Электроснабжение предприятий

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ

И ЭЛЕКТРОПРИВОД

(курс лекций)

Часть 2

Электроснабжение предприятий

 

 

 

 

 

 

Саранск

УДК 621.31:62-83(075.8)

ББК З2

 

Составители: Агеев В. А., Дронов В. О., Автаев С. Н., Душутин К. А.

Э455 Электроснабжение предприятий и электропривод (курс лекций). В 2 ч. Ч. 2. Электроснабжение предприятий: учеб. пособие / сост. В. А. Агеев, В. О. Дронов, С. Н. Автаев, К. А. Душутин. – Саранск, 2015. – 180 с.

 

В учебном пособии приводятся основные сведения о системах электроснабжения предприятий и электроустановках, электрических нагрузках, трансформаторных подстанциях, электрических сетях внешнего и внутреннего электроснабжения на напряжение выше 1 кВ, цеховых электрических сетях на напряжение до 1 кВ, коротких замыканиях в системах электроснабжения, компенсации реактивной мощности, релейной защите и автоматике, качестве электрической энергии, надежности электроснабжения, электробезопасности в электроустановках, организации электропотребления, управлении системами электроснабжения на предприятиях.

Учебное пособие предназначено для студентов специальности «Энергообеспечение предприятий», направлений подготовки «Теплоэнергетика и теплотехника» и «Электроэнергетика и электротехника».

 

УДК 621.31:62-83(075.8)

ББК З2

 

Учебное пособие

Составители:

АГЕЕВ Вадим Александрович

ДРОНОВ Виталий Олегович

АВТАЕВ Сергей Николаевич

ДУШУТИН Константин Александрович

 

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ И ЭЛЕКТРОПРИВОД

(КУРС ЛЕКЦИЙ)

ЧАСТЬ 2

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ

Печатается по разрешению научно-методического совета

ФГБОУ ВПО «Мордовский государственный университет имени Н. П. Огарёва»

Печатается в авторской редакции в соответствии

с представленным оригинал-макетом

Подписано в печать 00.00.00. Формат 60 × 84 1/16.

Усл. печ. л. 11,25. Тираж 100 экз. Заказ №

 

Типография «Рузаевский печатник»

Министерства печати и информации РМ

431460, г. Рузаевка, ул. Трынова, 67а

 

© Агеев В. А., Дронов В. О.,

Автаев С. Н., Душутин К. А., 2015

© Оформление, 2015

СОДЕРЖАНИЕ

 

1. Основные сведения о системах электроснабжения предприятий. 6

1.1. История развития электроэнергетики в России. 6

1.2. Основные понятия и определения. 8

1.3. Напряжения электрических сетей. 10

1.4. Режимы нейтралей в электрических сетях. 12

1.4.1. Режимы нейтралей в электрических сетях напряжением выше 1 кВ.. 12

1.4.2. Режимы нейтралей в электрических сетях напряжением до 1 кВ.. 13

1.5. Системы электроснабжения предприятий. 14

2. Электрические нагрузки. 17

2.1. Классификация электроприемников. 17

2.2. Режимы работы электроприемников. 18

2.3. Графики электрических нагрузок. 19

2.4. Показатели графиков нагрузок. 21

2.5. Методы определения электрических нагрузок. 25

2.5.1. Метод двучленной формулы.. 25

2.5.2. Метод упорядоченных диаграмм. 25

2.5.3. Определение электрической нагрузки по удельному потреблению энергии на единицу продукции. 28

2.5.4. Определение расчетной нагрузки от включения однофазных приемников (несимметричная нагрузка). 29

2.6. Определение расхода электроэнергии. 30

3. Трансформаторные подстанции предприятий. 32

3.1. Назначение и классификация подстанций. 32

3.2. Схемы главных понизительных подстанций предприятий. 33

3.3. Открытые распределительные устройства на подстанциях. 34

3.4. Закрытые распределительные устройства на подстанциях. 36

3.5. Распределительные пункты.. 38

3.6. Потребительские (цеховые) трансформаторные подстанции. 39

3.7. Трансформаторы подстанций. 41

3.8. Местоположение трансформаторных подстанций и распределительных пунктов 43

3.9. Коммутационные аппараты на напряжение выше 1 кВ.. 45

3.10. Коммутационные аппараты на напряжение до 1 кВ.. 47

4. Электрические сети внешнего и внутреннего электроснабжения на напряжение выше 1 кВ.. 50

4.1. Схемы внешнего электроснабжения предприятий. 50

4.2. Выбор напряжения и схем распределительных сетей промышленных предприятий 53

4.3. Конструкции электрических сетей внешнего и внутреннего электроснабжения 56

4.3.1. Воздушные линии. 56

4.3.2. Кабельные линии. 60

4.3.2. Токопроводы напряжением до 35 кВ.. 63

4.4. Выбор проводов и кабелей в сетях напряжением выше 1 кВ.. 64

5. Цеховые электрические сети на напряжение до 1 кВ.. 66

5.1. Назначение и классификация электрических сетей напряжением до 1 кВ.. 66

5.2. Схемы цеховых электрических сетей. 68

5.3. Электрические сети освещения. 70

5.4. Распределительные устройства в сетях до 1 кВ.. 71

5.5. Выбор проводов, кабелей и шин для сетей до 1 кВ по допустимому нагреву 74

6. Короткие замыкания в системах электроснабжения. 80

6.1. Понятие короткого замыкания. 80

6.2. Короткие замыкания в сетях напряжением выше 1 кВ.. 84

6.3. Короткие замыкания в сетях напряжением до 1 кВ.. 88

6.4. Электродинамическое и термическое действия токов короткого замыкания 92

6.4.1. Электродинамическое действие токов короткого замыкания. 92

6.4.2. Термическое действие токов короткого замыкания. 93

7. Компенсация реактивной мощности. 96

7.1. Понятие коэффициента мощности. 96

7.2. Методы компенсации реактивной мощности. 98

7.3. Устройства для компенсации реактивной мощности. 99

7.4. Определение компенсирующей реактивной мощности. 101

7.5. Схемы включения компенсирующих устройств. 102

8 Релейная защита и автоматика. 105

8.1. Назначение релейной защиты и автоматики. 105

8.2. Аппараты релейной защиты и автоматики. 106

8.3. Виды релейных защит и автоматики, оперативный ток. 107

8.4. Максимальная токовая защита, токовая отсечка, дифференциальная токовая защита 108

8.5. Виды устройств автоматики. 111

9. Качество электрической энергии. 113

9.1. Электромагнитная совместимость электроприемников и электрической сети 113

9.2. Показатели и нормы качества электрической энергии. 115

9.2.1. Общие положения. 115

9.2.2. Продолжительные изменения характеристик напряжения. 116

9.2.3. Случайные события. 119

9.3. Влияние качества электроэнергии на работу электроприемников. 121

9.3.1. Отклонение напряжения. 121

9.3.2. Колебание напряжения. 122

9.3.3. Несимметрия напряжения. 122

9.3.4. Несинусоидальность напряжения. 123

9.3.5. Отклонение частоты в энергосистеме. 124

9.4. Технические средства и меры повышения показателей качества электроэнергии 125

10. Надежность электроснабжения. 127

10.1 Основные определения. 127

10.2. Виды отказов. 129

10.3. Основные показатели надёжности и их расчёт. 132

10.4. Анализ надежности систем электроснабжения. 136

10.5. Влияние надёжности электроснабжения на производство. 140

10.6. Методы и средства повышения надёжности электроснабжения предприятий 141

11. Электробезопасность в электроустановках. 143

11.1. Заземление и заземляющие устройства. 143

11.1.1. Системы заземления электрических сетей. 143

11.1.2. Меры защиты от прямого и косвенного прикосновения. 147

11.1.3. Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ.. 151

11.1.4. Заземляющие устройства электроустановок напряжением до 1 кВ.. 153

11.1.5. Заземлители, заземляющие и защитные проводники. 155

11.2. Перенапряжения и способы защиты от них. 157

11.3. Защита от статического электричества и электромагнитного излучения. 161

11.4. Защита подземных сооружений от блуждающих токов. 162

12. Организация электропотребления на промышленных предприятиях. 165

12.1. Учет потребления и расхода электроэнергии. 165

12.2. Электробаланс на предприятиях. 166

12.3. Мероприятия по экономии электроэнергии и организация экономичных режимов на предприятиях. 168

12.4. Регулирование режимов электропотребления. 169

12.5. Оплата электроэнергии. 170

13. Управление системой электроснабжения на предприятиях. 172

13.1. Структура и задачи службы главного энергетика. 172

13.2. Автоматизированные системы управления электроснабжением и электропотреблением. 173

13.3. Диспетчеризация в системе электроснабжения. 175

13.4. Эксплуатация и ремонт электроустановок. 177

Список использованных источников. 179

 

 

Электрические нагрузки

 

Метод двучленной формулы

 

Величина максимальной нагрузки определяется по двучленной формуле

, (2.24)

где , – постоянные коэффициенты для группы приемников с одинаковым режимом работы (табл. 2.1).

Таблица 2.1

Расчетные коэффициенты

Группа электроприемников	Расчетная формула	Расчетный
Электродвигатели станков в цехах холодной обработки металлов при серийном и индивидуальном производстве		0,5
Электропечи сопротивления с периодической загрузкой изделий

 

В (2.24) первый член уравнения представляет собой среднюю мощность всех потребителей; второй член уравнения – дополнительную мощность, вызванную совпадением максимумов приемников, наибольших по мощности.

Метод двучленной формулы рекомендуется применять для потребителей с небольшим числом электроприемников, например для распределительных шинопроводов, в цехах металлообрабатывающей промышленности, а также для электрических печей, когда нельзя пренебречь влиянием на величину максимальной нагрузки, отдельных мощных электроприемников.

 

 

Распределительные пункты

 

На многих предприятиях в качестве источника питания применяется центральный распределительный пункт (ЦРП), получающий электроэнергию от подстанции районной энергосистемы и распределяющий ее по потребительским (цеховым) трансформаторным подстанциям или другим распределительным пунктам (РП).

На распределительных пунктах устанавливаются, как и в ЗРУ главной трансформаторной подстанции, комплектные распределительные устройства – камеры КСО или ячейки КРУ с выключателями. РУ могут иметь однорядное или двухрядное размещение. В помещении РП могут размещаться комплектные конденсаторные установки, служебное помещение, мастерская для мелкого ремонта оборудования. РП могут сооружаться как отдельно стоящие здания, пристроенные к промышленным корпусам или встроенные в них. Они могут совмещаться с одной из цеховых подстанций.

На рис. 3.4 показаны варианты размещения РП, совмещенных с комплектной трансформаторной подстанцией (КТП) и комплектной конденсаторной установкой (ККУ).

Рис. 3.4. Выполнение распределительных пунктов:

а – отдельностоящий РП с камерами КРУ, совмещенный с КТП и ККУ; б – отдельностоящий РП с камерами КРУ, совмещенный с ККУ; в – отдельностоящий РП с камерами КСО, совмещенный с КТП и ККУ; 1 – камеры КРУ или КСО; 2 – КТП; 3 – ККУ.

 

Трансформаторы подстанций

 

Трансформаторы характеризуются номинальной мощностью, номинальным напряжением обмоток при холостом ходе, напряжением короткого замыкания, током холостого хода и потерями мощности при коротком замыкании и холостом ходе.

Шкала мощностей трансформаторов стандартная и выбирается из ряда: 100, 160, 250, 400, 630, 1000 кВ·А и 10-кратная этим мощностям до 80 000 кВ·А включительно. На ГПП применяются трансформаторы мощностью от 1 до 40 MB·А, на потребительских подстанциях – от 100 до 2500 кВ·А.

Обмотки трансформаторов обычно соединяют между собой по схемам звезда Y и треугольник . Соединение обмоток высшего напряжения (ВН) в звезду позволяет выполнить внутреннюю изоляцию на фазную ЭДС, т. е. в раз меньше линейной. Обмотки низшего напряжения (НН) преимущественно соединяют в треугольник, что позволяет уменьшить ток в раз и, следовательно, сечение и расход обмоточного провода. Кроме того, при соединении обмоток трансформатора в треугольник создается замкнутый контур для токов высших гармоник, кратных трем, которые при этом не выходят во внешнюю сеть, из-за чего улучшается симметрия напряжений на нагрузке.

В процессе работы трансформатора происходит нагрев обмоток и магнитопровода. С целью снижения нагрева трансформатора его обмотки должны охлаждаться. Применяется естественное воздушное охлаждение, естественное масляное, масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла, масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители, масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла.

Трансформаторы допускают определенную перегрузку в зависимости от первоначальной загрузки, длительности перегрузки и температуры охлаждающей среды. Аварийная максимальная перегрузка в течение 0,5 ч не должна допускать двухкратного значения от номинальной мощности трансформатора. Если трансформатор с масляным охлаждением имел нагрузку не более , то он может допустить перегрузку на 40 % в течение 6 ч при температуре охлаждающего воздуха не более 20 °С.

Для обеспечения нормальной работы потребителей на шинах подстанции должен поддерживаться определенный уровень напряжения. Этот уровень можно поддерживать изменением коэффициента трансформации (отношение напряжения первичной и вторичной обмоток). Для этих целей обмотки трансформаторов снабжаются дополнительными ответвлениями. Переключение ответвлений можно осуществлять без возбуждения (ПБВ), т. е. при отключении обмоток трансформатора от сети и регулированием под нагрузкой (РПН).

При выборе количества трансформаторов на подстанции учитывают категорию приемников электроэнергии.

На главных понизительных подстанциях, как правило, применяются два трансформатора, что обеспечивает надежное электроснабжение потребителей всех категорий. Применение однотрансформаторных подстанций допустимо, если имеется возможность обеспечить послеаварийное питание электроприемников по линиям вторичного напряжения от соседних подстанций или других источников питания. На двухтрансформаторных подстанциях трансформаторы обычно работают раздельно. Однако в отдельных случаях применяется параллельная работа трансформаторов. Стремятся применять трансформаторы одного конструктивного исполнения, одинаковой мощности. Это упрощает замену трансформатора в случае выхода одного из них из строя, сокращает номенклатуру заводского резерва. Кроме того, при параллельной работе трансформаторов одинаковой мощности не появляется недопустимый переток мощности по обмоткам трансформаторов.

На потребительских (цеховых) подстанциях трансформаторы по конструктивным особенностям выбирают в зависимости от способа установки – наружной или внутренней. Количество и мощность трансформаторов так же, как и на ГПП, зависит от категории надежности электроснабжения электроприемников при напряжении до 1 кВ и компенсации реактивной мощности. Однотрансформаторные подстанции применяются при наличии электроприемников 3-й категории, которые допускают перерыв в электроснабжении на время замены вышедшего из строя трансформатора, или при резервировании от соседних ТП по линиям вторичного напряжения. Двухтрансформаторные подстанции применяются при преимущественном количестве приемников 1-й и 2-й категории, при сосредоточенных нагрузках с высокой удельной плотностью нагрузки (0,5-0,7 кВ·А/м²), а также при наличии приемников особой группы. Целесообразным является применение двухтрансформаторных подстанций при неравномерном суточном или годовом графике нагрузок.

Мощность трансформаторов определяется активной нагрузкой предприятия и реактивной мощностью, передаваемой из системы в период максимального потребления электроэнергии предприятием.

, (3.1)

где – расчетная мощность трансформатора;

– расчетная мощность предприятия;

– коэффициент загрузки трансформатора;

– количество трансформаторов на подстанции.

За расчетную мощность может быть принята не максимальная активная мощность предприятия, а средняя мощность за наиболее загруженную смену.

Величину коэффициента загрузки трансформаторов можно принимать:

а) при преобладании потребителей 1-й категории ,

б) при преобладании потребителей 2-й категории ;

в) для потребителей 3-й категории .

Мощность трансформаторов должна выбираться такой, чтобы при выходе из строя одного из трансформаторов другой, резервирующий его, мог принять всю нагрузку на себя с учетом нормальных и аварийных перегрузок.

Номинальная мощность трансформатора выбирается равной или большей расчетной мощности

. (3.2)

Однако можно выбрать номинальную мощность трансформатора и меньше расчетной, если при этом фактический коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме не будет превышать 1,6. Чтобы не было недопустимой перегрузки трансформатора, должна быть предусмотрена автоматическая разгрузка по току до перегрузки, не превышающей 1,4 номинальной.

Для питания приемников собственных нужд на ГПП устанавливаются трансформаторы собственных нужд. На однотрансформаторной ГПП применяется один трансформатор с мощностью . Мощность трансформаторов собственных нужд составляет приблизительно 1 % мощности главного трансформатора и не превышает 630 кВ·А. На двухтрансформаторных подстанциях применяются не менее двух трансформаторов мощностью до 630 кВ·А.

 

 

Воздушные линии

 

Воздушная линия (ВЛ) – устройство для передачи электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным с помощью изоляторов и арматуры к специальным опорам или кронштейнам и стойкам инженерных сооружений (мостов, путепроводов и т. п.). ВЛ выполняют одно- и двухцепными.

Провода. По конструкции провода могут быть одно- и многопроволочными. Однопроволочные провода изготовляют сечением 4, 6 и 10 мм²; многопроволочные – сечением свыше 10 мм². Минимальный диаметр проводов устанавливается в зависимости от передаваемой мощности (длительно допустимого тока), необходимых запасов прочности (с учетом гололеда и ветровой нагрузки), потерь «на корону» и номинального напряжения ВЛ. В основном применяют медные, алюминиевые, сталеалюминиевые, стальные провода.

По условию механической прочности [5] на ВЛ выше 1000 В могут применяться алюминиевые провода сечением не менее 35 мм², сталеалюминиевые и стальные – не менее 25 мм². На пересечениях с линиями связи, железнодорожными линиями, водными пространствами, наземными трубопроводами и канатными дорогами сечение алюминиевых проводов должно быть не менее 70 мм².

Алюминиевые многопроволочные провода марок А и АКП с м/(Ом·мм²) и МПа имеют пониженное сопротивление на разрыв.

Сталеалюминиевые провода марок АС, АСКС, АСКП обладают большой механической прочностью, которую создает стальной сердечник, имеющий МПа, токоведущей является алюминиевая наружная часть из многопроволочных жил.

Медные голые провода марок М (многожильные) и МГ (одножильные) имеют высокую проводимость м/(Ом·мм²) и большое сопротивление на разрыв МПа.

В настоящее время для ВЛ напряжение до 35 кВ применяют самонесущие изолированные провода СИП-3: одножильные с жилой из алюминиевых проволок и стального сердечника, с защитной изоляцией из сшитого полиэтилена.

При выборе проводов ВЛ напряжением 35 кВ и выше учитывается возможность возникновения дополнительных потерь в линиях, вызванных появлением «короны». Это явление обусловлено ионизацией воздуха около проводов, если напряженность электрического поля у поверхности провода превышает электрическую прочность воздуха. По мере повышения напряжения ВЛ местная корона, вызванная неровностями поверхности провода, загрязнениями и заусенцами, переходит в общую корону по всей длине провода.

Наибольшая напряженность поля (кВ/см) у поверхности проводов, соответствующая появлению общей короны,

, (4.1)

где – коэффициент негладкости многопроволочных проводов линии, равный 0,82;

– радиус проводов, см;

– относительная плотность воздуха, определяемая атмосферным давлением и температурой воздуха (для районов с умеренным климатом принимается равной 1,04-1,05).

Согласно ПУЭ [5] максимальное значение напряженности электрического поля должно составлять не более 28 кВ/см. Поэтому наименьшие диаметры проводов марки АС, обеспечивающие допустимые потери на коронирование, должны составлять для напряжений 110 и 220 кВ при одном проводе в фазе соответственно 11,4 и 21,6 мм; для напряжений 500 кВ при двух или трех проводах в фазе соответственно 36,2 и 24,5.

В линиях 330 и 500 кВ для уменьшения индуктивного сопротивления и потерь на корону применяют расщепленные провода, т. е. подвеска двух проводов и более в одной фазе линии.

Опоры. Представляют собой конструкцию для поддержания проводов на необходимой высоте над землей и сооружениями, с которыми пересекается ВЛ, а также для изоляции проводов друг от друга. Материалом для изготовления опор может служить древесина, железобетон, металлический прокат. По назначению опоры подразделяют на промежуточные, анкерные, концевые и транспозиционные.

Промежуточные опоры предназначены для поддержания проводов на прямых участках линии и составляют около 80% всех опор.

Анкерные опоры устанавливают на прямых участках трассы ВЛ через определенное число пролетов, на пересечениях с различными сооружениями, а также в местах изменения сечения и марки проводов. Опоры предусматривают жесткие и прочные конструкции для крепления проводов и рассчитываются на аварийный обрыв проводов.

Концевые опоры устанавливаются в начале и в конце линии, выполняются как промежуточные с укосиной в сторону тяжения проводов.

Угловые опоры устанавливают в местах изменения направления линий и имеют укосину, располагаемую по биссектрисе угла поворота.

Транспозиционные опоры устанавливают в местах, где провода меняются местами для обеспечения симметрии трехфазной системы.

Деревянные опоры на напряжение 35-220 кВ изготавливают из сосны и лиственницы. Для повышения срока службы деревянные опоры пропитывают антисептиками. Деревянные опоры могут комплектоваться железобетонными стульями или пасынками.

Железобетонные опоры применяются в линиях электропередачи на напряжение 35-220 кВ. Длина стоек опор до 25 м.

Металлические опоры применяют на напряжение 110 кВ и выше и устанавливают на фундаменты или подпятники.

Опоры воздушных линий на напряжение 6-10 кВ изготавливаются деревянные и железобетонные.

На рис. 4.10 представлены конструкции опор для ВЛ напряжением 10 кВ на базе железобетонных стоек.

Рис. 4.10. Конструкции опор для ВЛ напряжением 10 кВ на базе железобетонных стоек:

П10-1 – промежуточная; УП10-1 – угловая промежуточная; А10-1 – анкерная (концевая); УА10-1 – угловая анкерная.

 

Расстояние между двумя соседними опорами называют пролетом. Провода между двумя соседними опорами подвешиваются свободно и под влиянием собственной массы провисают на величину, называемую стрелой провиса (рис. 4.11). Наименьшее расстояние от низшей точки провода до поверхности земли называется габаритом линии.

Рис. 4.11. Пролет линии на подвесных изоляторах:

– пролет; – габарит; – стрела провиса; – длина гирлянды изоляторов; – высота подвеса.

Изоляторы и арматура. Для ВЛ применяют следующие типы изоляторов [5]:

а) при напряжении 110 кВ и выше должны применяться подвесные изоляторы, допускается применение стержневых и опорно-стержневых (подвесные фарфоровые изоляторы типов ПФ-6А, ПФ-6Б, ПФ-6В, ПФ-16А, ПФ-20А, а также подвесные стеклянные изоляторы типов ПС-6А, ПС-11, ПС-16А, ПС-16Б и др., цифры указывают испытательную нагрузку в т);

б) при напряжении 35 кВ должны применяться подвесные или стержневые изоляторы, допускается применение штыревых изоляторов (штыревые фарфоровые типов ШФ35-А, ШФ35-Б, ШФ35-В, СШ-35);

в) при напряжении 20 кВ и ниже должны применяться на промежуточных опорах – любые типы изоляторов (штыревые фарфоровые и стеклянные типов ШФ6-А и ШФ10-А, ШФ10-Б, ШСС-10, ШССЛ-10, ШФ20-А, ШФ20-Б); на анкерных опорах – подвесные изоляторы, допускается применение штыревых изоляторов в районе по гололеду I и в ненаселенной местности.

Выбор типа и материала (стекло, фарфор, полимерные материалы) изоляторов производится с учетом климатических условий (температуры и увлажнения) и условий загрязнения.

На ВЛ 330 кВ и выше рекомендуется применять стеклянные изоляторы; на ВЛ 35-220 кВ – стеклянные, полимерные и фарфоровые, преимущество должно отдаваться стеклянным и полимерным изоляторам.

Штыревые изоляторы крепятся к опорам на крюках или штырях; на воздушных линиях 35 кВ и выше в зонах загрязнения должны применяться специальные грязестойкие изоляторы типов НС-2; НЗ-6.

Гирлянды подвесных изоляторов бывают поддерживающие и натяжные. Поддерживающие гирлянды располагаются вертикально на промежуточных опорах. Натяжные гирлянды размещаются на анкерных опорах почти горизонтально. На отвесных участках линии электропередач применяют сдвоенные трех- и многоцепные гирлянды.

Количество изоляторов в гирлянде зависит от номинального напряжения и требуемого уровня изоляции. На деревянных опорах при напряжении 35 кВ ставят два подвесных изолятора в гирлянде, на металлических опорах – на один-два изолятора больше.

Пересечение высоковольтных линий с дорогами и линиями других напряжений. Пересечения ВЛ с железными и автомобильными дорогами должно производиться под углом, близким к 90°, но не менее 45°. Опоры, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерными.

Минимальное расстояние от провода ВЛ до головки рельса должно быть не менее 7,5 м; до полотна автомобильной дороги – не менее 7 м.

При пересечении ВЛ напряжением 150-220 кВ между собой наименьшее расстояние между проводом верхней линии и проводом или грозозащитным тросом нижней линии должно быть не менее 5 м. При пересечении этих линий с линиями меньшего напряжения и с линиями связи – не менее 4 м. Пересечения линий напряжением 35-110 кВ между собой, с линиями меньшего напряжения и с линиями связи должны иметь минимальное расстояние – 3 м, линии напряжением 6-20 кВ – не менее 2 м.

Прохождение ВЛ над зданиями и сооружениями, как правило, не допускается.

 

 

Кабельные линии

 

В местах, где затруднено или нежелательно сооружение ВЛ, прокладываются кабельные линии (КЛ). Они имеют определенные преимущества перед ВЛ: закрытая прокладка, обеспечивающая защиту от атмосферных воздействий, большая надежность и безопасность эксплуатации.

Кабель состоит из токоведущих жил, изоляции и защитных оболочек. Жилы выполняют из медной или алюминиевой проволоки и могут быть одно- и многопроволочными. По числу жил кабели выполняют одно-, двух-, трех- и четырехжильными.

Изоляция кабелей свыше 1000 В выполняется из многослойной пропитанной бумаги и различных пластикатов (полиэтилена, поливинилхлорида и др.).

Защитные оболочки, препятствующие проникновению влаги, газов и кислот, выполняют свинцовыми, алюминиевыми и хлорвиниловыми. Для механической защиты оболочек на них накладывается стальная и проволочная броня, поверх которой для кабелей, прокладываемых в земле и в воде, кроме того, накладывается защитный джут из пропитанной кабельной пряжи.

В настоящее время широко применяют маслонаполненные кабели с бумажной изоляцией, пропитанной минеральным маслом, которое находится под давлением: низким – до 0,1 МПа, средним – до 0,3 МПа и высоким – до 1 МПа. Для промышленных предприятий применяют обычно кабели среднего давления на 110 кВ с алюминиевой оболочкой.

При монтаже кабельных линий применяют соединительные, ответвительные и концевые кабельные муфты и концевые воронки. Для кабелей свыше 1000 В используют свинцовые муфты, которые после разделки кабеля (снятия наружного покрова, брони и свинцовой оболочки) заливают битумной кабельной массой или специальными эпоксидными компаундами. При сухой разделке кабеля с применением липкой ленты и лака на основе полихлорвиниловых смол кабельные муфты и воронки кабельной массой не заливаются, что ускоряет монтаж и обеспечивает необходимую электрическую и механическую прочность соединения.

Кабели прокладывают в земляных траншеях, туннелях, каналах, блоках, по стенам зданий и других сооружений.

Прокладка кабелей в земляных траншеях (рис. 4.12) является наиболее простой и дешевой. Для защиты от механических повреждений кабели покрывают кирпичом или бетонными плитами. В качестве кабельной подушки применяют просеянную землю или песок. Глубина прокладки кабеля от поверхности земли должна быть не менее 0,7 м. При прокладке на меньшей глубине (например, при вводе в здание) кабель должен иметь надежную защиту от механических повреждений (заключен в металлическую или асбоцементную трубу).

Рис. 4.12. Размещение кабелей в земляной траншее.

 

Расстояние между кабелями при их параллельной прокладке должно быть не менее 100 мм между силовыми кабелями напряжением до 10 кВ; 100 мм между силовыми и контрольными кабелями; 500 мм между силовыми кабелями на напряжение более 10 кВ и кабелями связи.

Расстояние силовых кабелей, прокладываемых вдоль различного рода сооружений, должно быть не менее 0,6 м до фундаментов зданий; 0,5 м до трубопроводов; 2 м до теплопроводов.

Прокладка кабелей в каналах может быть наружной и внутренней. Железобетонные каналы могут быть подземными с заглублением на 450-750 мм или полуподземными, выступающими на 150-350 мм над планировочными отметками. Прокладка кабелей в подземном канале на конструкциях показана на рис. 4.13. Число прокладываемых кабелей в канале может составлять 35 шт. и может быть увеличено при сдвоенных и строенных каналах

 

Рис. 4.13. Размещение кабелей в каналах на конструкциях

 

Прокладка кабелей в туннелях является наиболее дорогим способом, поэтому может применяться при большом числе кабелей (30 и более) и при отсутствии возможности сооружения кабельной эстакады открытого или закрытого типа.

При прокладке кабелей в туннелях на территории промышленных предприятий должны быть предусмотрены противопожарные меры (деление туннеля на отсеки с независимой вентиляцией, наличие люков для пожаротушения и др.)

Прокладка кабелей на эстакадах широко применяется на предприятиях ряда отраслей промышленности с большими концентрированными нагрузками и при наличии в грунте химических реагентов, блуждающих токов и различной почвенной коррозии, затрудняющих прокладку кабелей другими способами.

Преимуществами эстакадной прокладки кабелей является: удобства монтажа и эксплуатации, возможность ведения монтажных работ вне зависимости от полной готовности всего объекта, малая вероятность механических повреждений.

Прокладка кабелей в блоках обеспечивает хорошую защиту от механических повреждений и облегчает ремонт. Для сооружения кабельных блоков используют обычно одноотверстные (одноканальные) гончарные, асбоцементные или бетонные трубы, которые укладывают в один или несколько рядов в траншею на бетонное основание; после стыковки трубы скрепляют бетоном в общий блок (рис. 4.14).

Для блочной прокладки применяются сборные многоканальные бетонные блоки. В местах соединений и ответвлений кабелей, а также на прямых участках длинных кабельных линий (более 150 м) для облегчения протяжки кабелей через отверстия блоков устраивают колодцы 2, в которые вводят трубы блока. Блоки и колодцы, сооружаемые в сырых грунтах или ниже уровня грунтовых вод, покрывают гидроизоляцией предупреждающей проникновение в них влаги. Трубы в блоках укладывают с небольшим уклоном к колодцам, куда стекает случайно попавшая влага.

Рис. 4.14. Прокладка кабелей в блоках:

1 – кабельный блок; 2 – кабельный колодец.

Ремонт кабеля при рассмотренных видах прокладки производят без земляных работ, не нарушая пешеходного, автомобильного и других видов движения. Однако такая прокладка кабеля стоит значительно дороже и поэтому применяется только для особо ответственных линий или магистралей с большим числом прокладываемых кабелей.

 

 

Понятие короткого замыкания

 

Коротким замыканием (КЗ) называется соединение между двумя точками сети с разными потенциалами, не предусмотренное нормальными условиями работы установки. Это может быть соединение каких-либо точек разных фаз, фазного и нейтрального (нулевого) провода, соединение проводов с землей или ее эквивалентом.

Короткие замыкания могут быть вызваны механическим повреждением кабельных линий, схлестыванием проводов ВЛ, ошибками обслуживающего персонала. В ряде случаев причиной короткого замыкания является старение изоляции.

Основными видами коротких замыканий являются:

а) трехфазное КЗ, при котором все три фазы замыкаются между собой в одной точке (рисунок 6.1, а);

б) двухфазное КЗ, когда между собой замыкаются две фазы (рисунок 6.1, б);

в) двухфазное на землю (рисунок 6.1, в);

г) однофазное на землю (рисунок 6.1, г).

Рис. 6.1. Виды коротких замыканий:

а – трехфазное; б – двухфазное; в – двухфазное на землю; г – однофазное на землю: , , – активное сопротивление фаз цепи от генератора до точки КЗ; , , – индуктивное сопротивление фаз цепи от генератора до точки КЗ; ,