на переменное
напряжение свыше 1000 В частоты до 100 Гц а также для закрытых
Условное обозначение типа изоляторов:
У - усиленное исполнение внешней изоляции;
0 (630 1000 1600 2000 3150) -номинальный ток А;
; (125) - минимальная разрушающая сила на изгиб кН;
УХЛ - климатическое исполнение; (для умеренно-холодного)
(2) - категория размещения.
Изоляторы соответствуют ГОСТ 20454 и ГОСТ 22229.
Основные технические характеристики изоляторов указанны в табл. 2.
электротехнического по ГОСТ 20419 под гр. 110. Арматура изоляторов
изготавливается из алюминиевых сплавов ГОСТ 1583.Токоведущие части
изоляторов изготавливаются из алюминия и алюминиевых сплавов ГОСТ 15176.
Таблица 2. Основные технические характеристики изоляторов
Тип изолятора Ном. Ном. Мин. Длина Размеры мм Масс
напря- ток А раз-рушпути а
жение кВ ающая утечки кг
Имп.напря из-гибизоляци боле
ИК-10-IV УХЛ 10 80 30 238
ИК-20-I УХЛ Т120 40 570
ИК-35-II УХЛ 35 70 1330
ИМ-1-I УХЛ Т1 1 - 017
ИМ-10-III УХЛ 10 30 60
Изоляторы керамические опорно-стержневые на напряжение свыше 1000 В
для работы на открытом воздухе.
электрических аппаратах комплектных распределительных устройствах
токопроводах распределительных устройствах электрических станций и
подстанций переменного напряжения свыше 1000 В частоты до 100 Гц.
Условное обозначение изоляторов типа ИОС:
(110) - номинальное напряжение кВ;
0 (500 1000 2000) - минимальная механическая разрушающая сила на
(03) - конструктивное исполнение.
Условное обозначение изоляторов типа С:
- минимальная механическая разрушающая сила на изгиб кН;
(195) - испытательное напряжение грозовых импульсов (полный
М - модернизированный;
I (II) - класс по длине пути утечки;
I - категория размещения.
Изоляторы соответствуют ГОСТ 25073 и ГОСТ 9984. Технические
характеристики изоляторов даны в табл. 4. Изоляционная часть
изготавливается из материала керамического электротехнического ГОСТ 20419:
для изоляторов типа С4 -подгруппа 120 для изоляторов типа ИОС -подгруппа
0. Арматура изоляторов С4 должна изготавливаться из алюминия марки АК-12
ГОСТ 1583 изоляторов ИОС - из чугуна марки СЧ-15 ГОСТ 1412 и должна иметь
влагостойкое покрытие.
Таблица 4. Технические характеристики изоляторов.
Тип изолятораНоми-наМин. Мин. Испыта-теИспытательное Длина Масса
ль-ное механичразру-шаюльное напряжение при пути кг
напря-ж. щий напря-женплавном подъеме утечкине
ение разру-шмомент ие кВ не менее см не более
кВ ающая при грозового менее
сила накрученииимпульса
Испытательное напряжение полного грозового импульса 75 кВ
Выдерживаемое напряжение 50 Гц в сухом состоянии 42 кВ
Выдерживаемое напряжение 50 Гц под дождем 28 кВ
Минимальная разрушающая нагрузка на изгиб 4 кН
Минимальная разрушающая нагрузка на кручение 250 Нм
Номинальное рабочее напряжение 10 кВ
Испытательное напряжение полного грозового импульса 125 кВ
Выдерживаемое напряжение пром. частоты в сухом 75 кВ
Выдерживаемое напряжение 50 Гц под дождем 60 кВ
Длина пути утечки не менее 620 мм
Минимальная разрушающая нагрузка на растяжение 70 кН
Максимальная допустимая механическая нагрузка на 26 кН
Нормальная механическая нагрузка на растяжение 14 кН
ТЕСТЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
Какие параметры влияют на разрядные напряжения воздушных
) напряжённость электрического поля
) давление и температура;
) температура и абсолютная влажность;
) давление температура и абсолютная влажность.
Какие требования предъявляются к диэлектрикам?
) механическая и электрическая прочность;
) негигроскопичность и трекингостойкость;
От чего может быть нарушена электрическая прочность изолятора?
) пробой изолятора высоким напряжением;
) развитие разряда вдоль поверхности изолятора;
) загрязнением изолятора;
Толщина стенки фарфорового диэлектрика 15 мм. С увеличением
толщины стенки его электрическая прочность в однородном
) увеличивается; 2) уменьшается; 3) не изменяется.
От чего зависит механическая прочность фарфоровых и стеклянных
) от вида нагрузки; 2) от срока эксплуатации; 3) от типа
Изоляторы из фарфора обладают улучшенной механической прочностью:
) при сжатии; 2) при изгибе; 3) при растяжении.
Чем достигается механическая прочность полимерных изоляторов?
) армирование стеклопластиком;
) добавка второпласта.
Для чего служат рёбра у опорно-стержневых изоляторов?
) для увеличения пути утечки (повышение разрядного напряжения);
) для уменьшения пути утечки (уменьшения разрядного
Чему равно число изоляторов в гирлянде подвесных изоляторов в ЛЭП
) З шт.; 2) 6-7 шт.; 3) 7-9 шт.; 4) 12-14 шт.
Назовите основной недостаток подвесных стержневых изоляторов.
) высокая стоимость;
) низкая механическая прочность;
) низкая электрическая прочность.
Расшифруйте марку изолятора: ПНШ-353000-2000.
) подвесной наружный шинный на напряжение 35 кВ номинальный ток
кА год выпуска- 2000;
) проходной наружный шинный на напряжение 35 кВ номинальный ток
к А механическая прочность - 20 кН;
) полимерный наружный штыревой на напряжение 35 кВ номинальный
ток 3 кА год выпуска - 2000.
Рис 1. Изолятор фарфоровый опорный ИОР 10 75 III УХЛ Т2
Рис.2. Изолятор проходной тип NF
Рис. 3. Изолятор линейный штыревой фарфоровый ШФ10Г
Рис. 4. Изолятор линейный подвесной
Рис.5. Линейный подвесной полимерный изолятор ЛК 7035-AIV
Рис. 6. Поверхность изолятора
Изоляторы для контактных сетей железнодорожного транспорта
Специальные типы изоляторов оболочки ОПН 10 - 35 кВ
Опорные изоляторы 10 - 35 кВ
Линейные изоляторы 10 - 135 кВ

л.р..5.doc

Министерство сельского хозяйства РФ
Санкт-Петербургский государственный аграрный университет
Кафедра Электротехники и Электроснабжения
Электрооборудование электрических станций и полдстанций
Лабораторная работа № 5
«Дополнительное коммутационное оборудование ЭС и ПС»
Санкт-Петербург-Пушкин 2009г.
Изучить назначение устройство и принцип действия дополнительного
коммутационного электрооборудования электрических станций и подстанций.
Изучить назначение виды конструкцию и принципы действия приводов
высоковольтных выключателей.
Изучить назначение виды принципы выполнения и действия
коммутационного оборудования: разъединителей короткозамыкателей и
Нарисовать эскизы электрооборудования по выбору преподавателя.
Изучить схему совместной работы короткозамыкателя разъединителя и
Осуществить самопроверку по прилагаемым тестовым заданиям.
Выполнить отчёт по лабораторной работе и ответить на вопросы
преподавателя при её защите.
Время выполнения работы – 4 часа.
ОСНОВНЫЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ СВЕДЕНИЯ
Приводы выключателей
Приводы высоковольтных выключателей должны обеспечивать надежное
включение цепей а также отключение при возникновении аварийных режимов.
Основными частями привода являются:
- включающий механизм
- запирающий механизм удерживающий выключатель во включенном положении;
- расцепляющий механизм освобождающий защелку при отключении.
Во избежание приваривания контактов включение привода должно
производиться быстро тем самым уменьшается пауза при АПВ. Отключение
происходит за счет силы сжатых или растянутых отключающих пружин.
Классификация приводов
В зависимости от используемого источника энергии приводы к
высоковольтным выключателям разделяют на: ручные (штурвальные или рычажные)
Ручные приводы применяются для маломощных выключателей. Отключение этих
приводов может быть автоматическим (ПРБА ПРА) получающее питание от
источников постоянного или переменного тока.
Двигательные приводы подразделяют на приводы прямого действия
(электромагнитные с дистанционным управлением потребляющие электроэнергию
непосредственно во время включения от вспомогательного источника питания) и
приводы косвенного действия (пружинные грузовые пневматические
осуществляющие включение за счет предварительно запасенной энергии).
Пружинный привод является приводом косвенного действия. Пружина
необходимая для включения привода заводится вручную или при помощи
специального двигателя небольшой мощности.
Ручной привод типа ПРГ-6УХЛ1
Назначение. Предназначен для оперирования контактными ножами и
заземлителями разъединителей новой серии РГ на номинальные напряжения 110 и
Условное обозначение. В структуре условного обозначения привода ПРГ-6-
ХХУХЛ1 принято: П - привод; Р – ручной; Г - коммутирующие устройства типа
ПУ на базе герконов;
- модификация; ХХ - исполнение в зависимости от количества
коммутируемых вспомогательных цепей ПУ; 00 - 16 цепей (для разъединителей);
- 8 цепей (для заземлителей); УХЛ1 - климатическое исполнение и
категория размещения по ГОСТ 15150-69.
Конструкция. Привод состоит из двух блоков: исполнительного и управления.
Связь между блоками осуществляется электрическим кабелем при монтаже на
Блок управления представляет собой шкаф в котором размещены
электрические аппараты управления защиты и сигнализации. На дне шкафа
установлен электрический обогреватель и размещены кабельные вводы. Дверь
шкафа установлена на шарнирах имеет встроенный внутренний замок и
закрывается специальным ключом через отверстие в ручке двери.
Исполнительный блок состоит из мотор-редуктора блока коммутации
выполненного на переключающих устройствах типа ПУ зубчатой конической
передачи для ручного оперирования (при наладочных работах и аварийных
ситуациях) при помощи съемной рукоятки обогревательного устройства
установленного в корпусе блока. Передача движения от выходного вала мотор-
редуктора на коммутирующее устройство осуществляется с помощью
''мальтийского'' механизма. Все узлы исполнительного блока смонтированы в
корпусе который закрывается дверью на шарнирах. Дверь исполнительного
блока имеет встроенные спецзамки как и на блоке управления которые
закрываются тем же ключом что и блок управления. Как и в блоке управления
доступ к отверстию специального замка может перекрываться дужкой навесного
замка. Конструкция привода защищена свидетельством РФ на полезную модель.
На рис. 1 изображен пружинный привод типа ППМ-10 предназначенный для
работы с выключателями ВМГ-10 и ВМП-10. Его отличием является наличие
специального моторного редуктора с маховиком поглощающим избыточную
энергию в начале включения и отдающим накопленную энергию в конце
Рис. 1. Пружинный привод с моторным редуктором ППМ-10:
– заводной рычаг; 2 – корпус; 3 - конечный выключатель; 4 - мотор; 5 –
редуктор; 6 – шестерня ночей передачи; 7 – ролик ведущей собачки; 8 –
шестерня взвода; 9 – спиральная пружина; 10- штурвал.
Тем самым устраняется основной недостаток пружинных приводов – уменьшение
тягового усилия в конце хода включения вследствие уменьшения деформации
пружины. Завод пружины производится двигателем 4 через редуктор 5. Движение
от редуктора передается шестеренке взвода 8 свободно вращающейся на
переднем подшипнике. Ведущая собачка упирается роликом 7 в зуб рычага 1 и
заводит спиральную пружину 9. Запорно-пусковой механизм привода удерживает
пружину в заведенном состоянии. После освобождения заводящего рычага
энергия заведенной спиральной пружины автоматически поворачивает вал
выключателя на включение. Пружинный привод допускает механическое АПВ
импульс для которого дается благодаря освобождению включающего механизма
привода. Кроме того пружинные приводы могут оснащаться схемами
электрического АПВ с необходимой выдержкой времени. Достоинством данного
привода является то что они не требуют для своего управления источника
постоянного тока а к недостаткам следует отнести их малую мощность
поэтому они применяются в основном для масляных выключателей 6 – 10 кВ.
Электромагнитные приводы (рис.2) относятся к приводам прямого
действия т.е. энергия необходимая для включения сообщается приводу в
процессе самого включения от источника большой мощности.
Достоинством электромагнитного привода является простота конструкции и
надежность работы а недостатком – большой потребляемый ток а вследствие
этого необходимость мощной аккумуляторной батареи. Кроме того привод типа
ПЭ имеет значительное время включения (до 1 с).
Рис. 2. Привод электромагнитный ПЭ-11:
- шток; 2- сердечник; 3- катушка электромагнита; 5- ролик; 6- блок-
контакты; 7- вал выключателя; 8- блок-контакты управления; 9- рычаг
механизма свободного расцепления; 10- рычаг ручного отключения; 11-
электромагнит отключения; 12- зажимы.
Привод пружинный ППО-10 предназначен дистанционного и автоматического
управления масляными выключателями типа ВПМП-10-20630 и ВПМП-10-201000.
Привод является приводом непрямого (косвенного) действия. Заводка
рабочих пружин осуществляется электродвигателем. В случае необходимости
возможно ручное управление приводом.Конструкция позволяет создать 28
вариантов схем защиты выполненных на встроенных электромагнитах и
расцепителях прямого действия. Область применения – распределительные
устройства различной конструкции на электрических станциях и
подстанциях комплектация камер КСО и шкафов КРУ.
Привод ППО-10 является аналогом привода ПП-67 широко применяемого
вэнергетике.Отличается от предшественника более простой конструкцией
надёжной и устойчивой работой.
Пневматический привод (рис. 3) обеспечивает быстрое включение выключателя
за счет энергии сжатого воздуха. Отличие от электромагнитного привода
заключается в том что вместо электромагнита применяется пневматический
цилиндр с поршнем. Сжатый воздух подается от компрессора обслуживающего
воздушные выключатели или от баллона со сжатым воздухом установленном
непосредственно на приводе.
Рис. 3. Привод пневматический ПВ-30.
- цилиндр; 2- фланец воздухопровода; 3- шток демпфера; 3- поршень; 5-
шток; 6- удерживающая защелка; 7- подъёмный ролик; 8- электромагнит
отключения; 9- система рычагов свободногорасцепления; 10- корпус привода;
- домкрат для ручного включения; 12- указатель положения.
Пневматические приводы не требуют установки мощного источника
постоянного тока а схема дистанционного управления работает на токе не
превышающем нескольких ампер.
Пневмогидравлические приводы – это усовершенствованные пневматические
приводы. В них движение подвижной системы выключателя передается от
гидроцилиндра с поршнем. Поршень приводится в действие сжатой жидкостью
(маслом). Высокое давление жидкости создается за счет сжатого газа. Этой
энергии хватает на шесть включений. Время включения таких приводов – до
Разъединители являются простейшими коммутационными аппаратами
используемыми на электрических станциях и подстанциях и предназначены для
включения и отключения электрических цепей высокого напряжения при
отсутствии токов нагрузки и создания в них видимого разрыва. Контактная
система разъединителей не имеет дугогасительных устройств поэтому при
ошибочном отключении нагрузки возникает устойчивая дуга которая приводит к
повреждению оборудования и несчастным случаям с обслуживающим персоналом. В
этой связи необходимым требованием при работе с разъединителями является
следующее: прежде чем оперировать разъединителем электрическая цепь должна
быть разомкнута с помощью выключателя!
К разъединителям предъявляются следующие одинаковые требования:
- разъединитель должен создавать видимый разрыв цепи;
- должен быть электродинамически и термически устойчивым;
- должен допускать четкое включение и отключение при экстремальных условиях
работы (обледенение снег дождь ветер);
- должен иметь наиболее простую конструкцию удобную для монтажа и
Классифицируются разъединители по следующим признакам:
- по числу полюсов - одно- и трехполюсные;
- по конструкции - рубящего поворотного катящегося пантографического и
- по способу установки - с вертикальным и горизонтальным расположением
- по роду установки - для внутренних и наружных установок.
Разъединители для внутренней установки. Для внутренне установки применяются
однополюсные (РВО) или трехполюсные (РВ РВК и др.) разъединители.
Трехполюсные разъединители могут выполняться на общей раме или на отдельных
рамах для каждого полюса. Отдельные полюсы объединяются общим приводным
На токи до 1000 А нож разъединителя выполняется из двух медных полос на
большие токи применяются ножи из трех-четырех полос.
В разъединителях рубящего типа (рис.1) нож вращается вокруг одного из
неподвижных контактов. Движение ножу передается от вала через фарфоровые
тяги. Необходимое давление в контактах создается пружинами.
Включение и отключение главных ножей осуществляется
электродвигательным приводом позволяющим производить эти операции
дистанционно. Во включенном и отключенном положениях разъединитель надежно
фиксиpyeтcя системой рычагов привода чтобы исключить самопроизвольное
отключение или включение.
Разъединители выбирают по номинальному напряжению и току роду установки и
проверяют на термическую и динамическую стойкость токам короткого
Рис. 4. Разъединители рубящего типа для внутренней установки с двумя
заземляющими ножами РВРЗ-2-208000 (один полюс).
– подвижные ножи 2 – неподвижный контакт 3 – фарфоровая тяга 4-
опорный изолятор 5 – рама 6 – заземляющие ножи 7 – механическая
блокировка между главными и заземляющими ножами.
Рис 5. Контактная система разъединителей рубящего типа
– изолятор 2 – неподвижный контакт 3 – стальные пластины 4- пружины 5
– стержень 6 – нож 7 – ось.
Разъединители для наружной установки
Разъединители устанавливаемые в открытых распределительных
устройствах должны обладать соответствующей изоляцией и надежно выполнять
свои функции в неблагоприятных условиях окружающей среды. Разъединители
Разъединитель имеет два заземляющих ножа привод главных ножей -
электродвигательный (ПДН) а у заземляющих ножей - ручной. Недостатком
этого разъединителя является его большие габариты что усложняет его монтаж
и эксплуатацию. Кроме того в случае обледенения для разрушения корки льда
ножу разъединителя необходимо сообщать поступательно-вращательное движение
чем усложняется кинематика привода.
Разъединители горизонтально поворотного типа.
Они выпускаются на напряжение 10 - 750 кВ. В этих аппаратах главный
нож состоит из двух частей как и у разъединителей рубящего типа но эти
части перемещаются в горизонтальной плоскости при повороте колонок
изоляторов на которых закреплены. Один полюс является ведущим к нему
присоединен привод. Движение к двум другим полюсам (ведомым) передается
тягами. Эти разъединители могут иметь один или два заземляющих ножа.
Контактная часть разъединителя состоит из ламелей укрепленных на конце
одного ножа и контактной поверхности на конце другого ножа. При включении
нож входит между ламелями. Давление в контакте создается пружинами.
Достоинством этих аппаратов является их значительно меньшие габариты и
более простой механизм управления. Кроме того в случае обледенения при
отключении нож разъединителя как бы «ломается» на две части поэтому
значительно облегчается работа привода.
Пантографические разъединители со складывающимися ножами имеют очень
сложную конструкцию. В нашей стране распространение не получили.
Подвесные разъединители. Они имеют подвижную контактную систему состоящую
из груза снабженного пружинящими лапами и контактными наконечниками к
которым приварены токоведущие провода. Вся система подвешена на гирлянде
изоляторов к порталу. Неподвижная контактная система состоит из кольца
укрепленного на опорных изоляторах или на трансформаторе тока. В
отключенном состоянии подвижный контакт поднят. При включении освобождается
трос идущий к приводу груз опускается вниз и наконечники приходят в
соприкосновение с кольцом. В результате цепь — замыкается.
Рис. 6. Трёхполюсный разъединитель серии РВ:
Рис. 7. Трёхполюсный разъединитель серии РВЗ:
Короткозамыкатели и отделители
Короткозамыкатели. Короткозамыкатель - это автоматически включающийся
разъединитель предназначенный для создания искусственного короткого
Двухполюсные Короткозамыкатели применяют в установках 35 кВ (рис. 8)
при срабатывании которых создается искусственное двухфазное короткое
замыкание. Однополюсные короткозамыкатели применяют в сети с заземленной
нейтралью напряжением 110 кВ и выше.
Рис. 8. Короткозамыкатель КЗ – 35.
– нож 2 – неподвижный контакт 3 – изолятор 4 – шинка заземления 5 –
Короткозамыкатель с элегазовым наполнителем КЭ – 110.
контактный вывод 2- контактная камера 3 – гидравлический затвор
присоединение заземляющей шины 5- основание 6 –мановакуумметр
трансформатор тока ТЛ – 05 8 – привод 9 –тяга 10 – изолятор
элегазом 12- фильтр.
Отделитель закрытого исполнения с элегазовым наполнением предназначен
для отключения и включения токов намагничивания силовых трансформаторов и
зарядных токов линий
В конструкцию отделителя входят три полюса установленные на общем
основании Токоведущие провода присоединяются к контактным выводам на
верхнем и среднем фланцах внутри контактной камеры находится неподвижный
контакт розеточного типа и полый подвижный контакт с экраном Включение
происходит за счет пружин привода ППО Давление в контактах создается за
счет сжатой пружины и пружинящего розеточного контакта Отключение
происходит автоматически за счет отключающих пружин расположенных в
основании отделителя.
Короткозамыкатель и отделитель устанавливаемые на подстанциях работают в
строго определенной последовательности а именно: при повреждении силового
трансформатора под действием релейной защита включается короткозамыкатель и
создает двухфазное короткое замыкание на землю в питающей линии
электропередачи. Тогда происходит отключение выключателя установленного в
начале линии электропередачи который разрывает ток короткого замыкания.
После разрыва тока к.з. приходит в действие отделитель и отключает силовой
трансформатор от линии. Чтобы обеспечить нужную последовательность работы
между короткозамыкателем и отделителем осуществляется блокировка.
Принципиальная схема такой блокировки изображена на рис. 5 Блокировка
работает следующим образом.
При повреждении силового трансформатора приходят в действие реле
максимального тока 2 которое опускает защелку 3 удерживающую
короткозамыкатель КЗ в отключенном положении и короткозамыкатель под
действием пружины 4 включается. При замыкании его контактов происходит
короткое замыкание линии на землю вследствие чего по линии и
короткозамыкателю будет протекать ток короткого замыкания. Во вторичной
обмотке трансформатора тока 6 и присоединенного к нему электромагнита
(блокирующего реле) 7 отделителя будет протекать трансформированный ток
короткого замыкания удерживающий сердечник 8 в нижнем положении. Установка
трансформатора тока 6 и блокирующего реле 7 отделителя обеспечивает
отключение последнего только после разрыва выключателем В на питающем конце
линии. После отключения этого выключателя ток протекающий в линии и
короткозамыкателе становится равным нулю. Тогда сердечник 8 поднимается и
сбивает защелку 10. Пружина 11 через изоляционную тягу 12 отключает
отделитель. Блокирующая пластина 5 соединенная с механизмом
короткозамыкателя исключает возможность отключения отделителя до тех пор
пока не включится короткозамыкатель. Электромагниты отключения 1 и 9 служат
для дистанционного включения короткозамыкателя и апробации работы
Рис. 9. Схема совместной работы короткозамыкателя и отделителя
ТЕСТЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
Каково назначение привода выключателя?
) обеспечивать надёжное включение цепей;
) обеспечивать надёжное отключение цепей;
) обеспечивать надёжное отключение цепей в аварийных режимах;
) 1) и 2); 5) 1) и 3).
Из каких основных частей состоит привод выключателя?
) включающий запирающий и расцепляющий механизмы;
) включающий запирающий и удерживающий механизмы;
) включающий и расцепляющий механизмы.
В зависимости от использования источника энергии приводы
высоковольтных выключателей делятся на:
) гидромоторные и ручные; 2) двигательные и электромагнитные;
) ручные и двигательные; 4) пневматические и гидравлические.
Пружинный привод относится к приводам:
) прямого действия; 2) косвенного действия.
Электромагнитный привод относится к приводам:
С какими выключателями работает привод ППМ-10?
) ВМ-35 и ВМГ-10; 2) ВМ-35 и ВС-10-63-25; 3) ВМГ-10 и ВМП-10; 4)
Основной недостаток пружинных приводов?
уменьшение тягового усилия в конце хода включения;
увеличение тягового усилия в начале хода включения;
уменьшение тягового усилия в начале хода включения;
увеличение тягового усилия в конце хода включения.
За счёт чего происходит уменьшение тягового усилия в конце хода
включения пружинного привода?
) действия электрической дуги; 2) деформации пружины.
Основной недостаток электромагнитного привода?
) высокая стоимость; 2) сложность конструкции;
) необходимость в мощном источнике постоянного тока.
Каково время действия пневмогидравлического привода?
) 1 с; 2) до 15 с; 3) 01 с; 4) до 025 с.
Для чего предназначены разъединители?
) для создания видимого разрыва;
) для включения и отключения электрических цепей высокого напряжения;
) для защиты от токов короткого замыкания;
Какое основное условие должно выполняться при работе с разъединителем?
) отсутствие токов нагрузки;
) обязательное наложение переносного заземлителя;
) отключение электрической энергии на головной ТП;
Какое значение рабочего тока допускается без отключения токов
) 50 А; 2) 25 А; 3) 15 А; 4) 10 А; 5) 5 А.
Перечислите требования предъявляемые к разъединителям?
) создание видимого разрыва электродинамическая и термическая
прочность чёткое включение и отключение в экстремальных условиях
простота конструкции;
) простота конструкции низкая стоимость термическая устойчивость
блокировка ножей разъединителя;
) низкая стоимость электродинамическая устойчивость заземление
простота конструкции.
Сколько медных полос содержит нож разъединителя при токе до 1 кА?
Чем фиксируется положение разъединителя рубящего типа?
) системой специальных блокирующих контактов;
) системой рычагов привода;
) автоматическим блокирующим устройством.
По какой величине проверяется разъединитель на электродинамическую и
термическую стойкость?
) по номинальному рабочему току;
) по номинальному напряжению;
) по току короткого замыкания.
Какой тип привода применяется для главных ножей разъединителя рубящего
типа наружной установки?
) электродвигательный;
) пневмогидравлический;
Какой тип привода применяется для заземляющих ножей разъединителя
рубящего типа наружной установки?
Расшифровать аббревиатуру РВЗ-10630 I УХЛ2.
) разъединитель внутренней установки для работы в умеренном и холодном
климате с заземлёнными ножами на напряжение 10 кВ номинальный ток –
0 А проходные изоляторы установлены со стороны наружных контактов;
) разъединитель вертикально-поворотного типа с заземлителем усиленный
с растяжением контактов номинальные ток и напряжение соответственно
кА и 10 кВ для работы в холодном климате с размещением проходных
изоляторов с двух сторон.
Какой аппарат называется короткозамыкателем?
) автоматически включающййся разъединитель предназначенный для
искусственного короткого замыкания;
) автоматически включающийся отделитель предназначенный для создания
) аппарат предназначенный для для защиты от короткого замыкания в сетях
с изолированной нейтралью.
Что обеспечивает включение заземлённого ножа короткозамыкателя в сетях
с изолированной нейтралью?
) пружина привода выключателя;
) отделитель; 3) блокирующий автоматический выключатель.
Каким образом осуществляется отключение короткозамыкателя?
) вручную; 2) автоматически.
Для какой цели необходимо обеспечивать максимальную скорость движения
) во избежание возникновения дуги;
) во избежание повреждения аппарата; 3) 1) и 2).
Какое время допускается на включение короткозамыкателя в с.?
Чем заполняется полость контактной камеры короткозамыкателя КЭ-110?
) маслом; 2) вакуумом; 3) элегазом.
Каково отношение короткозамыкателя КЭ-110 к взрыво- и пожароопасности?
) взрыво- и пожароопасен; 2) пожароопасен; 3) взрывоопасен; 4)
взрыво- и пожаробезопасен.
Для чего предназначены отделители?
) для отделения линии электропередачи от масляных выключателей;
) для отключения и включения токов намагничивания силовых
) для отключения зарядных токов линии; 4) б) и в).
Как происходит отключение отделителя?

л.р.3.doc

Лабораторная работа № 3
«Высоковольтные выключатели»
Цель работы: изучить назначение устройство и принцип действия
различных марок высоковольтных выключателей
Изучить конструкцию и принцип действия масляных воздушных
вакуумных элегазовых электромагнитных и автогазовых выключателей
Нарисовать эскизы некоторых типов выключателей по заданию
Осуществить тестовый самоконтроль.
Ответить на вопросы преподавателя при защите Л.Р.
Выключатель — это коммутационный аппарат предназначенный для
включения и отключения тока в нормальном и аварийном режимах..
Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов
КЗ и включение на существующее короткое замыкание.
К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:
– надежное отключение любых токов (от десятков ампер до
номинального тока отключения);
– быстрота действия т. е. наименьшее время отключения;
– возможность пофазного управления для выключателей 110 кВ и выше;
– пригодность для быстродействующего автоматического повторного
включения т. е. быстрое включение выключателя сразу же после
– возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей
– легкость ревизии и осмотра контактов;
– взрыво- и пожаробезопасность;
– удобство транспортировки и эксплуатации.
Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать
номинальный ток Iном и номинальное напряжение Uном.
Выключатели характеризуются следующими параметрами:
номинальный ток отключения Iном.откл - наибольший ток короткого замыкания
(действующее значение) который выключатель способен отключить при
напряжении равном наибольшему рабочему напряжению при заданных условиях
восстановления напряжения и заданном цикле операций;
Допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в
токе отключения в % которое определяется по кривой
Нормированное значение [pic] определяется для момента расхождения
контактов [pic]. Если [pic]. > 009 с то принимают [pic]
Цикл операций - выполняемая выключателем последовательность
коммутационных операций с заданными интервалами между ними.
В эксплуатации выключатель может неоднократно включаться на
существующее КЗ с последующим отключением поэтому ГОСТ предусматривает
для выключателей определенный цикл операций.
Если выключатели предназначены для автоматического повторного
включения (АПВ) то должны быть обеспечены циклы:
О - 180 с - ВО - 180 с - ВО;
О - [pic]бт - ВО - 180 с - ВО.
(для случая Unom [pic] то следующий цикл: О - [pic]бт - ВО - 20 с -
О – операция отключения ВО – включения и немедленного включения
(180) с – промежутки времени в сек.
tбт – гарантируемая для выключателей бестоковая пауза при АПВ (для
выключателей с АПВ эта величина находится в пределах (03-12) с без АПВ –
Стойкость при сквозных токах характеризующаяся токами
термической стойкости Iтер и электродинамической стойкости Iдин
(действующее значение) Iдин — наибольший пик (амплитудное значение);
Эти токи выключатель выдерживает во включенном положении без
повреждений препятствующих дальнейшей работе.
Завод-изготовитель должен выдерживать соотношение [pic]
Номинальный ток включения — ток КЗ который выключатель с
соответствующим приводом способен включить без приваривания контактов
и других повреждений при Uном и заданном цикле. В каталогах
приводится действующее значение этого тока [pic] и его амплитудное
значение [pic]. Выключатели конструируются таким образом что
соблюдаются условия:
Собственное время отключения tCB —интервал времени от момента
подачи команды на отключение до момента прекращения соприкосновения
дугогасительных контактов.
Время отключения [pic] — интервал времени от подачи команды на
отключение до момента погасания дуги во всех полюсах.
Время включения [pic]B — интервал времени от момента подачи команды на
включение до возникновения тока в цепи.
Параметры восстанавливающегося напряжения — в соответствии с
нормированными характеристиками собственного переходного
восстанавливающегося напряжения (ПВН).
Выключатели не предназначенные для АПВ должны допускать не
менее пяти операций ВО при токах КЗ 06- 1 [pic] без осмотра
дугогасительного устройства. Выключатели предназначенные для АПВ должны
допускать в тех же условиях от 6 до 10 операций ВО в зависимости от
Основными частями всех выключателей являются:
а) контактная система с дугогасительным устройством
б) токоведущие части
г) изоляционная конструкция
д) приводной механизм.
В зависимости от конструктивных особенностей и способа гашения
дуги выключатели делятся на:
а) многообъемные масляные выключатели (баковые)
б) маломасляные (малообъемные) выключатели
в) воздушные выключатели
г) элегазовые выключатели
д) автогазовые выключатели
е) электромагнитные выключатели
ж) вакуумные выключатели.
Отдельную группу занимают выключатели нагрузки.
По способу установки различают выключатели для внутренней наружной
установки и для комплектных распределительных устройств (КРУ).
МНОГООБЬЕМНЫЕ МАСЛЯНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
На рис. 1 показан баковый выключатель без специальных устройств для
гашения дуги. Стальной бак 1 выключателя подвешен к литой чугунной крышке 3
с помощью болтов. Через крышку проходят шесть фарфоровых изоляторов 4 на
нижних концах токоведущих стержней которых закреплены неподвижные контакты
Движение подвижным контактам 8 передается с помощью изолирующей тяги от
приводного механизма. Во включенном положении отключающая пружина 5 сжата и
выключатель удерживается защелкой привода с которым он связан валом 6.
При отключении автоматически или вручную освобождается защелка
и под действием пружины траверса быстро опускается вниз. При этом
образуется разрыв на каждом полюсе выключателя. Возникшая дуга разлагает и
испаряет масло 2 образуется газомаслянный пузырь содержащий до 70%
водорода. Возникающее давление внутри пузыря (до 100 Нсм2) повышает
денонсирующую способность газов что приводит к гашению дуги через 01 с.
Кроме того на стенках бака имеются изоляционные покрытия 9.
Следует иметь ввиду что масло в бак заливается не полностью т.к. при
высоком давлении в момент гашения дуги может быть повреждена крышка бака в
результате удара. Поэтому гашение дуги должно закончиться до того как
масло заполнит пространство под крышкой. Если уровень масла будет слишком
низок то газы попадут под крышку сильно нагретыми что может привести к
взрыву смеси водорода с воздухом.
Поэтому в процессе эксплуатации уровень масла должен постоянно
контролироваться по маслоуказателю!
После гашения дуги газовый пузырь охлаждается проходя через слой
масла над контактами и выбрасывается наружу через газоотводную трубу.
Трехполюсные масляные выключатели серии ВМ-35(рис. 4.20) относятся к
баковым многообъемным выключателем и предназначены для коммутации под
нагрузкой электрических цепей трехфазного тока частотой 50 Гц с номинальным
напряжением 35 кВ и применяется как для внутренней так и для внешней
установок. Нормальная работа выключателя обеспечивается при установке его
на на высоте не более 1000 м над уровнем моря и температуре окружающей
среды от +40° до - 40° С. Выключатели этой серии выполняются в открытых
распределительных устройствах с приводом ШНР-35 а для внутренних установок
с приводом ПП-67. Масляный выключатель типа ВМ-35 выпускается на
номинальное напряжение 35 кВ номинальный ток 600 А и номинальную мощность
отключения при 35 кВ до 400 MB-А.
Для наружных установок напряжением 35 кВ и выше применяются баковые
выключатели имеющие специальные дугогасительные устройства.
Дугогасительные устройства по принципу действия разделяются на три
) с принудительным масляным дутьем
) с магнитным гашением дуги.
В первых высокое давление и большая скорость движения газов в зоне
дуги создаются за счет выделяющейся в дуге энергии. В устройствах с
принудительным дутьем масло нагнетается с помощью специальных
гидравлических механизмов а в выключателях с магнитным гашением дуги она
гасится за счет перемещения в узкие каналы и щели под действием магнитного
В зависимости от расположения каналов дугогасительные камеры делятся
на камеры с поперечным продольным и встречно-поперечным дутьем.
Основные преимущества баковых выключателей:
- простота конструкции
- высокая отключающая способность
- пригодность для наружной установки
- возможность установки встроенных трансформаторов тока.
К недостаткам следует отнести :
- взрыво- и пожароопасность
- необходимость периодического контроля за состоянием и уровнем масла в
- большой объем масла что обусловливает большую затрату времени на
- необходимость больших запасов масла
- непригодность к установке внутри помещений
- непригодность для выполнения быстродействующего АПВ
- большая масса неудобство монтажа и обслуживания.
- большой объем масла требует организации специальной службы для сушки и
очистки трансформаторного масла. Размещение камер в баке с маслом
затрудняет их ремонт и осмотр. В процессе работы выключателя возникают
большие ударные нагрузки на фундамент что требует создания мощных
фундаментов. Надежность масляных выключателей приближается к надежности
воздушных выключателей.
Выключатели баковые масляные просты в изготовлении и относительно недорогие
И имеют как правило электромагнитные или пружинные приводы.
Трансформаторы тока встроены в выключатель что позволяет упростить
распредустройство и сократить стоимость и габариты всей установки.
В настоящее время выпускаются выключатели на номинальное напряжение
Маломасляные выключатели
В этих выключателях масло служит только для гашения дуги и не
выполняет изоляционных функций. Изоляция полюсов между собою и по отношению
к земле выполняется из фарфора стеатита литой смолы. Изоляцией между
полюсами выключателя служит также воздух. По существу малообъемный
выключатель представляет собою как бы дугогасительную камеру бакового
выключателя помещенную вне бака на изолирующих опорах.
Во всех конструкциях малообъемных выключателей с продольным
поперечным или смешанным дутьем при размыкании контактов возникает сильная
струя масла которая интенсивно охлаждает ствол дуги и деионизирует его.
При этом наиболее эффективным оказалось поперечное масляное дутье.
Малообъемные масляные выключатели изготавливаются на все напряжения до
0 кВ включительно и номинальные мощности отключения до 10 ГВ А. Их
несомненным достоинством является малое количество масла небольшие
габариты и масса а также относительно низкая стоимость. Значительно
меньшая взрыво- и пожаро-опасность делает возможным их установку не только
в открытых но и в закрытых распределительных устройствах. Однако сильная
зависимость отключающей способности от отключаемого тока сложность
осуществления многократных АПВ и неприспособленность для работы с частыми
отключениями ограничивает их применение менее ответственными узлами
системы где требования к выключателям облегчены.
Масло в этих выключателях в основном служит дугогасящей средой и
только частично изоляцией между разомкнутыми контактами. Изоляция
токоведущих частей друг от друга и от заземленных конструкций:
осуществляется фарфором или другими твердыми изолирующими материалами.
(горшке) отсюда сохранилось название выключателей «горшковые».
Маломасляные выключатели напряжением 35 кВ и выше имеют фарфоровый
корпус. Самое широкое применение имеют выключатели 6—10 кВ подвесного типа.
В этих выключателях корпус крепится на фарфоровых изоляторах к общей раме
для всех трех полюсов. В каждом полюсе предусмотрен один разрыв контактов и
дугогасительная камера.
По такому типу изготовляют выключатели ЗМГ-10 (выключатель масляный
горшковый) и ВПМ-10 а ранее изготовлялись выключатели ВМГ-133.
Конструкция маломасляных выключателей 35 кВ и выше продолжает
совершенствоваться с целью увеличения номинальных токов и отключающей
способности. В мировой практике маломасляные выключатели изготовляются на
напряжения до 420 кВ.
Область применения маломасляных выключателей — закрытые
распределительные устройства электростанций и подстанций 6 10 20 35 и
0 кВ комплектные распределительные устройства 6 10 и 35 кВ и открытые
распределительные устройства 3-5 110 и 220 кВ.
Малообъемные масляные выключатели получили преимущественное
распространение в установках до 20 кВ а также выше 330 кВ где они успешно
конкурируют с воздушными выключателями.
Маломаслянные (горшковые) выключатели применяются в закрытых и
открытых распределительных устройствах всех напряжений. Масло в этих
выключателях служит только для гашения дуги. Изоляция токоведущих частей
внутренней установки находятся в стальном баке (горшке).
Полюс выключателя состоит из изоляционного цилиндра торцы которого
армируются металлическими фланцами. На верхнем фланце изоляционного
цилиндра укреплен корпус из алюминиевого сплава внутри которого
расположены приводной механизм подвижный контактным стержень роликовое
токосъемное устройство и маслоотделитель.
Во включенном положении контактный стержень находится в розеточном
контакте. При отключении привод освобождает отключающую пружину
находящуюся в раме выключателя и под действием ее силы вал выключателя
повертывается движение передается изоляционной тяге а от нее приводному
В первый момент контактный стержень закрывает каналы дугогасительной
камеры. Давление в этот момент резко возрастает масло заполняет буферный
объем сжимая воздух. При открывании стержня создается поперечное дутье
газами и парами масла. При переходе тока через нулевое значение давление в
газовом пузыре снижается и сжатый воздух буферного объёма как поршень
нагнетает масло в область дуги дуга гаснет. Время гашение дуги не
После гашения пары масла и газы попадают в верхнюю часть корпуса где
пары масла конденсируются а газ выходит наружу через отверстие в крышке.
Бестоковая пауза за время которой происходит заполнение камеры маслом при
Маломасляные выключатели по конструктивным особенностям можно разбить
на следующие основные четыре группы:
маломасляные подвесного типа (серии ВМП-10). Номинальный ток до
50 А номинальный ток отключения до 315 кА номинальное
маломасляные колонкового типа (серии ВК-10). Номинальный ток до
50 А номинальный ток отключения до 315 кВ номинальное
маломасляные горшкового типа для генераторов (серии МГГ).
Номинальный ток до 11 200 А номинальный ток отключения до 90
кА номинальное напряжение до 20 кВ;
маломасляные выключатели для наружных установок серий ВМУЭ-35
Номинальное напряжение до 220 кВ номинальный ток до 2000 А
номинальный ток отключения 40 кА.
Преимущество маломасляных выключателей:
небольшие габариты и масса;
малое количество масла; пожаробезопасны;
имеют приводы пружинные и электромагнитные;
удобный монтаж на тележке КРУ (серий ВМП-10 ВК-10).
Использование маломасляных выключателей серий ВМТ-110 и ВМТ-220
позволяет отказаться от громоздких и тяжелых баковых и воздушных
выключателей. К недостаткам этих выключателей следует отнести небольшой
ресурс при номинальном токе и при токе КЗ (серии ВМП ВК). Показатели
надежности такие же как у баковых масляных выключателей.
Рассмотрим некоторые типы маломасляных (малообъёмных) выключателей.
Маломасляные выключатели класса 10 кВ серии ВПМ-10 (рис. 2)
предназначены для коммутации электрических цепей в нормальном режиме работы
и для автоматического отключения этих цепей при токах короткого замыкания и
перегрузках возникающих при ненормальном и аварийном режимах работы
установок. Выключатели пригодны для работы при однократном повторном
включении (АПВ). Тип выключателя определяется применяемым в его управлении
приводом: для выключателей типа ВПМ-10 применяются электромагнитные приводы
постоянного тока типа ПЭ-11 или пружинные приводы типа ПП-67; для
выключателей типа ВПМП-10 применяются пружинные приводы ППО-10. Каждый тип
выключателей имеет несколько типоисполнений в зависимости от величины
номинального тока места присоединения привода. Выключатели предназначены
для работы в следующих номинальных условиях: высота над уровнем моря — до
00 м; температура окружающего воздуха: исполнение УЗ — от минус 25 до
+35 исполнение У2 — от минус 25 до +40°С. При более низкой температуре
необходимы подогревательные элементы в КРУ или помещении РУ которые должны
обеспечивать подогрев воздуха не ниже вышеуказанной температуры на все
время работы выключателей. Относительная влажность окружающего воздуха не
должна превышать 80% при температуре +20°С; окружающая среда взрыво- и
пожаробезопасная содержание пыли и газов не должно превышать норм для
атмосферы типа II по ГОСТ 15150-69. Выключатели должны встраиваться в
металлические негерметичные оболочки (камеры) КРУ.
Типоисполнения выключателей имеют следующие основные конструктивные
отличия: полюсы выключателей на номинальный ток 630 и 1000 А (номинальный
ток отключения — 20 кА) выполнены в цельном изоляционном цилиндре; полюсы
выключателей на номинальный ток 6301000 (номинальный ток отключения - 315
кА) и 1600 А имеют в верхней части металлические ребристые корпуса а
выключатели имеют изоляционные кожухи.
ВОЗДУШНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
Воздушные выключатели принадлежат к группе выключателей — газовым. В
них для гашения дуги и деионизации дугового промежутка используется сжатый
воздух обдувающий дугу в продольном или поперечном направлении.
Принцип гашения дуги сжатым воздухом заключается в том что
межконтактный промежуток обдувается чистым сжатым воздухом лишенным
заряженных частиц. При этом дуга и ее опорные поверхности интенсивно
охлаждаются а ее сечение уменьшается. Одновременно этот же поток воздуха
выносит из межконтактного промежутка продукты горения дуги представляющие
собой хорошо проводящую среду. Место этих продуктов теперь занимает свежий
неионизированный воздух способный выдержать напряжение
восстанавливающееся на контактах выключателя. Задача дугогасительной камеры
заключается в быстром и полном замещении ионизированной среды свежим
обладающим высокой электрической прочностью воздухом.
Существует два типа дугогасительных камер получивших распространение
на практике. В камерах первого типа поток сжатого воздуха параллелен стволу
дуги. Это так называемая камера продольного дутья. В других — поток
гасящего воздуха перпендикулярен оси ствола дуги. Их называют камерами
Камеры продольного дутья имеют преимущественное распространение во
всем диапазоне напряжений от 3 до 750 кВ на которые строятся выключатели
так как они позволяют создать аппарат отвечающий самым жестким требованиям
по номинальной мощности отключения номинальному току и быстродействию.
Камеры поперечного дутья из-за громоздкости конструкции и больших габаритов
применяются ограниченно лишь в выключателях 6—20 кВ.
Отключающая способность воздушного выключателя ограничивается
появлением обратного подпора давления. Большие токи короткого замыкания
дросселируют поток дутья создавая за соплом противодавление из-за
чрезмерного нагревания сжатого воздуха. При этом возникает «закупорка»
сопла и дутье резко ухудшается. Число повторных зажиганий дуги зависит от
того будет ли противодавление возникшее после первой полуволны тока
повышаться дальше. Хорошо рассчитанные и сконструированные выключатели
гасят дугу уже после первой полуволны самое позднее — после третьего
перехода тока через нуль.
Так же как и у масляных выключателей повышение отключающей
способности воздушных выключателей достигается увеличением количества
разрывов дуги число которых достигает у выключателя 750 кВ например
шестнадцати. Для выравнивания распределения напряжения между разрывами
параллельно с ними подключают шунтирующие сопротивления которые
одновременно замедляют скорость повышения восстанавливающегося напряжения и
еще увеличивают тем самым отключающую способность выключателя. Поскольку
воздушные выключатели не обладают свойством демпфирования
восстанавливающегося напряжения их разрывы шунтируются сопротивлениями
небольших значений (например 2— 3 кОм на разрыв). Такие сопротивления не
только замедляют скорость повышения восстанавливающегося напряжения но и
существенно снижают его пики. Ввиду больших значений остаточных токов в
этом случае отделитель выключателя дополняется выключателем нагрузки.
Простым средством повышения отключающей способности воздушных
выключателей и улучшения их эксплуатационных свойств является повышение
давления воздуха применяемое в последних конструкциях.
Для равномерного распределения напряжения по разрывам используют
омические и емкостные делители напряжения.
В настоящее время выключатели серии ВВБ модернизированы. Новые
выключатели ВВБК (крупномодульные) работают при давлении воздуха
МПа а в камере гашения дуги кроме основного дутья как и в серии ВВБ
имеется дополнительное дутье через неподвижные контакты с продувкой
продуктов горения через полые токоведущие стержни вводов. Это позволило
увеличить отключаемый ток до 50 — 56 кА а количество модулей в полюсе
снизить: на 330 кВ вместо четырех модулей (ВВБ) в серии ВВБК — два модуля
на 500 кВ вместо шести модулей — четыре на 750 кВ вместо восьми — шесть.
Воздушные выключатели имеют следующие достоинства: взрыво- и
пожаробезопасность быстродействие и возможность осуществления
быстродействующего АПВ высокую отключающую способность надежное
отключение емкостных токов линий малый износ дугогасительных контактов
легкий доступ к дугогасительным камерам возможность создания серий из
крупных узлов пригодность для наружной и внутренней установки.
Недостатками воздушных выключателей являются необходимость
компрессорной установки сложная конструкция ряда деталей и узлов
относительно высокая стоимость трудность установки встроенных
трансформаторов тока.
Наибольшее распространение среди масляных имеют малообъемные
выключатели. Опыт показал что оба типа выключателей — воздушные и
малообъемные масляные — пригодны для всех напряжений и мощностей короткого
замыкания. Однако внутри определенного диапазона напряжений каждый из этих
типов имеет свои преимущества вытекающие из технических и экономических
Нормально для отключения больших токов к. з. оба типа выключателей
подходят одинаково хорошо. Отключающая способность выключателей которые
устанавливаются до реактора или за ним т. е. в кабельных сетях среднего
напряжения должна быть по возможности не зависимой от частоты
восстанавливающегося напряжения. В этом отношении определенное преимущество
имеют малообъемные масляные выключатели. Лишь воздушный выключатель
среднего напряжения с одним разрывом и с двухступенчатым гашением дуги
может конкурировать в этих сетях с малообъемными масляными выключателями.
При неуспешном АПВ (цикл О—ВО) при втором отключении к. з. выключатель
должен как и при первом отключении развивать полную отключающую
способность. Это требует очень быстрого восстановления электрической
прочности его межконтактного промежутка после первого отключения. В этом
отношении воздушные выключатели с их непрерывно подводимой к дуговому
промежутку не зависящей от тока гасящей средой превосходят малообъемные
масляные выключатели. Последние сравнимы с воздушными выключателями только
в случае когда у них имеются устройства для принудительного гашения дуги.
При отключении малых индуктивных токов (холостой ход трансформаторов и
ЗРОМ) воздушные выключатели без шунтирующих сопротивлений приводят к более
высоким перенапряжениям по сравнению с малообъемными выключателями у
которых в этом случае благоприятную роль играет остаточная проводимость
межконтактного промежутка облегчающая повторное зажигание дуги. Этот
недостаток отпадает однако у воздушных выключателей высокого напряжения с
многократным разрывом и с шунтирующими сопротивлениями. В воздушных
выключателях среднего напряжения с одним разрывом можно избежать этого
недостатка если их снабдить сопротивлениями для двухступенчатого
последовательного гашения дуги.
Отключение емкостного тока без повторного зажигания дуги воздушные
выключатели производят значительно лучше чем малообъемные имеющие
зависимую от тока характеристику гашения дуги. Малообъемный выключатель
может соревноваться в этом отношении с воздушным только при наличии у него
комбинированного дутья
Итак в техническом отношении в диапазоне напряжений 6— 110 кВ оба
типа выключателей равноценны. В диапазоне 110—750 кВ воздушные выключатели
лучше малообъемных при этом их преимущества сказываются тем больше чем
выше напряжение. Для напряжений 500 кВ и выше в настоящее время могут
рассматриваться только воздушные выключатели. С точки зрения экономического
сравнения можно привести следующие соображения. Изготовление малообъемных
масляных выключателей значительно проще чем воздушных на те же напряжения
и с такими же параметрами. Следовательно малообъемные выключатели дешевле
воздушных при одинаковых напряжениях и характеристиках. Однако разница в
стоимости в пользу малообъемных выключателей уменьшается с повышением
номинального напряжения. При напряжениях около 110 кВ разница в стоимости
исчезает. Малообъемные выключатели в тех же диапазонах напряжений также
имеют меньшие эксплуатационные издержки. Таким образом расчетные затраты
меньше для малообъемных выключателей. Эта разница в затратах и
экономическое преимущество малообъемных выключателей уменьшаются с
повышением номинального напряжения выключателей и исчезают совсем при
ВАКУУМНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
В последние годы мировая практика электроаппаратостроения
ориентируется на направление связанное с применением новых нетрадиционных
видов изоляции. В частности в области создания коммутационных аппаратов
для электрических сетей напряжением 6-35 кВ в настоящее время стали
доминирующими вакуумные выключатели. Так доля вакуумных выключателей в
общем количестве выпускаемых аппаратов в странах Европы и США достигает
% в Японии 100%. В России в последние годы эта доля имеет постоянную
тенденцию к росту и составляет более 50%. Вакуум как дугогасительная и
изолирующая среда благодаря своим замечательным свойствам позволяет
создавать коммутационные аппараты в простейшем с конструктивной точки
зрения виде. Резюмируя целый ряд преимуществ вакуумных выключателей перед
традиционно применяемыми в средних классах напряжения масляными и
электромагнитными выключателями можно выделить основные:
-высокая надежность;
- низкие затраты на обслуживание.
Применение вакуумной техники особенно оправданно для работы с частыми
коммутациями рабочих токов например для коммутации реакторов
конденсаторных устройств компенсации реактивной мощности промышленных
дуговых печей где присутствуют не только частые коммутации но и довольно
большой коммутируемый ток для пусков и переключений электродвигателей
мощностью от десятков до тысяч киловатт. Многие повреждения особенно в
воздушных сетях являются по природе временными. Например межфазное
дуговое замыкание вызванное ударом молнии или схлестыванием проводов из-за
сильного ветра. В таких обстоятельствах целесообразным видится быстрое
отключение аварийного участка для прекращения дугового разряда с
последующим восстановлением питания аварийного участка на котором причина
возникновения замыкания к этому моменту как правило исчезает. Вся
операция занимает доли секунды. Аппараты предназначенные для таких целей
называют реклоузерами. Большинство современных промышленных реклоузеров
являются вакуумными поскольку они лучше всего соответствуют предъявленным
требованиям к массогабаритным показателям быстродействию и минимизации
энергопотребления при выполнении операций.
Предельные параметры вакуумных выключателей достигнутые в серийном
производстве составляют по номинальному току 4000 А по току отключения –
0 кА при 72 кВ и 315 кА при 35 кВ. Таким образом в последние годы
усилия разработчиков направлены не на повышение основных параметров
аппаратов а на создание более экономичных конструкций и повышение их
надежности. По первому направлению работа идет в основном по пути
совершенствования конструкции и технологии изготовления вакуумных
дугогасительных камер стоимость которых является определяющим фактором
стоимости вакуумного выключателя в целом. В области создания приводов
традиционного типа (пружинно-моторные пружинно-рычажные) возможности с
точки зрения снижения производственных затрат практически исчерпаны. Второе
направление - повышение надежности вакуумных выключателей – в основном
связано с повышением надежности их приводов так как надежность камер при
современной технологии производства практически безупречна. Однако при
сохранении традиционного подхода к проектированию выключателя маловероятно
ожидать существенного повышения надежности аппарата и снижения
производственных издержек.
В вакуумных выключателях гашение дуги при коммутации электрической
цепи осуществляется в вакуумной дугогасительной камере (ВДК) которая
состоит из изоляционной цилиндрической оболочки снабженной по концам
металлическими фланцами внутри которой помещаются подвижный и неподвижный
контакты и электростатические экраны. Неподвижный контакт жестко крепится к
одному фланцу а подвижный соединяется с другим фланцем сильфоном из
нержавеющей стали обеспечивающим возможность перемещения контакта без
нарушения герметичности ВДК. Экраны предназначены для защиты оболочки от
брызг и паров металла образующихся при горении дуги а также для
выравнивания распределения напряжения по камере. Оболочка ВДК изготовляется
из специальной газоплотной керамики (в некоторых конструкциях — из стекла).
Внутри оболочки создается вакуум. В ВДК применяют контакты торцевого типа
достаточно сложной конфигурации выполненные из специальных сплавов. В
выключателях напряжением до 35 кВ предназначенных для работы в сетях
трехфазного переменного тока промышленной частоты используются три ВДК (по
одной на полюс выключателя) снабженные общим приводом — пружинным или
электромагнитным. При напряжении выше 35 кВ в каждом полюсе выключателя
используются несколько ВДК соединенных последовательно.
При отключении сначала размыкаются рабочие а затем дугогасительные
контакты между которыми возникает дуга. Электромагнитный контур
создает электродинамические силы которые вместе с воздушным потоком
созданным поршневым устройством перебрасывают дугу на передний
дугогасительный рог. При включении катушки магнитного дутья создается
магнитное поле взаимодействующее с током дуги и премещающее дугу со
скоростью до 30 мс внутрь дугогасительной камеры. При движении вверх дуга
удлиняется попадая в щели камеры. Соприкасаясь со стенками камеры дуга
охлаждается и через 001 - 002 с гаснет.
Преимущества вакуумных выключателей:
Достоинства вакуумных выключателей обеспечивающие им преимущества
перед другими типами выключателей на средние напряжения:
) Автономность работы.
Автономность работы определяется отсутствием масляного и
компрессорного хозяйств. Вакуумная дугогасительная камера (ВДК) не требует
пополнения дугогасящей среды. Приводные устройства вакуумных выключателей
(ВВ) могут работать от сети как постоянного так и переменного тока.
Это позволяет в значительной мере снизить расходы на содержание парка
ВВ по сравнению с масляными или воздушными выключателями.
) Высокая эксплуатационная надежность.
Интенсивность отказов ВВ на порядок ниже по сравнению с масляными или
электромагнитными выключателями.
) Механический ресурс и быстродействие.
Высокий механический ресурс ВВ обусловлен в первую очередь тем что
ход контактов ВДК составляет от 6 до 10 мм при напряжении 10 кВ. Для
масляных и электромагнитных выключателей на это же напряжение ход контактов
достигает 100-200 мм. Эта особенность наряду с малой массой подвижных
контактов ВВ обеспечивает высокое быстродействие что позволяет применять
ВВ в схемах быстродействующих устройств.
) Высокая коммутационная износостойкость.
Число отключений номинальных токов допускаемое без ревизий и ремонта
ВДК достигает 10-20 тысяч а номинальных токов отключения (токов короткого
замыкания) - от 20 до 200 в зависимости от типа ВКД и значения тока. При
эксплуатации маломасляных выключателей необходимо производить ревизию после
0-1000 отключений номинального тока или 3-10 отключений номинального тока
отключения. Для воздушных выключателей эти цифры составляют 1000-2500 и 6-
отключений соответственно. Высокая коммутационная износостойкость
позволяет значительно сократить расходы по обслуживанию ВВ а также
перерывы в электроснабжении связанные с выполнением регламентных работ.
Обслуживание ВВ сводится к периодической смазке механизма привода и
проверке износа контактов один раз в 5-10 лет или через 5-10 тысяч
отключений. Замена ВДК производится через 20-25 лет или после 20-30 тысяч
) Безопасность эксплуатации и культура обслуживания. Для ВВ
характерны малая энергия привода малые динамические нагрузки и отсутствие
выброса газов масла.ВВ значительно ниже массы выключателей других
типов при одинаковых номинальных параметрах тока и напряжения. Все это
обеспечивает бесшумность работы повышает культуру обслуживания и
предотвращает загрязнение окружающей среды. Герметичное исполнение ВКД и
отсутствие среды поддерживающей горение обеспечивает высокую пожаро - и
взрывобезопасность и возможность работы в агрессивных средах.
Недостатки вакуумных коммутационных аппаратов: К недостаткам можно
Более высокая стоимость по сравнению с маломасляными
Генерация перенапряжений. Для вакуумных выключателей
характерен очень маленький разрыв между контактами и высокая скорость
отключения. То есть выключатель может разрывать дугу до перехода тока через
ноль. От этого и возникают перенапряжения. В ранее использовавшихся
маломасляных выключателях было большое расхождение контактов и пока дуга
синусоида успевала проходить через ноль перенапряжения не было. А
перенапряжение для кабельной сети - это опасно. Необходимо иметь
ограничители перенапряжения. Проблема коммутационных перенапряжений
сформировалась на основе раннего опыта эксплуатации первых вакуумных
камер в ряде стран. С тех пор имеются большие достижения в разработке
контактных материалов дающих малый ток среза и следовательно
обеспечивающих низкий уровень перенапряжений при отключении нагрузки. Кроме
того проблема коммутационных перенапряжений при необходимости может быть
эффективно решена путем применения достаточно простых защитных устройств.
Следует учитывать также что коммутационные перенапряжения не являются
специфической особенностью вакуумных коммутационных аппаратов а присущи и
другим типам выключателей.
Возможность потери вакуума и вызываемые этим последствия. Имевшие
место на начальном этапе освоения вакуумных выключателей опасения из-за
возможной потери вакуума в ВДК оказались несущественными так как
накопленный мировой опыт эксплуатации ВВ в распределительных сетях показал
что потеря вакуума не создает серьезных проблем и не приводит к созданию
Преимущества вакуумных коммутационных аппаратов в наибольшей степени
проявляются в электроустановках с частыми коммутациями. С этой точки зрения
эффективным является применение их в схемах управления электродвигателями и
печными трансформаторами.
Вакуумный выключатель внутренней установки класса 10 кВ типа ЗАН5
(рис. 4) предназначен для коммутации электрических цепей в
нормальном и аварийном режимах работы с номинальным током отключения 20 кА.
Выключатель устанавливается в ячейках КРУ КСО. Является самым экономичным
выключателем из аналогов присутствующих на российском рынке.
Изготавливаются по требованиям и из комплектующих Siemens. Выключатель
ЗАН5 входит в состав широко используемой во всем мире серии ЗАН которая
закрывает диапазоны номинального напряжения 72—36 кВ номинального тока
0—12000 А номинального тока отключения 131—80 кА.Тип привода —
пружинный с мотор-редуктором.
Преимущества и отличительные особенности:
малая потребляемая мощность вторичных цепей: I пит. = 16—3 А при
Uпит =110—230 В что в несколько раз ниже даже самых экономичных
свободный от обслуживания ресурс - 10000 операционных циклов
оптимальные масса и габаритные размеры
изготовлен по требованиям и из комплектующих Siemens
обеспечивающих высокое качество и надежность.
Вакуумные выключатели внутренней установки класса 10 кВ серии ВБКЭ-10
(рис. 5) предназначены для коммутации электрических цепей в нормальном и
аварийном режимах работы с номинальными токами отключения 20 и 315 кА.
Выключатели предназначены для работы при следующих номинальных
условиях: высота над уровнем моря — до 1000 м; температура окружающего
воздуха — от минус 25 до +50°С; относительная влажность окружающего воздуха
не должна превышать 80% при температуре +20°С верхнее значение - 98% при
температуре +25°С (без конденсации влаги); окружающая среда - взрыво- и
атмосферы типа II по ГОСТ 15150-69; выключатели предназначены для работы в
операциях ВО и обеспечивают выполнение циклов О-0Зс-ВО-180с-ВО О-180с-ВО-
0с-ВО 0-0Зс-ВО-20 с-ВО.
Выключатели в зависимости от номинального тока тока отключения и
конструктивных особенностей имеют следующие типоисполнения: ВБКЭ-10-630-20
УЗ ВБКЭ-10-1000-20 УЗ ВБКЭ-10-1600-20 УЗ ВБКЭ-10-630-315 УЗ ВБКЭ-10-
00-315 У3 ВБКЭ -10-1600-315 У3.
номинальными токами отключения 20 и 315 кА.
Выключатели используются для замены масляных и малома сляных
выключателей в выкатных элементах КРУ типов K-XXVI К-Ш-У K-VI-У ST-7
Элегазовые ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
Наиболее распространёнными изоляционными дугогасительными и
охлаждающими средами которые применяются в электротехническом
оборудовании является минеральное масло и воздух. Газы по сравнению с
маслом и твёрдыми изоляционными материалами имеют определённые
преимущества главные из которых - ничтожнейшая проводимость и практическое
отсутствие диэлектрических потерь независимость в однородном поле
электрической прочности от частоты неповреждённость газовой изоляции
заметным остаточным изменениям и малая загрязнённость под действием дуги и
Электрическая прочность газовой изоляции в однородных или слабо
неоднородных полях увеличивается с ростом давления и при определённых
условиях может превысить электрическую прочность трансформаторного масла
фарфора и высокого вакуума.
Единственным газом наиболее полно удовлетворяющим требованиям для
изолирующих сред выключателей является элегаз. Чистый газообразный элегаз
совершенно безвреден химически не активен поэтому в обычных
эксплуатационных условиях он не действует ни на какие материалы
применяемые в аппаратостроении обладает повышенной теплоотводящей
способностью и является очень хорошей дугогасительной средой позволяющей
производить отключение очень больших токов при больших скоростях
восстановления напряжения. В однородном поле электрическая прочность
элегаза в 23-25 раза выше прочности воздуха.
Низкие температуры сжижения и сублимации дают возможность при обычных
условиях эксплуатировать элегазовые аппараты без специального подогрева.
Элегаз не горит и не поддерживает горения следовательно элегазовые
аппараты являются взрыво- и пожаробезопасными.
Стоимость элегаза существенно зависит от объёма его производства. При
большом его потреблении стоимость единицы объёма элегаза имеющего такую
плотность при которой достигается равная с маслом электрическая прочность
незначительно будет отличаться от стоимости единицы объёма масла. Но при
правильной эксплуатации элегаз не стареет и не требует поэтому такого
тщательного ухода за собой как масло.
В элегазовых выключателях количество выделяемой энергии не только на
порядок больше чем в вакуумных выключателях но она идет в основном на
нагрев и разложение элегаза с повышением давления в полюсах выключателей.
Прочность полюсов элегазовых выключателей рассчитана на давления
возникающие при нормальных процессах отключения тока КЗ. При отказе в
отключении тока КЗ например из-за утечки и снижения давления элегаза в
полюсах возникают сверхвысокие давления. В этом случае разрыв корпусов
полюсов наиболее вероятен со всеми вытекающими из этого тяжелыми
последствиями: повреждение оборудования выброс ядовитых продуктов
разложения элегаза возможность получения травм обслуживающим персоналом и
Кроме разгерметизации полюсов у элегазовых выключателей имеется еще
много возможных причин отказа в отключении тока КЗ которые обусловлены
более сложной конструкцией дугогасительного устройства по сравнению с
конструкцией ВДК и сложностью конструкции самого выключателя.
Разгерметизация ВДК значительно менее вероятна чем полюсов элегазовых
выключателей т.к. все детали корпуса ВДК и сильфон спаиваются серебряным
припоем тогда как у элегазовых выключателей существуют уплотнения
качество которых не может сравниться с качеством серебряного спая. К тому
же качество серебряного спая контролируется трижды – при изготовлении
ВДК при выпуске выключателей и при вводе их в эксплуатацию путем измерения
электрической прочности продольной изоляции.
Разгерметизация ВДК возможна при воздействии на неё дуги тока КЗ или
механических внешних ударов по керамике корпуса. Такие случаи имели место
в эксплуатации с вакуумными выключателями стандартной конструкции.
Основные достоинства элегаза: высокое напряжение пробоя (в 25 — 3
раза выше чем в воздухе); пожаро- и взрывобезопасность; высокая химическая
стабильность; быстрое гашение дуги в коммутационных аппаратах.
Характерным признаком элегазовых баковых выключателей является
расположение дутогасительной камеры в заземленном металлическом корпусе.
Благодаря такой конструкции имеющийся внутри элегаз изолирует все
токоведущие части контактной группы от корпуса. Подключение к
высоковольтной линии осуществляется при помощи фарфоровых или полимерных
газонаполненных вводов.
Трансформаторы тока укрепляются непосредственно на водном изоляторе
благодаря чему отпадает необходимость их отдельной установки. Элегазовый
баковый выключатель имеет преимущества в том случае если для зашиты
конструкции требуется применение нескольких трансформаторов тока на один
полюс выключателя. Возможность установки трансформаторов тока перед и после
дутогасительной камеры позволяет выполнить схему защит на данном
выключателе в экономичном исполнении. Более того так относительно проще
производить замену трансформатора тока.
Дополнительное преимущество: баковые элегазовые выключатели особенно
устойчивы к землетрясениям благодаря своей компактной конструкции и
благодаря низкому расположению центра тяжести.
У элегазовых колонковых выключателей дугогасительная камера
расположена в изоляторе который может быть изготовлен из фарфора или из
комбинированного материала и находится под высоким напряжением уровень
которого определяет длина изолятора требуемая для камеры. Для изоляционной
конструкции высокого уровня напряжения несколько дугогаситедьных камер
соединяются последовательно в элегазовом колонковом выключателе и
монтируются на опорной изоляционной конструкции. Трансформаторы тока
устанавливаются отдельно перед или за элегазовым колонковым выключателем.
Следующим отличительным свойством элегазовых колонковых выключателей
является наличие сравнительно маленькой газовой камеры. Преимущество малого
объема газа приводит к сокращению объема работ по техническому
обслуживанию. Чтобы обеспечить безопасную работу элегазовых
колонковых выключателей в сейсмических зонах выключатели могут быть
укреплены на антифрикционной установке.
Устройство. Общий вид выключателя ВГБ-35 приведен на рис. 10.
Выключатель состоит из трех полюсов размещенных в одном баке 3 и
управляется электромагнитным приводом 7 постоянного или переменного тока.
Имеется вариант установки выключателя на удлиненной свае с установкой
привода на удлиненной дистанционной трубе (на 500 мм по сравнению с базовым
вариантом) и дополнительным креплением привода к свае. Включение
выключателя происходит за счет энергии включающего электромагнита привода
отключение - за счет отключающих пружин выключателя взведение которых
происходит в процессе включения. Бак 3 вмещающий в себя трехполюсное
контактно-механическое устройство (КМУ) укомплектован шестью вводами 1 со
встроенными трансформаторами тока 2 типа ТВЭ-35 клапаном 9
подогревательным устройством 6 сигнализатором давления 8 и клеммной
Бак 3 заполняется на заводе-изготовителе элегазом соответствующим ТУ
-02-1249. Давление заполнения приведенное к 20°С указано в технических
данных. Внутри на дне бака закреплен тканевый мешок с адсорбентом
который поглощает как возможную влагу так и газообразные продукты
разложения образующиеся при горении дуги.
АВТОГАЗОВЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
Гашение дуги в автогазовых выключателях производится потоком газов
образующихся при разложении изоляционного материала стенок дугогасительной
камеры под действием дуги. Стенки камеры изготовляются из синтетических
материалов (органическое стекло формальдегидная смола фибра) обладающих
хорошими газогенерирующими характеристиками и не склонными к
коптеобразованию. Фибра применяется менее широко из-за ее способности
сильно деформироваться под влиянием влаги.
В автогазовом дутьевом устройстве со щелевым каналом. Дуга возникшая
при отключении вытягивается подвижным контактом в узкий кольцевой канал.
Давление газов внутри канала повышается до тех пор пока контакт при своем
движении вниз не откроет боковое выхлопное отверстие. После этого начнется
интенсивное истечение газов через зону дуги в это отверстие что и приведет
Автогазовые выключатели ВГ-10 изготовлялись для напряжений и 10 кВ и
на номинальные токи 200 и 400 А для номинальной мощности отключения 300
MBА. Они широко применялись в малых установках 6—10 кВ с небольшими токами
короткого замыкания однако в последнее время уступают свое место
малообъемным масляным выключателям. Принцип автогазового дутья в настоящее
время продолжает использоваться в выключателях нагрузки.
В системах электроснабжения городов и промышленных предприятий
достаточно широко распространены выключатели нагрузки ВН-16 ВН-17 на 6—10
кВ с простейшей дугогасительной камерой имеющей вкладыши из органического
стекла. Однако эти выключатели не могут включаться на ток КЗ равный току
динамической стойкости и допускают сравнительно малое количество
отключений номинального тока.
В настоящее время эти выключатели модернизированы в серию ВН-10. Они
могут снабжаться предохранителями ПК-6 или ПК-10 для защиты от токов КЗ
автоматическим устройством для отключения при срабатывании предохранителя
приводом ПРА и заземляющими ножами.
На базе предохранителя ПСН-35 создан автогазовый выключатель УПС-35У1.
Достоинства автогазовых выключателей: отсутствие масла; небольшая
Недостатки: быстрый износ твердого дугогасителя относительно большой
износ контактов или их разрушение (в выключателе УПС).
ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
Электромагнитные выключатели для гашения дуги не требуют ни масла ни
сжатого воздуха что является большим преимуществом их перед другими типами
выключателей. Выключатели этого типа выпускают на напряжение 6—10 кВ
номинальный ток до 3600 А и ток отключения до 40 кА.
В этих выключателях дуга горит в воздухе при атмосферном давлении и
гасится магнитным дутьем. Дуга при помощи магнитного дутья быстро
удлиняется настолько что напряжение на ней становится выше напряжения сети
Магнитное дутье создается электромагнитом катушка которого включается
последовательно в контур дуги. Важным элементом выключателя является камера
гашения которая способствует растягиванию и охлаждению дуги.
Конструктивные схемы наиболее распространенных типов щелевых камер гашения
электромагнитных выключателей приведены на.
Большое значение для надежной работы электромагнитного выключателя
имеет материал стенок камеры гашения. Этот материал должен обладать большой
теплоемкостью и жаростойкостью. В настоящее время для этой цели используют
жаростойкую керамику. Хорошие результаты дала керамика с небольшим
содержанием циркония.
На выхлопной части камеры гашения обычно устанавливается деионизатор
представляющий собой гребенчатую решетку из изолированных друг от друга
металлических пластин. Горячие ионизированные газы выбрасываемые из
камеры попадают в решетку и охлаждаясь денонсируются там ограничивая
зону ионизации над верхним срезом камеры. Кроме того деионизатор
демпфирует звуки выхлопа при работе камеры.
Электромагнитный выключатель принадлежит к числу быстродействующих:
дуга гасится в нем за 10—20 мс. Быстро возрастающее в процессе отключения
сопротивление дуги играет роль токоограничивающего сопротивления вводимого
последовательно в отключаемую цепь. Поэтому значение тока короткого
замыкания к моменту обрыва дуги уменьшается также уменьшается сдвиг фаз
между напряжением системы и током цепи и следовательно снижается
коэффициент превышения амплитуды. Все это делает работу электромагнитного
выключателя не зависимой от собственной частоты сети.
Выключатели серии ВЭ на различные токи отключения отличаются размерами
дугогасительных камер.
При малых отключаемых токах значение электродинамической силы
затягивающей дугу в камеру недостаточно и для перемещения дуги
используются воздушные поршневые устройства.
Большим преимуществом электромагнитных выключателей является их полная
взрыво- и пожаробезопасность. Также к достоинствам можно отнести малый
износ дугогасительных контактов пригодность для работы в условиях частых
включений - отключений относительно высокая отключающая способность.
Большие размеры камеры гашения в этих выключателях ограничивают их
применение на высоких напряжениях (выше 15 кВ). У нас в стране
электромагнитные выключатели выпускаются на номинальные напряжения 6 и 10
кВ с номинальной мощностью отключения 200 и 400 MBA. Эти выключатели
используются главным образом в установках собственных нужд электрических
станций и для коммутации косинусных конденсаторных батарей. Также к
недостаткам можно отнести сложность конструкции дугогасительной камеры
ограниченный предел номинального напряжения ограниченная пригодность для
ТЕСТЫ ДЛЯ САМОКОНТРОЛЯ
Для чего предназначен выключатель?
) для коммутации электрических цепей высокого напряжения
) для коммутации электрических цепей высокого напряжения без токов
) для отключения электрических цепей при коротких замыканиях;
) 1)и2); 5) 1)иЗ); 6) 2)иЗ).
Чем характеризуется устойчивость выключателя при сквозных токах
короткого замыкания?
) током термической устойчивости;
) предельным сквозным током; 3) 1) и 2).
Что такое время отключения выключателя?
) время от подачи команды на отключение до размыкания дугогасительных
) время от подачи команды на отключение до погасания дуги на всех
Что устанавливают последовательно с выключателями нагрузки?
) плавкие предохранители; 2) разрядники;
) разъединители; 4) короткозамыкатель.
Какой ток электродинамической стойкости выдерживает корпусно-
изоляционная система выключателя нагрузки?
) 5кА 2) 10кА; 3) 25кА; 4) 81 кА.
Каково собственное время отключения выключателя нагрузки?
) 01с; 2) 05с; 3) 1 с; 4) 25с.
Для какой цели служит масло в баковых выключателях?
) для изоляции токоведущих частей; 2) для гашения дуги; 3) 1) и 2).
Почему в баковых выключателях масло заливается не полностью?
) произойдёт взрыв; 2) может быть повреждена крышка бака.
Какой принцип гашения дуги используется в выключателе ВМ-35?
) автодутьё 2) принудительное масляное дутьё; 3) магнитное
Каково время гашения дуги в малообъёмных (горшковых) выключателях?
) 01 с; 2) 015 с; 3) 0025 с; 4) 005 с; 5) 002
Для используется масло в малообъёмных выключателях?
) для гашения дуги; 2) для изоляции токоведущих частей; 3) 1) и
Как осуществляется гашение дуги в воздушных выключателях?
) сжатым воздухом; 2) элегазом 3) гидравлической системой.
Что используется для гашения дуги в элегазовых выключателях?
) устройство вращения дуги 2) устройство дробления дуги; 3)
устройство растягивания дуги.
Что применяется для гашения дуги в вакуумных выключателях?
) газ; 2) элегаз; 3) электромагнитный контур; 4)
поршневое устройство;
) катушка магнитного дутья; 6) 1) и 3); 7) 2) и 4) 8)
Отношение вакуумных выключателей к взрыво- пожароопасности?
) взрывоопасен; 2) пожароопасен 3) 1) и 2); 4) взрыво-
Основной недостаток вакуумных выключателей?
) взрыво- пожароопасность;
) невозможность использования УАПВ 3) генерация перенапряжений.
Где расположена дугогасительная камера у колонковых выключателей?
) в изоляторе; 2) в баке.
Как осуществляется выбор выключателя любого типа?
) по длительному току;
) по отключающей способности;
) 1) и 2); 5) 2) и 3); 6) 1) и 3); 7) 1) 2) и 3).
Расшифровать аббревиатуру: ВПМ?
) выключатель с пружинным приводом малогабаритный;
) выключатель подстанционный маломасляный;
) воздушный подстанционный выключатель модернизированный;
) выключатель с пружинным приводом маломасляный.
Рис. 1. Схематический разрез масляного бакового выключателя ВМ-35: 1 -
стальной бак 2 - масло 3- крышка 4 -проходной изолятор 5 - отключающая
пружина 6 - вал выключателя 7 - неподвижные контакты 8 - подвижные
контакты 9 - изоляция стенок бака.
Рис. 2. Масляные выключатели серии ВПМ
Рис. 3. Принципиальная схема воздушного выключателя на напряжение до 35
кВ: 1 — резервуар со сжатым воздухом; 2 — дутьевой клапан; 3 —
электромагнит; 4 — воздухопровод; 5 — дугогасительная камера; 6 — поршень;
8 — контакты; 9 — отводные каналы; 10 — цилиндр; 11 — поршень; 12 13 —
контакты отделителя; 14 — воздухопровод; 15 — клапан; 16 — электромагнит.
Рис. 4. Вакуумный выключатель типа ЗАН5
Рис. 5. Вакуумный выключатель серии ВБКЭ-10
Рис. 10. Общий вид выключателя ВГБ-35.
-ввод; 2-трасформатор тока; 3-бак; 4-фланец; 5-клемная коробка; 6-
устройство подогревательное; 7-шкаф с приводом; 8-сигнализатор давления; 9-
клапан; 10-крышка; 11-механизм; 121314-кольца уплотнительные.

Схема электроснабжения вариант 2.dwg

КЛ3.4-038кВ ВВГ (5х25)
Распределительное устройство 10 кВ
Трансформаторная подстанция ТП4
Трансформаторная подстанция ТП5
Трансформаторная подстанция ТП8
Трансформаторная подстанция ТП1
Трансформаторная подстанция ТП3
Трансформаторная подстанция ТП9
Трансформаторная подстанция ТП7
Трансформаторная подстанция ТП2
Трансформаторная подстанция ТП6
Схема электрическая принципиальная электроснабжения
Трансформаторная подстанция ТП10
Условные обозначения
Выключатель нагрузки
Трансформатор напряжения
Предохранитель для силовых трансформаторов
Предохранитель для трансформаторов тока
Автоматический выключатель

Курсовая по электроснабжению.doc

Министерство образования и науки Российской Федерации
Иркутский государственный технический университет
Руководитель _Наумов И.В.
«Васильковский» горно-обогатительный комбинат
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
«Электроснабжение промышленных предприятий»
Курсовой проект защищен с оценкой
Краткая характеристика района и площадки строительства 3
Основные показатели электроснабжения 5
Объёмы и исходные данные 5
Электроснабжение Васильковского ГОКа 5
Силовое электрооборудование .. 8
Электрическое освещение 9
Заземление и молниезащита 10
Компенсация реактивной мощности 11
Определение расчётных нагрузок .. 12
Определение центра электрических нагрузок и построение картограммы
Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП .. 30
Выбор трансформаторов для цеховых подстанций .. 32
Выбор схемы электроснабжения на основе технико-экономического
сравнения вариантов 34
Расчёт и выбор средств компенсации реактивной мощности . 39
Выбор сечения кабеля на высокое напряжение 44
Выбор и расчёт сечений кабелей 04 кВ 47
Расчёт токов короткого замыкания и выбор основного
электрооборудования .. 48
1. Расчёт тока короткого замыкания в точке К1 . 53
2. Расчёт тока короткого замыкания в точке К2 . 56
3. Расчёт тока короткого замыкания в точке К3 . 58
4. Расчёт тока короткого замыкания в точке К4 . 60
5. Расчёт короткого однофазного замыкания . 61
6. Выбор электрооборудования 62
Защитное заземление .. 69
Список литературы . 73
Краткая характеристика района и площадки строительства
Географическая характеристика
Васильковское золоторудное месторождение расположено в Республике
Казахстан Зерендинском районе Акмолинской области в 17 км севернее
областного центра гор. Кокшетау (рис. 1).
Ближайшие населенные пункты:
пос. Красный Яр – расположен в 12 км к югу от месторождения.
пос. Каныспай – расположен в 4 км от месторождения.
пос. Бирлестин – рабочий поселок расположен в 10 км к северу от
Природные условия объекта
Васильковский ГОК расположен в природной зоне умеренно-сухих типчаково-
ковыльных щебнистых степей.
Важнейшей чертой климата региона является его континентальность которая
выражается в крайне резкой смене суровой продолжительности зимы жарким
сравнительно коротким летом и малом количестве атмосферных осадков.
В горно-сопочной зоне Кокшетауской возвышенности отмечается высокий
дефицит влаги в летние месяцы в период вегетации растений. В этот период
объем испаряемой влаги с поверхности почвы значительно превосходит выпавшие
осадки. Постоянные северо-западные ветра усиливают испарение влаги и почва
за 2-3 дня после выпадения осадков теряет в слое от 0 до 10см почти всю
влагу. Среднегодовая температура воздуха в пределах района (Кокшетау)
составляет 21 °С. Продолжительность периода со средней суточной
температурой воздуха через 0 °С в среднем составляет 158 дней наименьшая
продолжительность – 127 дней наибольшая – 184 дня. Средняя
продолжительность периода со средней суточной температурой воздуха через
°С составляет 193 дня наименьшая продолжительность – 164 дня наибольшая
– 223 дня. Средняя продолжительность периода со средней суточной
температурой воздуха через 10 °С составляет 228 дней наименьшая
продолжительность – 184 дня наибольшая – 259 дней. Средняя
°С составляет 274 дней наименьшая продолжительность – 245 дня
наибольшая – 324 дней.
Зимний период длится в среднем 5 месяцев а в отдельные годы
продолжительность морозного периода может быть больше или меньше на 05
месяцев. Самый холодный месяц – январь средняя температура его составляет
минус 20 °С. Средняя температура воздуха наиболее теплого месяца – июля
составляет + 198 °С. Продолжительность безморозного периода составляет 41
По территории района за год выпадает 314 мм осадков они распределяются
Наибольшее количество осадков выпадает в летние месяцы – июнь-август
наименьшие за декабрь – март.
Данная информация указана на основании справки № 91 от 21-06-2007г -
выдана Республиканским государственным предприятием «Казгидромет».
Вес снегового покрова составляет 180 кгсм2 по СНИП 2.01.07-85 для IV
снегового района. Ветровая нагрузка принята 60 кгсм2 для V ветрового
района согласно СНИП 2.01.07-85.
Преобладающими ветрами в течение года являются южные западные и юго-
западные. Гололед наблюдается очень редко.
Рисунок 1. Координаты центра месторождения: 530 СШ; 690 ВД.
- месторождение Васильковское
Основные показатели электроснабжения
В таблице 1.2.1. приведены основные показатели электроснабжения.
№ Наименование показателей Единица Значение
силовых приёмников выше 1000В кВ 6
силовых приёмников до 1000В В 380220
Установленная мощность кВт 93871.98
в том числе: Карьер кВт 5727.10
Золотоизвлекательная фабрика кВт 88144.88
Расчетная мощность кВт 61817.57
в том числе: Карьер кВт 4040.26
Золотоизвлекательная фабрика кВт 57777.31
Компенсация реактивной мощности для квар 20000
нормативного cosφ=0.92-0.93
Годовой расход электроэнергии тыс. кВт*ч. 3501663
Количество и суммарная мощность шткВт 3039740
двигателей на напряжении 6кВ
Количество и суммарная мощность силовых шткВА 4747250
трансформаторов 604кВ
Объем и исходные данные.
корпус тонкого дробления;
корпус приготовления реагентов;
кислородная станция;
компрессорная станция;
пробирно-аналитическая лаборатория;
Электроснабжение «Васильковского ГОКа»
Источником электроэнергии для предприятия служит высоковольтная линия
напряжением 220 кВ национальной энергетической сети Казахстана.
Для работы проектируемой обогатительной фабрики запроектирована Главная
понизительная подстанция по принципу "Глубокий ввод" в составе компактного
ОРУ-220 кВ с элегазовыми выключателями и трансформаторами напряжения по
схеме 220-4Н ЗРУ-35 и ЗРУ-6 кВ.
Месторасположение – вблизи корпуса измельчения и корпуса тонкого
дробления на площадке размером 65(150 м.
Требования к устройствам УРЗА АСКУЭ СДТУ – в соответствии ТУ
Для питания подстанции сооружается две ячейки с элегазовыми
выключателями 220 кВ на ОРУ-220 кВ ПС "Кокшетауская" две одноцепные ЛЭП-
Расположение ГПП выбрано с учетом расположения зданий и сооружений
наиболее энергоемких потребителей электроэнергии и максимально приближено к
центру электрических нагрузок.
Для ограничения токов короткого замыкания подключение четырех секций ЗРУ-
кВ на ПГВ предусмотрено через токоограничивающие реакторы. Токи короткого
замыкания ограничиваются до значения 12-14 кА.
Для распределения электроэнергии на напряжении 6кВ предусмотрено
устройство ЗРУ-6кВ на ПГВ и 4 распределительных пункта: РП№1 (дробильный
комплекс) РП№2 (главный корпус) РП№3 (на площадке 6) РП№4 (на площадке
). Распределительные пункты 6кВ разделены на 2 секции с АВР и питаются по
линиям подключенным к разным секциям шин на ЗРУ-6кВ ПГВ.
На линейных ячейках распределительных пунктов 6кВ предусматривается
установка всех необходимых видов защит по требованиям ПУЭ РК. Для
трансформаторов предусматривается следующий перечень защит:
От многофазных замыканий в обмотках и на выводах;
От однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах 6кВ;
От витковых замыканий в обмотках;
От токов в обмотках обусловленных внешними КЗ;
От токов в обмотках обусловленных перегрузкой;
Для высоковольтных электродвигателей предусматриваются следующие защиты:
От многофазных замыканий;
От токов перегрузки;
От минимального напряжения;
От асинхронного режима (для синхронных электродвигателей)
От аварии системы принудительной смазки.
Питание электродвигателей и трансформаторов предусматривается по
радиальной схеме с подключением трансформаторов к разным секциям шин РП
что обеспечивает требуемую степень надежности.
Питание электроприемников 6кВ и трансформаторов 604кВ на ЗИФ
предусмотрено с использованием кабельных линий 6кВ с изоляцией из сшитого
полиэтилена типа A2XSEY NA2XS2Y проводом СИП-3. Сечение кабелей и
проводов выбраны по экономической плотности тока с проверкой по допустимому
току в аварийном режиме. Прокладка кабелей по промплощадке
предусматривается по открытым кабельным эстакадам на кабельных
конструкциях по стенам зданий в земляной траншее проводов СИП-3 на
железобетонных опорах частично на кабельных эстакадах.
Основными электропотребителями являются:
Электродвигатели на напряжении 6кВ;
Низковольтный технологический электропривод оборудования вентиляционные
системы системы водоснабжения и канализации электроосвещение.
По степени требований в отношении надежности и бесперебойности
электроснабжения электроприемники в основном относятся ко второй
категории по классификации ПУЭ. В процентном соотношении по категориям
I категория – 5% (радиальные сгустители вентиляция отделения цианирования
и приготовления реагентов СДЯВ)
III категория – 15%.
Информация по энергетическим объектам:
№ Наимено- Характеристика Расположение Приме-
пп вание объекта чание
ГПП 2х63000кВА Площадка 4
РП-2 36 ячеек Главный корпус.
ТП-1 1000кВА Площадка 2. Приводная станция
4кВ магистрального конвейера.
ТП-2.1 1000кВА Корпус среднего и мелкого
4кВ дробления. Технологическое
ТП-2.2 630кВА Корпус среднего и мелкого
4кВ дробления. Вспомогательное
ТП-3 2х630кВА Площадка 4.Пункт пересыпа
ТП-4 2х1000кВА Площадка 4. Корпус тонкого
ТП-5 2х1000кВА Площадка 4. Корпус
ТП-6.1 2х1600кВА Площадка 4. Главный корпус.
4 Технологическое оборудование.
ТП-6.6 2х1000кВА Площадка 4. Главный корпус.
4кВ Вспомогательное оборудование.
ТП-7 2х1000кВА Площадка 4. Корпус
4кВ приготовления реагентов.
ТП-8 2х400кВА Площадка 4. Кислородная
Силовое электрооборудование
Основными потребителями электроэнергии являются электрические двигатели
технологического оборудования.
Силовая сеть строится по схеме: «Комплектная трансформаторная
подстанция совмещенная со щитами станций управления – электроприёмник».
При изготовлении пускозащитной аппаратуры учитываются требования по
автоматизации предприятия.
Для электроприемников на напряжении 380220В устанавливаются аппараты
обеспечивающие защиту от перегрузки коротких замыканий снижения
напряжения (для электродвигателей).
Режимы управления электроприводами «местный сблокированный
дистанционный или автоматический» определяются технологическим назначением
механизмов. Для механизмов технологического назначения предусматривается
централизованное управление из операторских пунктов оборудованных
программируемыми контроллерами и дисплейными панелями отображающими
состояние управляемых механизмов и необходимые технологические параметры. В
необходимых случаях электроприводы механизмов АСУ ТП обеспечиваются
устройствами для регулирования скорости – «частотные преобразователи».
На всех механизмах предусматриваются посты местного управления для
безопасного производства пуско-наладочных и ремонтных работ.
Прокладка кабелей выполняется по кабельным конструкциям проложенным по
стенам. По открытым конвейерным галереям прокладка кабелей
предусматривается в стальных трубах. Подвод кабелей непосредственно к
механизмам для защиты его от механических повреждений выполняется в
трубах и металлорукавах в зависимости от конструкции оборудования.
Установка силовых пунктов и щитов управления предусмотрена как по месту
размещения технологического оборудования так и в специальных
электротехнических помещениях.
Проектом низовой автоматики предусматриваются все необходимые
электромеханические блокировки в последовательности определяемой
технологическим процессом (систем транспортировки дозирования аспирации
вентиляционных систем и гидрообеспыливания).
Вентиляционные системы в помещениях работы со СДЯВ сблокированы с
контрольными датчиками на превышение ПДК этих веществ. При превышении ПДК
предусмотрена светозвуковая сигнализация и включение аварийных вытяжных
Проектом предусматривается установка автоматических систем информации о
работе всех вентиляционных систем и систем аспирации в помещениях
управления производством.
Марки кабелей выбраны в соответствии с «Едиными техническими указаниями
по выбору и применению электрических кабелей».
Кабельные линии для питания двухтрансформаторных подстанций и
трансформаторы выбраны с учетом возможности работы от одной линии и на
одном трансформаторе в аварийном режиме. На РУНН таких подстанций
предусмотрена установка АВР.
Трансформаторы на распределительных трансформаторных подстанциях приняты
с сухой литой изоляцией.
Электротехнические помещения и помещения ТП не содержит ЛВЖ горючих
жидкостей и взрывоопасных смесей и относится к категории «Д» по
пожароопасности согласно НПБ и не категорируется по взрывопожароопасноти по
ПУЭ РК. Установка автоматического пожаротушения в помещениях с
трансформаторами не требуется согласно СН РК 2.02-11-2002 «Нормы
оборудования зданий помещений и сооружений автоматической пожарной
сигнализацией автоматическими установками пожаротушения и оповещения людей
о пожаре» (отсутствие масла в аппаратах).
Электрическое освещение
Освещённость производственных помещений и площадок принимается в
соответствии с СН РК 2.04-05-2002* «Естественное и искусственное
освещение». Проектом предусматриваются следующие виды освещения:
Напряжение питания рабочего и аварийного освещения 220В. Ремонтное
освещение выполняется на напряжении 12В с понижающими трансформаторами
Рабочее освещение производственных помещений выполнено светильниками как
с разрядными лампами типа ДРЛ так и с лампами накаливания. Освещение
административно-бытовых помещений выполнено светильниками с люминесцентными
Питание рабочего и аварийного освещения предусмотрено от
распределительных пунктов подключенных к разным секциям трансформаторных
подстанций. В качестве эвакуационного освещения предусмотрены светильники с
индивидуальным источником питания (аккумулятор) рассчитанным на 1-2 часа
работы при отключении основного питания.
Наружное освещение выполняется светильниками с дуговыми натриевыми
трубчатыми лампами ДНаТ устанавливаемыми на опорах а также стенах и
каркасах производственных зданий и сооружений. Управление электроосвещением
производится с групповых щитков и индивидуальными выключателями вручную или
автоматически с помощью ящиков управления освещением оборудованных
Для обеспечения безопасности групповые осветительные сети защищены
автоматическими выключателями с комбинированными расцепителями. В качестве
зануления светильников используется нулевая жила. В производственных
помещениях металлические корпуса светильников должны быть надежно соединены
с контуром заземления.
Заземление и молниезащита
Для обеспечения безопасности обслуживающего персонала проектом
предусматривается выполнение мероприятий по сооружению защитного заземления
объектов. Заземлению подлежат металлические части электроустановок
нормально не находящиеся под напряжением.
Сопротивление защитного заземления не должно превышать 10 Ом для
электроустановок напряжением свыше 1000В и 4 Ом для электроустановок до
00В с глухозаземленной нейтралью трансформатора.
Сопротивление повторного заземляющего устройства не должно превышать 30
Ом для электроприемников напряжением до 1000В в сетях с глухозаземленной
нейтралью трансформатора.
В качестве заземляющих устройств предусматривается использование
естественных заземлителей и сооружение наружных контуров заземления в
местах размещения трансформаторных подстанций 604 кВ РП-6 кВ а также
фундаменты зданий и сооружений.
Согласно СН РК 2.04-29-2005 «Инструкция по устройству молниезащиты
зданий и сооружений» для всех зданий и сооружений золотоизвлекательной
фабрики Васильковского ГОКа основные здания и сооружения относятся к III
уровню эффективности систем молниезащиты.
Для защиты главного корпуса и других производственных помещений от
прямых ударов молнии предусматривается устройство милниеприемной сетки на
кровлях зданий и соединения сетки и металлического каркаса здания с
объединенным заземляющим устройством. Для защиты от заноса высоких
потенциалов по внешним наземным металлическим коммуникациям их необходимо
на вводе в здание присоединить к заземлителю защиты от прямых ударов
молнии. Защита от высокого потенциала по воздушным линиям напряжением до
00 В и линиям связи и сигнализации выполняется в соответствии с ПУЭ и
ведомственными нормативными документами.
Основные контуры заземления сооружаются около ГПП и РП а также
трансформаторных подстанций 604кВ.
В качестве заземлителей и токоотводов используются металлические
колонны соединенные между собой металлическими фермами и площадками
металлические трубы проложенные в земле другие находящиеся в земле
металлические конструкции и сооружения. Все соединения должны иметь
неразрывную электрическую связь. В качестве магистралей заземления принята
Компенсация реактивной мощности
Согласно таблице 5.2 средневзвешенный коэффициент мощности составляет
cosφ=083. Для получения нормативного коэффициента мощности cosφ=092÷093
потребуется монтаж конденсаторных установок общей реактивной мощностью
Потребляемая реактивная мощность из системы составит 202215 квар.
Определение расчетных нагрузок.
Определение нагрузок является первым этапом проектирования любой системы
Цель расчета электрических нагрузок – определение токов протекающих по
токоведущим элементам для выяснения их допустимости по условиям нагрева
элементов. Расчет электрических нагрузок также проводится для определения
величин затрат в системах электроснабжения промышленных предприятий и для
выбора всех элементов системы.
Приведем расчет нагрузки ЭП первой группы.
Средняя мощность группы ЭП за наиболее загруженную смену:
где Ки – коэффициент использования определяемый по справочным данным
Эффективное число ЭП:
Расчетный максимум нагрузки:
где Кр – коэффициент расчетной нагрузки определяемый по справочным
Полная расчетная мощность:
Расчёт нагрузок приведён в таблице 2.1
Таблица 2.1. Определение расчётных нагрузок.
По заданию технологов По Средняя ЭффектКоэфф.Расчетная мощность Расчетн
справочным мощность . расч. . ток
данным число нагруз
Наименование ЭП кол-во НоминКоэфф.Коэфф.кВт квар
ЭП альнаиспольреакти
Рр=РсКр ri Х У Р*Х Р*У
5.1 Отделение флотации
Электроприемники на 33249 65 40462182811345325491910
напряжении 380220В 5 52 63
16 Отделение разделительной26594 58 48334168881285386449132
флотации ультратонкое 6 8 19 30
Всего по электроприемникам на24827 56 38071143252249128846286
напряжении 380220В 1 08 80
1 Склад дробленой руды. 10169 36 775 17982788128182873
Электроприемники на 19480 303521828263066333798753
напряжении 380220В 5 6 34 14
Всего по электроприемникам на188300 155
Всего по электроприемникам на11480 38
7. Корпус приготовления 12717 38 2747132352349346411413
10 Крановая эстакада* 1120 12 288 3813632256 427133
19 Тепловой пункт 420 07 4701431052197460130422
Центр нагрузок 34020196 152716878931
Определим геометрический центр нагрузок всего предприятия по выражению:
где хi yi – координаты центров нагрузки групп n – число групп.
В точке с координатами х0 y0 следует размещать ГПП.
Даная точка удовлетворяет требованиям построения рациональной СЭС. ГПП
максимально приближено к электрическим нагрузкам и она будет располагаться
между цехами (рис.1.).
- определяем центр нагрузок ТП-4.1 (4.1 Склад дроблёной руды):
- определяем центр нагрузок ТП-4.2 (4.2 Корпус тонкого дробления
17 Насосная станция с градирней):
- определяем центр нагрузок ТП-4.7 для питания группы 1 (4.7 Корпус
приготовления реагентов; 4.10 Крановая эстакада; 4.11 Пункт обогрева
работающих; 4.12 Открытая площадка с козловым краном; 4.13.1
Канализационная станция ливневых стоков; 4.14 Корпус энергетического
[pic]- определяем центр нагрузок для установки РП-1 (4.5.1 Отделение
флотации; 4.16 Отделение разделения флотации ультратонкое измельчение;
5.2 Отделение гидрометаллургии; 4.3 Корпус измельчение; 4.8 Пробирно-
аналитическая лаборатория; 4.6 Кислородная станция):
- определяем центр нагрузки для ТП-4.18 для питания группы 3 (4.18
Компрессорная станция; 4.19 Тепловой пункт):
- определяем центр нагрузки для ТП-4.3 (4.3 Корпус измельчения; 4.8
Пробирно-аналитическая лаборатория):
- определяем центр нагрузок для ТП-4.5.1(1) ТП-4.5.1 (2) (4.5.1 Отделение
флотации (две подстанции 604 кВ):
- определяем центр нагрузок для ТП-4.16(1) ТП-4.16(2) (4.16 Отделение
разделения флотации ультратонкое измельчение):
- определяем центр нагрузок для ТП-4.5.2(1) ТП-4.5.2(2) (4.5.2 Отделение
- определяем центр нагрузок для ТП-4.6 (4.6 Кислородная станция):
Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП
На оптимальное построение схемы электроснабжения влияет правильный выбор
числа и мощности трансформаторов. Этот выбор является одним из основных
вопросов рационального построения системы электроснабжения.
Для потребителей I и II категории необходимо использовать подстанцию с
двумя либо с тремя трансформаторами. При этом необходимо учитывать
требования резервирования мощности трансформаторов. При выборе числа и
мощности трансформаторов необходимо стремиться к возможно большей
однотипности трансформаторов. Возможна перегрузка трансформатора в зимнее
время за счет снижения летней нагрузки. Перегрузка в зимнее время возможна
на 1% при каждом проценте недогрузки в летнее время но не более чем на
%. Суммарная систематическая нагрузка не должна превышать 30%.
Послеаварийная перегрузка трансформатора (по ПУЭ) допускается на 40%
сверх номинальной мощности в течение 5 суток по 6 часов в сутки и при
условии что коэффициент заполнения суточного графика не более 075.
Наиболее экономичной по ежегодным издержкам и потерям будет работа
трансформатора в часы максимума – работа с перегрузкой.
Номинальная мощность трансформатора на подстанции с числом
трансформаторов n >1 в общем виде определяется из выражения:
где Sр – полная расчетная мощность по двум цехам кВА;
п – число трансформаторов;
[pic] – коэффициент допустимой аварийной перегрузки ([pic] = 14 при
питании от ГПП потребителей I и II категории).
В данном курсовом проекте рассмотрим ГПП только с двумя трансформаторами
так как питание происходит от двух независимых генераторов (рис.1).
Мощность трансформаторов:
Для установки принимаем два двухобмоточных трансформатора типа ТМН-
0002206 мощностью 40000 кВА (трехфазный масляный трансформатор).
Проверка трансформаторов:
В нормальном режиме при работе двух трансформаторов:
В после аварийном режиме при работе одного трансформатора:
Данные по трансформаторам приведены в таблице 4.1.
Таблица 4.1. Технические данные трансформаторов
Количество Sном Напряжение Uк% Р0кВт Ркз Iхх%
и тип кВА обмотки кВ кВт
[pic] 40000 220 63 14 125 350 42
Рис.4.1 – Схема ГПП.
Выбор трансформаторов для цеховых подстанций
При выборе трансформаторов определяют их количество вид
учитывают единичную номинальную мощность каждого место размещения способ
присоединения со стороны высокого напряжения и выхода на щит низкого
напряжения вид переключения ответвлений схемы и группы соединения
Выбор трансформаторов осуществляют в зависимости от окружающей среды.
При наружной установке применяют масляные трансформаторы а при внутренней
преимущественно сухие.
5.1 Отделение флотации
Принимаем для установки на цеховых подстанциях:
- два трансформатора по 1600 кВА Кз=066.
- два трансформатора по 1600 кВА Кз=068.
Коэффициент загрузки трансформаторов [pic]= 065-07 при наличии
электроприемников первой и второй категории.
1 Склад дроблёной руды:
- два трансформатора 1000 кВА Кз=056
16 Отделение разделения флотации ультратонкое измельчение:
- два трансформатора 1000 кВА Кз=069;
- два трансформатора 1600 кВА Кз=069.
5.2 Отделение гидрометаллургии:
- два трансформатора 1600 кВА Кз=063;
- два трансформатора 1000 кВА Кз=06.
2 Корпус тонкого дробления 4.17 Насосная станция с градирней:
- два трансформатора 1000 кВА Кз=061
3 Корпус измельчения 4.8 Пробирно-аналитическая лаборатория:
- два трансформатора 1600 кВА Кз=067
6 Кислородная станция:
- два трансформатора 400 кВА Кз=068
7 Корпус приготовления реагентов 4.10 Крановая эстакада 4.11 Пункт
обогрева работающих 4.12 Открытая площадка козловым краном 4.13.1
Канализационная станция ливневых стоков 4.14 Корпус энергетического
- два трансформатора 1000 кВА Кз=067
18 Компрессорная станция 4.19 Тепловой пункт:
При выборе мощности трансформаторов в цехах желательно чтобы на
предприятии было не более двух габаритов трансформаторов т.к. при большом
количестве разных по мощности трансформаторов возникают большие сложности
с их заменой в аварийных режимах.
Таблица 5.1 – Расчет числа и мощности цеховых ТП
Наименование цеха [pic] [pic] [pic] [pic]
5.1 Отделение флотации 20979 1600 066 2
16 Отделение флотации 13844 1000 069 2
ультратонкое измельчение
5.2 Отделение 20223 1600 063 2
1 Склад дроблёной руды 11143 1000 056 2
2 Корпус тонкого дробления 13448 1000 061 2
17 Насосная станция с
3 Корпус измельчения 24739 1600 067 2
8 Пробирно-аналитическая
6 Кислородная станция 5462 400 068 2
7 Корпус приготовления 16998 1000 067 2
10 Крановая эстакада
12 Открытая площадка с
13.1 Канализационная станция
14 Корпус энергетического
18 Компрессорная станция 13731 1000 067 2
Таблица 5.2 – Технические данные цеховых трансформаторов
тип трансформаторовSном Напряжение Uк% Р0кВт Ркз Iхх%
ТТА-RES 1600 кВА 1600 63 04 6 242 16 08
ТТА-RES 1000 кВА 1000 63 04 6 18 11 09
ТТА-RES 400 кВА 400 63 04 6 092 55 11
Выбор схемы электроснабжения и питающих напряжений
При определении источников питания производств и цехов промышленного
предприятия для построения схемы электроснабжения в целом должны быть
соблюдены следующие общие требования: обеспечение удобства и безопасности в
эксплуатации требуемая надежность в нормальном и послеаварийном режимах;
обеспечение экономии по капитальным вложениям эксплуатационным расходам
потерям электроэнергии; повышающаяся надежность электроснабжения при
движении снизу вверх по уровням системы электроснабжения.
Для реализации этих требований при построении системы электроснабжения
исходят из следующих положений:
Источники высокого напряжения следует максимально приближать к
потребителям электроэнергии а прием ее рассредоточивать по
нескольким пунктам на территории предприятия.
При выборе элементов схемы необходимо исходить из условия их
постоянной работы под нагрузкой при таком режиме повышается
надежность электроснабжения и уменьшаются потери электроэнергии.
Следует предусматривать раздельную работу параллельных цепей схемы.
Правильный выбор схемы электроснабжения промышленных предприятий является
одним из основных вопросов рационального построения системы
Проектирование схем электроснабжения предприятий осуществляется исходя
из следующих основных факторов:
- генерального плана предприятия;
- данных по электрическим нагрузкам и характеру этих нагрузок;
- данных по характеру производства и условиям окружающей среды;
- требований к надежности электроснабжения.
Из технико-экономического сравнения исключаются те элементы схем
которые присутствуют в обоих вариантах.
Схемы электроснабжения строятся по ступенчатому принципу. Число
ступеней распределения электроэнергии на предприятии определяется
потребляемыми мощностями и топологическим расположением электрических
нагрузок на территории предприятия. Число ступеней распределения должно
быть не более 2-3. При большем числе ступеней снижается надежность схем и
они становятся неэкономичным.
На небольших и средних предприятиях а также на второй и последующих
ступенях электроснабжения крупных предприятий электроэнергия распределяется
на напряжении 6 (10) кВ в основном по кабельным линиям.
Применяются две основные схемы распределения электроэнергии –
радиальная и магистральная в зависимости от числа и взаимного расположения
цеховых подстанций или других электроприемников по отношению к питающему их
пункту. При выполнении обе схемы обеспечивают требуемую надежность
электроснабжения электроприемников любой категории. Выбор той или иной
схемы осуществляется на основе технико-экономического сравнения различных
вариантов. При этом следует учитывать достоинства и недостатки обеих схем.
Радиальные схемы применяются в тех случаях когда нагрузки
рассредоточены от центра питания а также для питания РП и высоковольтных
Магистральные схемы следует применять при распределенных нагрузках и
таком взаимном расположении подстанций когда линии от источника питания до
потребителей электроэнергии могут быть проложены без значительных обратных
направлений. Магистральные схемы имеют следующие преимущества:
) позволяют лучше загрузить кабели;
) позволяют сэкономить число шкафов КРУ или КСО на питающем пункте;
) позволяют легче осуществить резервирование цеховых подстанций.
К недостаткам магистральных схем относятся: усложнение схем коммутации
цеховых подстанций (их приходиться подключать через выключатель нагрузки).
Число цеховых трансформаторов присоединяемых к одной магистрали
зависит от их мощности и от ответственности питаемых потребителей.
Допускается 2-3 при мощности трансформаторов 1000-2500 кВА и 4-5 при
мощности 250-630 кВА.
При большом числе потребителей применяется смешанная схема их питания
т.е. часть потребителей питается по радиальной схеме (РП высоковольтные
потребители) а часть по магистральной схеме.
В данном случае технико-экономический расчет производится для двух
вариантов схем электроснабжения: радиальной и магистральной с двумя
источниками питания.
Технико-экономическое сравнение вариантов основано на методе приведённых
[pic]– ежегодные текущие издержки при нормальной эксплуатации
[pic] – годовой ущерб от аварийного перерыва электроснабжения (в
обоих вариантах он одинаков).
Капиталовложения определяются из стоимости кабелей и силового
оборудования (таблица 6.1).
Ежегодные эксплуатационные расходы составят:
где [pic] – коэффициент амортизационных отчислений для кабелей (3%) и для
силового оборудования (63%) тыс. руб.;
[pic]– коэффициент амортизационных отчислений на текущий ремонт для
кабелей (4%) и для силового оборудования (7%) тыс. руб.;
[pic] – капитальные затраты на сооружение кабельных линий
[pic] – капитальные затраты на установку силовой аппаратуры
[pic] – стоимость потерь электроэнергии тыс. руб.
Стоимость потерь электроэнергии:
где [pic] – стоимость 1 кВтч максимальных нагрузочных потерь
[pic] – максимальные потери электроэнергии кВтч.
В РУ-6 кВ принимаем к установке КРУН К-59 с встроенным выключателем ВВЭ-
-315У3 (вакуумный выключатель) трансформаторами тока и напряжения
микропроцессорной защитой и ОПН.
Кабельные линии представлены в виде трёхжильного кабеля с медными жилами
из сшитого полиэтилена в ПВХ-оболочке 2XSEY фирмы Nexans .
Таблица 6.1 Капиталовложение
Стоимость электрооборудования тыс.руб
РУ-6 кВ Кабельные линии
число цена Всего длина мст-ть Всего
Радиальная 39 400 15600 660 540 3618
Магистральная 35 400 14000 476 540 2268
Суммарные капиталовложения.
Капиталовложения для рассматриваемых вариантов отличаются только
капиталовложениями в оборудование. Учитываться будут лишь капиталовложения
Вариант 1 – радиальная схема:
Вариант 2 – магистральная схема:
Потери активной мощности в кабельных линиях:
длина кабеля (табл. 6.1).
Потери активной мощности в трансформаторах:
где n – количество одновременно работающих трансформаторов;
[pic] – активные потери холостого хода [pic] – активные нагрузочные
потери [pic] – коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме.
Годовое число часов использования максимума потерь:
где [pic] – число часов использования максимума нагрузки ([pic] [1]).
Ежегодные эксплуатационные расходы:
Суммарные приведённые затраты:
Разница приведённых затрат между вариантами в процентном соотношении:
Из проведенного технико-экономического сравнения видно что наиболее
оптимальным и экономичным вариантом является вариант с магистральной
схемой (вариант 2) потому что он требует ежегодных затрат на 11% меньше
чем вариант с радиальной (вариант 2).
Выбор и расчёт компенсирующих устройств
Увеличение потребления реактивной мощности электроустановкой вызывает
рост тока в проводниках любого звена системы электроснабжения и снижение
коэффициента мощности установки т.е. ток Iн отстает от напряжения Uн на
угол сдвига [pic]. Вследствие неэкономичности передачи реактивной мощности
потребителям компенсирующие устройства устанавливаются непосредственно в
распределительных сетях. Они обеспечивают регулирование их мощности в
соответствии с изменяющейся нагрузкой в сети.
Для повышения cos[pic] применяется компенсация реактивной мощности т.е.
вырабатывание ее на месте потребления.
Меры по снижению потребления реактивной мощности:
- естественная компенсация без применения специальных компенсирующих
средств (не требует больших материальных затрат);
- искусственная компенсация с применением специальных средств компенсации
(конденсаторные батареи синхронные компенсаторы и т.д.).
Основными типами компенсирующих устройств в сетях 6-10 кВ промышленных
предприятий являются конденсаторные установки и синхронные
Так как на проектируемом предприятии нет синхронных двигателей которые
могут использоваться для компенсации реактивной мощности то для доведения
[pic] предприятия до [pic] которое задается энергосистемой в период её
максимума нагрузки в сети необходимо устанавливать высоковольтные
конденсаторные установки.
Мощность высоковольтных конденсаторов определяется по выражению:
[pic] - экономическое значение реактивной мощности которую
энергосистема может передать в сеть предприятия в часы максимума нагрузки.
Определим [pic] для цеха 4.5.1(1) Отделение флотации:
Мощность высоковольтных конденсаторов:
Так как мощность высоковольтных конденсаторов получилась отрицательной
то это говорит о том что установка конденсаторных батарей не нужна.
Производить компенсацию реактивной мощности нет необходимости.
Определим [pic] для цеха 4.5.1(2) Отделение флотации:
Суммарная расчетная мощность конденсаторных батарей:
Минимальное число трансформаторов:
Наибольшая реактивная мощность которую целесообразно передавать через
Тогда мощность конденсаторных установок:
Если [pic] то по первому критерию установка компенсирующих устройств не
требуется и следует принять [pic].
Определим [pic] для цеха 4.16(1) Отделение разделения флотации:
где [pic]=055 при [pic].
Если при расчете по (2.10) [pic] то установка батареи конденсаторов при
определении дополнительной мощности с целью снижения потерь в
трансформаторах и питающей сети не требуется (принять [pic]).
Определим [pic] для цеха 4.16(2) Отделение разделения флотации:
где [pic]=0 5 при [pic].
Определим [pic] для цеха 4.5.2(1) отделение гидрометаллургии:
где [pic]=05 при [pic].
Определим [pic] для цеха 4.5.2(2) Отделение гидрометаллургии:
Т.к. мощность получилась с отрицательным знаком то установка
компенсирующего устройства не требуется.
Определим [pic] для цеха 4.1Склад дроблёной руды:
Определим [pic] для цеха 4.2 Корпус тонкого дробления:
Определим [pic] для цеха 4.3 Корпус измельчения:
Определим [pic] для цеха 4.6 Кислородная станция:
где [pic]=06 при [pic].
Определим [pic] для цеха 4.7. Корпус приготовления реагентов:
Определим [pic] для цеха 4.18 Компрессорная станция:
Выбор сечения кабеля на высокое напряжение
Потери энергии при передаче по линии возрастают с увеличением
сопротивления линии которая в свою очередь определяется сечением провода:
чем больше сечение провода тем меньше потери. Однако при этом возрастают
расходы цветного металла и капитальные затраты на сооружение линии.
Снижение затрат на сооружение электрических сетей промышленных
предприятий в значительной степени зависит от выбора экономически
целесообразного сечения определяемого по экономической плотности тока Jэк
Правилами устройства электроустановок регламентируется значение Jэк
принятое на основе технико-экономических расчетов с учетом стоимости
потерь электроэнергии в строительной части линии экономии цветных металлов
Кабельные линии от ГПП до РП-1 трансформаторов и силового оборудования
от РП-1 до трансформаторов и силового оборудования.
Максимальный ток протекающий по кабелю в аварийном режиме (при отказе
где [pic] – максимальная полная мощность потребляемая объектом.
Питание цеха химводоочистки:
Определяем экономическое сечение кабеля:
Jэк – экономическая плотность тока (27 для кабеля с медными жилами с
резиновой изоляцией и Tmax > 5000 ч).
Для питания РП-1 применяем трёхжильный кабель из сшитого полиэтилена в
ПВХ оболочке марки 2XSEY 610 кВ 3х(3[pic]185RM25) Iдоп
=481 А прокладываемый в воздухе (кабель выбран с учетом нагрева проводника
в послеаварийном режиме).
ГПП – двигательная нагрузка:
3 Корпус измельчения:
Корпус тонкого дробления:
Для питания двигательной нагрузки применяем трёхжильный кабель из сшитого
полиэтилена в ПВХ-оболочке по полученным данным:
- для насосов пульповых – 2XSEY 3х50RM16 [p
- для мельниц шаровых – 2XSEY 3х240RM16 [p
- для роллер-прессов – 2XSEY 3х70RM16 [pic].
ГПП – силовые трансформаторы:
Для питания трансформаторов применяем трёхжильный кабель из сшитого
- для ТП4.1 – 2XSEY 3х50RM16 [p
- для ТП4.2 – 2XSEY 3х50RM16 [p
- для ТП4.3 – 2XSEY 3х70RM16 [p
- для ТП4.7 – 2XSEY 3х50RM16 [p
- для ТП4.18 – 2XSEY 3х50RM16 [p
РП-1 – двигательная нагрузка:
Отделение гидрометаллургии
- для мельниц шаровых – 2XSEY 3х50RM16 [p
- для воздуходувок – 2XSEY 3х50RM16 [pic].
- для приводов компрессора воздушного–2XSEY3х50RM16 [pic].
- для приводов компрессора вакуумного–2XSEY3х50RM16 [pic].
РП-1 – силовые трансформаторы:
- для ТП4.5.1(1) – 2XSEY 3х70RM16 [p
- для ТП4.5.1(2) – 2XSEY 3х70RM16 [p
- для ТП4.5.2 – 2XSEY 3х95RM16 [p
- для ТП4.16 – 2XSEY 3х120RM16 [p
- для ТП4.6 – 2XSEY 3х50RM16 [pic].
Выбор и расчет сечений кабелей 04 кВ
Основным расчетом при выборе проводников является расчет сети по нагреву.
Выбор марки проводника осуществляется в зависимости от характеристики среды
помещения его конфигурации и способа прокладки сети. Выбор сечения
проводников – по условию допустимых длительных токов.
При выборе проводника должно соблюдаться соотношение: [pic]
Произведем расчет канализационной станции ливневых стоков (поз. 4.13.1).
Для насоса марку кабеля ВВГ. Прокладка кабеля в траншее и открытая в
лотках вдоль стен. ВВГ (4[pic]70) [pic] [pic].
Проверяем кабель : [pic]
Произведем расчет теплового пункта (поз. 4.19).
Для насоса марку кабеля ВВГ. Прокладка кабеля в траншее.
ВВГ (4[pic]10) [pic].
Расчет токов короткого замыкания
Короткое замыкание – всякое непредусмотренное нормальными условиями
работа замыкания между фазными проводами (металлическое) в системах с
заземленной нейтралью замыкание одной или нескольких фаз на землю или на
Как правило трехфазные КЗ вызывают в поврежденной цепи наибольшие токи
поэтому при выборе аппаратуры обычно за расчетный ток КЗ принимают ток
Причиной КЗ могут быть:
- механические повреждения изоляции и разрушение кабелей при земляных
- поломка фарфоровых изоляторов;
- падение опор воздушных линий;
- старение износ изоляции приводящее к ухудшению электрических
- увлажнение изоляции;
- схлестывание проводов воздушных линий;
- перекрытие между фазами вследствие атмосферных перенапряжений.
Последствиями КЗ является резкое увеличение тока в короткозамкнутой цепи
и снижение напряжения в отдельных точках системы.
Вследствие увеличения токов прохождение их по сети вызывает повышенный
нагрев токоведущих частей и изоляции что может привести к пожару в РУ в
кабельных сетях и других элементах электроснабжения и будет причиной
дальнейшего развития аварии.
Снижение напряжения приводит к нарушению нормальной работы механизмов
при напряжении ниже 70% номинального напряжения двигатели затормаживаются
работа механизмов прекращается.
Еще большее влияние снижение напряжения оказывает на работу
энергосистемы где могут быть нарушены условия синхронной параллельной
работы отдельных генераторов или станций между собой.
Все электрические аппараты и токоведущие части электрических установок
должны быть выбраны таким образом чтобы исключить их разрушение при
прохождении по ним наиболее возможных токов короткого замыкания. Поэтому
для проверки оборудования на термическую и электродинамическую стойкость
необходимо провести расчет токов КЗ.
Рис. 10.1 – Принципиальная схема электроснабжения предприятия
[pic]Рис. 10.2 – Схема замещения
Параметры элементов схемы
Базисные величины: [pic] [pic]
Определяем базисный ток по формуле: [pic]
Составляем схему замещения (рис. 11.2) и нумеруем элементы в порядке
их расположения от системы.
Определяем соответствующие сопротивления элементов схемы замещения:
Трансформаторы ГПП (Т1 и Т2): [pic]
где: [pic]- напряжение короткого замыкания %
[pic]- номинальная мощность трансформатора МВА.
Асинхронные двигатели:
Насос пульповый: [pic] Ом
Мельница шаровая: [pic] Ом
Воздуходувка: [pic] Ом
Привод компрессора воздушного:
Привод компрессора вакуумного:
1 Расчёт тока короткого замыкания в точке К1
Преобразование схемы замещения:
с.ш.-6.1 (с.ш.-6.2):
Роллер-пресс: [pic] Ом
с.ш.-6.3 (с.ш.-6.4):
Определяем эквивалентные эдс для асинхронных двигателей:
Насос пульповый: [pic]
Мельница шаровая: [pic]
Компрессор воздушный: [pic]
Компрессор вакуумный: [pic]
Определяем эквивалентное эдс на шинах РП-1 с.ш.1:
Определяем эквивалентное эдс на шинах РП-1 с.ш.2:
Рис. 10.3 – Преобразование схемы замещения к точке короткого замыкания К1.
Определяем значение периодической составляющей тока при трёхфазном
коротком замыкании для точки К1:
Так как Iпо не отвечает отключающей способности выключателя выбираю
- определяем результирующее сопротивление цепи короткого замыкания до
установки реактора: [pic]
- требуемое сопротивление цепи короткого замыкания для обеспечения [pic]:
- определяем требуемое сопротивление реактора по формуле:
- определяем номинальный ток реактора:
Таблица 10.1 – Технические характеристики токоограничивающего реактора
Тип Коэффициент Потери ЭлектрЭлектродинамичеТермическ
связи на одинамская стойкость ая
фазу ическапри встречных стойкость
кВт я токах КЗ кА кА
РБСГ10-2х2500-014 052 225 79 295 311
Вычисляем значение результирующего сопротивления цепи короткого замыкания
- определяем начальное значение апериодической составляющей тока
короткого замыкания:
- определяем значение ударного тока:
где kуд – ударный коэффициент (185)
Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока
короткого замыкания (006)
Условие электродинамической стойкости [pic] выполняется.
Условие термической стойкости. Завод гарантирует время термической
стойкости tтер=8 с и среднеквадратичный ток термической стойкости [pic]
- определяем апериодическую составляющую тока короткого замыкания:
где =001+tс.в.; tс.в=002 с. – для вакуумного выключателя ВВЭ-10-
2 Расчёт тока короткого замыкания в точке К2
Рис. 10.4 – Преобразование схемы замещения к точке короткого замыкания К1.
Преобразование (рис. 10.4 б):
Преобразование (рис. 10.4 в):
Что справедливо для ранее принятого токоограничивающего реактора типа
3 Расчёт тока короткого замыкания в точке К3
Рис. 10.5 – Преобразование схемы замещения к точке короткого замыкания К1.
Преобразование (рис. 10.5 б):
Преобразование (рис. 10.5 в):
4 Расчёт тока короткого замыкания в точке К4
Рис. 10.6 – Преобразование схемы замещения к точке короткого замыкания К4
Преобразование (рис. 10.6 б):
Преобразование (рис. 10.6 в):
Определяем ударный ток короткого замыкания за трансформатором:
Таблица 10.2 – Результаты расчётов токов короткого замыкания
Точка КЗ [pic] источники Токи трехфазного КЗ кА
[pic] [pic] [pic] [pic]
К-1 63 Sc1 1788 4678 1788 1534
K-2 63 202 5287 202 173
K-3 63 202 5287 202 173
K-4 04 2274 5145 2274 195
5. Расчет короткого однофазного замыкания (поз. 4.13.1)
Ток однофазного КЗ в сети 04 кВ (для определения коэффициента
чувствительности автоматических выключателей напряжением 04 кВ):
где UКФ – фазное напряжение в точке КЗ кВ
ZП – полное сопротивление петли «фаза – нуль» до точки КЗ
ZТ = 24 мОм – полное сопротивление трансформатора однофазному КЗ
Рассчитаем однофазное КЗ в точке К4
6 Выбор электрооборудования
В РУ-10 кВ принимаем к установке КРУН К-59 с встроенным выключателем ВВЭ-
-315У3 трансформаторами тока и напряжения микропроцессорной защитой и
КРУН К-59 имеет возможность их двустороннего обслуживания что
значительно улучшает эксплуатационные качества устройства корпуса модулей
не вызывают потерь на вихревые токи и устойчивы к коррозии. Разделение
устройства на модульные отсеки с изоляционными перегородками обеспечивает
локализацию возможной аварии.
Выбор высоковольтных выключателей в РУ 63 кВ
Выключатели предназначены для включения и отключения электрических цепей
под нагрузкой и при коротком замыкании. Выключатель один из самых сложных и
ответсвенных аппаратов в большой степени влияющий на надежность работы
электрической системы.
Выключатели встроены в базовые ячейки КРУ.
По расчетному току в аварийном режиме [pic] производим выбор
выключателей установленных на питающих линиях. Выбираем вакуумный
выключатель ВВЭ-10-315У3 таблица 11.3.
Таблица 10.3 - Параметры выключателя ВВЭ-10-315У3
Uном Iном Iотк.но[pic] Ток эл. дин. [pic] tо.в.
Таблица 10.4 - Проверка выключателя ВВЭ-10-315У3
Расчетные данные Каталожные данные Условия выбора
Uуст = 63 кВ Uном = 10 кВ Uуст ( Uном
Iр = 3016 А Iном = 3150 А Iтах ≤Iном
Iп( = 1788 кА Iотк.ном = 315 кА Iп(≤Iномоткл
iа( =1534 кА iаном =233 кА iа( ( iаном
iу = 4678 кА iдин = 80 кА iу ( iдин
Iп0 = 1788 кА Iдин = 315 кА Iп0 ( Iдин
Bк = 288 кА2(с [pic]= 297675 кА2(с Bк ≤[pic]
Выбранный вакуумный выключатель ВВЭ-10-315У3 отвечает всем
По расчетному току [pic] производим выбор выключателей ввода РП-1.
Выбираем вакуумный выключатель ВВЭ-10-315У3 таблица 11.5.
Таблица 10.5 - Параметры выключателя ВВЭ-10-315У3
Таблица 10.6 - Проверка выключателя ВВЭ-10-315У3
Iр = 12696 А Iном = 1600 А Iтах ≤Iном
Iп( = 202 кА Iотк.ном = 315 кА Iп(≤Iномоткл
iу = 5287 кА iдин = 80 кА iу ( iдин
Iп0 = 202 кА Iдин = 315 кА Iп0 ( Iдин
Bк = 367 кА2(с [pic]= 29768 кА2(с Bк ≤[pic]
Выбор разъединителей
Разъединители предназначены для включения и отключения обесточенных
участков электрических цепей находящихся под напряжением образуя в
отключенном состоянии видимый изолирующий промежуток заземления
отключенных участков при помощи стационарных заземлителей. Разъединители
допускается использовать для отключения намагничивающих токов
трансформаторов и зарядных токов.
Выбор разъединителя осуществляется по следующим условиям:
по напряжению установки: Uуст ( Uном
по длительно допустимому току: Iном ( Iмах
проверка на электродинамическую стойкость: iу ( iдин
проверка на термическую стойкость: [pic]( Bк
Таблица 10.7 – Резъединитель РВРЗ
Тип UНОМ кВ IНОМ А iДИН кАIТЕРкАс Привод
РВРЗ 10 4000 180 714 711 ПЧ-50
Таблица 10.8 – Проверка разъединителя
Расчетные данные Каталожные данные
Uуст = 63кВ Uном = 10кВ
Iмах = 3016А Iном = 4000А
iу = 4678кА iдин = 180кА
Bк = 288кА2(с [pic]=20164кА2(с
Разъединитель РВРЗ удовлетворяет требуемым условиям.
Выбор автоматических выключателей в сети 04 кВ
Условия выбора автоматических выключателей:
- по напряжению установки: [pic]
- по длительному току: [pic]
- по номинальному току теплового расцепителя: [pic].
- по проверке на чувствительность: [pic].
7 Корпус приготовления реагентов ТП-4.7
Длительный рабочий ток: [pic]
Выбираем автоматический выключатель NZMN4-AE1250-1:
Проверка выключателя:
проверка на чувствительность [pic] [pic]
Выбор сборных шин в РУ 10 кВ
Выбор сечение проведем по допустимому току при максимальной нагрузке
Выберем медные шины коробчатого сечения потому что они обеспечивают
меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта при достаточно
больших токах а также они имеют лучшие условия охлаждения. Размеры: h = 75
мм b = 35 мм c = 55 мм r = 6 мм; сечение одной шины 695 мм2; момент
сопротивления Wу0-у0 = 301 см3; Iдоп = 3250 А.
Примем l = 2 м а = 13 м.
Напряжение в материале провода
Проверка на термическую стойкость
С = 165 Амм2 – для медных шин.
Таблица 10.9 - Проверка шин
Iтах = 3016 А Iдоп = 3250 А Iтах ≤Iдоп
qmin = 36 мм2 q = 695 мм2 [pic]
Выбранные шины отвечает всем требованиям.
Изоляторы выбираются по следующим условиям:
- по номинальному напряжению [pic]
- по допустимой нагрузке [pic][pic]- допустимая нагрузка на головку
Выбираем опорные полимерные изоляторы ИОСП-410-I [pic] высота
изолятора [pic](табл.5.7). Проверяем изоляторы на механическую прочность.
Максимальная сила действующая на изгиб:
где а=08 м – принятое расстояние между фазами м.
Поправка на высоту коробчатых шин:
[pic] таким образом изолятор ИОСП-410-I проходит по механической
Тип Строительная Длина Механическое разрядное Масса
высота мм изоляторной усилие кН напряжение кВ кг
грозовойпромышлен-н
ИОСП-410190 91 4 75 42 143
Выбор трансформаторов тока
Токовые цепи устройств измерения защиты и автоматики применяемых в
системах электроснабжения предприятий работают при определенных
стандартных пределах изменения входного тока и при определенных уровнях
напряжения относительно земли. Поэтому первичные цепи ток которых
контролируется снабжаются соответствующими измерительными
преобразователями тока. Основным типом таких преобразователей в настоящее
время является трансформатор тока.
Стационарные трансформаторы тока для систем электроснабжения выпускаются
на всевозможные номинальные напряжения первичных цепей с номинальными
первичными токами от 1 А до 40 кА с номинальными вторичными токами 1 2
и 5 А с номинальной вторичной нагрузкой 25-100 ВА и с классами
точности 02; 05; 1 3 и 10.
Трансформатор тока с одной первичной обмоткой может иметь одну или
несколько (обычно не более трех) вторичных обмоток различного назначения с
различными номинальными нагрузками и классами точности. По способу
установки и присоединения к первичным цепям различают трансформаторы тока
опорные проходные встроенные в выключатели ВН в силовые трансформаторы
или в другие аппараты.
Опорные и проходные трансформаторы тока могут иметь первичную обмотку в
виде катушки или стержня но могут выполняться и без нее. Роль первичной
обмотки играют в таком случае шины или кабели продеваемые через окно
сердечника (шинные и кабельные трансформаторы тока).
Измерительные трансформаторы тока выбирают:
- по напряжению установки: [pic].
- по электродинамической стойкости: [pic].
- по термической стойкости: [pic].
- по вторичной нагрузке: [pic] в требуемом классе точности.
Таблица 10.10 - Трансформатор тока ТЛШ10-У3.
[pic] кВ[pic] А[pic] А[pic] Ом[pic] [pic] Класс
Таблица 10.11 - Вторичная нагрузка ТТ (отходящие линии)
Приборы Тип Нагрузка ВА
Счетчик реактивной энергии СР4-И689 25
Счётчик активной энергии СА3У-И681 25
[pic] (менее трёх приборов)
lрасч. – расчетная длина зависящая от схемы соединения трансформатора
lрасч = l [pic] = [pic]6 = 104 м – трансформаторы соединены в неполную
звезду (l = 6 м – длина соединительных проводов).
[pic] сечение кабеля F = 25 мм2.
Таблица 10.12 - Проверка ТТ
Расчётные данные Каталожные данные
Uуст = 10 кВ Uном = 10 кВ
[pic]А Iном = 3150 А
[pic]кА iдин = 81 кА
Вк = 367 кА2с [pic]кА2с
r2 = 038 Ом Z2ном = 4 Ом
Трансформатор тока ТЛШ10-У2 отвечает всем требованиям.
Выбор трансформаторов напряжения
Измерительные преобразователи напряжения необходимы для питания цепей
напряжения устройств измерения релейной защиты и автоматики. Основным
типом таких преобразователей в настоящее время является трансформатор
Стационарные трансформаторы напряжения для систем электроснабжения могут
быть однофазными или трехфазными. Однофазные трансформаторы для подключения
на междуфазное напряжение применяются в сетях до 35 кВ а для подключения
на фазное напряжение (между фазным проводником и землей) - обычно начиная с
кВ. Трансформаторы напряжения имеют обычно одну или две вторичные обмотки
с номинальным напряжением 100 100[pic] или 1003 В. Это зависит от схемы
соединения трехфазных обмоток или трехфазных групп однофазных
Для обеспечения электробезопасности одна точка вторичной цепи (нейтраль
или общая точка трансформаторов напряжения) заземляется.
На стороне НН установим измерительные трансформаторы напряжения типа
НТМИ6-66 с параметрами:
- номинальное напряжение обмотки ВН: 6 кВ;
- номинальное напряжение обмотки НН (основной): 100В;
- номинальное напряжение обмотки НН (дополнительной): 100:3 В;
- класс точности в номинальном режиме: 05;
- мощность вторичной обмотки: 75 ВА.
Проверка по напряжению установки [p
Проверка по вторичной нагрузке: [pic]
[pic]- номинальная мощность в выбранном классе точности.
Таблица 10.13 - потребляемая мощность приборами:
Прибор место Тип S одной Число cosφ sinφ Число Общая
установки обмотки обмоток приборов потребляемая
Р Вт Q вар Ваттметр Ввод 6 кВ Д335 15 2 1 0 1
- Варметр Д335 15 2 1 0 1 3 - Счётчик активной энергии
И674 3 2 038 0925 1 6 146 Счётчик реактивной энергии
И673 3 2 038 0925 1 6 146 Счётчик активной энергии Линия к
потребителю И674 3 2 038 0925 2 12 292 Счётчик реактивной
энергии И673 3 2 038 0925 2 12 292 Вольтметр Сборные шины
Э-335 2 1 1 0 1 2 - Итого 44 876 Вторичная
нагрузка трансформатора напряжения:
Трансформаторы напряжения соединены в звезду:
Трансформатор напряжения выбран правильно исходя из требований. Для
присоединения TV и приборов применяем контрольный кабель КВВГ 15 мм2.
Выбор оборудования для защиты от перенапряжений
Нелинейные ограничители перенапряжений (ОПН) предназначены для
использования в качестве основных средств защиты электрооборудования
станций и сетей среднего и высокого классов напряжения переменного тока
промышленной частоты 48–62 Гц от коммутационных и грозовых перенапряжений.
Ограничители рекомендуется применять вместо вентильных разрядников
соответствующих классов напряжения при проектировании эксплуатации
техническом перевооружении и реконструкции электроустановок.
В качестве оборудования для защиты от перенапряжений на шинах 6 кВ
принимаем ограничитель перенапряжения нелинейный ОПН-КРTEL.
ОПН-КРTEL предназначены для надежной защиты электрооборудования с
изолированной или резонансно заземлённой нейтралью. Рекомендуются для
использования в распределительных сетях для защиты трансформаторов и
Для сети 04 кВ выбираем ОПН-HTEL который предназначен для защиты
электрооборудования от коммутационных и атмосферных перенапряжений в сетях
низкого напряжения 380 В и 660 В переменного тока. ОПН-НTEL применяются
для внутренней установки в условиях умеренного и холодного климата.
Для подстанций напряжением 6-1004 кВ должно быть выполнено одно общее
заземляющее устройство к которому должны быть присоединены:
) нейтраль трансформатора на стороне напряжением до 1 кВ;
) корпус трансформатора;
) металлические оболочки и броня кабелей напряжением до 1 кВ и выше;
) открытые проводящие части электроустановок напряжением до 1 кВ и выше;
) сторонние проводящие части.
Вокруг площади занимаемой подстанцией на глубине не менее 05 м и на
расстоянии не более 1 м от края фундамента здания подстанции или от края
фундаментов открыто установленного оборудования должен быть проложен
замкнутый горизонтальный заземлитель (контур) присоединенный к
заземляющему устройству.
Сопротивление заземляющего устройства к которому присоединены нейтрали
генератора или трансформатора или выводы источника однофазного тока в
любое время года должно быть не более 2 4 и 8 Ом соответственно при
линейных напряжениях 660 380 и 220 В источника трехфазного тока или 380
0 и 127 В источника однофазного тока. Это сопротивление должно быть
обеспечено с учетом использования естественных заземлителей а также
заземлителей повторных заземлений PEN- или РЕ-проводника ВЛ напряжением до
кВ при количестве отходящих линий не менее двух.
На трансформаторной подстанции выполнено общее для сторон ВН и НН
заземляющее устройство в виде контура из стальной полосы сечением 160 мм2.
Расчет заземляющего устройства производится при привязке проекта к
конкретным условиям. Контур окрашен в черный цвет.
В двух местах ТП предусмотрены площадки для присоединения к внешнему
контуру заземления выполняемого в соответствии с требованиями ПУЭ. Рядом с
площадками нанесен знак «Заземление».
Все металлические нетоковедущие части оборудования установленного в ТП
которые могут оказаться под напряжением и нейтраль трансформатора на
стороне НН присоединены к контуру заземления сваркой или болтовыми
Расчет заземления ТП.
Согласно требованиям ПУЭ сопротивление заземляющего устройства для
совместного использования в электроустановках напряжением до 1 кВ не должно
превышать:[pic]Ом в любое время года.
Тогда сопротивление искусственного заземлителя Rи при отсутствии
естественных принимается равным допустимому: Rи = Rз = 4 Ом.
В качестве вертикальных заземлителей будут использоваться стальные
стержни диаметром 16 мм и длиной 2 м. Верхние концы электродов располагают
на глубине 07 м от поверхности земли и соединяются между собой полосовой
сталью размером 40×4 мм с помощью электросварки.
Сопротивление растеканию тока заземлителя в первую очередь зависит от
удельного сопротивления грунта ρ = 100 Омм (глина каменистая).
Значения удельного сопротивления необходимо умножать на коэффициент
сезонности (промерзания и увлажнения) зависящий от климатической зоны.
Сопротивления одиночных заземлителей:
- вертикальный электрод из круглой стали
- горизонтальный электрод из полосовой стали
d – внешний диаметр электрода м;
t – глубина заложения от поверхности земли м;
b – ширина полосового электрода м.
Глубина промерзания грунта составляет 15 метра.
Глубина заложения t = 07 + 1 = 17 м.
Примерное число вертикальных заземлителей при предварительно принятом
коэффициенте использования Ки = 064 [1].
Предварительное число вертикальных заземлителей n = 26.
Находим сопротивление горизонтальных электродов которые представляют
собой стальные полосы 40×4. Коэффициент использования соединительной полосы
×4 при числе заземляющих электродов >10 и отношению расстояния между
заземлителями к их длине равному 1 - Киг = 031.
где l – длина полосы (l = 2 · n =2 · 26 = 52 м) b = 004 м – ширина
полосы t = 07 м – глубина залегания в грунте.
Тогда требуемое сопротивление вертикальных электродов:
По таблице определим реальный коэффициент использования вертикальных
электродов при их расположении вдоль длиной стороны здания в ряд при
общем числе около 20 и отношению расстояния между электродами к их длине 1
Ки = 047. Тогда уточним число вертикальных электродов:
Принимаем окончательно число электродов 29. Электроды равномерно
располагаем вдоль длинной стороны здания.
Сопротивление заземлителя
Условие [pic] выполняется.
энергосистемы. Для работы фабрики служит запроектированная понизительная
подстанция по принципу «глубокий ввод» в составе компактного ОРУ-220 кВ с
элегазовыми выключателями и трансформаторами напряжения по схеме 220-4Н ЗРУ-
и ЗРУ-6 кВ. В качестве пункта приема электроэнергии используется
двухтрансформаторная ГПП с трансформаторами мощностью 40000 кВА. Основным
электроприёмником являются электродвигатели на напряжение 6 кВ
низковольтный технологический электропривод оборудования вентиляционные
В результате проведенного расчета были получены следующие параметры и
данные. Расчётные нагрузки цехов определены по методу упорядоченных
диаграмм. Построена картограмма нагрузок по которой было определено место
расположения пункта приема электроэнергии. На основании технико-
экономического расчёта была выбрана магистральная схема электроснабжения с
учетом категории потребителей по уровню надежности электроснабжения. Для
выбора элементов схемы электроснабжения был проведён расчёт токов
короткого замыкания в четырёх точках. На основании этих данных были
выбраны аппараты и проведена проверка КЛ на термическую стойкость. Был
рассмотрен расчёт заземляющего устройства трансформаторных подстанций.
Барыбина Ю.Г. и др. Справочник по проектированию электроснабжения. – М.:
Энергоатомиздат 1990. – 576 с.
ПУЭ. 7-е издание 2003.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций:
Учебник для техникумов. – 3-е изд. перераб. и доп. – М.:
Энергоатомиздат 1987.
Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для
студентов высших учебных заведений. – 2-е изд. – М.: Интермет Инжиниринг

Схема электроснабжения итоговая.dwg

КЛ3.4-038кВ ВВГ (5х25)
Распределительное устройство 10 кВ
Трансформаторная подстанция ТП4
Трансформаторная подстанция ТП5
Трансформаторная подстанция ТП8
Трансформаторная подстанция ТП1
Трансформаторная подстанция ТП3
Трансформаторная подстанция ТП9
Трансформаторная подстанция ТП7
Трансформаторная подстанция ТП2
Трансформаторная подстанция ТП6
Схема электрическая принципиальная электроснабжения
Распределительное устройство 6 кВ
Условные обозначения
Выключатель нагрузки
Трансформатор напряжения
Предохранитель для силовых трансформаторов
Предохранитель для трансформаторов тока
Автоматический выключатель
Вакуумный выключатель для коммутаций отходящих линий
Трансформатор тока отходящих линий
Трансформатор напряжения РУ
Предохранитель для трансформаторов напряжения
Ограничитель перенапряжений нелинейный

Описание курсовой работы.doc

a. Характеристика предприятия (время использования максимума нагрузок
питание предприятия мощность суммарная коэффициент мощности
стоимость электроэнергии преимущественное напряжения
b. Технологический процесс
c. Географическое расположение и климатические условия
Расчет нагрузок и построение картограммы нагрузок
a. Характеристика потребителей электроэнергии: строится таблица с
исходными данными потребителей электрической энергии.
№ Потребители электрической Uном кВ Кс cosφ Pном
Насосная промышленной воды 2xАПвВГ-3х95+1х50+1х35 0320326 3209
Определим потери электроэнергии в кабельных линиях 038 кВ:
Определим стоимость КЛ 04 кВ:
Таблица Определение стоимости кабельных линий 038 кВ
УчастокКабель Скл уд L км Ккл
Насосная промышленной воды 17496 0647 11319
Расчет нагрузки с учетом потерь в линиях:
Таблица Определение суммарной нагрузки ТП с учетом потерь в линиях
РрΣ кВтΔРл кВтРΣ кВт QрΣ кварQΣ кварSΣ кВА
ТП1 198735 5788 204523 164198 164198 262280
Выбор компенсирующих устройств:
Таблица Выбор компенсирующих устройств
РΣ кВт QΣ квар tg tgэ Qку квар Qку ст
ТП1 204523 164198 080 035 92615 926
ТП2 173130 136337 079 035 75742 760
Выбор трансформаторов ТП 1:
Принимаем трансформатор ТМ – 160010.
Таблица Нагрузка ТП с учетом компенсации
РΣ кВт QΣ квар Qку кварQΣ квар SΣ кВA
ТП1 204523 164198 926 71598 216694
ТП2 173130 136337 760 60337 183342
Определяем потери мощности в трансформаторах ТП 1:
Таблица потерь в трансформаторах
Расчитаем суммарную нагрузку:
Таблица нагрузки ТП с учетом потерь в трансформаторах
Определим стоимость установки ТП 1:
Таблица Определение стоимости трансформаторных подстанций
Sном nтККТП КТР Кт КΣ т.р.
ТП1 1600 2 2942 784 13724 1592660
Рассчитаем КЛ 10 кВ ГПП – ТП 5 первого варианта:
Принимаем кабель АПвП-3х240.
Таблица Расчет кабельных линий 10 кВ
ГПП-ТП5 591935 2 10 1708834175 17
ГПП-ТП5 АПвП-3х240 0129 0245 0016 15154 134341
ТП5-ТП8 АПвП-3х70 0443 0300 0133 14863
Определим стоимость КЛ 10 кВ ГПП – ТП 5варианта 1:
Таблица Определение стоимости кабельных линий 10 кВ
Участок Кабель Скл уд L км Ккл КклΣ
ГПП-ТП5 АПвП-3х240 852 0489 41667 321369
ТП5-ТП8 АПвП-3х70 467 0300 13995
ГПП-ТП4 АПвП-3х95 511 0891 45534
Определение капиталовложений в ячейка ГПП:
Определим стоимость установки ячеек ГПП для варианта 1:
Определим стоимость установки ячеек ГПП для варианта 2:
Представим результаты расчета.
Таблица результатов расчетов стоимости и потерь
Кл10кВ т.р. 321369 332479
Кл038кВ т.р.165433 156805
Кт т.р. 1592660 1648692
ΔWл10кВ кВт*ч134341 134416
ΔWл038кВ 766566 723250
ΔWт кВт*ч 843314 856646
Проведем технико – экономическое сравнение:
Рассчитаем затраты для варианта 1:
Капитальные вложения в оборудование (типовые ячейки и трансформаторы):
Капитальные вложения в кабельные линии:
Суммарные капиталовложения:
Максимальные потери электроэнергии в кабельных линиях:
Стоимость максимальных потерь:
Ежегодные эксплуатационные расходы составят:
Ежегодные затраты составят
Таблица Технико – экономическое сравнение вариантов
число ячеек ГПП 10 10
цена одной ячейки ГПП 1977
Коб т.р. 1790360 1846392
Кл т.р. 486801 489284
КΣ т.р. 2277161 2335676
ΔWΣ кВт*ч 1744222 1714311
ИЭ т.р. 291285 286290
И т.р. 517103 518372
З т.р. 858677 868723
Разница приведённых затрат между вариантами в процентном соотношении:
Из проведенного технико – экономического сравнения видно что наиболее
оптимальным и экономичным вариантом является вариант 1 потому что он
требует затрат на 1 % меньше чем вариант 2.
Проверим выбранные линии по потери напряжения:
где [pic] и [pic] соответствуют [pic].
Приведу расчет для линии ТП 1 – Цех 1:
Принимаем кабель 2xАПвВГ-3х95+1х50+1х35.
Расчеты для остальных линий аналогичны и представлены в таблицах 1.18 и
Таблица 1.18 Выбор кабелей 038 кВ
Потребители электрической Sр UномIp A Кабель Iдоп
Насосная промышленной воды 29646038 450422xАПвВГ-3х95+1х50+1х35 480
Установка сжигания газа 26705038 405742xАПвВГ-3х95+1х50+1х35 480
Склад кислоты 15171038 23050АПвВГ-3х95+1х50+1х35 240
6.4 Проверка по потерям напряжения
Для проверки выбранных линий по потерям напряжения определим предельно
допустимые значения потерь напряжения в линиях 10 и 038 кВ. Для этого
составим таблицу в которой отобразим потери в каждом элементе сети (на
участке от подстанции системы до конечного потребителя).
потери в трансформаторе – 4
постоянная надбавка в трансформаторе + 5
переменная надбавка в трансформаторе 0
Трансформатор цеховой ТП
Распределим потери напряжения в следующем соотношении:
– 20% потерь напряжения приходится на линию распределительной сети 6-10
– 80% потерь напряжения приходится на линию сети 038 кВ.
Сравним потери напряжения в линиях с полученными данными.
Проверка по потерям напряжения линий 6-10 кВ представлена в таблице
Таблица 1.17 Определение потерь напряжения в линиях 10 кВ
Участок Кабель rуд худ L км ΔU В ΔU %
ГПП-ТП5 АПвП-3х240 0129 0075 0245 1132 011
Потери напряжения не превышают расчетного значения.
Проверка по потерям напряжения линий 038 кВ представлена в таблице
Таблица 1.21 Проверка линий 038 кВ по потери напряжения.
Участок ΔU038 кВΔUдоп %
Насосная промышленной воды 994 56
Потери напряжения превышают расчетное значение.
Увеличим сечение кабелей:
Принимаем кабель 2xАПвВГ-3х185+1х95+1х50.
Расчеты для остальных линий аналогичны и представлены в таблице 1.21.а.
Таблица 1.21.а Определение потери напряжения в линиях 038 кВ
Потребитель Потребитель rуд худ L кмΔU ВΔU %
Насосная промышленной 2xАПвВГ-3х185+1х95+1х50 0167 006 03232148565
Установка сжигания газа2xАПвВГ-3х185+1х95+1х50 0167 006 02781520400
Купоросный цех АПвВГ-3х95+1х50+1х35 0326 006 02281735457
Склад недробленых АПвВГ-3х120+1х70+1х50 0258 006 02321756462
Лабораторный корпус 2xАПвВГ-3х150+1х70+1х50 0206 006 02871946512
Потери не превышают расчетного значения.
Барыбин Ю.Г. и др. Справочник по проектированию электроснабжения. – М.:
Энергоатомиздат 1990. – 576 с.
Справочные данные по расчетным коэффициентам электрических нагрузок. –
М.: Тяжпромэлектропроект 1990.
Кабышев А.В. Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем
электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: Учеб.
пособие Том. политехн. ун-т. – Томск 2005. – 168 с.
Федоров А.А. и др. Учебное пособие для курсового и дипломного
проектирования. – М.: Энергоатомиздат 1987.
Проектирование электроснабжения промышленных предприятий. Нормы
технологического проектирования. Разработка ВНИПИ ТПЭП 1994.
Справочная книга для проектирования электрического освещения. Под ред.
Г. М. Кнорринга. - Л. «Энергия» 1976.
СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещения. Нормы
Правила устройства электроустановок 7-е издание
Справочник по проектированию электрических сетей под ред. Д.Л.
Файбисовича. – 3-е изд. перераб. и доп. – М.: ЭНАС 2009.
Приказ Минпромэнерго РФ от 22.02.2007 N 49 "О Порядке расчета значений
соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных
энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств)
потребителей электрической энергии применяемых для определения
обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче
электрической энергии (договорах энергоснабжения)" (Зарегистрировано в
Минюсте РФ 22.03.2007 N 9134)
ГОСТ Р 52735-2007 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы
расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ»
Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т. 1.
Электроснабжение Под общ. ред. А. А. Федорова. — М.: Энергоатомиздат