«Ю.Я.Чукреев ОСНОВЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ Учебное пособие по дисциплине Электроснабжение для студентов специальностей 100*** - Электропривод и автоматика промышленных установок и технологических комплексов, 311400 – ...»

Министерство образования Российской Федерации

Ухтинский государственный технический университет

Сыктывкарский лесной институт

Ю.Я.Чукреев

ОСНОВЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Учебное пособие по дисциплине «Электроснабжение»

для студентов специальностей 100*** - «Электропривод и автоматика промышленных установок и технологических комплексов», 311400 – Электрификация и автоматизация сельского хозяйства дневной и заочной форм обучения Научный редактор – проф., доктор техн. наук З.Х.Ягубов Ухта-Сыктывкар - УДК 621,311 (075.8) Рецензенты:

Автор Ю.Я. Чукреев Научный редактор: – проф., доктор техн. наук З.Х.Ягубов ОСНОВЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ: Учебное пособие но дисциплине «Электроснабжение» / Ю.Я. Чукреев.

Ухта: УГТУ, 2001. *** с.

Изложены разделы первой части дисциплины «Электроснабжение», приведены основные понятия и классификация приемников электрической энергии, а также основные подходы к определению нагрузок электроприемников. В пособии приведены разделы, в которых рассмотрены режимы работы нейтралей электрических сетей, маркировка и прокладка кабельных линий электропередачи. Теоретическое изложение материала сопровождается числовым примером. Кроме этого приведены варианты заданий на курсовой проект по электроснабжению промышленных предприятий Библиогр. 6 назв., рис. 30, табл. 33.

Ухтинский государственный технический университет, Сыктывкарский лесной институт,

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1 Электроприемники и режимы их работы

1.1. Основные понятия и классификация электроприемников...... 1.2. Основные электроприемники и особенности режимов их работы

2 Расчет электрических нагрузок

2.1. Характеристики электрическихиапэузок

2.2. Показатели графиков нагрузок приемников электрической энергии

2.3. Методы расчета нагрузок

2.4. Определение расчетной нагрузки по методу упорядоченных диаграмм

2.5. Определение электрических нагрузок однофазных электроприемников

3 Режимы работы нейтралей электрических сетей

3.1. Работа сети с изолированной нейтралью

3.2. Режим работы сети с резонансно-заземленными нейтралями 3.3. Режимы работы сети с глухозаземленными и эффективно заземленными нейтралями

3.4. Способы заземления оборудования

3.5. Заземляющие устройства и меры электробезопасности......... 4 Кабельные линии в системах электроснабжения

4.1. Маркировка кабелей

4.2. Элементы конструкции кабелей

4.3. Прокладка кабелей...............

4.4. Защита от коррозии и заземление кабелей

4.5. Обслуживание кабельных линий

4.6. Маркировка и области применения установочных проводов Библиографический список

Приложение 1 Пример определения расчетной нагрузки.................. Приложение 2 Задание на курсовой проект по электроснабжению промышленных предприятий

ВВЕДЕНИЕ

Настоящее пособие разработано в связи с постановкой дисциплины «Электроснабжение» для студентов, обучающихся по специальности: 100*** - «Электропривод и автоматика промышленных установок и технологических комплексов» дневной и заочной форм обучения. Необходимость данного пособия обусловлена тем, что большинство учебников и учебных пособий по заданной дисциплине не ориентированы на студентов этой специальности и включают вопросы, которые изучаются в других дисциплинах. Кроме того, учебная литература, как правило, ориентирована на отдельные разделы электроснабжения, такие как: электроснабжение промышленных предприятий, электроснабжение городов, электроснабжение транспорта, электроснабжение сельскохозяйственных потребителей.

Для освоения материала пособия требуется знание ранее изученных дисциплин, таких как: теоретические основы электротехники, электрические машины.

1. ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКИ И РЕЖИМЫ ИХ РАБОТЫ

1.1 Основные понятия и классификация электроприемников Системой электроснабжения (СЭС) называется совокупность устройств для производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии. СЭС создаются для обеспечения питания промышленных, городских, сельскохозяйственных и прочих потребителей.

Проблемы, связанные с электроснабжением потребителей электроэнергии, возникли в связи с широким применением электроэнергии как самой гибкой и удобной формы энергии [1], обеспечивающей работу различных механизмов и агрегатов производственного, сельскохозяйственного, транспортного, коммунально-бытового и других назначений.

В общем энергетическом балансе страны доля энергии, потребляемой в промышленности и строительстве, составляет более 70%, следовательно, промышленные предприятия являются основными потребителями электроэнергии. Для городов и поселков основная доля электропотребления ложится на общественно-коммунальные и бытовые нужды населения.

В настоящее время большинство потребителей получают электроэнергию от энергосистем (централизованное электроснабжение). В то же время, наряду с централизованными используются местные источники питания теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), дизельные и др. Сельскохозяйственные потребители обеспечиваются теплом, главным образом, от котельных, а электроэнергией за счет централизованных и местных источников.

Электроприемником (ЭП) называют электрическую часть установки, получающую электроэнергию от источника и преобразующую ее в другие виды энергии: механическую, тепловую, химическую, световую, энергию электромагнитного и электростатического полей.

По роду тока приемники электроэнергии делятся на группы, использующие:

постоянный ток;

переменный ток;

импульсный ток.

По номинальному напряжению ЭП делятся на:

приемники напряжением до 1000 В;

приемники напряжением выше 1000 В.

По режиму нейтрали:

с глухозаземленной нейтралью;

с эффективно заземленной через активное сопротивление нейтралью;

с компенсированной индуктивностью нейтралью;

с изолированной нейтралью.

По величине токов замыкания на землю:

с малыми токами (до 500 А);

с большими токами (более 500 А).

По частоте ЭП делятся на группы, использующие:

промышленную частоту (50 Гц);

повышенную частоту (от 50 Гц до 10 кГц);

пониженную частоту (до 50 Гц};

высокую частоту (более 10 кГц).

По виду графиков нагрузки электроприемники подразделяются на группы по сходству режимов работы:

приемники, работающие в режиме продолжительно неизменной или мало меняющейся нагрузки. В этом режиме электрическая машина или аппарат могут работать продолжительное время без повышения установившейся температуры отдельных частей выше допустимой (электродвигатели насосов, вентиляторов, компрессоров и т.п.) (рис. 1.1, а);

приемники, работающие в режиме кратковременной нагрузки. В этом режиме рабочий период электрической машины или аппарата не настолько длителен, чтобы Температура отдельных частей могла достигнуть установившегося значения. Период остановки настолько длителен, что машина или аппарат практически успевают охладиться до температуры окружающей среды (электродвигатели электроприводов вспомогательных механизмов металлорежущих станков, гидравлических затворов и т.п.) (рис. 1.1, б);

приемники, работающие в режиме повторно-кратковременной нагрузки. В этом режиме кратковременные периоды работы чередуются с кратковременными периодами отключения. Повторно-кратковременный режим работы характеризуется относительной продолжительностью включения (ПВ) и длительностью цикла tц. В таком режиме электрическая машина или аппарат могут работать с допустимой для них продолжительностью включения неограниченное время без повышения температуры отдельных частей выше допустимой (электродвигатели кранов, сварочные аппараты и т.п.) (рис. 1.1, в).

а - продолжительно неизменный режим; б - кратковременный режим;

По степени симметрии нагрузка ЭП электроэнергии может быть трехфазной симметричной (двигатели, трехфазные печи) и несимметричной однофазной или двухфазной, если ее не удается распределить между фазами равномерно (освещение, однофазные сварочные трансформаторы).

По надежности и бесперебойности питания потребители электроэнергии делятся на три категории.

1. Потребители первой категории приемники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей или большой материальный ущерб, связанный с повреждением оборудования, длительным расстройством сложного технологического процесса.

2. Потребители второй категории приемники, перерыв в электроснабжении которых связан с существенным недоотпуском продукции, простоем людей и оборудования.

3. Потребители третьей категории приемники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь материальный ущерб, сопоставимый по величине со стоимостью сооружения резервных источников питания.

4. Особая группа потребителей сверхответственные; для них обязателен независимый источник питания.

По величине пусковых токов различают ЭП с существенными и несущественными пусковыми токами.

Пусковые токи ЭП и их длительность следует считать существенными, когда их учет приводит к коррекции параметров элементов системы электроснабжения, выбранных по токам нормального режима, и несущественными, когда их учет не приводит к такой коррекции.

Существенными чаще всего оказываются пусковые токи асинхронных короткозамкнутых двигателей, превышающие номинальные в 4-7 раз и длящиеся от допей секунды до нескольких секунд. Существенными могут оказаться и регулируемые пусковые токи других двигателей и токи, возникающие в процессе зажигания разрядных ламп (1,5-2 номинальных в течение нескольких минут). Кроме того, значительными являются пусковые токи преобразователей.

Несущественными, благодаря малой длительности (несколько миллисекунд) и, несмотря на большую их кратность пи отношению к номинальным токам, оказываются пусковые токи ламп накаливания (кратностью до 6), конденсаторных установок (кратностью до 20).

Установленная мощность является одной из важнейших характеристик ЭП и определяется как сумма номинальных мощностей однородных приемников. При этом следует учитывать, что у различных ЭП номинальная мощность понимается по-разному: а) у электродвигателей номинальная мощность равна мощности на валу при номинальной продолжительности включения; б) у электротехнологических установок равна полной мощности, потребляемой из сети; в) у ламп накаливания номинальная и потребляемая мощности совпадают; г) у светильников с разрядными лампами номинальная мощность равна мощности ламп без учета потерь мощности в пускорегулирующих устройствах.

В связи с этим при определении установленной мощности ЭП номинальные мощности разнохарактерных потребителей суммируются только после приведения их к одинаковым условиям определения.

Коэффициент мощности является отношением активной мощности к полной и характеризует потребление реактивной мощности. При расчетах по электроснабжению для получения коэффициента мощности используются усредненные значения мощностей, полученные на основе данных электросчетчиков за определенное время (15 или 30 минут, иногда смена).

Рассмотрим основные виды ЭП различного технологического назначения, характер их работы и особенности режимов. Соотношение нагрузок ЭП в различных отраслях народного хозяйства приведено в табл. 1.1.

Процентное соотношение основных видов ЭП в отраслях народного хозяйства промышленность промышленность потребители Синхронные (СД) и асинхронные (АД) двигатели применяются в электроприводах различных производственных и бытовых механизмов.

Электропривод комплекс электрических машин, аппаратов и систем управления, в котором электродвигатели связаны с исполнительным механизмом и преобразуют электроэнергию в механическую работу.

В электроприводах установок, не требующих регулирования скорости вращения в процессе работы, применяются СД и АД.

Области применения СД и АД определяются на основе технико-экономического расчета. Ориентировочные зоны экономичности двигателей показаны на рис. 1.2.

тяжелых условиях работы (преобразовательные агрегаты, шахтные подъемники).

Рис.1.2. Ориентировочные автоматического регулирования возбуждения (АРВ) с форсировкой при снижении назоны экономичности более высокий КПД СД в сравнении с АД. По ориентировочным данным использование в различных отраслях синхронные и асинхронные двигатели составляет от 65 до 95%, в том числе СД от до 10%, это говорит о том, что нерегулируемые электродвигатели переменного тика являются основными потребителями, на долю которых приходится около 0,7 суммарной мощности.

При необходимости плавного регулирования скорости в широких пределах в основном применяются приводы постоянного тока, что требует установки дорогих преобразователей и аппаратуры управления. Система электроснабжения и удельная стоимость электроэнергии на постоянном токе дороже, чем на переменном, но регулируемые приводы постоянного тока технологически более эффективны, особенно при необходимости реверса двигателя (прокатные станы).

Электротермические приемники в соответствии с методами нагрева делятся на следующие группы (рис.

1.3):

дуговые печи для плавки черных и цветных металлов;

установки индукционного нагрева для плавки и термообработки металлов;

электрические печи сопротивления;

электросварочные установки;

термические коммунально-бытовые приборы.

Особый интерес представляет анализ приемников электроэнергии как электропотребителей для электроэнергетических систем. Особенности работы основных видов ЭП, с одной стороны, определяют их требования к построению схем электроснабжения, надежности и качеству электроэнергии, поставляемой электроэнергетическими системами, а с другой стороны, влияют на работу самих энергосистем и должны учитываться при решении вопросов их функционирования [2].

Основные виды потребителей электроэнергии и их характеристики в соответствии с классификацией, приведенной в п. 1.1. показаны в табл. 1. № Наименование элек- Род Uном, Частота, Ре- Степень сим- Номинальные Коэффици- Перерыв в п/п троприемника тока кВ Гц жим метрии нагруз- мощности, кВт ент мощно- питании 1. Электродвигатели силовых установок:

1.1 - компрессоры, насо- 0,22- 50 НИ Симметрична От единиц до 0,8-0,85 Недопустим - лампы накаливания 5. Электропечи:

5. В таблице: НИ неизменный режим; ПКВ повторно-кратковременный режим: НП непрерывный режим; РП резкопеременный режим.

2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Для выбора рациональной схемы электроснабжения и ее элементов, обеспечивающих надежное, качественное и экономичное электроснабжение потребителей, необходимо правильно определить расчетные нагрузочные токи и мощности приемников электрической энергии [2].

Завышение расчетных токов и мощностей приводит к работе элементов систем электроснабжения в недогруженном, а значит, неэкономичном режиме. Заниженные значения расчетных параметров приводят к выбору элементов системы электроснабжения, не обеспечивающих надежное и качественное электроснабжение потребителей.

Номинальная мощность приемника электроэнергии это мощность, обозначенная в его паспорте.

Паспортная мощность приемников повторно-кратковременного режима приводится к номинальной длительной мощности (к продолжительности включения ПВ = 100%) по следующим формулам:

а) для электродвигателей Pном = Pпасп. ПВ пасп. ;

б) для обычных силовых трансформаторов S ном = S пасп. ПВ пасп. ;

в) для трансформаторов сварочных машин г) для трансформаторов электрических печей Pном = S пасп. cos пасп..

В этих выражениях ПВпасп. и cos пасп. паспортные относительная продолжительность включения и коэффициент мощности ЭП.

Групповая номинальная активная мощность это сумма номинальных активных мощностей n отдельных раn бочих ЭП: Pном = p ном.

Под номинальной реактивной мощностью приемника понимается реактивная мощность, потребляемая им из сети или отдаваемая в сеть, при номинальной активной мощности и номинальном напряжении. Паспортная реактивная мощность приемника повторно-кратковременного режима приводится к длительному режиму по выражеq Групповая номинальная реактивная мощность это алгебраическая сумма номинальных реактивных мощноn стей n отдельных рабочих ЭП: Q ном = q ном.

Средняя нагрузка. Суммарная средняя нагрузка группы ЭП дает возможность приближенно оценить нижний предел возможных значений расчетной нагрузки. Средние активная и реактивная нагрузки группы приемников за любой интервал времени определяются по выражениям:

В условиях эксплуатации средние нагрузки рассматриваются за определенный характерный интервал времени, например за время цикла tц, и определяются по показаниям счетчиков активной (Эа) и реактивной (Эр) электроэнергии с помощью следующих выражений:

Важное значение в расчетах нагрузок, а также расхода потерь электроэнергии имеют средняя нагрузка за наиболее загруженную смену Pc (или Qc) и среднегодовая нагрузка Pсг (или (Qсг). Наиболее загруженной сменой считается смена с наибольшим потреблением активной энергии данной группой ЭП. Для средней нагрузки за время tсм наиболее загруженной смены можно записать:

Среднегодовая нагрузка определяется как отношение годового расхода активной или реактивной энергии к годовому фонду рабочего времени Тг, т.е. Pcг = Эаг / Tг., Qcг = Э р г / Tг..

Время Тг не следует смешивать с годовым числом часов использования максимума активной нагрузки Тмакс.

определяемым по формуле Tмакс = Эа г / Pм (Pм максимальная активная нагрузка).

Максимальная нагрузка. Максимальные значения активной нагрузки отдельного ЭП pсм и группы ЭП Pсм, реактивной нагрузки qсм, Qсм и тока iсм, Iсм представляют собой наибольшие из соответствующих средних величин за некоторый промежуток времени.

В течение сменного графика нагрузки может быть несколько периодов ее повышения, поэтому определяют среднеквадратичные нагрузки за каждый период времени и выбирают наибольшую из них (рис. 2.1, Pсм ). Наибольшая величина среднеквадратичной нагрузки и является расчетной нагрузкой, по которой следует выбирать элементы системы электроснабжения по нагреву. Однако нахождение среднеквадратичной нагрузки представляет сложную задачу. Поэтому обычно определяют не среднеквадратичную, а среднюю нагрузку за период осреднения.

Такой расчет является приближенным, но он значительно проще и не вносит существенных ошибок.

Pпик.); определение пиковых нагрузок необходимо для проверки колебаний напряжения, проверки сетей по условиям самозапуска электродвигателей, выбора Рис. 2.1. Различные максимальные (5, 10, 30 мин); они определяются для выбора элементов системы электроснабжесредние нагрузки Рем за Расчетная нагрузка. Под расчетной нагрузкой по допустимому нагреву понимается такая длительная неизменная во времени нагрузка элемента системы электроснабжения (трансформатора, линии и т.п.), которая эквивалентна ожидаемой изменяющейся нагрузке по наиболее тяжелому тепловому воздействию:

максимальной температуре нагрева проводника или тепловому износу его изоляции. Соответственно этим двум эффектам нагрева проводника различают:

а) расчетную нагрузку по максимальной температуре нагрева, т.е. такую неизменную во времени нагрузку РрI, которая вызывает в проводнике тот же самый максимальный перегрев над окружающей температурой, что и заданная переменРис. 2.2. Максимальные нагрузки различной длительности во времени нагрузку РрII, которая вызывает в проводнике тот же тепловой износ изоляции, что и заданная переменная нагрузка Р(t).

Нагрев проводника является результатом воздействия на него нагрузки за некоторый период времени, поэтому средняя нагрузка за интервал времени Т более точно характеризует нагрев проводника, чем наибольшая (пиковая) нагрузка в том же интервале. При оценке максимального нагрева проводника или другого элемента системы электроснабжения правильнее было бы определять среднеквадратичную нагрузку за период времени, который меньше длительности одной смены, так как в этом интервале проводник успевает нагреться и остыть несколько раз. Однако этот период времени не может быть и слишком малым, поскольку нагрев проводника не достигнет установившегося значения.

Существует оптимальная длительность интервала осреднения Тоср., при которой среднеквадратичная нагрузка при прочих равных условиях будет удовлетворительно характеризовать изменение нагрева проводника. На рис. 2. приведено изменение нагрузки за различные интервалы осреднения. Интервал Tоср., слишком мал, и проводник за Для практических расчетов за основу берется постоянная времени нагрева наиболее часто применяемых проводников малых и средних сечений Т0 = 10 мин. ТаРис. 2.3. График нагрузок с различным временем осреднения ким образом, в качестве интервала осреднения Тоср. принимают 30-ти минутный (получасовой) максимум нагрузки. За это время нагрев проводника достигает 95% установившегося значения. Наибольшая из средних нагрузок за интервал времени Tоср. = 3 Т 0 принимается в качестве расчетной величины Pр. Pсм.. В системах электроснабжения, именно по этой величине (по условию нагрева) выбирается вся аппаратура, кабели, трансформаторы и т.д.

При расчетах нагрузок применяются показатели (коэффициенты) графиков нагрузок, характеризующие режим работы приемников электроэнергии.

Коэффициенты графиков нагрузок определяются для индивидуального и группового графиков активной и реактивной нагрузок или тока. В связи с этим принята следующая система обозначений:

1. Коэффициенты индивидуальных и групповых графиков обозначаются соответственно строчной k или прописной К.

2. Вид коэффициента определяется индексом, состоящим из начальных букв его названия.

3. Коэффициенты графиков активной мощности имеют индекс «а», реактивной мощности «р», тока «I».

Например, Кзга означает коэффициент заполнения группового графика нагрузки по активной мощности.

Коэффициентом использования активной мощности приемника kиа или группы приемников Kиа называется отношение средней активной мощности отдельного приемника (или группы их) к номинальной активной мощности этого приемника (или группы их):

Этот коэффициент, как и средние нагрузки рс, Рс, относится к смене с наибольшей загрузкой ЭП, но может быть отнесен и к другому периоду времени.

Коэффициентом включения приемника kв называется отношение продолжительности включения tв приемника за время цикла ко всей продолжительности цикла tц (время включения приемника за цикл состоит из времени работы tр и времени холостого хода tх): k в = t в / t ц = (t р + t х ) / t ц.

Коэффициентом включения группы приемников или групповым коэффициентом включения Кв называется средневзвешенное значение коэффициентов включения, определяемое по формуле Коэффициентом загрузки приемника но активной мощности kза называется отношение фактически потребляемой или средней активной мощности Pс за время включения tв в течение времени цикла tц к его номинальной мощности;

Групповым коэффициентом загрузки по активной мощности называется отношение группового коэффициента использования к групповому коэффициенту включения:

Коэффициент загрузки, как и коэффициент включения, связан с технологическим процессом и изменяется с изменением режима работы приемника.

Коэффициентом формы индивидуального или группового графиков нагрузок kфа, Kфа называется отношение среднеквадратичной активной мощности приемника или группы приемников за определенный период времени к ее среднему значению за тот же период:

Коэффициент формы характеризует неравномерность графика во времени. Свое наименьшее значение, равное единице, он принимает при нагрузке, неизменной во времени. Для большинства электроприемников с достаточно ритмичным процессом производства коэффициент формы изменяется в пределах от 1,05 до 1,15.

В условиях эксплуатации коэффициент формы определяют по показаниям счетчиков активной энергии (рис. 2.4), используя формулу Рис. 2.4. Групповой график нагрузок по где n э = Приведенное число элекроприемников nэ есть такое число однородных по режиму работы ЭП одинаковой мощности, которые обусловливают ту же расчетную нагрузку, что и группа различных по номинальной мощности и режиму работы приемников электроэнергии. Понятие приведенного числа элекроприемников позволяет заменить группу разнородных ЭП эквивалентной группой одинаковых, что существенно упрощает расчеты. Величина приведенного числа приемников электроэнергии nэ всегда меньше реального числа ЭП п или равна ему. Если все ЭП группы имеют одинаковую номинальную мощность, то Согласно выражению (2.1) при пэ имеем Кфа 1. Это означает, что при неограниченном возрастании числа электроприемников групповой график нагрузок стремится к постоянной величине P(t) = const.

Коэффициентом максимума активной мощности называется отношение расчетной активной нагрузки к средней нагрузке за исследуемый период времени K ма = Pр / Pсм. Исследуемый период времени принимается равным продолжительности наиболее загруженной смены. Обычно коэффициент максимума характеризует групповые графики нагрузок.

Коэффициент максимума Кма, связывая две найденные из группового графика величины расчетную и максимальную среднюю нагрузки, представляет собой важную характеристику графика. Величина коэффициента максимума Кма зависит от приведенного числа электроприемников nэ и ряда коэффициентов, характеризующих режим потребления электроэнергии данной группой ЭП.

При расчете электрических нагрузок методом упорядоченных диаграмм (см. рис. 2.4) используется приближенная аналитическая зависимость Кма от основных показателей режима работы отдельных независимых ЭП и их 1,67 при 1,1 < Kфа 1,5; Kфкиа и Kфкв коэффициенты формы упорядоченных диаграмм индивидуальных коэффициентов использования по активной мощности и включения; Kфва коэффициент формы индивидуального графика за время включения; Kвс среднее значение коэффициента включения.

Для упрощения расчетов экспериментально построены семейства кривых Кма = f(nэ) при различных значениях коэффициента использования Kиа (рис. 2.5). Кривые рассчитаны для приведенного числа ЭП nэ, от 4 до 300. Кроме указанных кривых в справочниках 10 мин, т.е. для длительности интервала осреднения Тоср. = ЗТ0 (так называемого получасового максимума). При выборе проводов и кабелей, имеющих Рис. 2.6. Зависимости различных Кма=f(nэ) для различных Киа.

в которой Kма коэффициент максимума при Тоср = 30 мин, найденный по кривым Кма = f(nэ).

Коэффициентом спроса по активной мощности называется отношение расчетной активной нагрузки к номиРр Р р Рс сится к групповым графикам. Значения Кса для различных групп приемников в различных отраслях промышленности для различных производств и предприятий определяются из опыта эксплуатации и принимаются при проектировании по справочным материалам.

Коэффициентом заполнения графика нагрузок по активной мощности называется отношение средней акР тивной нагрузки к расчетной за исследуемый период времени K зга = с =.

Средняя нагрузка Рс берется за наиболее нагруженную смену, а расчетная нагрузка Рр = Р30 за получасовой максимум нагрузки. Коэффициент заполнения графика нагрузок характеризует групповые графики и используется для оценки суточных и годовых графиков нагрузок. При проектировании Кзга принимается по справочным материалам.

Основные методы определения расчетных (ожидаемых) электрических нагрузок, применяемые в настоящее время при проектировании электроснабжения, могут быть разделены на три группы.

1. Методы, определяющие расчетную нагрузку путем умножения номинальной мощности на коэффициент, меньший единицы Pр = k1 Pном. К этой группе следует отнести метод определения расчетной нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса.

2. Методы, определяющие расчетную нагрузку путем умножения средней нагрузки на коэффициент, который больше единицы или равен ей Pр = k 2 Pном . К этой группе относятся следующие методы определения расчетной нагрузки: по средней нагрузке и коэффициенту формы графика нагрузки; по средней нагрузке и коэффициенту максимума нагрузки (метод упорядоченных диаграмм); по средней нагрузке и среднеквадратичному отклонению (статистический метод).

3. Особую группу составляют методы определения расчетных нагрузок по удельным показателям производства, а именно: по удельному расходу электроэнергии на единицу продукции; по удельной нагрузке на единицу производственной площади.

Характерные расчетные точки. В системе электроснабжения существует несколько характерных точек, в которых необходимо определять расчетные электрические нагрузки. Расчет нагрузок ведется последовательно от низших к высшим ступеням системы электроснабжения. На рис. 2.6 представлен фрагмент системы электроснабжения промышленного предприятия с указанием в кружках наиболее характерных узлов.

1. Отдельные ЭП напряжением до 1000 В. Определение расчетной нагрузки необходимо для выбора сечения провода или кабеля, питающего данный ЭП, и аппарата их присоединения к низковольтному распределительному пункту (РП) или питающей линии.

2. Группа ЭП напряжением до 1000 В, Нахождение расчетной нагрузки необходимо для выбора сечения радиальной линии или распределительной магистрали, питающей данную группу приемников, и аппарата их присоединения к главному распределительному пункту напряжением до 1000 В.

3. Линии, подключенные к секциям шин напряжением до 1000 В цеховой трансформаторной подстанции (ТП), по которым питаются отдельные крупные приемники электроэнергии, распределительные пункты, магистрали.

Определение данной нагрузки необходимо для выбора сечения отходящих линий и коммутационных аппаратов.

4. Секции шин напряжением до 1000 В цеховой ТП или главная магистраль блока трансформатор-магистраль.

Нахождение данной нагрузки необходимо для выбора числа и мощности цеховых трансформаторов, сечения и материала шин цеховой ТП или главной магистрали и отключающих аппаратов, устанавливаемых на стороне низшего напряжения цеховых трансформаторов, 5. Линии, подключенные к распределительному пункту (РП) напряжением 6, 10 кВ, по которым питаются цеховые ТП, высоковольтные ЭП (двигатели, печи и т.д.). Определение данной нагрузки необходимо для выбора сечения линий, питающих цеховые ТП и высоковольтные ЭП, а также отключающих аппаратов.

Рис. 2.6. фрагмент системы электроснабжения промышленного предприятия 6. Секции шин распределительного пункта напряжением 6, 10 кВ. Определение данной нагрузки необходимо для выбора сечения и материала шин РП, сечения линии, питающих каждую из секций РП и выключателей со стороны шин главной понизительной подстанции (ГПП).

7. Секции шин главной понизительной подстанции напряжением 6, 10 кВ. Определение данной нагрузки необходимо для выбора числа и мощности трансформаторов, устанавливаемых на ГПП, выбора сечения и материала шин и выключателей, устанавливаемых на стороне низшего напряжения ГПП.

8. Линии высшего напряжения 35 220 кВ ГПП. Определение данной нагрузки необходимо для выбора сечения линий, питающих трансформаторы ГПП, и аппаратов присоединения трансформаторов и питающих их линий к источникам питания.

2.4. Определение расчетной нагрузки по методу упорядоченных диаграмм Основные положения и допущения. В методе используется следующие положения [2].

1. В разделе. 2.1 показано, что для любого заданного графика нагрузки могут быть найдены два значения расчетной нагрузки: по пику температуры нагрева Pр1 и тепловому износу изоляции Рр2. В методе принят первый криерий, поскольку установление расчетной нагрузки по тепловому износу изоляции требует конкретных исследований свойств изоляции различных марок проводов и кабелей.

2. В основу определения расчетной нагрузки положен принцип максимума средней нагрузки. В качестве расчетной нагрузки Pр принимается максимальная средняя нагрузка за интервал времени T = ЗT0.

3. За интервал осреднения принято время Tоср.=30 мин время нагрева проводника. При этом с целью унификации расчетов данный интервал принят одинаковым для выбора как сечений проводов и кабелей, так и для трансформаторов. Несмотря на явное несоответствие этого интервала осреднения режиму нагрева проводников больших сечений и особенно трансформаторов, такой принцип расчета прост и дает достаточно хорошие результаты.

Расчетная активная нагрузка группы приемников с переменным графиком нагрузки на всех ступенях питающих и распределительных сетей определяется по максимальной средней нагрузке и коэффициенту максимума:

где Рр расчетная активная нагрузка группы ЭП при длительности интервала осреднения Tоср.=30 мин, или так называемом получасовом максимуме нагрузки; Кма коэффициент максимума активной нагрузки при длительности интервала осреднения 30 мин, определяемый по кривым Кма=f(nэ,Kиа) (см. рис. 2.7) или справочным таблицам (см.

табл.2.1); Рсм максимальная средняя активная нагрузка группы приемников за наиболее загруженную смену; Киа коэффициент использования активной мощности для наиболее загруженной смены; Рном номинальная мощность группы ЭП.

Если выбираемый по нагреву проводник имеет постоянную времени Т0, значительно превышающую 10 мин, то расчетная нагрузка, определяемая по 30-минутному интервалу осреднения, должна быть пересчитана на другой временной интервал, большей длительности по формуле:

Рис. 2.7. Кривые коэффициентов максимума Кма для различных Здесь Ррт и Кмат расчетная нагрузка и коэффициент максимума при длительности интервала осреднения Тоср > мин. Коэффициент Кмат определяется по формуле (2.3).

Эффективное число электроприемников nэ находится по формуле (2.2). Значения Киа как для отдельных ЭП, так и характерных групп принимаются по справочным данным. В тех случаях, когда найденное nэ, оказывается больше п, его значение принимается равным п. При Киа < 0,2 эффективное число ЭП определяется по табл. 2.2. Порядок определения пэ следующий: выбирается наибольший по номинальной мощности ЭП рассматриваемого узла;

выбираются наиболее крупные ЭП, номинальная мощность каждого из которых равна половине мощности наибольшего ЭП или больше ее; подсчитывается их число п1 и их мощность Рном1, а также суммарная номинальная мощность всех рабочих ЭП рассматриваемого узла РНОМ; находятся относительные значения эффективного числа и мощности крупных электроприемников n1* = n1 / n, P1* = Pном1 / Pном ; по полученным значениям n1* и Р1* по табл. 2.2 определяется относительная величина эффективного числа ЭП nэ*, а затем находится nэ = nэ*n.

Расчетная реактивная нагрузка группы ЭП с переменным графиком нагрузки принимается:

где Qсм максимальная средняя реактивная нагрузка группы приемников за наиболее загруженную смену; tgном номинальный коэффициент мощности.

Определение расчетной нагрузки по формулам (2.4) и (2.5) возможно только при приведенном числе ЭП nэ 4, так как кривые Кма = f(nэ, Киа) определены только с nэ = 4. При эффективном числе ЭП пэ 200 величина Кма принимается равной единице.

Таким образом, для ответвлений от распределительных шкафов или магистралей к отдельным ЭП единственным параметром для расчета их по нагреву является номинальная мощность электроприемника. При числе фактических ЭП больше трех (п > 3), но при эффективном их числе меньше четырех максимальная нагрузка может быть принята как для группы приемников электроэнергии с nэ равным четырем, но не менее суммы номинальных мощностей трех наибольших ЭП.

Расчетная нагрузка для электроприемников с маломеняющимся графиком. Для групп ЭП длительного режима работы с практически постоянным графиком нагрузки ( Киа 0,6; Кв 1 и коэффициент заполнения графика нагрузки за наиболее загруженную смену Кзга 0,9) коэффициент максимума Кма может быть принят равным единице, а расчетная нагрузка группы таких ЭП равной максимальной средней за наиболее загруженную смену, т.е. Pp = К ма К иа Рном = К и Рном ; Pp = Рсм ; Qp = Qсм.

Определение расчетной нагрузки рассмотренными упрощенными способами приводит, как правило, к завышенному результату и допускается только для небольшой группы ЭП. Расчетная реактивная нагрузка от синхронных двигателей принимается равной максимальной средней за наиболее загруженную смену, а от статических конденсаторов номинальной мощности с пересчетом последней на фактическое напряжение сети.

Определение пиковых нагрузок. Пиковыми называются максимальные нагрузки длительностью 12 с. Величина пикового тока используется при расчете колебаний напряжения, выборе уставок защит, для проверки на самозапуск двигателей. Пиковый ток группы электродвигателей с длительным режимом работы определяется как арифметическая сумма наибольшего из пусковых токов двигателей, входящих в группу, и расчетного (среднего) тока нагрузки всей группы приемников за вычетом расчетного тока двигателя, имеющего наибольший пусковой ток:

i пмакс наибольший из пусковых токов двигателей в группе; i нмакс номинальный (приведенный к Здесь ПВ=100%) ток; kи коэффициент использования двигателя; Iр расчетный ток нагрузки всех ЭП группы.

В тех случаях, когда в группе имеются достаточно мощные синхронные двигатели, а число двигателей в группе мало и их номинальные мощности резко различаются, пиковый ток может быть определен более точно:

где Рсм, Qсм суммарные максимальные средние активная и реактивная нагрузки ЭП всей группы за наиболее загруженную смену; k ма коэффициент максимума для группы ЭП без учета двигателя, имеющего наи Относительные значения аффективного числа электроприемников nэ* в зависимости от n1* и Р1* 0,005 0,005 0,005 0,006 0,007 0,007 0,009 0,010 0,011 0,013 0,016 0,019 0,024 0,030 0,039 0,051 0,073 0,11 0,18 0, 0,01 0,009 0,011 0,012 0,013 0,015 0,017 0,019 0,023 0,026 0,031 0,037 0,047 0,059 0,076 0,10 0,14 0,20 0,32 0, 0,02 0,02 0,02 0,02 0,03 0,03 0,03 0,04 0,01 0,05 0,06 0,07 0,09 0,11 0,14 0,19 0,26 0,36 0,31 0, 1,00 0, Примечание: Для промежуточных значений рекомендуется брать ближайшие меньшие значения nэ.

больший пусковой ток; рсм, qсм максимальные средние активная и реактивная нагрузки за наиболее загруженную смену двигателя, имеющего наибольший пусковой ток.

В качестве наибольшего пикового тока одного приемника принимаются для двигателей пусковой ток, для печных и сварочных трансформаторов пиковый ток по паспортным данным. При отсутствии паспортных данных пусковой ток АД с короткозамкнутым ротором и СД может быть принят равным 5-кратному номинальному, пусковой ток двигателей постоянного тока и АД с фазным ротором – 2-2,5-кратному номинальному, пиковый ток печных и сварочных трансформаторов не менее 3-кратного номинального. Пиковый ток группы двигателей, которые могут включаться одновременно, необходимо принимать равным сумме пусковых токов этих двигателей.

Для ламп накаливания и печей сопротивления мощностью до 500 Вт Iпик = Iр, так как толчки при включении этих элементов кратковременны и влияния на качество электрической энергии практически не оказывают. Для более мощных ламп накаливания и ртутно-дуговых ламп кратность пикового тока достигает 1214, что в некоторых случаях приводит к отключению автоматов и перегоранию предохранителей.

Для дуговых сталеплавильных печей пиковые нагрузки возникают при обвалах шихты на электроды в период расплава и при эксплуатационных коротких замыканиях. Величина пикового тока достигает 3 - 3,5Iн при длительности до нескольких секунд, пока не сработает автоматика подъема электродов.

Расчет электрических нагрузок на различных ступенях системы электроснабжения. При определении расчетных нагрузок на различных ступенях системы электроснабжения промышленного предприятия (по распределительному щиту 0,4 кВ, отделению, цеху, группе цехов, предприятию в целом) используется одна и та же методика.

В общем случае в узле системы электроснабжения могут быть ЭП с переменными (Киа < 0,6) и маломеняющимся (Киа 0,6) режимами работы. Первые ЭП условно относят к группе А, вторые к группе Б.

Расчетные нагрузки узла, состоящего из ЭП групп А (т электроприемников) и Б (f электроприемников), находятся по выражениям:

где Pр уз, Qр уз, S р уз расчетные активная, реактивная и полная нагрузки узла; Кма коэффициент максимума по активной мощности всех ЭП с переменным режимом работы; Pсм, Qсм максимальные средние активная и реактивi i ная нагрузки i -го ЭП или нескольких однотипных ЭП с переменным режимом работы; Pсм, Qсм то же для ЭП с маломеняющимся режимом работы; РpA, РpB и QpA, QpB расчетные активные и реактивные нагрузки соответственно групп А и Б.

2.5. Определение электрических нагрузок однофазных электроприемников Электроприемники в общем случае могут быть как трехфазные, так и однофазные, последние подключаются на линейное или фазное напряжение (рис. 2.8), Однофазными ЭП могут быть сварочные трансформаторы, печи сопротивления, асинхронные двигатели и т.д.

Рис. 2.8. Схемы включения трехфазных и однофазных электроприемииков:

1 – трехфазные; 2 - однофазные, включенные на линейное напряжение;

Однофазные ЭП считаются равномерно распределенными по фазам, если неравномерность нагрузки по фазам разность номинальных мощностей наиболее и наименее загруженных фаз не превышает 15% суммарной номинальной мощности трехфазных и однофазных ЭП рассматриваемого узла. Условная трехфазная номинальная мощность принимается равной суммарной номинальной мощности всех однофазных ЭП. Если неравномерность нагрузки более 15%, то расчетная нагрузка определяется по наиболее загруженной фазе.Для определения наиболее загруженной фазы рассмотрим общий случай включения ЭП в узле (см. рис. 2.8). При определении токов в линейных проводах трехфазной сети используем разложение векторов тока в каждой фазе на активные и реактивные составляющие.

Проекции векторов токов на оси, совпадающие с фазными напряжениями, являются активными, а проекции векторов токов на перпендикулярные оси реактивными составляющими токов.

На рис. 2.9 приведена векторная диаграмма токов трехфазной и однофазных нагрузок в фазе А. Здесь обозначено: IIII ток, обусловленный трехфазными ЭП; IBA, ICA токи, обусловленные однофазными ЭП, включенными на линейные напряжения; IA ток, обусловленный однофазными ЭП, включенными на фазное напряжение. Напряжение фазы А совмещено с вещественной осью (+).

Рис. 2.9. Векторная диаграмма токов трехфазной и однофазной Активный ток в фазе А:

I A = I BA cos(30 0 BA ) + I CA cos(300 + CA ) + I III cos III + I A0 cos A0 = = I BA cos 300 cos BA + I BA sin 300 sin BA + I CA cos 300 cos CA I CA sin 300 sin CA + I III cos III + I A0 cos A0 = Реактивный ток в фазе А:

Полная мощность фазы А:

Теперь активные нагрузки электроприемников в фазе А:

где КP(BA)A, КP(CA)A коэффициенты приведения к фазе А активной составляющей однофазной нагрузки, включенной на линейное напряжение соответственно между фазами А и В и фазами С и А.

Реактивные нагрузки электроприемников в фазе А:

где КQ(BA)A, KQ(CA)A коэффициенты приведения к фазе А реактивной составляющей однофазной нагрузки, включенной соответственно между фазами А и В и фазами С и А.

Аналогично выводятся коэффициенты приведения и для других фаз. Числовые значения коэффициентов приведения для различных коэффициентов мощности даются в справочной литературе.

Общая расчетная нагрузка отдельных фаз определяется суммированием однофазных нагрузок, включенных на фазное и линейное напряжения, с приведением последних к нагрузке одной фазы. Например, активная номинальная нагрузка однофазных ЭП, включенных между фазами А и В, фазами С и А и между фазой А и нулевым проводом, приведенным к фазе А, определяется выражением Р н А = Р н ВА К Р ( ВА ) А + Р нСА К Р (СА ) А + Р н А 0.

Соответственно реактивная номинальная нагрузка Q н А = Pн ВА К Q ( ВА ) А + Р нСА К Q (СА ) А + Q н А 0.

Аналогично осуществляется приведение активной и реактивной нагрузок к фазам В и С. Далее определяется номинальная активная нагрузка наиболее загруженной фазы от однофазных ЭП Рнмф. Условная номинальная активная трехфазная нагрузка Рну, принимается равной тройному значению номинальной активной нагрузки наиболее загруженной фазы от однофазных ЭП Р ну = 3Р нмф.

Аналогично находится условная номинальная реактивная нагрузка от однофазных ЭП для трехфазной сети.

Полученные условные номинальные активная и реактивная нагрузки однофазных ЭП используются далее как трехфазные нагрузи при расчете нагрузок узла системы электроснабжения, содержащего трехфазные и однофазные ЭП.

При необходимости определения расчетной трехфазной нагрузки только от однофазных ЭП расчет проводится следующим образом. Для разнотипных однофазных ЭП, имеющих различные коэффициенты Ки и cos, максимальные средние активная и реактивная нагрузки, например для фазы А, запишутся:

где Ки и Ки’ коэффициенты использования однофазных ЭП различного режима работы соответственно групп А и Б.

Аналогично определяются средние однофазные нагрузки для фазы В и С. После определения средних нагрузок по всем фазам находится наиболее загруженная фаза по активной мощности, а затем определяется условная максимальная средняя нагрузка трехфазной сети от однофазных ЭП: Р см.у = 3Р смф и Qсм.у = 3Qсмф.

Среднее значение коэффициента использования для всех однофазных ЭП находится по наиболее загруженной фазе:

где Рномф суммарная номинальная мощность однофазных ЭП, включенных на фазное напряжение между наиболее загруженной фазой и смежными с ней в трехфазной системе.

номинальных мощностей однофазных ЭП; Pноммакс номинальная мощность наибольшего ЭП. После определения значений Киа и nэ по кривым Кма = f(nэ, Киа) (рис.2.5, 2.7) находится коэффициент максимума Кма.

Условные расчетные нагрузки трехфазной сети от однофазных ЭП при числе их более трех и nэ 4 с переменным графиком нагрузки вычисляются по формулам:

Для случая, когда число однофазных ЭП не превышает трех (п 3), а также когда n > 3, но приведенное число nэ < 4, используются методы расчета, применяемые для трехфазных ЭП.

3. РЕЖИМЫ РАБОТЫ НЕЙТРАЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Нейтралями электроустановок называют общие точки обмоток генераторов или трансформаторов, соединенных в звезду.

Вид связи нейтралей машин и трансформаторов с землей в значительной степени определяет уровень изоляции электроустановок и выбор коммутационной аппаратуры, величину перенапряжений и способы их ограничения, токи при однофазных коротких замыканиях на землю, условия работы релейной защиты, безопасность в электрических сетях, электромагнитное влияние на линии связи и т.д. [2].

В зависимости от режима работы нейтрали электрические сети делятся на 4 группы:

1) сети с незаземленными (изолированными) нейтралями;

2) сети с резонансно-заземленными (компенсированными) нейтралями;

3) сети с эффективно-заземленными нейтралями;

4) сети с глухозаземленными нейтралями.

Режим нейтрали определяет ток однофазного короткого замыкания, и в зависимости от его величины сети делятся на сети с малыми токами замыкания на землю (менее 500 А), в основном это сети 1-й и 2-й групп, и сети с большими токами замыкания на землю (более 500 А).

На рис. 3.1 представлена трехлинейная схема замещения трехфазной сети с изолированной от земли нейтралью.

Все источники питания сети заменены одним эквивалентным, соединенным в звезду источником, все линии одной эквивалентной линией, все приемники одним эквивалентным приемником. С достаточно высокой достоверностью можно считать, что все фазы схемы замещения имеют одинаковые параметры (схема симметрична). Из параметров эквивалентной линии при анализе режима нейтрали имеют значение только зарядные токи и емкостные проводимости относительно земли, которые и изображены на рис. 3.1.

Расчетная емкостная проводимость одной фазы сети равна где В емкостная проводимость сети, См; b0i, удельная емкостная проводимость линии i (на единицу длины).

См/км; li эквивалентная длина линии i с учетом параллельных ветвей, км.

В сетях 6 - 35 кВ удельная емкостная проводимость b0 у кабельных линий при сечениях жил 10-300 мм2 нахоис. 3.1. Схема замещения сети с изолированной нейтралью:

а) нормальный режим работы; б) режим однофазного замыкания на землю в фазе с, 1 - эквивалентный источник питания сети; 2 - эквивалентная линия.

дится в пределах (60-180)•10–6 См/км и определяется конструкцией кабеля [3]. У воздушных линий со сталеалюминиевыми проводами сечением 25150 мм2 и среднегеометрическим расстоянием между проводами 13 м удельная емкостная проводимость находится в пределах (2,7 3,6)•10–6 См/км.

При отсутствии данных о длине и емкостной проводимости каждой линии сети для расчета зарядного тока обычно пользуются усредненными коэффициентами емкостной проводимости:

где Iз зарядный ток, А; Uном номинальное фазное напряжение сети, кВ; bк средний коэффициент емкостной проводимости кабельных линий, См/км; lк суммарная эквивалентная длина кабельных линий сети, км; bв средний коэффициент емкостной проводимости воздушных линий, См/км; lв суммарная эквивалентная длина воздушных линий, км.

При напряжениях до 10 кВ эта формула имеет вид Рис. 3.2. Векторные диаграммы напряжения от- земли становится равным нулю, напряжение остальных фаз относительно носительно земли и зарядных токов сети с изолированной нейтралью земли междуфазному напряжению, а зарядные токи этих двух фаз увеличиваются в 3 раз (рис. 3.2, б).

В сети с изолированной нейтралью коэффициентом замыкания на землю называют отношение k з.з = U нп /U нп, в котором U нп напряжение неповрежденной фазы при коротком замыкании в другой фазе (других фазах); Uнп напряжение той же фазы в нормальном режиме). Для рассматриваемого случая kз.з= 3.

Сумма зарядных токов фаз и тока замыкания на землю Iз.з должна равняться нулю. Учитывая сдвиг фазы между зарядными токами двух неповрежденных фаз, можно заключить, что I з.з = 3 I з.з = 3 I з. Здесь Iз зарядный ток одной фазы в нормальном режиме работы; I з.з то же в неповрежденной фазе при замыкании на землю в другой фазе). Ток Iз.з по сравнению с нагрузочным током сети или ее отдельных линий относительно мал и может вызывать заметную перегрузку линий только при очень малых сечениях проводников поврежденной линии.

Замыкание на землю практически не влияет на систему междуфазных напряжений и режимы работы приемников, включенных на линейное напряжение, так как поверхность земли в точке заземления (повреждения) приобретает потенциал фазы (на рис. 3.2 фазы с), а напряжение здоровых фаз а и b относительно земли (и фазы с) становится линейным (междуфазным).

В связи с этим замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью считается не аварийным, а лишь анормальным режимом, при возникновении которого сеть и поврежденная линия могут оставаться включенными и в течение некоторого времени продолжать работу; при этом питание потребителей не прерывается. Время, за которое требуется отыскать и отключить возникающее в сети замыкание на землю, обычно принимают равным 2 ч. Поскольку из всех видов нарушения изоляции однофазные замыкания на землю составляют около 7585%, то это обстоятельство существенно для обеспечения надежности питания потребителей. Другим преимуществом рассматриваемого вида сетей является отсутствие устройств заземления нейтрали, что снижает стоимость сети.

При работе в сетях с изолированной нейтралью следует обращать внимание на следующие обстоятельства:

1) повышение напряжения двух фаз относительно земли во время замыкания на землю третьей приводит к тому, что изоляцию всех фаз относительно земли необходимо рассчитывать не на фазное, а на междуфазное напряжение.

Только при напряжениях до 35 кВ это не вызывает существенного удорожания сети;

2) возможность образования в месте замыкания на землю перемежающейся электрической дуги обусловливает возникновение коммутационных перенапряжении с амплитудой 46Uном. Эти перенапряжения могут нарушить работу некоторых приемников и привести к пробою изоляции в других местах и других фазах сети;

3) тепловое действие дуги на изоляцию фаз сети в месте замыкания на землю может привести к переходу однофазного замыкания на землю в двух или трехфазное (в кабельных линиях и в других случаях близкого расположения фазных проводников друг к другу);

4) возникновение в сети и в источниках питания при замыкании на землю системы токов обратной последовательности может привести к индуцированию в роторах синхронных генераторов токов двойной частоты и к существенному дополнительному нагреву роторов.

Из-за приведенных выше нежелательных явлений работа сети с изолированной нейтралью допускается, если токи замыкания на землю не превышают некоторых максимально допустимых значений, находящихся обычно в пределах 1030 А (табл. 3.1). Величины максимально допустимых токов замыкания на землю зависят от типа используемых опор.

Допустимый ток замыкания на землю в сетях высокого напряжения с изолированной нейтралью напряжением до 35 кВ Деревянные В России с изолированной нейтралью работают следующие сети:

1) трехфазные сети 6-35 кВ, в которых токи замыкания на землю не превышают допустимых значений;

2) трехфазные трехпроводные сети до 1 кВ (например, сети 220 и 660 В);

3) двухпроводные сети постоянного тока;

4) все сети низких напряжений, в которых для обеспечения безопасности людей предусматривают защитные мероприятия, не связанные с применением заземлений (защитная изоляция, разделяющие трансформаторы и др.).

Если в сетях 6-35 кВ ток замыкания. на землю превышает допустимые значения, то нейтраль источника питания сети соединяют с землей через заземляющий реактор (рис. 3.3). При пренебрежении активными сопротивлениями источника, сети и реактора через последний в случае замыкания на землю проходит Рис. 3.3. Компенсация тока замыкания на землю при а - схема; б - векторная диаграмма токов рой произошло замыкание на землю (на рис. 3.3 фаза с); xp индуктивное сопротивление реактора; xи индуктивное сопротивление одной фазы источника; xc индуктивное сопротивление линий сети до места замыкания на землю). Из условия I + I + I + I = 0 и на осноза зb зp з.з вании рис. 3.2 и 3.3 можно заключить, что I з.з = 3 I з I p. В частном случае, когда сопротивление заземляющего реактора отрегулировано так, что I p = 3I з, ток в месте замыкания на землю может оказаться равным нулю (полностью скомпенсированным), т.е. возникает явление резонанса ( I L = I C или I L + I C = 0 ) и дуга в месте короткого замыкания не возникает.

Дугогасящие катушки должны устанавливаться на узловых питающих подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее чем тремя линиями. При компенсации в сетях генераторного напряжения катушки располагаются обычно на электростанциях вблизи генераторов. При подключении дугогасящих катушек через специальные трансформаторы и трансформаторы собственных нужд, соизмеримы по мощности с мощностями катушки, необходимо учитывать их взаимное влияние [2].

В нормальном режиме ток через дугогасящие катушки практически равен нулю. При однофазном коротком замыкании катушка находится на фазном напряжении Uф и тогда суммарная мощность всех катушек Заземляющие реакторы в России выпускаются на номинальные токи от 25 до 400 А с пределами регулирования тока (1 - 0,5)Iном. Наряду с наиболее распространенным ручным ступенчатым регулированием применяют автоматическое ступенчатое или плавное регулирование сопротивления реактора по напряжению нейтрали. В режиме полной компенсации тока замыкания на землю реактор настроен на резонанс с емкостными проводимостями сети, и напряжение нейтрали относительно земли имеет максимальное значение.

Благодаря заземлению нейтрали сети через реактор:

намного уменьшается ток замыкания на землю, в результате чего дуга в месте замыкания становится неустойчивой и быстро гаснет;

после гашения дуги напряжение восстанавливается медленно, вследствие чего вероятность повторного зажигания дуги и возникновения коммутационных перенапряжений мала;

при сохранении устойчивой дуги мала вероятность перехода замыкания на землю в многофазное из-за малого значения тока;

токи обратной последовательности малы, и их действие на вращающиеся генераторы может оставаться несущественным.

Коэффициент замыкания на землю при заземлении нейтрали через реактор по сравнению с изолированной нейтралью не изменяется и равен kз.з= 3.

3.3. Режимы работы сети с глухозаземленными и эффективно заземленными нейтралями При глухом заземлении нейтрали замыкание одной фазы на землю является однофазным коротким замыканием (рис. 3.4) и должно привести к срабатыванию защитных аппаратов, отключающих поврежденную линию от сети. Удорожание такой сети, вызванное применением заземляющих устройств и устройств защиты от однофазных коротких замыканий, напряжение (а не на междуфазное, как в двух предыдущих случаях). Это обстоятельство особенно существенно при напряжениях 110 кВ и выше.

Рис. 3.4. Однофазное к.з. в сети с глухим заземлением нейтрали трехфазное автоматическое повторное включение. Для ограничения токов замыкания токоограничивающее активное сопротивление (эффективно-заземленная нейтраль). При этом во время однофазных замыканий на землю неповрежденных фаз напряжение не достигает значения линейного (междуфазного) и составляет около 0,8Uл. Сети с глухим заземлением нейтрали имеют коэффициент замыкания на землю kз.з = 1, при эффективно-заземленных нейтралях kз.з 1,4.

Основным фактором, определяющим способ заземления нейтралей в сетях 110 кВ и выше, является фактор стоимости изоляции. Эффективное заземление нейтрали позволяет улучшить экономические показатели сети именно за счет этого фактора.

В России глухое заземление нейтралей применяется:

в сетях 110 кВ и выше (в некоторых других странах также в сетях меньшего напряжения);

в четырех- и пятипроводных сетях низких напряжений;

в трехпроводных сетях постоянного тока.

К основным недостаткам глухого заземления нейтралей относятся следующие:

1. При замыкании одной из фаз трехфазной сети на землю образуется короткоэамкнутый контур через землю и нейтраль источника (см. рис. 3.4) с малым сопротивлением, к которому приложена ЭДС фазы. Возникает режим короткого замыкания с большим током. Для защиты оборудования однофазные замыкания должны отключаться средствами релейной защиты. Следует учитывать, что большинство однофазных коротких замыканий относятся к самоустраняющимся и исчезают после снятия напряжения. В этих случаях эффективно применение АПВ и ОАПВ.

2. Значительное удорожание контуров заземления в РУ, которые должны отвести на землю большие токи коротких замыканий.

3. В сетях с автотрансформаторами токи однофазных коротких замыканий могут превышать токи трехфазных. В таких случаях приходится ограничивать число заземленных нейтралей и применять частичное разземление (сети 110-220 кВ), а также использовать токоограничивающие сопротивления, включенные в нейтраль трансформаторов.

В сетях низких напряжений (до 1000 В), в отличие от сетей высоких напряжений, заземление нейтрали используют тогда, когда это нужно для осуществления защитного зануления или улучшения защитного заземления металлических корпусов электрооборудования. Различают пять типов сетей трехфазного переменного тока:

трехпроводную сеть с изолированной от земли нейтралью, в которой в качестве защитного мероприятия от поражения электрическим током используют заземление корпусов электрооборудования (рис. 3.5, а), для такой сети принято сокращенное буквенное обозначение IТ, в котором первая буква означает изолированную нейтраль (I от французского слова isоlе), а вторая местное заземление корпусов (Т от французского слова tеrrе «земля»);

трехпроводную сеть с глухозаземленной нейтралью и, как и в предыдущем случае, с местным защитным заземлением корпусов сеть ТТ (рис. 3.5, б);

Рис. 3.5. Заземление нейтрали и использование нейтральных проводников в трехфазных сетях низкого напряжения четырехпроводную сеть с глухозаэемленной нейтралью и с использованием нейтрального проводника для зануления корпусов электрооборудования (для заземления их через нулевой нейтральный проводник) сеть IN-C (рис.

3.5, в); первая буква обозначения, как и в случае сети TT, означает заземление нейтрали, вторая заземление корпусов через нейтральный проводник (N пеutrе «нейтральный»»), а третья что этот проводник является одновременно рабочим и защитным (С от сотbinе «комбинированный, совмещенный»);

пятипроводную сеть с глухозаземленной нейтралью и отдельными рабочим и защитным нейтральными (нулевыми) проводниками сеть ТN-S (рис. 3.5, г; буква S от слова sераrе «раздельный»);

частично четырех-, а частично пятипроводную сеть с глухозаземленной нейтралью сеть TN-S (рис. 3.5, д).

Трехпроводные сети типа IТ применяют тогда, когда нет необходимости в рабочем нейтральном проводнике, т.е. когда нет однофазных ЭП, требующих включения на фазное напряжение. К ним относят, например, сети напряжением 220 В и подавляющее большинство сетей напряжением 660 В. В таких же случаях используют и сети типа ТТ, отличающиеся большей эффективностью таких защитных мероприятий, как защитное заземление и защитное отключение по току утечки.

Наиболее распространенными в настоящее время являются сети типа TN-C, позволяющие, например, реализовать трехфазную систему 220/380 В. Совмещение рабочего и защитного нейтральных проводников обеспечивает при этом минимальную стоимость сети. Такое совмещение может, однако, оказаться неприемлемым из-за уменьшенной надежности защитных мероприятий, и в таких случаях прибегают к полностью или частично пятипроводным сетям типов TN-S и ТN-С-S. Для повышения эффективности защитных мероприятий используют также повторные заземления защитного нулевого проводника или корпусов электрооборудования, показанные на рис. 3.5 пунктиром.

Основные определения. Различают два вида опасности поражения человека электрическим током: 1) прикосновение человека к токоведущим частям электроустановки, находящимся под напряжением; 2) прикосновение человека к конструктивным частям, которые могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции токоведущих частей электроустановки, т. е. при замыкании на землю или при замыкании на корпус.

Основными защитными мерами против поражения человека электрическим током, т. е. мерами электробезопасности, в первом случае является знание и строгое соблюдение правил техники безопасности при монтаже и эксплуатации электроустановок, а также при пользовании электроприборами и электроинструментом. При электромонтажных работах случаи поражения человека электрическим током при прикосновении к частям, находящимся под напряжением, чаще всего имеют место в электроустановках 220-380 В (около 80% всех случаев), а также в электроустановках 6 и 10 кВ (около 20%) [2].

Мерами электробезопасности при повреждении изоляции являются: заземление, зануление, защитное отключение, установка разделяющих трансформаторов, использование малого напряжения, применение двойной изоляции, выравнивание потенциалов.

По требованиям, предъявляемым к электробезопасности, электроустановки подразделяются на:

электроустановки напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью (с большими токами замыкания на землю);

электроустановки напряжением выше 1 кВ в сетях с изолированный нейтралью (с малыми токами замыкания на землю);

электроустановки напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью;

электроустановки напряжением до 1 кВ с изолированной нейтралью.

Прежде чем перейти к рассмотрению заземляющих устройств и мер электробезопасности, необходимо привести основные определения и дать некоторые пояснения к ним.

Изолированной нейтралью называется нейтраль трансформатора или генератора, не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная к нему через приборы сигнализации, измерения, защиты, заземляющие дугогасящие реакторы и подобные им устройства, имеющие большое сопротивление.

Замыканием на землю называется случайное соединение находящихся под напряжением частей электроустановки с конструктивными частями, не изолированными от земли, или непосредственно с землей.

Замыканием на корпус называется случайное соединение находящихся под напряжением частей электроустановки с их конструктивными частями, нормально не находящимися под напряжением.

Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя и заземляющих проводников.

Заземлителем называется проводник (электрод) или совокупность металлически соединенных между собой проводников (электродов), находящихся в соприкосновении с землей.

Заземляющим проводником называется проводник, соединяющий заземляемые части с заземлителем.

Заземлением какой-либо части электроустановки или другой установки называется преднамеренное гальваническое соединение этой части с заземляющим устройством.

Искусственным заземлителем называется заземлитель, специально выполненный для целей заземления.

Естественным заземлителем называются находящиеся в соприкосновении с землей электропроводящие части коммуникаций, зданий и сооружений производственного или иного назначения, используемые для целей заземления.

Напряжением на заземляющем устройстве называется напряжение, возникающее при стекании тока в землю между точкой ввода тока в заземляющее устройство и зоной нулевого потенциала (на рис. 3.6 обозначено Uз).

Напряжением относительно земли при замыкании ни корпус называется напряжение между этим корпусом и зоной нулевого потенциала (на рис. 3.6 равно Uз).

Зоной растекания называется область земли, в пределах которой возникает заметный градиент потенциала при стекании тока с заземлителя (на рис. 3.6 эта зона имеет диаметр 30-40 м).

Зоной нулевого потенциала называется зона земли за пределами зоны растекания (на рис. 3.6 эта зона находится на расстоянии 15-20 м от заземлителя).

Напряжением прикосновения называется напряжение между двумя точками цепи тока замыкания на землю (на корпус) при одновременном прикосновении с ним человека (на рис.3.6 обозначено Uприк).

Напряжением шага называется напряжение между двумя точками земли, обусловленное растеканием тока замыкания на землю, при одновременном касании их ногами человека (на рис 3.6 оно обозначено Uшаг).

На рис. 3.6 для наглядности показано распределение градиента электрического потенциала вокруг одиночного заземлителя (электрода) при растекании тока замыкания на землю. Для уменьшения напряжения прикосновения и напряжения шага принимают меры для выравнивания потенциалов. Это достигается погружением в землю необходимого по расчету числа электродов заземления (заземлителей), располагаемых на расстоянии 3-5 м один от другого и соединяемых между собой горизонтальными выравнивающими заземлителями, прокладываемыми на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли.

Рис. 3.6. Кривая распределения градиента электрического потенциала в зависимости от расстояния до одиночного заземлителя при UЗ - напряжение на заземляющем устройстве, равное электрическому потенциалу на одиночном заземлителе, Uшаг - шаговое напряжение, равное разности электрических потенциалов V1-V2; Uприк - напряжение прикосновения, равное разности электрических потенциалов U3- V3.

В электроустановках промышленных предприятий в настоящее время вместо устройства искусственных заземлителей ограничиваются использованием естественных заземлителей железобетонных фундаментов промышленных зданий и сооружений.

Током замыкания на землю называется ток, стекающий в землю через место замыкания (на рис. 3.6 обозначен Iз).

Сопротивлением заземляющего устройства называется отношение напряжения на заземляющем устройстве Uз к току, стекающему с заземлителя в землю, Iз.

Защитным отключением в электроустановках напряжением до 1 кВ называется автоматическое отключение всех фаз (полюсов) участка сети, обеспечивающее безопасные для человека сочетания тока и времени его прохождения при замыканиях на корпус или снижении уровня изоляции ниже определенного значения.

Двойной изоляцией ЭП называется совокупность рабочей и защитной (дополнительной) изоляции, при которой доступные прикосновению части ЭП не приобретают опасного напряжения при повреждении только рабочей или только защитной (дополнительной) изоляции.

Малым напряжением называется номинальное напряжение не более 42 В между фазами и по отношению к земле, применяемое в электрических установках для обеспечения электробезопасности.

Разделяющим трансформатором называется трансформатор, предназначенный для гальванического отделения сети, питающей ЭП, от первичной электрической сети, а также от сети заземления или зануления.

Занулением в электроустановках напряжением до 1 кВ называется преднамеренное соединение частей электроустановки, нормально не находящихся под напряжением, с глухозаземленной нейтралью трансформатора или генератора в сетях трехфазного тока, с глухозаземленным выводом источника однофазного тока, с глухозаземленной средней точкой источника в сетях постоянного тока. На рис. 3.7, о показаны зануление корпуса светильника и путь основного тока замыкания на корпус светильника.

а - в сети с глухозаземленной нейтралью; б - в сети с изолированной нейтралью;

Rз - сопротивление заземляющего устройства; Rч - сопротивление человека; Rи - сопротивление изоляции проводов; А - заземляющий контакт на корпусе светильника; EL электрическая лампа.

Нулевым защитным проводником в электроустановках напряжением до 1 кВ называется проводник, соединяющий зануляемые части с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трехфазного тока, с глухозаземленным выводом источника однофазного тока, с глухозаземленной средней точкой источника в сетях постоянного тока. На рис. 3.7, а нулевой защитный проводник показан пунктиром между заземляющим контактом А на светильнике и магистралью зануления, обозначенной цифрой «0». Магистраль зануления «0» одновременно выполняет функции нулевого рабочего и нулевого защитного проводников.

Согласно правилам техники безопасности (ПТБ) заземление или зануление должно применяться во всех электроустановках напряжением 380 В и выше переменного тока и 440 В и выше постоянного тока, а в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках при переменном токе напряжением выше 42 В и до 380 В и при постоянном токе выше 110 В и до 440 В.

Заземление и зануление не требуется при напряжении до 42 В переменного тока и до 110 В постоянного тока во всех случаях, кроме специально оговоренных в ПТБ. В качестве заземляющих в первую очередь должны использоваться естественные заземляющие устройства. Необходимость сооружения искусственных заземлителей, выравнивающих полос и контуров заземления внутри зданий в каждом отдельном случае должна быть обоснована в проекте.

Промышленные электроустановки, а также электроустановки жилых, общественных и других зданий гражданского назначения напряжением до 1 кВ выполняются с глухозаземленной нейтралью. Как видно из риз. 3.7, а, в таких электроустановках замыкание на корпус при повреждении изоляции является коротким замыканием фазы (цепь тока короткого замыкания показана стрелками). При этом должно произойти перегорание предохранителя в фазе с поврежденной изоляцией, отключение ЭП (в данном случае светильника) от источника тока и, следовательно, снятие напряжения с его корпуса.

Для обеспечения быстрого автоматического отключения участка сети, на котором в результате нарушения изоляции произошло однофазное короткое замыкание, фазные и нулевые защитные проводники должны быть рассчитаны так, чтобы значение однофазного тока замыкания на землю было:

не меньше трехкратного номинального тока плавкой вставки ближайших к месту повреждения изоляции плавких предохранителей;

трехкратного номинального тока регулируемого расцепителя автоматического выключателя, имеющего обратно зависимую характеристику;

1,4-кратного тока уставки электромагнитного расцепителя (отсечки) автоматического выключателя с номинальным током до 100 А;

1,25-кратного тока уставки автоматического выключателя с номинальным током более 100/4.

Если при нарушениях изоляции безопасность не может быть обеспечена системой заземления или зануления, ПТБ рекомендуют применять в качестве основной или дополнительной меры защиты защитное отключение.

В электроустановках напряжением до 1 кВ на торфяных разработках, в шахтах, на передвижных и других электроустановках с повышенными требованиями к безопасности применяют электрические сети с изолированной нейтралью (рис. 3.7, б). В таких электроустановках в качестве защитной меры должно применяться заземление всех нетоковедущих элементов, которые могут оказаться под напряжением при повреждениях изоляции, или защитное отключение. Кроме того, такая трехфазная сеть с изолированной нейтралью или однофазная сеть с изолированным выводом, связанная с. сетью напряжением выше 1 кВ через трансформатор, должна иметь защиту от опасности проникания в нее напряжения выше 1 кВ при повреждении изоляции между обмотками высшего и низшего напряжений питающего трансформатора. Эта защита осуществляется пробивным предохранителем, включаемым между нейтралью и заземлением или фазой и заземлением на стороне низшего напряжения у каждого понижающего трансформатора.

В электроустановках напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью в качестве меры безопасности должно быть выполнено заземление (см. рис. 3.6) и приняты меры выравнивания потенциалов, применены устройства контроля состояния изоляции, обеспечивающие возможность быстрого отыскания замыканий на землю (защита от замыканий на землю с действием на сигнал). В установках с повышенными требованиями к безопасности (передвижные электроустановки, установки на торфяных разработках, в шахтах) должна применяться защита от замыканий на землю с действием на отключение выключателя элементов сети с поврежденной изоляцией.

Если в электроустановках напряжением до 1 кВ в качестве защитной меры применяются разделяющие трансформаторы с вторичным напряжением не более 380 В или трансформаторы, понижающие напряжение до безопасного (не более 42 В), то заземление вторичной обмотки разделяющего трансформатора не допускается; корпус трансформатора должен быть заземлен или занулен; от одного разделяющего трансформатора должен питаться только один ЭП с номинальным током плавкой вставки предохранителя или расцепителя автоматического выключателя на первичной стороне не более 15 А.

В качестве разделяющих трансформаторов могут быть использованы понижающие трансформаторы со вторичным напряжением 42 В и ниже повышенной надежности при условии, что от каждого трансформатора питается не более одного ЭП с номинальным током плавкой вставки предохранителя или расцепителя автоматического выключателя на первичной стороне не более 15 А. У понижающих трансформаторов, не являющихся разделяющими, должен быть заземлен или занулен корпус, а также один из фазных выводов или нейтраль (средняя точка) вторичной обмотки.

Если по каким-либо причинам невозможно выполнить заземление, зануление или применить защитное отключение, допускается осуществлять обслуживание электрооборудования с изолирующих площадок при условия исключения возможности одновременного прикосновения к электрическим и другим частям оборудования или к частям здания, а прикосновение к незаземленным (незануленным) частям, представляющее опасность, возможно только с изолирующих площадок.

В электроустановках до 1 кВ с изолированной нейтралью (рис. 3.7, б) и во всех установках выше 1 кВ заземление и выравнивание потенциалов должно обеспечивать безопасное значение напряжения прикосновения Uприк и напряжения шага Uшаг и снижение тока, проходящего через тело человека, до безопасного значения. Для этого сопротивление заземления Rз, включенного в цепь тока замыкания на землю параллельно телу человека (рис. 3.7, б), должно быть мало по сравнению с сопротивлением тела человека Rч.

Выбор заземляющих устройств. Заземляющие устройства электроустановок выполняются или по условиям соблюдения нормированных значений к их сопротивлению Rз, либо к напряжению прикосновения Uприк.

Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью рекомендуется выполнять по расчетным условиям допустимого напряжения прикосновения, а всех прочих электроустановок по условиям допустимых сопротивлений заземляющего устройства. Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью, выполненные по условиям соблюдения требований к его сопротивлению, должны иметь в любое время года сопротивление Rз, 0,5 Ом, включая сопротивление естественных заземлителей.

При расчете указанного заземляющего устройства по условиям допустимого напряжения прикосновения сопротивление его определяется по допустимому напряжению на заземляющем устройстве Uз, и току замыкания на землю. При этом в любое время года при стекании с заземляющего устройства тока замыкания на землю значение напряжения прикосновения (напряжения на теле человека Uт не должно превышать следующих допустимых значений в зависимости от длительности воздействия (ГОСТ 12.1.038-82):

Расчетная длительность воздействия определяется как сумма времени срабатывания защиты и времени отключения выключателя. При этом за время срабатывания защиты принимается:

для рабочих мест, на которых при производстве оперативных переключений возможны короткие замыкания с переходом на конструкции (например, для мест управления разъединителями с ручным приводом), время действия резервной защиты;

для всей остальной территории данной электроустановки время действия основной зашиты.

Для электроустановок напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью помимо указанных должны соблюдаться следующие общие требования:

напряжение на заземляющем устройстве Uз, при стекании с него тока замыкания на землю Iз (см. рис.

3.6) не должно превышать 10 кВ. Если в таких электроустановках исключена возможность выноса потенциала за пределы зданий и внешних ограждении, то Uз допускается выше 10 кВ;

при напряжениях Uз от 5 до 10 кВ должны осуществляться меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики и по предотвращению выноса опасных потенциалов за пределы электроустановки.

В сетях электроустановок напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства, Ом, должно быть:

если заземляющее устройство используется одновременно для электроустановок напряжением до 1 кВ, то Rз 125/Iз, при этом должны выполняться также требования, предъявляемые к заземлению (занулению) электроустановок напряжением до 1 кВ;

если заземляющее устройство используется только для установок напряжением выше 1 кВ, то Rз 250/Iз, но не более 10 Ом.

В сетях электроустановок напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью сопротивление заземляющего устройства не должно превышать:

в сетях трехфазного тока напряжением 660 В и однофазного тока напряжением 380 В Rз 2 Ом;

в сетях трехфазного тока напряжением 380 В и однофазного тока напряжением 220 В Rз 4 Ом;

в сетях трехфазного тока напряжением 220 В и однофазного тока напряжением 127 В Rз 8 Ом.

Указанные величины Rз должны быть обеспечены с учетом использования естественных заземлителей (в том числе и повторных заземлителей нулевого провода).

В электроустановках напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью правилами устройства электроустановок допускается при удельном сопротивлении земли > 100 Ом•м увеличение расчетного значения сопротивления заземляющего устройства в 0,01 раз против приведенных выше нормированных значений.

При этом максимально допустимое сопротивление заземляющего устройства не должно превышать нормированное значение более чем в 10 раз.

В электроустановках напряжением выше 1 кВ, а также до 1 кВ с изолированной нейтралью при > Ом•м допускается повышать значение сопротивления заземляющих устройств в 0,002 раз, но также не более чем в 10 раз.

В сетях напряжением до 1 кВ с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства электроустановки не должно превышать 4 Ом.

Для электроустановок малой мощности при мощности генератора или трансформатора 100 кВА и менее сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 10 Ом. Если при этом параллельно работает несколько генераторов или трансформаторов, их суммарная мощность не должна превышать 100 кВА.

Для обеспечения выравнивания потенциалов строительные конструкции, стационарно проложенные трубопроводы, металлические конструкции технологического оборудования должны быть присоединены к арматуре железобетонных колонн или фундаментов зданий. Если замерами или расчетами установлено, что естественные заземлители не обеспечивают нормированные значения сопротивления растеканию или напряжения прикосновения, то применяют совместное использование естественных и искусственных заземлителей. При этом контур искусственных заземлителей должен быть соединен с арматурой железобетонных фундаментов не менее чем в двух местах. При этом соединение должно выполняться выше уровня планировки прилегающей территории.

4. КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

В системах электроснабжения промышленных предприятий, городов, электрифицированного транспорта сильно развито кабельное хозяйство. На современных промышленных предприятиях общая длина кабельных линий (КЛ) составляет десятки и сотни километров. Для обеспечения электроснабжения потребителей кабельное хозяйство должно работать надежно, экономично, быть доступно для ремонта и обслуживания. Значительные цены на проводниковые материалы кабелей (медь и алюминий) обусловливают необходимость качественного выполнения работ по прокладке, монтажу, ремонту и обслуживанию кабельного хозяйства с целью продления сроков его службы [4, 5].

Как известно, в системах электроснабжения наибольшее распространение получили кабели напряжений кВ в сетях высоких напряжений (например, для внутризаводского сетевого хозяйства и питания мощных потребителей) и 0,4 кВ (внутрицеховое электроснабжение). Исходя из этого, ниже рассматриваются вопросы, относящиеся к конструкции, маркировке, областям применения и особенностям прокладки кабелей на номинальные напряжения до 35 кВ.

Кабели номинальных напряжений ниже 35 кВ имеют одну или несколько изолированных жил, заключенных в металлическую или неметаллическую оболочку, поверх которой в зависимости от условий прокладки может находиться защитный покров.

Силовые кабели состоят из следующих элементов: токопроводящих жил, изоляции, оболочек и защитных покровов. Помимо этого в конструкции кабеля могут присутствовать экраны, нулевые жилы, жилы защитного заземления и заполнители.

Токопроводящие жилы предназначены для прохождения тока. Различают основные и нулевые жилы кабелей.

Жилы защитного заземления являются вспомогательными и предназначены для соединения не находящихся под рабочим напряжением металлических частей электроустановок с контурами защитных заземлений.

Изоляция служит для обеспечения необходимой электрической прочности жил кабеля по отношению друг к другу и к заземленной оболочке (земле).

Экраны кабелей защищают внешние цепи систем электроснабжения от влияния электромагнитных полей токов, протекающих по кабелю.

Заполнители предназначены для устранения свободных промежутков между конструктивными элементами кабеля в целях герметизации, придания кабелю необходимой формы и механической устойчивости.

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

Защитные покровы используются для защиты оболочек кабелей от внешних воздействии и в зависимости от конструкции могут состоять из подушки, бронепокрова и наружного покрова.

Маркировка кабелей выполняется буквами и цифрами. Буквы обозначают материал жил кабеля, тип изоляции и защиты.

Маркировка жил кабелей. Наличие в начале марки буквы А означает, что жила кабеля выполнена из алюминия.

При отсутствии буквы А жилы из меди. Сочетание «ож» в конце маркировки показывает, что жилы выполнены в виде одной проволоки круглого или фасонного сечения (секторные, овальные и т.д.).

Маркировка изоляции жил кабелей:

В (в конце обозначения через дефис) - бумажная с обедненной пропиткой (например, ААБУ-В);

Ц (в начале обозначения) - бумажная с нестекающей пропиткой церезином (ЦАСБ);

В (после индекса жил) - из поливинилхлорида (АВВГ);

П (после индекса жил) - из полиэтилена (АПВГ);

У (в конце обозначения) - бумажная с повышенной температурой нагрева (ААБлУ);

Пс (в. середине обозначения) - из самозатухающего полиэтилена (АПсВГ);

Пв (в середине) - из вулканизированного самозатухающего полиэтилена (АПвВГ);

Р (в середине марки) - из резины (АРГ);

Рт (в середине марки) - из резины повышенной теплостойкости (НРтГ).

Отсутствие маркировки изоляции жил кабеля означает, что изоляция бумажная с вязкой пропиткой.

Маркировка оболочек:

А (на первом или втором месте) алюминиевая оболочка (ААБлУ);

С (на первом или втором месте) свинцовая (АСБУ);

В (в середине обозначения) поливинилхлоридная (АВВГ);

П (в середине обозначения) полиэтиленовая (АВПГ);

Г (после индекса оболочки) кабель без защитного покрова (АСГУ);

Н (на первом или втором месте) оболочка резиновая, не распространяющая горения (АНРГ);

О (на первом или втором месте) отдельная оболочка каждой жилы (АОСБУ).

При отсутствии буквы - оболочка выполнена из крепированной бумаги, пропитанной битумом (АСБУ);

л (после индекса брони) крепированная бумага, пропитанная битумом и одна пластмассовая лента (АСБлУ);

2л (после индекса брони) то же, две пластмассовые ленты (АЛБ2лУ);

в (после индекса брони) прессованный поливинилхлоридный шланг (ААБвУ);

п (после индекса брони) прессованный полиэтиленовый шланг (ААБпУ);

б (после индекса брони) без подушки (АДБбУ);

Б (после индекса оболочки) плоские стальные ленты (ААБлУ);

П (то же) стальные плоские оцинкованные проволоки (ААПлУ);

К (то же) стальные круглые оцинкованные проволоки (АСКУ);

Маркировка покровов:

Г (после индекса брони) без наружного покрова на броне (АСБГУ);

н (после индекса брони или ленты) негорючий состав из стеклянной пряжи (АСБнУ);

Шп (то же) полиэтиленовый шланг (ААШпУ);

Шв (то же) - поливинилхлоридный шланг (ААШвУ);

Шпс (то же) шланг из самозатухающего полиэтилена (ААШпсУ);

При отсутствии буквы покров выполнен из пропитанной битумом кабельной пряжи (ААБлУ).

Область применения кабелей:

Т (в конце обозначения через дефис) для эксплуатации в тропическом климате (АСБУ-Т);

С (то же) для сельского хозяйства (АВВГ-С).

Пример маркировки кабеля: АВВБ кабель с алюминиевыми жилами в поливинилхлоридной изоляции, бронирован двумя стальными лентами с защитным наружным покровом из пропитанной битумом кабельной пряжи. Ниже в табл. 4.1 и 4.2 приведены сводные данные о маркировках кабелей с бумажной и пластмассовой изоляциями [6].

Токопроводящие жилы силовых кабелей изготавливаются в соответствии с ГОСТ 22483-77. Медные и алюминиевые жилы могут быть по форме круглыми или фасонными и однопроволочными или многопроволочными.

Трех- и четырехжильные кабели могут выполняться с жилами одинакового сечения или с одной из жил меньшего сечения, чем остальные (для четырехпроводного). Эта жила меньшего сечения используется как нулевая или жила заземления.

Шкала номинальных сечений жил кабелей (в скобках приведены возможные значения сечений нулевых жил) имеет вид: 6(4), 10(6), 16(10), 25(16), 35(16), 50(25), 70(25,35), 95(35,50), 120(35,70), 150(50,70), 185(50,95), 240(70,120). Выбор сечений нулевых жил определяется режимом работы нейтралей сети электроснабжения. Как видно, номинальные Изолировавные Отдельно Оболочка Алюминиевая Усовершенствованный с повышенной температурой нагрева Изолированные стандартные сечения силовых кабелей находятся в интервале от 6 до 240 мм2 с шагом (отношение соседних по шкале сечений)около 1,6.

Кабели с нормально пропитанной изоляцией имеют следующий диапазон сечений: кабели напряжением до 1 кВ от 6 до 240 мм2; кабели 6 кВ от 10 до 240 мм2, кабели 10 кВ от 16 до 240 мм2. Кабели с нестекающими пропитками изоляции для любых классов напряжения имеют сечения от 25 до 240.мм2.

Изоляция и заполнители. Для силовых кабелей применяется бумажная пропитанная или пластмассовая изоляция. Изоляция, наложенная непосредственно на жилу, называется изоляцией жилы. Изоляция, наложенная поверх всех жил, называется поясной.

Бумажная изоляция выполняется в виде нескольких слоев из лент кабельной бумаги, пропитанной специальным составом. Для кабелей до 10 кВ применяется бумага марок К-080, К-120, К-170 (толщиной соответственно 0,08; 0, и 0,17 мм). В зависимости от вязкости пропиточного состава разделяют кабели с вязким пропиточным, обедненнопропиточным и нестекающим составами. Вязкий пропиточный состав марки МП-3 (канифоль, полиэтиленовый воск и нефтяное масло). Обедненно-пропиточный состав марка МП-3, но излишки состава из бумаги удалены. Эти кабели предназначены для прокладки вертикальных и наклонных трасс с ограниченной разностью уровней. Нестекающий состав марки МП-5 (канифоль, полиэтиленовый воск, нефтяное масло и церезин). Эти кабели предназначены для прокладки на вертикальных и наклонных трассах без ограничения разностей уровней.

Толщина изоляции жил (в скобках толщина поясной изоляции):

кабель до 1 кВ от 0,75 до 0,95 (от 0,5 до 0,6) мм;

кабель 6 кВ 2 (0,95) мм;

кабель 6 кВ с обедненно-пропитанной изоляцией 2,75 (1,25) мм;

кабель 10 кВ 2,75 (1,25) мм.

Кабели с пластмассовой изоляцией имеют изоляцию в виде сплошного слоя из поливинилхлоридного (ПВХ) пластиката или композиционного полиэтилена. При этом поясная изоляция может быть выполнена в виде прессованного ПВХ шланга, нескольких слоев полиэтилентерефталатной пленки или сочетания бумаги и ПВХ пленки.

Экраны. Для выравнивания электрического поля силовых кабелей напряжением 6-10 кВ применяются электропроводящие экраны. В кабелях с бумажной изоляцией экраны располагают на поясной изоляции, В качестве экранов используется электропроводящая кабельная бумага марок КПУ-80 и КПУ-120. Это однослойная или двухслойная бумага, содержащая ацетиленовую сажу. Допускается выполнять экран из полупроводящей металлизированной бумаги, поверх которой наложена алюминиевая фольга. В кабелях с пластмассовой изоляцией 6 кВ экраны выполняются на жилах и поясной изоляции из электропроводящего полиэтилена. При этом необходимо иметь одинаковые коэффициенты теплового расширения у материалов изоляции жил и экранов.

Оболочки. Для предотвращения проникновения влаги в изоляцию, защиты от света, различных химических веществ и механических воздействий кабель имеет защитные оболочки. Лучшими оболочками для кабелей с бумажной изоляцией являются алюминий и свинец. Кабели с невлагоемкой пластмассовой изоляцией не нуждаются в металлической оболочке, поэтому изготовляются в пластмассовой оболочке. Алюминиевые оболочки из-за хороших механических характеристик (прочность, стойкость к вибрациям и т.д.) не требуют бронирования. Высокая электрическая проводимость алюминия обусловливает отсутствие экранов и возможность использования оболочки в качестве нулевой жилы.

Свинцовые оболочки обладают рядом недостатков: менее прочны по сравнению с алюминиевыми; при воздействии вибраций и растягивающих усилий растут кристаллы и образуются трещины; из-за ползучести свинца на наклонных и вертикальных трассах наблюдаются необратимые процессы растяжения оболочек в нижних частях; свинцовые оболочки подвержены воздействию почвенной и электрохимической коррозии.

Пластмассовые оболочки отличаются от изоляционного состава добавкой пластификаторов и стабилизаторов, обеспечивающих повышенную стойкость против светового старения. Полиэтиленовые и поливинилхлоридные оболочки более стойки к агрессивным средам по сравнению с алюминиевыми и свинцовыми. Оболочки из ПВХпластиката обладают большим недостатком хрупкостью при низких температурах.

Защитные покровы. Защитные покровы в полном составе имеют подушку, бронепокров и наружный покров. В зависимости от конструкции могут отсутствовать один или два компонента. Подушка накладывается на оболочку и предназначена для ее предохранения от механических повреждений лентами или проволоками брони. Ее толщина от 1,4 до 3,2 мм. Бронепокров предохраняет кабель от внешних механических воздействий и состоит из металлических лент или проволок. Ленты бывают стальные, покрытые битумным составом или оцинкованные. Проволоки используют стальные оцинкованные диаметром от 1,4 до 6 мм. Наружный покров предназначен для защиты брони от коррозии и выполняется в виде шланга из пластмассы или волокнистых материалов, пропитанных специальными противогнилостными составами. Толщина наружного покрова от 1,6 до 3,1 мм.