Стационарная электроэнергетика железнодорожного транспорта учеб. пособие.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ

А. В. КРЮКОВ, В. П. ЗАКАРЮКИН

СТАЦИОНАРНАЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА Часть I УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ по дисциплине «Электроснабжение и электропитание нетяговых потребителей»

Иркутск 2015

УДК 621.311:621.316 ББК 31.29-5 К 85 Рекомендовано к изданию редакционным советом ИрГУПС Рецензенты: Шульгин М. С., канд. техн. наук, магистр техники и технологии, ведущий инженер службы технической политики Восточно-Сибирской железной дороги – филиала ОАО «РЖД»; Сенько В. В., канд. техн. наук, доцент кафедры «Автоматизированные электроэнергетические системы» Самарского государственного технического университета

К 85

Крюков А. В., Закарюкин В. П. Стационарная электроэнергетика железнодорожного транспорта: учеб. пособие. В 2 ч. Ч. 1. – Иркутск : ИрГУПС, 2015. – 154 с. В пособии даны общие сведения о системах электроснабжения железных дорог, приведено описание систем тягового электроснабжения постоянного и переменного тока, сформулированы требования к надежности обеспечения потребителей электроэнергией. Основная часть пособия посвящена вопросам построения систем электроснабжения и электропитания нетяговых потребителей железных дорог и описанию основного электрооборудования, применяемого в стационарной электроэнергетике железнодорожного транспорта. Пособие содержит описания схем электроснабжения железнодорожных предприятий и сведения о высоко-вольтных и низковольтных сетях и электрооборудовании, применяемом при их построении. Пособие предназначено студентам, обучающимся по специальности «Системы обеспечения движения поездов» (специализации: «Электроснабжение железных дорог», «Автоматика и телемеханика на железнодорожном транспорте», «Телекоммуникационные системы и сети на железнодорожном транспорте», «Радиотехнические системы на железнодорожном транспорте»). Пособие может быть полезным студентам технических вузов, выбравшим направление подготовки «Электроэнергетика и электротехника». УДК 621.311:621.316 ББК 31.29-5

© Крюков А. В., Закарюкин В. П., 2015 © Иркутский государственный университет путей сообщения, 2015

2

СОДЕРЖАНИЕ ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ......................................................................... 4 СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ .......................................................................................................8 ПРЕДИСЛОВИЕ...................................................................................................................... 10 ВВЕДЕНИЕ ............................................................................................................................. 13 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЖЕЛЕЗНЫХ ДОРОГ.. 14 1.1. История электрификации железных дорог ............................................................... 14 1.2. Общие сведения об электрических железных дорогах мира ................................... 18 1.3. Преимущества электрифицированных железных дорог .......................................... 19 1.4. Разновидности систем электрической тяги .............................................................. 21 1.5. Система тягового электроснабжения постоянного тока .......................................... 22 1.6. Системы тягового электроснабжения переменного тока промышленной частоты ....................................................................................................................... 26 1.7. Автотрансформаторные СТЭ переменного тока ...................................................... 29 1.8. Системы тягового электроснабжения переменного тока пониженной частоты ..... 32 1.9. Схемы подключения тяговых подстанций к внешнему электроснабжению........... 36 Контрольные вопросы ...................................................................................................... 41 2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА .. 42 2.1. Требования к надежности электроснабжения .......................................................... 42 2.2. Схемы электроснабжения предприятий железнодорожного транспорта ................ 43 2.3. Центр электрического питания ................................................................................. 49 2.3.1. Главная понизительная подстанция ................................................................ 49 2.3.2. Центральный распределительный пункт ........................................................ 57 2.3.3. Структура высоковольтной распределительной сети..................................... 59 2.3.4. Конструктивное исполнение высоковольтной распределительной сети....... 64 2.4. Цеховые электрические сети ..................................................................................... 87 2.4.1. Режимы нейтрали сетей до 1000 В .................................................................. 89 2.4.2. Структура низковольтной сети........................................................................ 93 2.4.3. Конструктивное исполнение низковольтной сети .......................................... 98 Контрольные вопросы .................................................................................................... 149 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ................................................................................... 150

3

ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ Абонент энергоснабжающей организации – потребитель электрической энергии, энергоустановки которого присоединены к сетям энергоснабжающей организации. Внутрицеховая подстанция – подстанция, расположенная внутри производственного здания (открыто или в отдельном закрытом помещении). Главная понизительная подстанция (ГПП) – трансформаторная подстанция на напряжение 35…220 кВ, получающая питание непосредственно от энергоснабжающей организации (ЭСО) и распределяющая электроэнергию на более низком напряжении по всему предприятию или его отдельной части. График нагрузки (нагрузочная диаграмма) – диаграмма, показывающая изменение нагрузок за определенный промежуток времени. Источник питания (ИП) – распределительное устройство генераторного напряжения электростанции или распределительное устройство вторичного напряжения понизительной подстанции энергосистемы или подстанции 35…220 кВ промышленного предприятия, к которому присоединены распределительные сети предприятия. Независимый источник питания электроприемника или группы электроприемников – источник питания, на котором сохраняется напряжение в пределах, регламентированных для послеаварийного режима, при исчезновении его на других источниках питания этих электроприемников. Подстанция – электроустановка, служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов или других преобразователей энергии, распределительных устройств, систем управления и вспомогательных сооружений. В зависимости от преобладания той или иной функции подстанций они называются трансформаторными или преобразовательными. Подстанция глубокого ввода (ПГВ) – подстанция на напряжение 35…220 кВ, выполненная по упрощенным схемам коммутации на первичном напряжении, получающая питание непосредственно от энергосистемы или от узловой распределительной подстанции данного предприятия и предназначенная для питания отдельного объекта или блока цехов предприятия. Получасовой максимум – активная нагрузка, являющаяся максимальной из средних 30-минутных нагрузок наиболее загруженной смены промышленного предприятия. Послеаварийный режим – режим, возникающий после отключения поврежденного элемента системы электроснабжения, продолжающийся до восстановления нормального режима, но не более суток.

4

Потенциал энергосбережения – реальный объем энергии, который возможно экономить при полном использовании имеющихся ресурсов с помощью проведения специальных мероприятий. Потери активной мощности – активная мощность, расходуемая в элементах электрической сети. Потребитель электрической энергии – группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещенных на определенной территории. Приемник электрической энергии (электроприемник) – аппарат, агрегат, механизм, предназначенный для преобразования электрической энергии (ЭЭ) в другой вид энергии. Приемный пункт (или пункт приема) электроэнергии – электроустановка, на которую поступает электроэнергия на предприятие от внешнего источника питания. В зависимости от потребляемой мощности и от удаленности от источника питания пунктами приема электроэнергии могут быть следующие: · присоединение – ответвление от сборных шин или отпайка от линии, предназначенное для питания какого-либо потребителя или подстанции; · распределительный пункт (РП) – распределительное устройство, предназначенное для приема и распределения электроэнергии на одном напряжении без преобразования и трансформации, не входящее в состав подстанции. Расчетная нагрузка по допускаемому нагреву – неизменная во времени 30-минутная нагрузка, которая вызывает такой же нагрев проводников сети или тепловой износ изоляции, как и реальная переменная во времени нагрузка. Система электропитания – совокупность электроустановок, предназначенных для преобразования параметров электроэнергии первичного источника к виду, удобному потребителю, и для распределения преобразованной энергии между отдельными электроприемниками. Система электроснабжения – совокупность взаимосвязанных энергоустановок, осуществляющих электроснабжение района, города, предприятия. Структура электропотребления – долевое распределение суммарного электропотребления по типам потребителей. Топливно-энергетический баланс выражает полное количественное соответствие за определенный интервал времени между расходом и приходом энергии и топлива всех видов в энергетическом хозяйстве, включая изменение запасов топливно-энергетических ресурсов. Узловая распределительная подстанция (УРП) – центральная подстанция предприятия на напряжение 110…500 кВ, получающая электроэнергию от ЭСО и распределяющая ее (без трансформации или с частич5

ной трансформацией) по подстанциям глубоких вводов (ПГВ) 35…220 кВ, расположенным на территории предприятия. Холодный резерв – полностью смонтированное электрооборудование (трансформатор, линия и т. п.), но отключенное в нормальном режиме работы схемы электроснабжения. Централизованное электроснабжение – электроснабжение потребителей от энергосистемы. Централизованный (складской) резерв – электрооборудование, полностью подготовленное к установке на место, находящееся в складе или на другом центральном пункте. Центральный (главный) распределительный пункт (ЦРП, ГРП) – распределительный пункт, получающий питание непосредственно от ЭСО или заводской станции при напряжении 6…20 кВ и распределяющий его на том же напряжении по всему предприятию или на отдельной его части. Электрическая нагрузка – мощность, потребляемая электроустановкой в определенный момент времени. Электрическая сеть – совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории. Электрическая энергия – форма энергии движущихся электронов или распределения электрического заряда в пространстве. Электробаланс предприятия – система показателей, характеризующих равновесие в процессах электропотребления. Определяет соответствие количества электроэнергии, поступающей от энергоснабжающей организации и собственных источников потребителя, количеству электроэнергии, потребляемому электроприемниками, с учетом потерь и отпуска другим потребителям. Электрооборудование – совокупность электротехнических устройств и (или) изделий. Электроснабжение – обеспечение потребителей электрической энергией. Электротехнические устройства – устройства, в которых при их работе производится, преобразуется, передается и распределяется электрическая энергия. Электроустановка – установка, предназначенная для производства или преобразования, передачи, распределения или потребления электрической энергии. Электрохозяйство предприятия – совокупность генерирующих, преобразующих, передающих электроустановок, посредством которых осуществляется снабжение предприятия электроэнергией и ее эффективное использование в процессе производства. Включает в себя систему

6

электроснабжения, силовое электрооборудование и автоматизацию, электроосвещение, эксплуатацию и ремонт. Электроэнергетическая система – электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники электрической энергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии. Энергетическая система (энергосистема) – совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и теплоты при общем управлении этим режимом. Энергетический паспорт промышленного потребителя топливноэнергетических ресурсов – нормативный документ, отражающий баланс потребления и содержащий показатели эффективности использования топливно-энергетических ресурсов в процессе хозяйственной деятельности объектами производственного назначения, а также содержащий энергосберегающие мероприятия. Энергопотребление – физическая величина, отражающая количество потребляемого хозяйственным субъектом энергоресурса определенного качества. Используется для расчета показателей энергоэффективности. Энергосбережение – реализация правовых, организационных, научных, производственных, технических и экономических мер, направленных на эффективное использование энергетических ресурсов и на вовлечение в хозяйственный оборот возобновляемых источников энергии. Эффективное использование электроэнергии – достижение технически возможной и экономически оправданной эффективности использования электроэнергии при существующем уровне развития технологии и одновременном снижении техногенного воздействия на окружающую среду.

7

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ АВР – автоматический ввод резервного питания. АПВ – автоматическое повторное включение. АСКУЭ – автоматизированная система контроля и учета электропотребления. АТ – автотрансформатор. БСК – батарея статических конденсаторов. ВВ ЭП – высоковольтные электроприемники. ВЛ – воздушная линия электропередачи. ВЛИ – воздушные линии с изолированными проводами. ВН – высшее напряжение. ВРУ – вводно-распределительное устройство. ГПП – главная понизительная подстанция. ГРП – главный распределительный пункт. ГЭН – график электрических нагрузок. ДПР – линия электропередачи «два провода – рельс». ЖД – железная дорога. ИП – источник питания. КЛ – кабельная линия. КПД – коэффициент полезного действия. КРУ – комплектное распределительное устройство. КРУН – комплектное распределительное устройство наружной установки. КС – контактная сеть. КТП – комплектная трансформаторная подстанция. ЛЭП – линия электропередачи. ММО – многогранная металлическая опора. МТЗ – максимальная токовая защита. НВ – нейтральная вставка. НВ ЭП – низковольтные электроприемники. НН – низшее напряжение. НП – нетяговый потребитель. ОРУ – открытое распределительное устройство. ПГВ – подстанция глубокого ввода. ПК – профессиональные компетенции. ПП – питающий провод. ПС – подстанция. ПУЭ – правила устройства электроустановок. РП – распределительный пункт. РПН – регулирование напряжения под нагрузкой. РУ – распределительное устройство. РЭС – район электроснабжения нетяговых потребителей. СВЭ – система внешнего электроснабжения. СИП – самонесущие изолированные провода. СН – среднее напряжение. СП – силовой пункт. СПС – силовые питающие сети. СПЭ – сшитый полиэтилен.

8

СРС – силовые распределительные сети. СТЭ – система тягового электроснабжения. СЭС – система электроснабжения. ТП – тяговая подстанция. ТрП – трансформаторная подстанция. ТЭД – тяговый электродвигатель. ТЭР – топливно-энергетические ресурсы. ТЭЦ – теплоэлектроцентраль. УЗО – устройство защитного отключения. ЦРП – центральный распределительный пункт. ЭДС – электродвижущая сила. ЭН – электрическая нагрузка. ЭП – электроприемник. ЭПС – электроподвижной состав. ЭСО – энергоснабжающая организация. ЭЭ – электроэнергия. ЭЭС – электроэнергетическая система.

9

ПРЕДИСЛОВИЕ В пособии изложены вопросы построения систем электроснабжения и электропитания нетяговых потребителей железных дорог, приведено описание основного электрооборудования, применяемого в стационарной электроэнергетике железнодорожного транспорта. Пособие предназначено для студентов, проходящих подготовку по специализациям: «Электроснабжение железных дорог», «Автоматика и телемеханика на железнодорожном транспорте», «Телекоммуникационные системы и сети на железнодорожном транспорте», «Радиотехнические системы на железнодорожном транспорте». Учебная дисциплина «Электроснабжение и электропитание нетяговых потребителей» входит в базовую часть профессионального цикла. Необходимыми условиями для освоения дисциплины «Электропитание и электроснабжение нетяговых потребителей» являются знание дисциплин «Математика», «Физика», «Электроника», «Теоретические основы электротехники», владение компетенциями ПК-1, ПК-2, ПК-10, ПК-12. Общая трудоемкость дисциплины составляет 7 зачетных единиц, 252 часа, из них лекций 54 часа, практических занятий 18 часов, лабораторных занятий 36 часов, самостоятельной работы 108 часов. Процесс освоения дисциплины «Электроснабжение и электропитание нетяговых потребителей» направлен на формирование и закрепление следующих компетенций: · ПК-9 – способность применять современные программные средства для разработки проектно-конструкторской и технологической документации; · ПК-14 – умение использовать в профессиональной деятельности современные информационные технологии, изучать и анализировать информацию, технические данные, показатели и результаты работы систем обеспечения движения поездов, обобщать и систематизировать их, проводить необходимые расчеты; · ПК-15 – умение использовать нормативные документы по качеству, стандартизации, сертификации и правилам технической эксплуатации, технического обслуживания, ремонта и производства систем обеспечения движения поездов; технические средства для их диагностирования; · ПК-16 – умение разрабатывать и использовать нормативнотехнические документы для контроля качества технического обслуживания и ремонта систем обеспечения движения поездов, их модернизации, оценки влияния качества продукции на безопасность движения поездов, осуществлять анализ состояния безопасности движения поездов; · ПК-17 – владение нормативными документами по ремонту и техническому обслуживанию систем обеспечения движения поездов, способами эффективного использования материалов и оборудования при техническом

10

обслуживании и ремонте систем обеспечения движения поездов; владение современными методами и способами обнаружения неисправностей в эксплуатации, определения качества проведения технического обслуживания систем обеспечения движения поездов; владение методами расчета показателей качества; · ПК-18 – умение разрабатывать и использовать методы расчета надежности техники в профессиональной деятельности; обосновывать принятие конкретного технического решения при разработке технологических процессов производства, эксплуатации, технического обслуживания и ремонта систем обеспечения движения поездов; осуществлять экспертизу технической документации; · ПК-21 – умение анализировать технологический процесс эксплуатации, технического обслуживания и ремонта систем обеспечения движения поездов как объекта управления; · ПК-22 – умение готовить исходные данные для выбора и обоснования научно-технических и организационно-управленческих решений на основе экономического анализа; · ПК-23 – способность контролировать соответствие технической документации разрабатываемых проектов техническим регламентам, санитарным нормам и правилам, техническим условиям и другим нормативным документам; · ПК-24 – готовность к организации проектирования систем обеспечения движения поездов; умение разрабатывать проекты систем, технологических процессов производства, эксплуатации, технического обслуживания и ремонта систем обеспечения движения поездов, средств технологического оснащения производства; готовность разрабатывать конструкторскую документацию и нормативно-технические документы с использованием компьютерных технологий; · ПК-25 – умение использовать информационные технологии при разработке новых устройств систем обеспечения движения поездов, ремонтного оборудования, средств механизации и автоматизации производства; · ПК-26 – умение разрабатывать с учетом эстетических, прочностных и экономических параметров технические задания и проекты устройств электроснабжения, железнодорожной автоматики и телемеханики, стационарной и подвижной связи, средств защиты устройств при аварийных ситуациях; определять цель проекта; способность составлять планы размещения оборудования, технического оснащения и организации рабочих мест, рассчитывать загрузку оборудования и показатели качества продукции, проводить сравнительный экономический анализ и экономическое обоснование инвестиционных проектов при внедрении и реконструкции систем обеспечения движения поездов;

11

· ПК-27 – способность анализировать поставленные исследовательские задачи в областях проектирования и ремонта систем обеспечения движения поездов; · ПК-28 – умение применять современные научные методы исследования технических систем и технологических процессов, анализировать, интерпретировать и моделировать на основе существующих научных концепций отдельные явления и процессы с формулировкой аргументированных умозаключений и выводов; · ПК-29 – умение проводить научные исследования и эксперименты; анализировать, интерпретировать и моделировать в областях проектирования и ремонта систем обеспечения движения поездов; · ПК-30 – умение составлять описания проводимых исследований и разрабатываемых проектов, собирать данные для составления отчетов, обзоров и другой технической документации; · ПК-31 – владение способами сбора, систематизации, обобщения и обработки научно-технической информации, подготовки обзоров, аннотаций, составления рефератов, отчетов и библиографий по объектам исследования; наличие опыта участия в научных дискуссиях и процедурах. В результате освоения дисциплины «Электропитание и электроснабжение нетяговых потребителей» студент должен достигнуть следующих результатов образования: · знать принципы построения систем электроснабжения нетяговых потребителей, методы расчета электрических нагрузок и определения конструктивных параметров СЭС; современные технологии повышения надежности и энергоэффективности СЭС; · уметь применять полученные знания в своей практической деятельности при расчетах, проектировании, эксплуатации систем обеспечения движения поездов; · владеть способами обеспечения надежного электроснабжения и электропитания нетяговых потребителей железнодорожного транспорта.

12

ВВЕДЕНИЕ Настоящая работа является третьим сегментом цикла учебных пособий, посвященных общим вопросам построения систем электроснабжения и электропитания нетяговых потребителей железнодорожного транспорта. В пособии описаны системы электроснабжения и электропитания нетяговых потребителей железнодорожного транспорта. Ввиду учебного характера данной работы конкретные библиографические ссылки в тексте пособия опущены, однако в заключительной части приведен полный список использованной при его написании литературы. В первой главе работы даны общие сведения о системах электроснабжения железных дорог, приведено описание систем тягового электроснабжения постоянного и переменного тока. Вторая глава посвящена вопросам электроснабжения предприятий железнодорожного транспорта, в ней сформулированы требования к надежности обеспечения потребителей электроэнергией, описаны схемы электроснабжения железнодорожных предприятий и представлены сведения о высоковольтных и низковольтных сетях и электрооборудовании, применяемом при их построении.

13

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЖЕЛЕЗНЫХ ДОРОГ 1.1. История электрификации железных дорог На промышленной выставке 1879 г. в Берлине фирма «Сименс и Хальске» продемонстрировала первый электровоз и железную дорогу длиной 300 м. Электровоз развивал мощность 2,2 кВт и перевозил три вагончика с 18 пассажирами. Передача электроэнергии к экипажу осуществлялась на напряжении 160 В по отдельному контактному рельсу, обратным проводом служили рельсы (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Копия первого электровоза фирмы «Сименс и Хальске» (1879 г.)

Швейцарский инженер Р. Тьюри в 1884 г. построил экспериментальную горную реечную дорогу в пригороде Монтрё. Движение к горному отелю с уклоном 30 ‰ длиной 300 м осуществлялось двухосным локомотивом, который мог также перевезти четырех пассажиров. Первое применение электрическая тяга получила в городском транспорте: трамвайная линия начала работать в пригороде Берлина в 1881 г. В России первый трамвай пошел по улицам Киева в 1892 г. В США появление электрической тяги связано с именем изобретателя Ф. Дж. Спарга, который в 1880 г. получил патент на систему токосъема от контактного провода. С использованием этого патента в 1887 г. в Ричмонде была построена первая в США электрическая трамвайная система. Первый участок магистральной железной дороги на электрической тяге посто-

14

янного тока длиной 11,2 км был открыт в 1895 г. в США между Балтимором и Огайо с напряжением в контактной сети 675 В. Линия состояла из открытого участка длиной 6,4 км и подземного участка в черте города (рис. 1.2).

Рис. 1.2. Первая в мире магистральная железная дорога на электрической тяге

Первый в Европе опытный электровоз для магистральных линий был создан венгерским инженером К. Кандо в 1894 г. Электровоз питался от трехфазной сети с напряжением 3300 В частотой 15 Гц. В качестве тягового использовался асинхронный электродвигатель. Электровозы, сконструированные К. Кандо, были применены в Италии для организации движения в 1898 г. Энергия к электроподвижному составу (ЭПС) подводилась по двум контактным проводам, в качестве третьей фазы использовались рельсы (рис. 1.3).

Рис. 1.3. Электровоз переменного тока К. Кандо 15

В СССР первый электрифицированный участок Баку – Сабунчи – Сураханы был пущен в эксплуатацию в 1926 г. (рис. 1.4, 1.5). На этом участке использовался постоянный ток напряжением 1500 В. Первый электрифицированный пригородный участок Москва – Мытищи протяженностью около 18 км был открыт в 1929 г. Электропоезд с пассажирами прошел по нему 29 августа 1929 г. Это послужило началом электрификации отечественных железных дорог.

Рис. 1.4. Электропоезд на линии Баку – Сабунчи – Сураханы

Рис. 1.5. Объявление об открытии первой в СССР электрической железной дороги

За прошедшее время система тягового электроснабжения железных дорог существенно изменилась, однако принцип функционирования, заложенный в первых прототипах электрических железных дорог, сохранился: привод осей локомотива осуществляется от электрических тяговых двигателей, которые используют энергию электростанций (рис. 1.6). Эта энергия подводится от ЭЭС к железной дороге по высоковольтным линиям элек16

тропередачи, а к электроподвижному составу – по контактной сети. Обратной цепью служат рельсы и земля. К настоящему времени в мире применяются три различные системы электрической тяги: · постоянного тока; · переменного тока пониженной частоты; · переменного тока промышленной частоты 50 Гц. Тепловая электростанция

Линии электропередачи

Подстанция ЭЭС

ЭЭС Тяговая подстанция

Контактная подвеска

Система тягового электроснабжения

ЭПС

Рельсы

Рис. 1.6. Схема электроснабжения железной дороги

В первой половине прошлого века для электрификации железных дорог применялись две первые системы, третья система получила развитие в 50…60-х гг. В этот период в СССР и Франции были начаты работы по созданию системы электрической тяги переменного тока промышленной частоты 50 Гц с напряжением тяговой сети 25 кВ. Первый участок магистральной линии Ожерелье – Павелец длиной 137 км, электрифицированный на переменном токе, был запущен в 1955–1956 гг. К настоящему времени по системе переменного тока промышленной частоты работают около половины железных дорог России и Франции, вся сеть Китая. В совре-

17

менных условиях полигон электрифицированных линий интенсивно расширяется, при этом особенный упор делается на строительство высокоскоростных линий. К 2030 г. в России намечается электрифицировать около 7,5 тыс. км железных дорог. Таким образом, протяженность электрифицированных линий достигнет 50 тыс. км. 1.2. Общие сведения об электрических железных дорогах мира Общая протяженность железных дорог мира приблизилась к 1 млн км; из них 25 % электрифицировано, 75 % работает на автономной тяге. Объем перевозок между этими видами тяги распределяется примерно поровну. Таким образом, при меньшей протяженности электрифицированных железных дорог средняя грузонапряженность на них в 3 раза выше, чем на линиях с тепловозной тягой, наряду с невысокой себестоимостью, экологической безопасностью и другими преимуществами. В табл. 1.1 и на рис. 1.7 приведены данные по основным системам электрификации, имеющим наибольшее распространение в мире. Таблица 1.1 Основные системы электрификации Протяженность железных дорог, ОтносиПротяженность по системам тяги, тыс. км тельная тыс. км протяженСтрана Элек- ность элек- Переменный ток Постоянный ток 15 кВ, Другие трифи- трифицироВсего 25 кВ, 50 ванных ли2 циро3 кВ 1.5 кВ системы Гц 16 Гц ний, % ванных 3 Россия Мир

86,1 954,6

42,9 242,8

49,8 25,4

24,1 100,6

0 34,7

18,8 84,0

0 18,7

0 4,8

а) б) Рис. 1.7. Протяженность железных дорог с различными системами электрической тяги в мире (а) и в России (б) 18

Карты, иллюстрирующие распространение различных систем электрической тяги в мире, приведены на рис. 1.8.

Постоянный ток 1.5 кВ

Переменный ток 15 кВ, пониженная частота

Постоянный ток 3 кВ Переменный ток 25 кВ, 50 Гц Рис. 1.8. Карты, иллюстрирующие распространение различных систем электрической тяги в мире

В России протяженность железных дорог составляет 86,1 тыс. км, из них электрифицировано 42,9 тыс. км, или 49,8 %. Объем перевозок на электрической тяге составляет 84 % от общего объема. Таким образом, грузонапряженность электрических дорог значительно выше, чем дорог на тепловозной тяге. В России однопутные участки подлежат электрификации, если грузонапряженность достигает 10…20 млн ткм/км в год. Двухпутные участки должны электрифицироваться, если этот показатель составляет 25…45 млн ткм/км в год. Ежегодно на тягу поездов в России расходуется примерно 5 % электроэнергии от общего ее потребления в стране. На оплату электроэнергии, использованной на тягу поездов, в 2010 году ОАО «РЖД» было затрачено 77,43 млрд рублей. 1.3. Преимущества электрифицированных железных дорог Основные преимущества электрической тяги перед тепловозной состоят в следующем: · производство электроэнергии на крупных электростанциях уменьша19

ет её стоимость, а тепловозы работают на дорогом дизельном топливе; · при электрической тяге возможна рекуперация (возврат) электроэнергии в питающую сеть при торможении; · при электрической тяге реализуются большие мощности, скорости движения и веса поездов; · электровоз не имеет собственных генераторов энергии, он дешевле и надёжнее автономного локомотива; Опыт применения электрической тяги показал её значительную эффективность, заключающуюся в следующих положениях (табл. 1.2): · значительная экономия топливно-энергетических ресурсов; · существенно меньшие эксплуатационные расходы; · удельная повреждаемость электровоза в 2…2,5 раза меньше, чем у тепловозов; · электрическая тяга более экологична, чем тепловозная; при ограниченных габаритах тепловоза создать очистку выхлопных газов затруднительно, а на тепловых электростанциях имеются большие возможности очистки газов и их утилизации; · электрификация железных дорог повышает провозную и пропускную способность магистралей. Таблица 1.2 Технико-экономические показатели электрической тяги по сравнению с тепловозной Виды тяги Основные показатели Электрическая Тепловозная Удельный вес общего объёма перевозок, % 77,7 22,2 Средняя участковая скорость грузовых по40,7 33,2 ездов, км/ч Средний вес грузового поезда брутто, т 3484 2936 Производительность грузового локомоти1479 961 ва, тыс. ткм брутто/сутки Среднесуточный пробег грузового локомо534 408 тива, км/сутки Средняя грузонапряжённость, млн ткм/км 23,1 5,7 Себестоимость перевозок, коп./ткм 83 133 Удельный расход условного топлива, кг на 104 ткм брутто (энергетическая эффектив38,2 63,8 ность)

Кратность 3,50 1,23 1,19 1,54 1,31 4,05 0,62 0,60

Электрические железные дороги позволяют повысить безопасность движения за счет введения двух дополнительных видов торможения: рекуперативного (электрическая энергия возвращается в сеть) и реостатного (электрическая энергия преобразуется в тепловую и рассеивается). Из данных, приведенных в табл. 1.2, можно сделать следующие выводы: · при меньшей протяженности линий объем перевозок на электрической тяге в 3,5 раза больше, чем на тепловозной;

20

· себестоимость

перевозок электрической тягой в 1,5…2 ниже, чем

тепловозной; · удельный расход энергии при электрической тяге ниже в 1,4…1,6 раза; · весовые нормы поездов электрической тяги в 1,2…1,3 раза выше. Значительная разница в себестоимости перевозок сохраняется на протяжении всего периода электрификации и с течением времени имеет тенденцию к росту. Кроме того, электрификация железных дорог способствует ускорению технического прогресса, непосредственно влияет на развитие районов, прилегающих к железным дорогам, так как тяговые подстанции обеспечивают электроэнергией также и нетранспортных потребителей. Отпуск электроэнергии эти потребителям достигает 40 % от общего электропотребления железной дороги. 1.4. Разновидности систем электрической тяги Система тяги определяется родом тока и номинальным напряжением в тяговой сети. На отечественных железных дорогах применяются две системы электрической тяги: постоянного тока напряжением 3 кВ и переменного тока промышленной частоты напряжением 25 кВ. Для осуществления перевозок грузов и пассажиров создан и эксплуатируется разнообразный электроподвижной состав (рис. 1.9, 1.10). При заданном роде тока необходимое напряжение в тяговую сети можно подать разными способами. Поэтому различают системы тяги и системы тягового электроснабжения, включающие комплекс устройств, на основе которых осуществляется подвод электроэнергии к ЭПС.

Рис. 1.9. Электровоз постоянного тока 2ЭС10-001

Рис. 1.10. Локомотив переменного тока ЭП1-118

В России используются следующие виды систем тягового электроснабжения: · постоянного тока напряжением 3 кВ (рис. 1.11, а); · однофазного переменного тока 25 кВ (рис. 1.11, б); · автотрансформаторная система однофазного переменного тока 2×25

21

кВ (рис. 1.11, в). Питание электровозов с номинальным напряжением 25 кВ возможно как при применении СТЭ 25 кВ, так и при системе 2×25 кВ. В Канаде, США и ЮАР применяется система тяги переменного тока 50 кВ промышленной частоты. В Германии, Швейцарии, Швеции, Австрии и Норвегии используется система тяги переменного тока напряжением 15 кВ пониженной частоты 16

2 Гц, которая реализуется в двух разновидностях: 3

с вращающимися генераторами и со статическими преобразователями. Основным потребителем энергии в любой системе тягового электроснабжения является электроподвижной состав, создающий тяговое усилие, необходимое для движения поездов.

а)

б) в) Рис. 1.11. Виды СТЭ: ЭЭС – питающая электроэнергетическая система; КС – контактная сеть; НВ – нейтральная вставка, исключающая междуфазное короткое замыкание; ПП – питающий провод; АТ – автотрансформатор

1.5. Система тягового электроснабжения постоянного тока Исторически первой появилась система тяги постоянного тока. Этому способствовало возникновение первых электротехнических отраслей, которые использовали технику постоянного тока, достаточно хорошо освоенную к тому времени. Был создан двигатель постоянного тока последовательного возбуждения, имевший наилучшие тяговые характеристики среди известных тогда двигателей. Эти двигатели достаточно экономичны, надежны и обеспечивают необходимую мощность для тяги поездов. Система оказалась настолько удачной, что, появившись в конце XIX века, успешно функционирует и в наши дни. Постоянный ток широко используется также в городском электрифицированном транспорте: троллейбус, трамвай, метро. На рис. 1.12 приведена схема построения СТЭ постоянного тока, а на рис. 1.13 показан внешний вид контактной подвески. Достоинства СТЭ постоянного тока состоят в следующем: · низкое электромагнитное влияние на смежные электротехнические

22

РУ 35 кВ

Районные потребители ЭЭ

устройства; · равномерная нагрузка фаз питающей ЭЭС; · по тяговым сетям не протекают реактивные токи, поэтому нет необходимости в применении дорогостоящих средств компенсации реактивной мощности; · из-за отсутствия понижающих трансформаторов и выпрямительных установок на электроподвижном составе обеспечивается его простота и надежность.

Рис. 1.12. Принципиальная схема системы тягового электроснабжения 3 кВ: РУ – распределительное устройство

К основным недостаткам СТЭ 3 кВ следует отнести следующие: · низкий уровень напряжения в тяговой сети и малые расстояния между тяговыми подстанциями, в среднем 15 км; · большое суммарное сечение проводов контактной сети (до 500…600 мм2), требующее значительного расхода цветного металла (до 5…6 т на 1 км); · существенное гальваническое влияние на подземные коммуникации (оболочки кабелей, трубопроводы и др.), устройства пути (крепежные 23

элементы) и арматуру контактной сети, что приводит к их коррозии; · сложность тяговых подстанций; · наличие пусковых реостатов на электроподвижном составе, приводящих к значительным потерям при разгоне; этот фактор особенно проявляется на ЭПС пригородного сообщения с частыми остановками и разгонами.

Рис. 1.13. Сопряжение анкерных участков контактной сети 3 кВ

Тяговые подстанции постоянного тока получают переменный ток из электрической сети высокого напряжения ЭЭС и с помощью трансформаторов и выпрямителей преобразуют его в постоянный ток пониженного напряжения. Входные цепи переменного тока и выходные цепи постоянного тока защищены быстродействующей коммутационной аппаратурой, отключающей оборудование в случае возникновения коротких замыканий. Для того чтобы система электроснабжения соответствовала электропотреблению современного подвижного состава, необходимо увеличение мощности тяговых подстанций. Это связано со следующими факторами: · необходимость обеспечения повышенных ускорений и высоких скоростей движения обусловливает более высокие тяговые нагрузки; · увеличение интенсивности движения поездов приводит к росту времени работы СТЭ в режиме полной загрузки; · повышение уровня комфорта для пассажиров связано с увеличением мощности для питания бортовых систем ЭПС. В последние годы произошло много изменений в схемах и конструкции выпрямительных устройств для тягового электроснабжения. Эти изменения включают в себя переход на капсулированное (с помещением в герметичные кожухи) исполнение и многофазную последовательную мо24

стовую схему без плавких предохранителей. Прогресс в полупроводниковой технике привел к появлению капсюльных силовых диодов, имеющих значительную мощность. За рубежом освоен выпуск устройств, рассчитанных на мощность до 2 МВт и напряжение 750 В только с одним диодом в фазовом плече, в то время как в более ранних конструкциях для получения той же мощности обычно приходилось включать в каждое плечо до пяти диодов. Кроме того, для снижения степени искажения форм кривых напряжений и токов и удовлетворения все более жестких требований энергоснабжающих организаций шестифазные выпрямители повсеместно заменяются двенадцатифазными, а в ряде случаев двадцатичетырехфазными устройствами. Современные выпрямительные устройства тягового электроснабжения имеют достаточную перегрузочную способность, обеспечивающую надежность их работы на период действия защитных устройств. Значительная вероятность короткого замыкания на стороне выпрямленного напряжения делает проблему защиты выпрямителя весьма актуальной. Выключатели постоянного тока предназначены для защиты от короткого замыкания и обеспечивают требуемый уровень безопасности. Если выключатель постоянного тока не сработает в течение 20 мс после возникновения короткого замыкания, то в следующие 80…200 мс цепь будет отключена выключателем переменного тока. Благодаря гарантированной способности выпрямителя выдержать такую аварийную ситуацию до срабатывания выключателя переменного тока он остается полностью защищенным. Выключатели постоянного тока за последнее время мало изменились. Типовым остается установленный на тележке выключатель выкатного типа, спроектированный с учетом требований по изоляции. Разработками последних лет являются бесконтактные полупроводниковые выключатели, но их применение, вероятно, будет ограничено из-за высокой стоимости. В последнее время широкое распространение получили модульные тяговые подстанции (рис. 1.14). В таких подстанциях коммутационная аппаратура переменного и постоянного тока, трансформаторы, выпрямители собираются в блок и испытываются на заводе-изготовителе. Блок транспортируется на место, устанавливается на заранее подготовленный фундамент и подсоединяется к питающей сети переменного тока и к контактной сети постоянного тока. Основными преимуществами блочных подстанций являются следующие: · низкая стоимость вследствие уменьшения расходов на строительство здания; · быстрота установки и ввода в эксплуатацию; · облегчение пуска в эксплуатацию за счет выполнения полного цикла испытаний на заводе. 25

Рис. 1.14. Модульная тяговая подстанция постоянного тока

1.6. Системы тягового электроснабжения переменного тока промышленной частоты Стремление увеличить коэффициент полезного действия, уменьшить потери напряжения в тяговых сетях, снизить сечения контактных проводов и увеличить расстояния между подстанциями привело к появлению системы тяги переменного тока промышленной частоты, упрощенная схема которой приведена на рис. 1.15. Фотография контактной сети 25 кВ показана на рис. 1.16. Энергия к подвижному составу передается напряжением 25 кВ, что существенно увеличивает нагрузочную способность СТЭ. Поскольку тяговый электродвигатель может быть выполнен лишь на напряжение 1500…2000 В, на ЭПС переменного тока устанавливаются понижающие трансформаторы с регулируемым напряжением. Кроме того, необходимо преобразование переменного тока в постоянный, точнее пульсирующий, имеющий значительную постоянную составляющую. С этой целью на ЭПС устанавливают выпрямитель. Ранее, начиная с опытного образца 40-х и вплоть до начала 70-х годов двадцатого столетия, эти выпрямители строились на ртутных преобразователях, а позже – на полупроводниковых диодах. В настоящее время на ЭПС устанавливают управляемые выпрямители – статические агрегаты, обладающие обратимостью действия. В режиме тяги они работают как выпрямитель, а при рекуперации – как устройство, преобразующее энергию постоянного тока, вырабатываемую тяговым электродвигателем (ТЭД) в генераторном режиме, 26

в энергию переменного тока.

Рис. 1.15. Схема питания межподстанционной зоны системы тягового электроснабжения переменного тока 1×25 кВ: А, В, С – фазы питающей ЛЭП; ВН – обмотка высшего напряжения; СН – обмотка среднего напряжения (тяговая); НН – обмотка низшего напряжения, используемая для питания нетяговых (районных) потребителей

Поскольку на электровозах переменного тока используются коллекторные двигатели, то и способы регулирования скорости их вращения аналогичны способам регулирования, применяемым на электровозах постоянного тока. Изменение скорости вращения ТЭД осуществляется следующим образом: · регулированием уровня напряжения на зажимах двигателей; · уменьшением потока возбуждения с помощью снижения тока обмотки возбуждения шунтированием ее резистором. Возможность получать регулируемое напряжение путем изменения коэффициента трансформации трансформатора ЭПС позволяет отказаться от комбинированных схем соединения тяговых двигателей, как это имеет место на электровозах постоянного тока. Кроме того, на электровозах переменного тока типа ВЛ-80Р, ВЛ-85, ВЛ-65 имеется возможность регулирования среднего за период питающего напряжения путем задержки момента открытия тиристоров преобразователей. Однако последний способ приводит к значительному искажению формы кривых тока и напряжения, что вызывает необходимость принятия специальных мер по снижению уровня гармонических искажений.

27

Рис. 1.16. Фотография контактной сети 1×25 кВ

Еще одна разновидность электроподвижного состава – электровозы с асинхронными двигателями, которые могут использоваться в системах тяги переменного и постоянного токов. Питание тяговых асинхронных двигателей в обоих случаях осуществляется от преобразователей числа фаз и частоты электрического тока, установленных на электровозе. Скорость вращения асинхронных двигателей в оборотах в минуту определяется вы60 f ражением n = , где f – частота питающего тока, Гц; p – число пар поp люсов. Для целей регулирования могут использоваться две возможности: изменение частоты или изменение числа пар полюсов. Во втором случае регулирование является ступенчатым, а двигатель становится более сложным. Поэтому при наличии преобразователя предпочтение отдается первому способу регулирования. Система тягового переменного тока промышленной частоты имеет следующие преимущества по сравнению с СТЭ постоянного тока: · сокращение расхода меди на сооружение контактной сети примерно в 2…3 раза, сечение проводов КС в среднем составляет 120…130 мм2 (по меди); · снижение потерь напряжения и энергии в устройствах СТЭ; · отсутствие электрокоррозии подземных коммуникаций, что освобождает от принятия мер по их защите; · простота выполнения тяговых подстанций; · значительно большее расстояние между тяговыми подстанциями 28

(в среднем 40…60 км). Недостатки СТЭ 25 кВ: · значительное электромагнитное влияние тяговой сети переменного тока на смежные линии электропередачи и связи, а также металлические коммуникации, расположенные вблизи железных дорог; · большие потоки реактивной мощности, протекающие по тяговым сетям и создающие дополнительные потери энергии и напряжения; · искажение форм кривых тока и напряжения, приводящее к дополнительным потерям и вызывающее помехи в линиях связи, расположенных вблизи железных дорог; · неравномерное потребление энергии от отдельных фаз, приводящее к появлению заметной несимметрии в системах внешнего электроснабжения, а также в сетях районов электроснабжения нетяговых потребителей и, следовательно, к повышенным потерям; · низкая степень использования трансформаторов тяговых подстанций (около 68 % от номинальных значений); · более низкие показатели надежности ЭПС, что связано с установкой на борту дополнительного силового оборудования (трансформатор и выпрямитель). Для снижения отрицательных последствий, вызванных этими недостатками, приходится принимать следующие меры: · защита смежных линий связи от электромагнитного влияния путем замены воздушных линий связи более дорогостоящими кабельными; · компенсация реактивной мощности; · уменьшение степени несимметрии на основе применения специальных схем подключения ТП к высоковольтной питающей сети, а также с помощью таких устройств симметрирования, как пофазно регулируемые источники реактивной мощности и симметрирующие трансформаторы; · снижение отрицательного воздействия высших гармоник на основе фильтров, корректирующих формы кривых токов и напряжений. Одной из разновидностей СТЭ переменного тока является СТЭ промышленной частоты 50 Гц с напряжением в контактной сети 50 кВ. В этом случае используется такая же принципиальная схема, как и при напряжении 25 кВ. Отличительным признаком такой системы является специальный электроподвижной состав, имеющий номинальное напряжение 50 кВ. Поскольку энергия к ЭПС передается вдвое большим напряжением, то потери электроэнергии и напряжения в такой системе заметно ниже, чем в СТЭ 25 кВ. Такие системы эксплуатируются на рудовозных направлениях в Канаде, США и ЮАР. 1.7. Автотрансформаторные СТЭ переменного тока Известно, что потери электроэнергии уменьшаются при увеличении

29

уровня напряжения в сети в квадратичной зависимости. Если одну и ту же мощность передавать, например, при вдвое большем напряжении, то потери электроэнергии уменьшатся примерно в четыре раза. Поднять напряжение в контактной сети не позволяет эксплуатируемый в настоящее время электроподвижной состав, рассчитанный на номинальное напряжение, равное 25 кВ. Однако если на опорах КС смонтировать однофазную ЛЭП с номинальным напряжением 50 кВ, то посредством трансформаторов можно отбирать электроэнергию из этой линии и передавать ее в контактную сеть. Схема может быть упрощена посредством использования в качестве второго провода такой ЛЭП контактной подвески и замены трансформаторов автотрансформаторами. Принцип действия такой СТЭ проиллюстрирован на рис. 1.17. Внешний вид автотрансформаторного пункта показан на рис. 1.18. На рис. 1.19 представлен внешний вид контактной подвески системы 2×25 кВ.

7...25 км

Тяговый трансформатор

Автотрансформатор

Автотрансформатор

27,5 кВ 110/220 кВ

Контактная сеть

Рельсы 27,5 кВ

55 кВ

Питающий провод

Рис. 1.17. Фрагмент схемы СТЭ 2×25 кВ

Более совершенной является система тягового электроснабжения, схема которой приведена на рис. 1.20, отличающаяся от системы 2×25 следующими особенностями: · в качестве силовых приняты трехфазно-двухфазные трансформаторы Скотта; · соотношение витков вторичных обмоток трансформаторов позволяют получать напряжения 25 кВ между контактной сетью и рельсом и 110 кВ между питающим проводом и контактной сетью.

30

Рис. 1.18. Автотрансформаторный пункт СТЭ 2×25 кВ

Рис. 1.19. Контактная сеть СТЭ 2×25 кВ; слева направо: провода контактной сети, питающий провод, провода ДПР и ПР

31

I&A 3w1 / 2

I&B w1 / 2 w1 / 2

I&C

U& A

U& B U& C

U& AB & U U& BC CA

Рис. 1.20. Фрагмент схемы системы тягового электроснабжения 25+85 кВ

Такая система тягового электроснабжения по сравнению с системой 2×25 кВ позволяет в еще большей степени снизить потери напряжения и энергии в тяговой сети. 1.8. Системы тягового электроснабжения переменного тока пониженной частоты В основу системы тяги переменного тока пониженной частоты положена возможность работы коллекторных двигателей как на постоянном, так и на переменном токе. Момент, развиваемый таким двигателем, пропорционален произведению токов якоря I Я и возбуждения I B . При питании двигателя постоянным или выпрямленным напряжением токи в якоре и обмотке возбуждения не меняют своего направления 1. Поэтому момент, развиваемый двигателем, будет либо положительным в случае согласного включения обмоток двигателя и возбуждения (прямой ход) M = CI Я I B , (1.1) либо отрицательным в случае, если в одном из элементов двигателя ток течет в противоположном направлении (обратный ход, рис. 1.21): M = CI Я (- I B ) . (1.2) В формулах (1.1) и (1.2) С – коэффициент, отражающий характеристики конкретного двигателя. Момент, развиваемый двигателем, будет знакопостоянной величиной за все время, пока токи I Я и I B не изменятся по причине регулирования силы тяги или из-за изменения профиля пути.

1

Если не сделать это принудительно в одном из этих элементов с целью изменения направления вращения. 32

IЯ

IЯ

IB

IB Рис. 1.21. Схемы включения двигателя постоянного тока: а) прямой ход; б) обратный ход двигателя

В случае же питания двигателя периодически изменяющимся током (например, током промышленной частоты) токи якоря и обмоток возбуждения будут менять свое направление каждый полупериод, однако изменение направления этих токов будет одновременным. Пусть I ЯM sin w t и I BM sin w t – законы изменения во времени токов якоря и обмотки возбуждения, а I ЯM и I BM – их амплитудные значения. Тогда можно записать: CI I CI I cos 2w t M = CI ЯM I BM sin 2 w t = ЯM BM - ЯM BM . (1.3) 2 2 На основе формулы (1.3) можно сделать следующие выводы: · при питании коллекторного двигателя с обмоткой последовательного возбуждения от источника переменного напряжения момент, развиваемый на его валу, имеет две составляющие – постоянную и переменную, изменяющуюся во времени по гармоническому закону с двойной частотой; · момент колеблется от нуля до некоторого наибольшего значения, оставаясь положительным. Следовательно, при питании коллекторного двигателя переменным током с его вала можно снимать полезный момент для реализации тягового усилия. Этот момент будет пульсирующим. Для тяги это не является большим недостатком, поскольку инерционность поезда, обладающего значительной массой, не позволяет заметно проявляться пульсирующему характеру момента, а тяговое усилие локомотива определяется средним его значением. Однако коллекторные двигатели постоянного тока для применения на переменном токе должны быть модернизированы. Пульсирующее электромагнитное поле будет наводить в массивных частях машины (прежде всего в магнитопроводе) вихревые токи, которые в свою очередь вызовут заметные потери в виде тепла, рассеивающегося в окружающее пространство. Это обстоятельство существенно снижает коэффициент полезного действия тяговой машины постоянного тока в цепях переменного тока. Для того чтобы использование такого двигателя стало эффективным, его подвергают модернизации, заключающейся в том, что все массивные металлические части машины (прежде всего магнитопровод) выполняют шихтованными, как магнитопровод в трансформаторе. Однако это мероприятие не решает всех проблем использования такого двигателя в цепях переменного тока. Прежде всего это относится к проблемам коммутации – процесса переключения секций обмотки якоря. Наличие дополнительной

33

трансформаторной ЭДС делает этот процесс значительно более тяжелым, чем в цепях постоянного тока, где эта ЭДС отсутствует. Опыт показал, что при снижении частоты питающего напряжения процесс коммутации значительно облегчается. Искрение щеток коллекторного аппарата уменьшается, снижается риск появления кругового огня – серьезного аварийного состояния, сопровождающегося коротким замыканием. Исследования показали, что оптимальной является пониженная частота, составляющая одну треть от промышленной частоты. Так появились 2 системы тяги переменного тока пониженной с частотой 16 Гц напряже3 нием 11…16 кВ. Существуют две разновидности таких систем: централизованного и распределенного питания. В первом случае специализированные электрические станции вырабатывают электроэнергию переменного тока пониженной частоты, которая передается по линиям электропередачи также пониженной частоты. От этих ЛЭП питаются тяговые подстанции. Во втором случае тяговые подстанции питаются от ЭЭС, а получение электроэнергии пониженной частоты с требуемым напряжением осуществляется непосредственно на тяговых подстанциях. На рис. 1.22 и 1.23 приводятся структурные схемы этих систем. Фотография контактной сети 15 кВ, 16,67 Гц приведена на рис. 1.24. Электровоз Bombardier Traxx, широко применяемый в СТЭ 15 кВ Германии, показан на рис. 1.25.

16

2 Гц 3

Рис. 1.22. Принципиальная схема СТЭ пониженной частоты централизованного питания

34

ЭЭС 50 Гц

ТП со статическим преобразователем частоты

КC ЭПС

15 кВ, 16

2 Гц 3

Рельсы

Рис. 1.23. Принципиальная схема СТЭ пониженной частоты с распределенным преобразованием электроэнергии

Рис. 1.24. Контактная сеть СТЭ пониженной частоты

К достоинствам системы пониженной частоты относятся следующие: · больший по сравнению с системой тяги постоянного тока уровень напряжения в тяговой сети и, следовательно, увеличенные расстояния между тяговыми подстанциями (в среднем 50 км); · простота схемы тяговых подстанций; · отсутствие гальванического влияния на подземные коммуникации, что освобождает от применения дорогостоящих мер по их защите. К недостаткам систем тяги пониженной частоты можно отнести следующие факторы: · невозможность применения принципа комплексности электрифика-

35

ции, в соответствии с которым электрификации подлежат прилегающие к электрической железной дороге районы; · высокое электромагнитное влияние на смежные линии проводной связи.

Рис. 1.25. Электровоз Bombardier Traxx на железной дороге Германии

1.9. Схемы подключения тяговых подстанций к внешнему электроснабжению Система внешнего электроснабжения электрифицированной железной дороги должна обеспечивать питание тяговых подстанций от территориальной сетевой и иной энергоснабжающей организации на условиях, предусмотренных для потребителей с электроприемниками I категории. При этом необходимо, чтобы выход из работы одной из подстанций (секции шин) ЭСО или питающей линии не приводил к отключению тяговой подстанции. Для этого тяговые подстанции должны иметь двустороннее питание от разных подстанций энергоснабжающей организации или по двум радиальным линиям от различных систем шин одной подстанции ЭСО, имеющей не менее двух источников питания. По двухцепной тупиковой воздушной линии электропередачи допускается питание не более одной тяговой подстанции. При двустороннем питании подстанций по одноцепной воздушной линии число промежуточных подстанций (в том числе и подстанций, не питающих тягу), включаемых в рассечку ВЛ между опорным подстанциями по схеме, приведенной на рис. 1.26, как правило, не должно быть более трех. При электроснабжении тяговых подстанций от двухцепной ВЛ на участке между двумя опорными подстанциями рекомендуется питание

36

не более перечисленного ниже количества промежуточных ТП, присоединяемых по схеме рис. 1.27: · пяти – для ВЛ 220 кВ при электрификации тяги как на постоянном, так и на переменном токе; · пяти – для ВЛ 110 кВ при электрификации на постоянном токе; · трех – для ВЛ 110 кВ при электрификации на переменном токе.

Рис. 1.26. Схема питания тяговых подстанций по одноцепным ВЛ

Рис. 1.27. Схемы питания различного числа тяговых подстанций по двухцепным ВЛ на общих опорах

От двух одноцепных ВЛ с двусторонним питанием на участке между опорными подстанциями рекомендуется питание нижеперечисленного количества промежуточных подстанций (включая подстанции, не питающие тягу), присоединяемых по схеме рис. 1.28: · не более пяти – для ВЛ 220 кВ при электрификации тяги как на постоянном, так и на переменном токе; · не более пяти – для ВЛ 110 кВ при электрификации тяги на постоянном токе; · не более трех – для ВЛ 110 кВ при электрификации тяги на переменном токе. На слабонагруженных участках железных дорог допускается обеспе-

37

чение надежности питания тяговых подстанций как потребителей с электроприемниками II категории: · одностороннее питание тяговых подстанций; · питание ТП от одной секционированной линии электропередачи при условии подключения смежных подстанций к разным секциям линии; · подключение подстанций к питающей линии электропередачи отпайкой с помощью одного ввода с выключателем.

Рис. 1.28. Схемы питания тяговых подстанций по двум одноцепным ВЛ

К слабонагруженным относят однопутные железнодорожные участки с размерами движения до 24 пар поездов в сутки. Воздушные линии электропередачи в особо гололедных и лавиноопасных районах, независимо от принимаемых схем питания тяговых подстанций, должны выполняться на одноцепных опорах. С целью симметрирования токов в СВЭ присоединение всех тяговых подстанций переменного тока к ВЛ и подстанциям ЭЭС должно производиться с циклическим подключением наиболее загруженных фаз тяговых подстанций к разным фазам ВЛ. Фазировку тяговых подстанций системы 1×25 кВ с трехфазными трансформаторами рекомендуется осуществлять по схеме, показанной на рис. 1.29, с чередованием фазировки по рис. 1.30. Подстанции с симметрирующими трансформаторами не требуют специальной фазировки. Схемы фазировки ТП применяются для создания равномерной нагрузки по фазам питающей ЭЭС и обеспечения двустороннего питания межподстанционных зон. В простейшем случае одностороннего питания тяговых подстанций составляется цикл из трех ТП с разным чередованием фаз, обеспечивающий одинаковую загрузку фаз питающей сети на участке между источником электрической энергии и первой подстанцией. При 38

этом генераторы работают в нормальном симметричном режиме, а потери мощности и напряжения ЛЭП минимальны.

U& bc

U& ac

U& bc

U& ac

U& Bт

U& Aт

U& Aт

U& Cт

U& ac

U& Bт

U& ab U& bc

U& Bт

U& Cт

U& bc

U& ac

U& ab

U& Aт

U& ab

U& Cт

U& bc U& ac

Рис. 1.29. Схемы фазировки тяговых подстанций переменного тока и векторные диаграммы напряжений трансформаторов: пунктиром показаны векторы напряжений незагруженных фаз

Рис. 1.30. Схема чередования типов тяговых подстанций переменного тока

Подстанция I типа подключена зажимами первичной обмотки тягового трансформатора к одноименным зажимам питающей ЭЭС. Протекание по фазам вторичной обмотки токов двухплечевой нагрузки приводит к эффектам отстающей и опережающей фазы. По фазе ac протекает ток «своего» плеча («желтая» фаза) и ток соседнего плеча, сдвинутого в сторону отставания от напряжения. Это приводит к повышенному потреблению реактивной мощности отстающего плеча и к уменьшению напряжения по сравнению с опережающей («красной») фазой, где реактивное потребление за счет смежного плеча понижено. Средняя фаза bc тяговой

39

обмотки и фаза B первичной обмотки оказываются наименее загруженными. У подстанции II типа из-за другой схемы подключения первичной обмотки трансформатора к питающей сети (в обратной последовательности фаз – ACB) отстающей является фаза bc. Питание межподстанционной зоны левого плеча для согласования со смежной подстанцией возможно только от узла а. Подстанция III типа подключается трансформаторными зажимами к внешней сети в последовательности фаз CAB. Отстающей фазой тяги здесь является фаза ab. Питание межподстанционной зоны левого плеча должно осуществляться от узла b. Стыкование правого плеча возможно только со смежной ТП III типа. Порядок чередования тяговых подстанций определяется необходимостью чередования наименее загруженных фаз внешней сети и возможностью двустороннего питания межподстанционных зон. В связи с этим обычной схемой подключения тяговых подстанций является схема, отображенная на рис. 1.30, которая используется как при питании подстанций от одной ЛЭП, так и при питании от двух ЛЭП. Эта схема предполагает использование цикла из трех тяговых подстанций; двустороннее питание межподстанционных зон за пределами участка рис. 1.30 возможно только при условии фазировки прилегающих смежных подстанций по I типу. Подключение группы ТП к линии электропередачи с использованием чередования фаз полностью не решает проблемы несимметрии токов и напряжений ввиду следующих факторов: · разного расстояния от подстанций до источников питания; · электроснабжения ТП от двух линий электропередачи для обеспечения резервирования; · изменения тяговой нагрузки при движении поездов. Однофазные тяговые трансформаторы системы 2×25 кВ подключаются на линейные напряжения питающей трехфазной сети с чередованием подключения на разные фазы (AB, BC, CA) для выравнивания нагрузки на трехфазную питающую систему. Типичная схема подключения цикла тяговых подстанций к двухцепной линии электропередачи, используемая для повышения надежности электроснабжения, показана на рис. 1.31. Подстанции ТП1, ТП2, ТП4 являются промежуточными, они получают питание только от одной из цепей линии; подстанция ТП3 – опорная, к ней присоединены обе трехфазные линии. Трансформатор подстанции ТП1 присоединен на линейное напряжение АВ, трансформаторы подстанции ТП2 – на напряжения АВ (для согласования с трансформатором подстанции ТП1) и ВС; трансформаторы подстанции ТП3 питаются напряжениями ВС и СА, трансформаторы ТП4 – СА и АВ; далее фазировка подключения повторяется.

40

Рис. 1.31. Схема питания тяговых подстанций от двухцепной ЛЭП

Контрольные вопросы 1. Дайте характеристику систем электрической тяги. 2. В чем состоят основные преимущества электрической тяги перед тепловозной? 3. Какие виды систем тягового электроснабжения используются в России? 4. Назовите достоинства и недостатки системы тягового СТЭ 3 кВ. 5. Назовите достоинства и недостатки системы тягового СТЭ 25 кВ. 6. Укажите основные особенности СТЭ 2×25 кВ. 7. Как осуществляется присоединение тяговых подстанций СТЭ 25 кВ к питающей линии электропередачи?

41

2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА 2.1. Требования к надежности электроснабжения По надежности электроснабжения электроприемники железнодорожного транспорта в соответствии с инструкцией ЦЭ-4846 разделяются на три категории. К первой категории относятся электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, срыв графика движения поездов, принести значительный ущерб железнодорожному транспорту. Из этой категории выделяется особая группа потребителей, надежная работа которых необходима для бесперебойного движения поездов, предотвращения угрозы жизни людей, пожаров и исключения большого ущерба экономике ОАО «РЖД». Ко второй категории относятся электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к нарушению движения поездов, производственного цикла крупных предприятий. К третьей категории относятся все остальные электроприемники. Электроснабжение потребителей первой категории должно обеспечиваться от двух независимых взаиморезервируемых источников питания, и перерыв его может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. Для потребителей особой группы должно быть предусмотрено питание от третьего независимого источника. Электроприемники второй категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников. При отказе одного из них допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения второго дежурным персоналом или выездной бригадой. Допускается питание электроприемников второй категории от одного трансформатора при наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены поврежденного трансформатора за время не более одних суток. Кабельные вставки должны выполняться двумя кабелями, каждый из которых выбирается по длительно допустимой нагрузке линии. Электроснабжение электроприемников третьей категории может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения в случае повреждения не превышают одних суток. Инструкция по категорийности ЦЭ-4846 к особой группе первой категории относит центральный пост диспетчерской централизации, пост электрической централизации станций с числом стрелок 7 и более, узел связи, радиорелейные станции, приемные и передающие центры КВ радиосвязи и ряд других потребителей. Среди электроприемников первой категории числятся автоматическая и полуавтоматическая блокировка, пост ЭЦ с числом стрелок менее 7, механизированная и автоматизированная сортировочная горка, пункт обнаружения нагрева букс, переездная сигнализа42

ция, электроприемники технологических нагрузок энергодиспетчерского пункта, устройства телеуправления, телесигнализации и дистанционного управления разъединителями и другие. К потребителям второй категории относятся устройства станционной блокировки на малодеятельных линиях, устройства громкоговорящей связи, механический цех депо, очистные сооружения всех предприятий транспорта и другие. 2.2. Схемы электроснабжения предприятий железнодорожного транспорта Основными источниками питания крупной станции и узла, как привило, являются электрические сети и подстанции энергосистемы. На электрифицированных железных дорогах в качестве источника питания используются тяговые подстанции. При питании от тяговых подстанций используются схемы, показанные на рис. 2.1…2.4. 110 кВ

НП

НП

ВА

ВА

а) б) Рис. 2.1. Схемы питания нетяговых потребителей от ТП постоянного тока

В СТЭ постоянного тока тяговые трансформаторы в блоке с выпрямительными агрегатами подключаются к шинам 10 кВ. Питание районных потребителей может осуществляться от общих двух- или трехобмоточных трансформаторов по рис. 2.1, а, б. Питание района от тяговых подстанций переменного тока с высшим напряжением 110 кВ может осуществляться от трехобмоточных тяговых трансформаторов или от районных понизительных трансформаторов (рис. 2.2). Когда для электроснабжения района электроснабжения нетяговых потребителей (РЭС) требуется одно питающее напряжение, наиболее целесообразна схема питания от третьей обмотки тяговых трансформаторов (рис. 2.2, а). При наличии стационарной нагрузки на двух напряжениях может

43

оказаться более эффективным вариант питания от отдельных трансформаторов (рис. 2.2, б).

а) б) Рис. 2.2. Варианты питания нетяговых потребителей от ТП переменного тока: НП – нетяговый потребитель

Для тяговой подстанции переменного тока с мощными нетяговыми потребителями целесообразно питание районной и тяговой нагрузок от отдельных трансформаторов (рис. 2.3) или от автотрансформаторов с напряжениями 220/110/27.5 кВ (рис. 2.4).

Рис. 2.3. Схема питания мощных нетяговых потребителей от ТП переменного тока

Рис. 2.4. Схема питания нетяговых потребителей от ТП переменного тока с автотрансформаторами

Для распределительных сетей принято, как правило, напряжение 10 кВ, при котором сеть имеет лучшие технико-экономические показатели, чем при напряжении 6 кВ. 44

В распределительных сетях напряжением 6–10 кВ обычно используются двухступенчатые схемы питания: · первая ступень – напряжение от источника питания по питающим линиям подается на центральный распределительный пункт или распределительную подстанцию; · вторая ступень – распределительные сети от распределительного пункта до трансформаторных подстанций потребителей. От ИП до РП предусматривается не менее двух питающих линий, подключаемых к разным секциям шин распределительного пункта. На крупных станциях и узлах может быть несколько РП. Между ними, как правило, обеспечивается связь для взаимного резервирования в послеаварийных режимах. Все элементы системы должны быть под нагрузкой, что наряду с улучшением технико-экономических показателей повышает надежность работы системы электроснабжения. В большинстве случаев предусматривают раздельную работу элементов системы электроснабжения – линий и трансформаторов. При этом снижаются токи короткого замыкания (КЗ) и упрощается релейная защита. Для повышения надежности осуществляется секционирование всех звеньев от ИП до сборных шин низкого напряжения трансформаторных подстанций с применением простейших схем автоматического включения резерва. В распределительных сетях применяют радиальные (рис. 2.5, а), магистральные (рис. 2.5, б) и смешанные схемы (рис. 2.5, в).

а)

б) в) Рис. 2.5. Схемы распределительных сетей

Радиальные схемы (рис. 2.5, а) используют, как правило, для питания отдаленных или отдельных крупных сосредоточенных нагрузок, а также в случаях, когда нагрузки расположены в различных направлениях от ИП или РП. Нагрузки первой категории питают по двум радиальным линиям, работающим раздельно на свои секции. При этом на стороне вторичного напряжения выполняют АВР секционного аппарата. Питание отдаленных однотрансформаторных подстанций осуществляется по одиночной радиальной линии. При питании от них потребителей второй категории по кабельным линиям прокладывают два кабеля, каждый из которых рассчитан на полную нагрузку подстанции.

45

а)

б) Рис. 2.6. Магистральные схемы

Магистральные схемы используют на второй ступени распределения энергии (от ЦРП и РП до трансформаторных подстанций потребителей). Схемы могут быть одиночными с односторонним и двусторонним питанием, а также с несколькими параллельными магистралями. Одиночные магистрали (рис. 2.6, а) применяют в тех случаях, когда допустим перерыв питания на время отыскания и восстановления поврежденного участка. Питающие линии выполняют, как правило, воздушными, подстанции присоединяют с помощью отпаек. Схемы с двусторонним питанием (рис. 2.7) широко используют для питания ответственных потребителей. При питании нагрузок первой категории эти схемы выполняют разомкнутыми.

Рис. 2.7. Магистральная схема с двусторонним питанием: АВР – устройство автоматического ввода резервного питания

При необходимости питания нескольких трансформаторных подстанций с потребителями первой и второй категорий применяют схемы с двойными сквозными магистралями. Смешанные схемы также применяют для питания трансформаторных подстанций с потребителями первой и второй категорий. В некоторых случаях, в частности при питании объектов жилищнокоммунального хозяйства, могут применяться петлевые схемы (рис. 2.8).

46

ИП

Рис. 2.8. Петлевая схема

Приведенные выше схемы показывают, что системы электроснабжения могут иметь разнообразную структуру. Тем не менее, можно представить обобщенную структуру СЭС, показанную на рис. 2.9.

Рис. 2.9. Обобщенная структура СЭС: ВВ ЭП – высоковольтные электроприемники; НВ ЭП – низковольтные электроприемники; ТП – тяговая подстанция

47

Центром электрического питания может быть главная понизительная подстанция, если электроэнергия от источника (тяговой подстанции или ПС ЭЭС) передается на напряжении 35, 110, 220 кВ, или центральный распределительный пункт, если электроэнергия передается на напряжении 6-10 кВ. Главная понизительная подстанция выполняет две функции: преобразует электроэнергию на напряжение 6–10 кВ и распределяет электроэнергию в высоковольтную распределительную сеть. Центральный распределительный пункт выполняет только функцию распределения электроэнергии. Высоковольтная распределительная сеть осуществляет передачу и распределение электроэнергии от ЦП к подстанциям 10/0,4 кВ и высоковольтным электроприемникам, если они имеются у потребителя. Трансформаторные подстанции 6–10/0,4 кВ преобразуют электроэнергию, полученную от распределительной сети на напряжении 0,4 кВ, и передают её в низковольтную распределительную сеть. Низковольтная сеть осуществляет передачи и распределение электроэнергии среди большего числа электроприемников у потребителя на напряжении 380/220 В. Совокупность электротехнических устройств, относящихся к ЦП, а также к высоковольтной и низковольтной сетям, называют системой внутреннего электроснабжения, а сеть, обеспечивающую передачу электроэнергии к центру питания СЭС2, – системой внешнего электроснабжения. При большой величине нагрузки электрифицированного технологического процесса предприятия его электроснабжение может быть реализовано по принципу глубокого ввода, когда электроэнергия из ЭСО на напряжении 35 кВ и выше поступает к подстанциям глубокого ввода. Задача этих подстанций состоит в исключении промежуточных ступеней трансформации, за счет чего сокращаются потери электроэнергии. При наличии ПГВ они могут исполнять роль ЦП или реализовываться совместно с ним. В общем случае формирование систем электроснабжения базируется на следующих принципах: · питание от ЭЭС как централизованных источников энергии, что обеспечивает высокую надежность электроснабжения, лучшее качество электроэнергии и меньшие затраты в сравнении с автономными СЭС; · совместное электроснабжение нескольких потребителей (иногда различной ведомственной принадлежности и различных форм собственности), что приводит к формированию субабонентов и к появлению дополнительных границ раздела балансовой принадлежности электрических сетей; · взаимное резервирование элементов СЭС, что обеспечивает повышение надежности электроснабжения;

2

Эта сеть часто является собственностью энергоснабжающей организации.

48

· автоматическая защита всех элементов СЭС, что обеспечивает необходимый уровень надежности электроснабжения; · применение закрытого и защищенного от случайного или несанкционированного доступа электрооборудования, которое обеспечивает повышение безопасности; · широкое применение комплектного электрооборудования, что повышает безопасность, надежность и экономичность СЭС; · централизация и автоматизация управления, приводящие к более высокой эффективности функционирования системы электроснабжения. С учетом сформулированных принципов ниже рассмотрены основные сегменты СЭС. 2.3. Центр электрического питания Структура центра электрического питания СЭС (пункта приема электроэнергии) зависит от большого числа факторов, главными из которых являются величина электрической нагрузки потребителя, особенности его работы, режимы отдельных электроприемников и схема высоковольтной распределительной сети. В зависимости от величины питающего напряжения существует два вида центров электрического питания: главная понизительная подстанция (ГПП) и центральный (главный) распределительный пункт (ЦРП, ГРП), рис. 2.10.

Рис. 2.10. ГПП и ЦРП (ГРП)

2.3.1. Главная понизительная подстанция При выборе схемных решений ГПП (рис. 2.11) обычно используют следующие принципы: • применение простых схем с минимальным числом выключателей; • использование одной системы сборных шин с разделением на секции; • применение раздельной работы линий и трансформаторов и блочных схем.

49

Структурно ГПП состоит из трех частей: • распределительное устройство высшего напряжения (РУ ВН); • трансформаторы; • распределительное устройство низшего напряжения (РУ НН).

Рис. 2.11. Внешний вид оборудования ГПП

Если на ГПП есть РУ среднего напряжения, то структура состоит из следующих элементов: РУ ВН, трансформаторы, РУ СН и РУ НН. Основной принцип выполнения РУ ВН состоит в упрощении схемы и конструкции с целью удешевления, поэтому часто оно выполняется без сборных шин по упрощенным схемам, к которым можно отнести три основных: • глухое подключение линии электропередачи к трансформатору; • упрощенная схема на блоках «отделитель – короткозамыкатель» ; • схема с выключателями. Глухое подключение линии к трансформатору применяется при выполнении питающей сети 35-110-220 кВ кабельными линиями по радиальной схеме (рис. 2.12). Для обеспечения защиты трансформаторов используется передача отключающего импульса на подстанцию ЭСО, где ЛЭП присоединяется к сборным шинам с помощью коммутационного аппарата. Эта схема отличается повышенной надежностью вследствие отсутствия дополнительных элементов в последовательной цепи передачи электроэнергии. Схема на блоках «отделитель – короткозамыкатель» является достаточно распространенной. На практике применяется несколько разновидно50

стей этих схем, одна из которых приведена на рис. 2.13. В этой схеме при повреждении в одном из трансформаторов защита включает соответствующий короткозамыкатель (QK), который в сетях 35 кВ выполняется двухполюсным, так как эти сети работают с изолированной нейтралью, а в сетях 110 или 220 кВ – однополюсным, потому что эти сети работают с эффективно заземленной нейтралью.

КЛ 35-220 кВ

ГПП

Рис. 2.12. Глухое присоединение трансформаторов

Рис. 2.13. Схема с отделителями и короткозамыкателями

Включение короткозамыкателя QK вызывает искусственное короткое замыкание в электрической сети, которое отключается защитой, установленной на головном участке линии. Головной выключатель линии обеспечивает отключение повреждений не только в линии, но и во всех присоединенных к ней трансформаторах. Во время бестоковой паузы в цикле автоматического повторного включения, которым оснащен головной выключатель, отключается отделитель QR, отделяя поврежденный трансформатор от линии. По окончании бестоковой паузы АПВ напряжение на линии восстанавливается, обеспечивая тем самым электроснабжение остальных потребителей, подключенных к данной линии. Перемычка между вводами РУ ВН, содержащая отделитель и разъединитель, служит для повышения надежности схемы. Так, при плановом или аварийном ремонте одной из питающих линий соответствующий трансформатор получает питание через перемычку. Отделитель в перемычке подключается к его защите, и работа схемы в этом случае аналогична рассмотренной выше. Главный недостаток данной схемы состоит в реализации искусственного короткого замыкания. Кроме того, имеет место невысокая надежность срабатывания короткозамыкателей и отделителей в климатических зонах с интенсивным гололедообразованием.

51

Конструкция отделителя представлена на рис. 2.14, а внешний вид и конструктивная схема короткозамыкателя показаны на рис. 2.15, 2.16.

Рис. 2.14. Отделитель типа ОДЗ-35 с ножами заземления: 1 – шкаф управления; 2 – штанга; 3 – изолятор фарфоровый; 4 – ножи отделителя

Рис. 2.15. Короткозамыкатель КЗ-110

Схема с высоковольтными выключателями (рис. 2.17) обладает более высокой надежностью, но имеет и более высокую стоимость. Если перемычка в РУ ВН выполнена только на разъединителях, то она называется неавтоматической, а если в её составе имеется аппарат, реализующий защитно-коммутационную функцию, то такая перемычка называется автоматической. 52

Рис. 2.16. Короткозамыкатель КЗ-110 (а) и его привод (б): 1 – экранирующее кольцо; 2 – неподвижный контакт; 3 – колонка; 4 – сварная рама; 5 – изолятор; 6 – шина, соединяющая нож короткозамыкателя с землей; 7 – трансформатор тока; 8 – привод; 9 и 24 – тяги; 10 – изолирующая вставка; 11, 13, 17, 23 и 25 – рычаги; 12 – нож; 14, 19, 26 – планки; 15 – вал; 16 – удерживающая стойка; 18 – защелка; 20 – отключающий электромагнит; 21 – блокирующее реле; 22 – втулка ВЛ 35-220 кВ

ГПП

Рис. 2.17. Схема с высоковольтными выключателями

53

Рассмотренные схемы РУ ВН подстанции являются схемами главных соединений, включающие такие электротехнические устройства, по которым протекает поток электрической энергии к электроприемникам. К таким устройствам относятся линии электропередачи, трансформаторы, электрические аппараты, сборные шины. Кроме того, в РУ ВН находятся и другие элементы: · разрядники, служащие для защиты от перенапряжений; · трансформаторы тока и напряжения, обеспечивающие получение информации о параметрах режима работы элементов ГПП; · разъединители и заземляющие ножи, необходимые для безопасного и проведения работ в РУ, и другие элементы. Вторая структурная часть ГПП – трансформаторы (рис. 2.18…2.20).

Рис. 2.18. Общий вид двухобмоточного трансформатора ТМН-6300/110

Рис. 2.19. Общий вид трехобмоточного трансформатора ТМТ-6300/110/35/10

Рис. 2.20. Общий вид трансформатора ТРДН-25000/110 с расщепленной обмоткой низкого напряжения

54

Трансформаторы могут быть двухобмоточными, трехобмоточными или иметь расщепленную вторичную обмотку (рис. 2.21). Трансформаторы ГПП обычно оснащаются устройствами регулирования напряжения под нагрузкой. Трехобмоточные трансформаторы применяются при необходимости иметь в СЭС две распределительных сети, например 10 и 6 кВ или 35 и 10 кВ. Расщепление вторичной обмотки трансформаторов используется для уменьшения уровня токов коротких замыканий, что приводит к удешевлению электрооборудования РУ НН. Номинальные напряжения трансформаторов, используемых на ГПП, могут быть 220(110)/10(6) кВ, 110(35)/10(6) кВ, а номинальные мощности представлены следующим рядом: 4,0; 6,3; 10; 16; 25; 40; 63; 80 МВ·А.

Рис. 2.21. Схемы трансформаторов ГПП

Как правило, трансформаторы ГПП устанавливаются в открытом распределительном устройстве (ОРУ). Исключение составляют лишь такие случаи, когда этого не позволяет сделать окружающая среда, характеризуемая сильной запыленностью или опасными по коррозии выбросами. В таких ситуациях используют закрытую установку трансформаторов, что значительно удорожает подстанцию. При компоновке ГПП учитывают направление подходящих ЛЭП, расположение подъездных путей, рельеф и геологию местности и т. д. Трансформаторы на территории ОРУ, как правило, устанавливаются на специальных фундаментах, при этом используются колеса и рельсы, что позволяет выкатывать их с места установки при проведении ремонтных работ. В конструкции фундамента имеется специальный приямок с пламягасительной решеткой на случай аварийного выброса горящего масла из трансформатора (рис. 2.22). Приямок соединяется трубой с маслосборным баком, расположенным на территории ГПП. Третья структурная часть ГПП – РУ НН, которое имеет большое количество возможных вариантов реализации. На территории городов и промышленных предприятий оно выполняется в виде закрытых распределительных устройств, размещаемых либо в специальном здании, либо в производственном помещении. Возможно использование комплектных РУ наружной установки типа КРУН (рис. 2.23).

55

Рис. 2.22. Конструкция ГПП 220/10 кВ: 1 – трансформатор; 2 – разрядник; 3 – разъединитель; 4 – токопровод; 5 – маслосборник; 6 – маслопровод; 7 – кабельный канал; 8 – кабельная эстакада; 9 – молниеотвод; 10 – место для ремонта трансформаторов

Рис. 2.23. Комплектное РУ НН

Наиболее простым и массовым вариантом РУ НН является схема с одной системой секционированных сборных шин (рис. 2.24), работающих в нормальном режиме раздельно с целью уменьшения уровня токов короткого замыкания. В здании ЗРУ может размещаться и другое электрооборудование: конденсаторные батареи для компенсации реактивных нагрузок, технические средства автоматизации и диспетчеризации управления СЭС. Кроме указанных выше трех основных структурных частей на ГПП могут быть и другие элементы:

56

• заземляющее устройство; • устройство молниезащиты; • устройства компенсации емкостных токов замыкания на землю; • устройства высокочастотной связи по проводам ЛЭП; • вспомогательные механизмы и сооружения, необходимые для проведения ремонтных работ, и другие элементы.

Рис. 2.24. Схема РУ НН

2.3.2. Центральный распределительный пункт Если при приеме электроэнергии в СЭС не предусмотрено преобразование напряжения, то в качестве центра питания используется ЦРП (ГРП). Он служит для распределения электроэнергии, поступающей потребителю на напряжении 6(10) кВ. Это возможно в двух случаях. Первый случай соответствует передаче электроэнергии на генераторном напряжении от близко расположенной ТЭЦ, второй, самый массовый, заключается в получении электроэнергии от тяговой подстанции или от ПС ЭЭС, имеющих РУ 6(10) кВ. Основные принципы выполнения ЦРП следующие: · закрытое исполнение, либо в отдельном здании, либо в производственном помещении; · применение простейших схем с одной системой секционированных сборных шин. Формирование распределительного устройства осуществляется с помощью комплектных распределительных устройств (КРУ). Конструктивно они представляют собой металлическую конструкцию, разделенную на от57

секи, в которых располагаются сборные шины, электрические аппараты (выключатели, предохранители, разъединители), измерительные трансформаторы, а также приборы защиты и измерения. Применение КРУ дает значительное упрощение строительной части. Кроме того, практика их эксплуатации показала более надежную их работу по сравнению с обычными сборными РУ. Комплектные распределительные устройства имеют два конструктивных исполнения: • стационарные комплектные распределительные устройства одностороннего обслуживания (камеры типа КСО), в которых электрические аппараты, привод и все приборы устанавливаются стационарно (рис. 2.25); • выкатные комплектные распределительные устройства (ячейки типа КРУ), в которых выключатель с приводом располагается на специальной выкатной тележке, оснащенной втычными контактами (рис. 2.26).

Рис. 2.25. Камеры типа КСО

Рис. 2.26. Ячейка КРУ

58

2.3.3. Структура высоковольтной распределительной сети Следующим сегментом СЭС является высоковольтная распределительная сеть, осуществляющая распределение электроэнергии от ЦП между высоковольтными электроприемниками и ПС 6-10-20/0,4 кВ. Напряжение 6 кВ приводит к наибольшим затратам вследствие повышенных потерь электроэнергии в сети. Его применение оправдано при большом количестве электроприемников мощностью 300…1000 кВт с номинальным напряжением 6 кВ или при напряжении существующего источника питания 6 кВ. Последняя ситуация характерна для электроснабжения небольших потребителей как субабонентов от имеющейся и близкорасположенной системы электроснабжения, высоковольтная электрическая сеть которой реализована на напряжении 6 кВ. Наиболее распространенным для распределительной сети является напряжение 10 кВ. Если у потребителя имеется несколько электроприемников на напряжение 6 кВ, то их целесообразно запитать от ТрП 10/6 кВ. На напряжение 10 кВ в России производится наибольшее количество электротехнической продукции. Напряжение 20 кВ самое экономичное, но пока в нашей стране широко не используется из-за отсутствия необходимого электрооборудования. В качестве примера на рис. 2.27 показано РУ НН подстанции 220/20 кВ.

Рис. 2.27. Подстанция 220/20 кВ

59

Основные факторы, влияющие на выбор схемы: • конкретная структура СЭС; • распределяемая сетью мощность; • требуемая степень надежности электроснабжения; • особенности расположения подстанций на генеральном плане объекта и их общее количество; • условия прокладки воздушных и кабельных ЛЭП и особенности среды. На основании опыта проектирования и эксплуатации систем электроснабжения в настоящее время сформировались следующие типовые схемные решения электрических сетей: • радиальная; • магистральная; • радиально-магистральная; • кольцевая; • с двусторонним питанием. Радиальной называется такая схема, когда каждая подстанция питается от ЦП по отдельной линии, подключенной к РУ через отдельную ячейку (рис. 2.28). Если подстанция двухтрансформаторная, то к ней подходит двухцепная ЛЭП с разных секций ЦП.

Рис. 2.28. Радиальная распределительная сеть

Радиальные схемы обладают большой надежностью, так как при повреждении какой-либо линии отключается только один потребитель. Однако их сооружение требует значительных затрат из-за необходимости прокладки большого количества кабелей и установки большого числа ячеек в РУ 6(10) кВ. Радиальные схемы целесообразны в тех случаях, когда существуют крупные сосредоточенные нагрузки, расположенные в разных направлениях от ЦП. 60

Магистральной называется такая схема, когда каждая ЛЭП, отходящая от ЦП, питает несколько трансформаторных подстанций 6(10)/0,4 кВ. Различают следующие разновидности магистральных схем, используемых в СЭС: • одиночная магистраль, когда к подстанциям идут одноцепные ЛЭП (рис. 2.29); • двойная магистраль, когда к подстанциям идут двухцепные ЛЭП (рис. 2.30).

РУ 10 кВ

ТП1

Рис. 2.29. Одиночная магистраль

ТП2

Рис. 2.30. Двойная магистраль

Магистральные схемы по сравнению с радиальными имеют более низкую стоимость, определяемую меньшим количеством электрических аппаратов в РУ ЦП, и пониженную надежность. Выход из строя ЛЭП головного участка магистрали приводит к прекращению электроснабжения всех потребителей, подключенных к ней. Радиально-магистральной (смешанной) является такая схема, в которой присутствуют фрагменты радиальных и магистральных схем (рис. 2.31). Петлевая схема представляет собой модификацию магистральной, заключающуюся в том, что кольцо начинается на одной секции РУ, а заканчивается на другой (рис. 2.32). Следует отметить, что кольцо, состоящее из определенного количества ЛЭП, соединяющих подстанции и секции распределительного устройства источника питания, должно быть разомкнуто в какой-либо точке. В противном случае по кольцу будет протекать уравнительный ток, определяемый разностью потенциалов одноименных фаз секций РУ источника и суммарным сопротивлением линий кольца. Достоинством петлевых схем является их высокая надежность, обусловленная тем, что выход из строя любой из линий не приводит 61

к значительному ограничению электроснабжения потребителей, так как всегда можно найти состояние схемы, позволяющее передать электроэнергию к большинству трансформаторных подстанций. При использовании реклоузеров реконфигурация схемы может проводиться автоматически. Недостаток кольцевых схем состоит в том, что они дороже классических магистралей из-за большей протяженности ЛЭП и увеличенного сечения токоведущих частей.

РУ 10 кВ

ТП1

ТП2

ТП3

Рис. 2.31. Радиально-магистральная сеть

Рис. 2.32. Петлевая сеть

Схема с двусторонним питанием принципиально отличается от петлевой лишь тем, что присоединена не к одному источнику (хотя и к разным секциям РУ), а к двум, расположенным на некотором расстоянии друг от друга (рис. 2.33).

62

ИП1

ИП2 10 кВ

10 кВ

ТП1

ТП2

ТПn

Рис. 2.33. Схема с двусторонним питанием

На крупных предприятиях используются многоуровневые схемы внутризаводской сети, использующей промежуточные распределительные пункты (рис. 2.34). ГПП 110 кВ

10 кВ

Промежуточный РП

М 3

М 3

10 кВ

М 3

М 3

М 3

М 3

Рис. 2.34. СЭС с промежуточным РП

Конструктивно промежуточные РП выполняются в виде закрытого распределительного устройства с использованием комплектного оборудования серий КСО либо КРУ. Иногда на основании технико-экономических условий может быть принято открытое исполнение РП с применением комплектного оборудования наружной установки (рис. 2.35). Наиболее часто СЭС с промежуточными РП применяются при наличии высоковольтных электродвигателей.

63

Рис. 2.35. Внешний вид РП, построенного с использованием КРУН

2.3.4. Конструктивное исполнение высоковольтной распределительной сети Высоковольтные электрические сети выполняются воздушными, кабельными линиями и токопроводами (рис. 2.36). Воздушные линии предназначены для передачи электроэнергии на расстояние по проводам, подвешенным на опорах. Основными конструктивными элементами ВЛ являются провода, тросы, опоры, изоляторы и линейная арматура. Провода служат для передачи электроэнергии. В верхней части опор над проводами для защиты ВЛ от грозовых перенапряжений монтируют грозозащитные тросы. Опоры поддерживают провода и тросы на определенной высоте над уровнем земли или воды. Изоляторы изолируют провода от опоры. С помощью линейной арматуры провода закрепляются на изоляторах, а изоляторы на опорах. Основными типами опор ВЛ являются анкерные и промежуточные (рис. 2.37). Опоры этих двух основных групп различаются способом подвески проводов. На промежуточных опорах провода подвешиваются с помощью поддерживающих изоляторов. Промежуточные опоры устанавливаются на прямых участках ВЛ для поддержания провода в анкерном пролете. Промежуточная опора дешевле и проще в изготовлении, чем анкерная, так как благодаря одинаковому тяжению проводов по обеим сторонам она при необорванных проводах, т. е. в нормальном режиме, не испытывает усилий вдоль линии. Промежуточные опоры составляют 80…90 % общего числа опор ВЛ.

64

а)

б)

в) Рис. 2.36. Примеры конструктивного выполнения высоковольтной сети: а) воздушная ЛЭП; б) кабельная ЛЭП; в) пофазно изолированный токопровод

Рис. 2.37. Разрез воздушной ЛЭП

65

Анкерные опоры предназначены для жесткого закрепления проводов в особо ответственных точках ВЛ: на пересечениях инженерных сооружений и на концах ВЛ. Анкерные опоры рассчитываются на восприятие односторонних тяжений по проводам и тросам, при обрыве проводов или тросов в примыкающем пролете. Анкерные опоры значительно сложнее и дороже промежуточных, и поэтому число их на каждой линии должно быть минимальным. Классификация опор ВЛ по материалу представлена на рис. 2.38.

Рис. 2.38. Классификация опор ВЛ по материалу

Деревянные опоры получили широкое распространение при строительстве ВЛ 0,4-6-10 кВ. Преимущества деревянных опор состоят в следующем. 1. Они хорошо работают на изгиб, то есть не ломаются при значительных ветровых и гололедных нагрузках, которых иногда не могут выдержать железобетонные опоры. Гибкость дерева также позволяет обращаться с опорами из этого материала не столь аккуратно, как это необходимо при работе с хрупкими железобетонными опорами. 2. Деревянные опоры довольно легкие. Это приводит к серьезному сокращению затрат на транспортировку и установку опор по сравнению с железобетонными. Тяжелая железобетонная опора с хорошо закрепленными на ней проводами, падая, увлекает за собой соседние опоры по всему анкерному пролету. Такая ситуация называется «эффектом домино». А поврежденная деревянная опора удерживается на натянутых проводах, что сокращает количество аварийных отключений на линиях.

66

3. Нормативный срок эксплуатации железобетонных опор – 33 года, а качественно пропитанных деревянных опор – 40 лет. Внешний вид ВЛ с деревянными опорами показаны на рис. 2.39, 2.40.

а) б) Рис. 2.39. ВЛ с деревянными опорами: а) деревянная опора с проводами и кабелями различного назначения; б) деревянная опора со столбовой трансформаторной подстанцией

а) б) Рис. 2.40. Зарубежные ВЛ с деревянными опорами: а) ВЛ на напряжение 110 кВ на деревянных опорах в Финляндии; б) одноцепная ВЛ 20 кВ

Железобетонные опоры ЛЭП могут эксплуатироваться в районах с расчетной температурой воздуха до –55 °С. Внешний вид ВЛ 110 кВ, смонтированной на железобетонных опорах, показан на рис. 2.41. Основным элементом железобетонных опор являются центрифугированные или вибрированные железобетонные стойки. Наибольшей прочностью и долговечностью отличаются опоры линий электропередачи на центрифугированных стойках. Помимо вибрированных и центрифугированных

67

стоек, в состав железобетонной опоры ЛЭП могут входить подкосы, приставки, опорно-анкерные плиты, ригели, анкеры для оттяжек, нижняя бетонная крышка (подпятник) и металлоконструкции в виде траверс, надставок, тросостоек, оголовников, хомутов, оттяжек, внутренних связей, узлов крепления. Крепление металлоконструкций к стойке опоры осуществляется с помощью хомутов или сквозных болтов. Закрепление в грунте производится путем установки их в цилиндрический котлован с последующим заполнением пазух песчано-гравийной смесью. Для обеспечения необходимой прочности заделки в слабых грунтах на подземной части опор ВЛ закрепляются ригели. Главный недостаток опор из железобетона – низкие прочностные и весовые характеристики и, как следствие, высокие затраты при транспортировке из-за больших габаритов и массы изделий. Достоинство заключается в высокой коррозионной стойкости к агрессивной среде.

Рис. 2.41. ВЛ 110 кВ на железобетонных опорах

По конструкции металлические опоры подразделяются на следующие виды: решетчатые, многогранные, а также опоры, выполненные из гнутых профилей. В настоящее время решетчатые опоры имеют наиболее широкое 68

распространение. Они могут эксплуатироваться в районах с расчетной температурой воздуха до – 65 °С. Главные преимущества решетчатых опор состоят в их высокой прочности и универсальности. Недостатки – значительная материалоемкость и вес конструкции. Более эффективной конструкцией являются многогранные металлические опоры, которые в современных условиях начинают активно использоваться в электросетевом строительстве (рис. 2.42).

Рис. 2.42. ВЛ, смонтированных на многогранных металлических опорах

Основные преимущества ММО состоят в следующем. Надёжность. Многогранные металлические опоры значительно надёжнее бетонных и решётчатых, особенно в сложных гололёдноветровых условиях. В аварийном режиме ММО выдерживает нагрузки в 2…3 раза больше, чем железобетонная опора. Объёмы разрушений при авариях снижаются в несколько раз. Пролёт между ММО может быть в 2…3 раза больше. Адаптивность. Многогранные опоры, составляющие типовой ряд, могут быть легко модифицированы путём увеличения или уменьшения высоты, толщины стенки, диаметра и т. д. Высокая автоматизация технологического процесса позволяет проводить эти изменения в кратчайшие сроки. Это открывает новые возможности при проектировании ВЛ, позволяет оптимизировать число опор при привязке к конкретным трассам. Транспортабельность. Многогранные опоры в 6…8 раз легче бетонных и решётчатых (130…180 кг против 1200…1500 кг бетонной при высоте опоры 10…12 метров). В связи с малым весом и удобством транспортировки значительно снижаются объёмы транспортных и погрузочноразгрузочных работ. Для транспортировки не требуются специальные транспортные средства. Опоры не разрушаются в процессе транспортировки и погрузочно-разгрузочных работ (выбраковка бетонных опор может доходить до 30 %). Транспортные затраты на перевозку железнодорожным и автомобильным транспортом снижаются в 4…5 раз. Монтажепригодность. Малый вес и высокая степень заводской готовности позволяют устанавливать опору за несколько часов командой из

69

3 человек (это в 3…4 раза быстрее установки бетонных опор). При этом не требуется использования специальных подъёмных механизмов и заливки мощных фундаментов. Резко сокращаются трудозатраты на монтаже и сроки сооружения объектов, особенно в болотистых грунтах и труднодоступных районах. Долговечность. Срок службы многогранных опор (75 лет) в два раза выше, чем у железобетонных. Долговечность может быть повышена за счёт нанесения полимерных покрытий в заводских условиях. Экономичность. Капитальные затраты на сооружение 1 км линий электропередачи на базе многогранных опор на 25…50 % ниже, чем при использовании железобетонных и решётчатых опор. При этом эффект выше при сооружении ЛЭП в отдалённых или сложных регионах. Эксплуатационные затраты вследствие высокой надёжности многогранных опор снижаются на 30…50 %. Усовершенствованные конструкции опор для ВЛ 35 и 110 кВ из гнутых стальных профилей переменного сечения были разработаны в новосибирском ЗАО «ВНПО ЭЛСИ». Опоры ПС35П и ПС110П выполнены на одной базовой стойке, в которой скомбинированы технические решения, использованные в решетчатых башенных опорах и в многогранных опорах переменного сечения. Стойка опор ПС35П и ПС110П выполнена в виде четырех несущих поясов, представляющих собой полуразогнутые швеллеры переменного по высоте опоры сечения. Таким образом, сечение поясов меняется по высоте, как у многогранных опор, а поверхности стойки в области нейтральных осей сечения – решетчатые, как у опор башенного типа. В результате новая конструкция оптимально использует механические свойства стали, что уменьшает вес опоры, не снижая ее несущей способности. Внешний вид ВЛ, смонтированных на опорах из гнутых профилей, представлен на рис. 2.43.

Рис. 2.43. ВЛ, смонтированные на опорах из гнутых профилей

70

Одно из перспективных направлений в электросетевом строительстве состоит в использованием композитных и пластиковых опор. В пос. Хотьково успешно прошли испытания пластиковые опоры 110 и 220 кВ производства ЗАО «Феникс-88», Новосибирск (рис. 2.44). Изготовлены первые опытные образцы с изолирующими траверсами, но проектировщики уже приняли на вооружение этот быстромонтируемый вариант опор. В ряде случаев этот вариант имеет большие преимущества перед традиционными.

Рис. 2.44. Пластиковая опора

Провода воздушных линий. В настоящее время на ВЛ чаще всего применяются неизолированные провода. Материал проводов должен иметь высокую электрическую проводимость, обладать достаточной прочностью, а также быть стойким по отношению к коррозии и химическим воздействиям. В настоящее время наибольшее распространение получили алюминиевые (А) и сталеалюминевые (АС) провода. Стальной сердечник увеличивает механическую прочность, а алюминий является токопроводящей частью. По условию механической прочности на ВЛ выше 1000 В могут применяться алюминиевые провода сечением не менее 35 мм2, сталеалюминевые и стальные – не менее 25 мм2. По конструкции провода могут быть однопроволочными и многопроволочными. Однопроволочный провод состоит из одной круглой проволоки. Такие провода дешевле многопроволочных, однако они менее гибки и имеют меньшую механическую прочность. Многопроволочные провода из одного металла состоят из нескольких свитых между собой проволок. При увеличении сечения увеличивается число проволок. В многопроволочных сталеалюминиевых проводах сердечник провода выполняется из стали, а верхние проволоки – из алюминия (рис. 2.45). Выпускаются сталеалюминиевые провода марок АС, АСКС, АСКП, АСК. Коррозионно-стойкие провода АСКС, АСКП, АСК предназначены 71

для ВЛ, проходящих по побережьям морей, соленых озер и в промышленных районах с загрязненным воздухом. АСКС и АСКП – это провода марки АС, в которых межпроволочное пространство стального сердечника или всего провода заполнено нейтральной смазкой повышенной термостойкости. АСК – провод марки АСКС, где стальной сердечник изолирован двумя слоями полиэтиленовой пленки. В обозначение марки провода вводится номинальное сечение алюминиевой части провода и сечение стального сердечника, например АС 120/19 или АСКС 150/34.

Рис. 2.45. Многопроволочный провод

Высокотемпературные провода могут иметь конструкцию, приведенную на рис. 2.46, в которой внутренний повив токопроводящих проволок и сердечник разделены зазором, заполненным смазкой, стойкой к воздействию высокой температуры. Токопроводящие проволоки внутреннего повива, ближайшего к сердечнику, имеют трапециевидную форму, внешние проволоки могут иметь как круглую, так и трапециевидную форму. Широкое применение за рубежом и в РФ начинают получать провода с улучшенными аэродинамическими характеристиками. Такими свойствами обладает провод AERO-Z (рис. 2.47), состоящий из одного или нескольких концентрических слоев круглых проводов (внутренние слои) и проводов в виде буквы «Z» (внешние слои). Каждый слой имеет скрутку по длине, выполненную с определенным шагом.

72

Рис. 2.46. Высокотемпературный провод марки АСПТз

Рис. 2.47. Провод AERO-Z

В названии AERO-Z отражена не только форма внешних проводников (Z), но и высокие аэродинамические свойства провода. Линейные изоляторы предназначены для изоляции и крепления проводов на ВЛ. Изготовляются они из фарфора, закаленного стекла или полимерных материалов. По конструкции изоляторы разделяют на штыревые и подвесные. Штыревые изоляторы применяются на ВЛ напряжением до 1 кВ и на ВЛ 6-35 кВ. На номинальное напряжение 6-10 кВ и ниже изоляторы изготовляют одноэлементными, а на 20-35 кВ – двухэлементными. Штыревые изоляторы крепятся на опорах при помощи крюков. Внешний вид современных конструкций штыревых изоляторов представлен на рис. 2.48, 2.49. Подвесные изоляторы тарельчатого типа наиболее распространены на ВЛ напряжением 35кВ и выше. Подвесные изоляторы состоят из фарфоро-

73

вой или стеклянной изолирующей части и металлических деталей – шапки и стержня, соединяемых с изолирующей частью посредством цементной связки. Подвесные изоляторы собирают в гирлянды, которые бывают поддерживающими и натяжными. Первые монтируют на промежуточных опорах, вторые – на анкерных. Внешний вид подвесных изоляторов показан на рис. 2.50.

Рис. 2.48. Штыревые и подвесные изоляторы: а) штыревой 6–10 кВ; б) штыревой 20–35 кВ; в) подвесной тарельчатого типа

Рис. 2.49. Современные конструкции штыревых изоляторов

Линейная арматура, применяемая для крепления проводов к изоляторам и изоляторов к опорам, делится на следующие основные виды: зажимы, применяемые для закрепления проводов в гирляндах подвесных изоляторов, сцепная арматура для подвески гирлянд на опорах и соединения многоцепных гирлянд друг с другом, соединители для соединения проводов и тросов в пролете (рис. 2.51).

74

Рис. 2.50. Конструкции подвесных изоляторов

Рис. 2.51. Линейная арматура: а) глухой поддерживающий зажим; б) болтовой натяжной зажим; в) прессуемый натяжной зажим; г) соединитель овальный с обжатием; д) соединитель овальный с закручиванием; е) соединитель прессуемый; ж) подвеска гасителя вибрации у натяжных и поддерживающих зажимов; з) демпфирующая петля; и) распорки

75

Кабельные линии. Кабельные линии, как правило, прокладывают в местах, где затруднено строительство ВЛ (в городах, населенных пунктах, на территории промышленных предприятий). Они имеют ряд преимуществ перед ВЛ, которые состоят в защищенности от атмосферных воздействий, большей надежности и безопасности эксплуатации. Поэтому, несмотря на большую стоимость, КЛ получили широкое распространение в электрических сетях. Кабель 6–35 кВ состоит из токоведущих жил, изоляции и защитных оболочек (рис. 2.52). Жилы выполняют из медной или алюминиевой проволоки и могут быть одно- и многопроволочными. Изоляция кабелей напряжением выше 1 кВ выполняется из пропитанной бумаги и различных пластикатов. Защитные оболочки, препятствующие проникновению влаги, газов и кислот, выполняются свинцовыми, алюминиевыми или полихлорвиниловыми. Для механической защиты оболочек на них накладывается стальная броня, поверх которой, кроме того, накладывается защитный покров из пропитанной кабельной пряжи.

Рис. 2.52. Конструкция кабеля с изоляцией из пропитанной бумаги

На напряжения 110 кВ и выше кабели выполняются маслонаполненными и представляют собой достаточно сложное техническое сооружение. Различают маслонаполненные кабели низкого (до 0,5 МПа) и высокого (1...1,5 МПа) давления. Маслонаполненный кабель низкого давления выполняется с полой токопроводящей жилой, скрученной из отдельных медных проволок (рис. 2.53). Внутри жилы имеется канал, заполненный маслом под давлением, что исключает возможность образования газовых полостей в бумажной изоляции и значительно повышает ее электрическую прочность. Маслопроводящий канал через специальные муфты соединяется с расположенными вдоль трассы баками давления. Фазы маслонаполненного кабеля высокого давления помещаются в стальной трубопровод, поверх которого устраивается антикоррозийное покрытие (рис. 2.54). Стальной трубопровод, являющийся защитой от механических повреждений, заполнен маслом под избыточным давлением.

76

Рис. 2.53. Одножильный маслонаполненный кабель низкого давления: 1 – опорная металлическая спираль; 2 – токоведущая жила; 3 – экран из полупроводящей бумаги; 4 – пропитанная бумажная изоляция; 5 – экран из металлизированной бумаги; 6 – свинцовая оболочка; 7 – вторая свинцовая оболочка; 8 – усиливающие ленты

Рис. 2.54. Одножильный маслонаполненный кабель низкого давления: 1 – опорная металлическая спираль; 2 – токоведущая жила; 3 – экран из полупроводящей бумаги; 4 – пропитанная бумажная изоляция; 5 – экран из металлизированной бумаги; 6 – свинцовая оболочка; 7 – вторая свинцовая оболочка; 8 – усиливающие ленты

Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ-кабели). С начала 1970-х годов кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена (российское обозначение – СПЭ, английское – XLPE, немецкое – VPE, шведское – РЕХ) активно заменяют кабели с бумажной изоляцией в классах среднего и высокого напряжения (рис. 2.55). Сшитый полиэтилен имеет высокие диэлектрические свойства и значительный запас термической стойкости.

Рис. 2.55. СПЭ-кабели: 1 – круглая медная или алюминиевая (многопроволочная или цельнотянутая) жила; 2 – полупроводящий слой по жиле; 3 – изоляция из сшитого полиэтилена; 4 – полупроводящий слой по изоляции; 5 – полупроводящая лента; 6 – экран из медных проволок и медная лента; 7 – разделительный слой; 8 – полиэтиленовая оболочка (усиленная полиэтиленовая оболочка с продольными ребрами жесткости) или оболочка из ПВХ пластиката пониженной горючести

77

Основные достоинства СПЭ-кабелей состоят в следующем: · высокая пропускная способность, которая достигается за счет увеличения допустимой рабочей температуры нагрева жил, а также предельно допустимой температуры нагрева жил в режиме перегрузки; · повышенная надежность, заключающаяся в более высокой термической стойкости кабеля при коротком замыкании (до 250 °С против 200 °С для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией), а также в низком влагопоглощении и наличии в конструкции кабеля герметизирующих элементов; · удобство и экономия при монтаже, связанные со следующими характеристиками СПЭ-кабелей: меньший вес; возможность прокладывать кабель на трассах с неограниченной разностью уровней; отсутствие необходимости предварительного прогрева при температуре воздуха до –20 °С; малый радиус изгиба кабеля (7,5 диаметров). Благодаря хорошему сочетанию электрических, физических и технологических свойств полиэтилен в настоящее время является одним из наиболее применяемых изоляционных материалов при производстве кабелей. Но полиэтилену присущи серьезные недостатки, главным из которых является резкое ухудшение механических свойств при температурах, близких к температуре плавления. Кроме того, при повышенных рабочих температурах наблюдается заметная усадка изоляции, а в ряде случаев и ее растрескивание. Решение этих проблемы стало возможным на основе применения сшитого полиэтилена. Термин «сшивка» подразумевает обработку полиэтилена на молекулярном уровне. Поперечные связи, образующиеся в процессе сшивки между макромолекулами, создают трехмерную структуру, которая и определяет высокие электрические и механические характеристики материала, меньшую гигроскопичность, больший диапазон рабочих температур. При производстве силовых кабелей используются две основных технологии сшивки полиэтилена. При пероксидной сшивке (газовой вулканизации) сшивка полиэтилена происходит при помощи пероксидов в газовой среде (азот) при температуре 300…400 ºС и давлении до 20 атм. Полиэтилен расплавляется вместе с антиокислителями и пероксидами. С повышением температуры пероксиды распадаются, образуя молекулы со свободной связью (рис. 2.56). Эти молекулы отрывают у звеньев полиэтилена по одному атому водорода, что приводит к появлению свободной связи у атома углерода. В соседних слоях молекул атомы углерода объединяются, образуется сетка, которая исключает возможность появления неоднородностей при охлаждении состава. Количество межмолекулярных связей составляет 2–3 на 1000 атомов углерода.

78

CH 2

CH 2

CH 2

CH 2

Рис. 2.56. Пероксидная сшивка полиэтилена

При силановой сшивке в полиэтилен добавляются специальные смеси (силаны) для обеспечения сшивки при более низкой температуре. Слои полиэтилена соединяется посредством так называемого силанового мостика Si–O–Si, а не связи С–С, которая имеет место в пероксидной сшивке. Поскольку каждый атом Si имеет по три свободных связи, то в каждом узле сшивки может быть соединено до шести молекул полиэтилена (при пероксидной сшивке в связи С–С соединяются всего 2 молекулы). Это обеспечивает большую густоту молекулярной сетки, что положительно сказывается на свойствах материала. Силановая технология состоит из двух этапов (рис. 2.57): – внедрение силана в полимер; – сшивка в присутствии воды (объединение до шести молекул в одну), обычно ускоряемая оловянным или другим подходящим катализатором.

а)

б)

H2O

Н

С

Н

Н

С

Н Н Н OR

Н

С

Н

С

С

С

Si

O

Н Н Н OR HOR

Н

С

Н

OR Н Н Н

С

Н

С

Н

С

Н

Si

С

С

OR Н Н Н HOR

Рис. 2.57. Внедрение силана в полимер (а) и сшивка пары молекул (б)

79

Следует отметить, что уровень технических требований, предусмотренных на промышленный выпуск кабелей с силаносшитой изоляцией, по основным пунктам выше требований на кабели с пероксидносшитым полиэтиленом. По уровню электрической прочности силаносшитая изоляция не уступает изоляции, изготовленной по пероксидной технологии. Кроме того, силаносшитая изоляция отличается более высокой стабильностью к окислению и характеризуется пониженным значением внутренних механических напряжений. Изоляция кабеля из силаносшитого полиэтилена имеет низкий уровень диэлектрических потерь при температуре 95…100 °С. Уровень влагосодержания в силаносшитой изоляции ниже по сравнению с пероксидносшитой. Способ прокладки КЛ выбирают в зависимости от числа кабелей, условий трассы, степени загрязненности и агрессивности окружающей среды, требований эксплуатации, экономичности и других факторов. Прокладка КЛ в земляной траншее является одним из наиболее простых и экономичных способов (рис. 2.58). Глубина траншеи зависит от напряжения КЛ. Для кабельных линий напряжением до 10 кВ траншея имеет глубину 0,8 м, для КЛ напряжением 110 кВ – 1,5 м.

Рис. 2.58. Прокладка кабелей в траншее

Дно траншеи покрывается слоем песка или просеянного грунта, на который укладываются в один ряд кабели. Расстояние между соседними кабелями должно быть не менее 0,1 м. Сверху кабели накрывают слоем песка или просеянного грунта. Выше укладываются железобетонные плиты или слой красного кирпича (рис. 2.59, а), служащие для защиты кабелей от механических повреждений при проведении землеройных работ. В современных условиях для предотвращения повреждения кабеля при земляных работах часто используется сигнальные ленты (рис. 2.59, б). Правила устройства электроустановок разрешают использование сигнальных лент для КЛ напряжением до 20 кВ, за исключением тех, которые питают электроприемники первой категории. Допустимо применение сигнальных лент в траншеях, где проходит не более двух линий кабеля, вместо конструкций из кирпича. Сигнальная лента для кабеля должна отвечать техническим

80

требованиям, укладываться непосредственно над кабелями в траншее. Расстояние от ленты до наружных покровов кабельной сети должно составлять не более 250 мм. Если в траншее находится один кабель, необходимо укладывать сигнальную ленту по его оси. Если кабелей больше, тогда лента должна выступать за крайние с обеих сторон на 50 мм и более. При укладке нескольких лент в траншее смежные должны прокладываться с нахлестом в 50 мм и более.

а)

б) Рис. 2.59. Защита КЛ, проложенных в траншее

Для защиты кабелей напряжением до 35 кВ, проложенных в земле, могут применяться также плиты для закрытия кабельных сетей ПЗК, изготовленные из минерала волластонита. Этот материал отличают легкость, высокая прочность, устойчивость к влаге и хорошая воздухопропускная способность (рис. 2.60).

Рис. 2.60. Защита кабеля плитами ПЗК

В одной земляной траншее прокладывают не более шести кабелей. Это обусловлено тем, что с увеличением числа кабелей их условия охлаждения ухудшаются, допустимая токовая нагрузка кабелей уменьшается, эффективность использования кабелей снижается. 81

При прокладке в одном направлении большого количества кабелей используются кабельные каналы и туннели. Железобетонные каналы могут быть подземными или полуподземными. Такой способ прокладки используется в основном на территориях подстанций и цехов промышленных предприятий (рис. 2.61).

а) б) Рис. 2.61. Сборные железобетонные каналы: а) лоткового типа ЛК; б) из сборных железобетонных плит типа СК; 1 – лоток; 2 – плита перекрытия; 3 – подготовка песчаная; 4 – плита; 5 – основание

Каналы выполняются из унифицированных железобетонных лотковых элементов с перекрытиями, из унифицированных железобетонных стеновых плит с основаниями и перекрытиями из монолитного железобетона, а также из кирпича. В каналах может прокладываться до 20 кабелей. Прокладка в каналах позволяет обеспечивать осмотры и ремонты КЛ в процессе эксплуатации, а также прокладывать новый или заменять действующий кабель без производства земляных работ. Кроме того, при прокладке кабелей в каналах обеспечивается надежная защита от механических повреждений. Прокладка кабелей в туннелях является наиболее дорогим способом, поэтому применяется только при большом количестве кабелей (не менее 30). Тоннель представляет собой сборную железобетонную конструкцию, в которой по кронштейнам прокладываются кабели разного напряжения и разного назначения (силовые и контрольные, рис. 2.62). Кроме кабелей в тоннелях могут прокладываться и другие инженерные сети. Прокладка КЛ в блоках (рис. 2.63, 2.64) используется при большой стесненности кабельной трассы и пересечениях с инженерными сооружениями, например с железными дорогами. Через определенные расстояния сооружаются кабельные колодцы, в которых осуществляется соединение кабелей и через которые выполняется монтаж кабелей и замена поврежденного кабеля.

82

Рис. 2.62. Прокладка кабелей в туннелях

Рис. 2.63. Прокладка кабелей в блоках

б) а) Рис. 2.64. Кабельный блок из асбестоцементных труб в сухих (а) и влажных (б) грунтах: 1 – песок или просеянный грунт; 2 – трубы; 3 – деревянные прокладки; 4 – бетонная подушка; 5 – гидроизоляция

Блок представляет собой заглубляемую в землю конструкцию, выполненную из труб различного материала или железобетонных панелей. Стыки труб и панелей заделываются кирпичной кладкой или заливаются бетоном. Обычно кабельный блок состоит из нескольких асбестоцементных труб, внутренний диаметр которых в 1,5 раза больше диаметра кабеля. Галереи и эстакады отличаются от тоннелей тем, что располагаются над поверхностью земли на специальных стойках. В этом случае для ка-

83

бельной трассы отчуждается меньшая площадь. Галереи и эстакады в отличие от тоннелей используются на производствах, где возможны скопления горючих и взрывоопасных газов тяжелее воздуха, и на предприятиях с большой агрессивностью почвы. Кабельной эстакадой называется надземное или наземное открытое горизонтальное или наклонное протяженное кабельное сооружение (рис. 2.65). Кабельная эстакада может быть проходной или непроходной. Кабельной галереей называется надземное или наземное закрытое полностью или частично (например, без боковых стен) горизонтальное или наклонное протяженное проходное кабельное сооружение (рис. 2.66).

Рис. 2.65. Кабельная эстакада

а)

б) Рис. 2.66. Прокладка кабелей в галереях: а) – двусторонних; б) – односторонних; 1 – крыша; 2 – боковая панель; 3 – стойка

Токопроводы. Токопроводы напряжением 6-10-35 кВ применяются для внутризаводского электроснабжения промышленных предприятий 84

с мощными концентрированными нагрузками. Основным элементом токопровода является жесткая или гибкая шина из алюминия или его сплава. Конструктивно токопроводы подразделяются на следующие виды: • гибкий токопровод (рис. 2.67); • жесткий токопровод (рис. 2.68, 2.69); • закрытый (пофазно изолированный) токопровод (рис. 2.70).

Рис. 2.67. Гибкий токопровод

Рис. 2.68. Жесткий токопровод

85

Рис. 2.69. Конструкция жестких токопроводов 6-10 кВ: а) шины коробчатого сечения на опорных изоляторах: б), в) симметричный токопровод внутренней установки; г) симметричный самонесущий токопровод из труб

Рис. 2.70. Связь трансформатора с РУ 10 кВ с помощью закрытого токопровода

В жестких токопроводах, рассчитанных на ток до 2 кА, используются плоские шины, при больших токах – шины коробчатого или круглого профиля. В симметричных токопроводах шины располагаются по вершинам равностороннего треугольника, в несимметричных – вертикально. Жесткие токопроводы имеют небольшие пролеты между точками крепления шин и, следовательно, требуют большого количества изоляторов и контактных соединений. Гибкий токопровод представляет собой воздушную линию с проводами большого сечения. Длина пролета здесь значительно больше, чем у токопроводов с жесткими шинами. Однако токопроводы с гибкими ши86

нами требуют более широкой территории, чем токопроводы с жесткой ошиновкой. Закрытый пофазно изолированный токопровод (рис. 2.70) с литой изоляцией типа ТПЛ предназначен для выполнения электрических сетей напряжением до 35 кВ и устанавливается в цепях трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц. Номинальный ток может достигать 12000 А. Токопровод состоит из секций различной конфигурации (прямых, с изгибами) длиной не более 10 метров, соединительных муфт, шин и компенсаторов для соединения с выводами генераторов, трансформаторов и шкафов комплектных распределительных устройств. В соответствии с техническим заданием токопровод может также комплектоваться трансформаторами тока и напряжения, разъединителями, ограничителями перенапряжений, а также кожухами для защиты мест подключения электрооборудования. Секция токопровода (рис. 2.71) состоит из алюминиевой или медной токоведущей шины 1 круглого сечения (труба или пруток), покрытой слоем твердой изоляции различной толщины в зависимости от уровня напряжения 3. Внутри этого слоя находятся полупроводящие слои 2 и заземляющий слой (экран). На концах секций расположены контакты 5, в которых предусмотрены отверстия для болтового соединения секций между собой и с электрическим оборудованием.

Рис. 2.71. Конструкция секции токопровода: 1 – алюминиевый или медный проводник; 2 – полупроводящие слои; 3 – изоляция; 4 – заземляющий слой; 5 – контакт

2.4. Цеховые электрические сети Более 80 % вырабатываемой в России электроэнергии используется потребителями напряжением до 1 кВ. Электрические сети с таким напряжением обслуживают большинство технологических процессов. В промышленных цехах работает большое число электродвигателей, электролизных ванн, электропечных, электросварочных, конвейерных, подъемнотранспортных и других установок. Некоторые из них объединяются в автоматические линии, насчитывающие десятки и сотни электроприемников. В цеховые сети напряжением до 1 кВ закладывается большое количество проводниковой и кабельной продукции, коммутационных аппаратов,

87

а также других типов электрооборудования. Поэтому рациональное построение схем таких сетей имеет очень большое значение. Структура цеховой сети зависит от мощности отдельных приемников, их количества, характера распределения ЭП по территории и других факторов и должны отвечать следующим требованиям: • обеспечивать необходимую надежность электроснабжения в зависимости от категории приемников; • иметь оптимальные технико-экономические показатели по капитальным затратам, расходу цветных металлов, эксплуатационным расходам и потерям энергии; • быть удобным в эксплуатации; • допускать применение индустриальных и скоростных методов монтажа. Низковольтные электрические сети подразделяются на два сегмента: • силовые напряжением 0,4 кВ (рис. 2.72); • осветительные напряжением 0,23 кВ (рис. 2.73).

Рис. 2.72. Силовая сеть напряжением 0,4 кВ

Рис. 2.73. Осветительная сеть напряжением 0,23 кВ

Силовые электрические сети предназначены для распределения электроэнергии на низком напряжении (до 1 кВ) от трансформаторной подстанции по силовым электроприемникам. В общей структуре СЭС они являются самым нижним звеном. Расстояние, на которое целесообразно передавать электроэнергию на низком напряжении, не превышает сотен метров. Сети электрического освещения предназначены для электроснабжения осветительных установок: светильников с лампами накаливания, ДРЛ, люминесцентными и светодиодными лампами.

88

2.4.1. Режимы нейтрали сетей до 1000 В Обозначение режима нейтрали в электрических сетях низкого напряжения состоит из двух или трех латинских букв. Первая буква обозначает позицию нейтрали по отношению к земле: • Т – глухозаземленная нейтраль, от terre – земля (фр.); • I – изолированная нейтраль, от isole – изолированный (фр.). Вторая буква отвечает позиции корпусов по отношению к земле: • Т – корпуса заземлены; • N – корпуса соединены с нейтралью источника (занулены), от neutre – нейтраль (фр). Третья буква определяет схему соединения нейтрального (N) и защитного (PE) проводников: • С – проводники N и PE совмещены (PEN), от confondu (фр.), • S – проводники N и PE существуют раздельно, от separe (фр). В сетях низкого напряжения могут использоваться следующие три режима нейтрали. 1. ТТ – нейтраль заземлена, корпуса связаны с землей при помощи заземляющего устройства, электрически независимого от заземленной нейтрали источника. 2. TN: а) TNC – нейтраль заземлена, корпуса занулены с помощью совмещенного проводника PEN (четырехпроводная схема); б) TNS – нейтраль заземлена, корпуса занулены с помощью нулевого защитного проводника PE (пятипроводная схема). 3. IT – нейтраль изолирована от земли, корпуса заземлены. Схема сети, выполненной с использованием режима ТТ, приведена на рис. 2.74.

Рис. 2.74. Схема заземления режима TT

Преимущества режима ТТ состоят в следующем: • простота эксплуатации, т. к. нет необходимости проверять сопротивление петли «фаза – нуль» с целью обеспечить срабатывание защиты, до89

статочно лишь периодически проверять исправность устройства защитного отключения (УЗО); • не требуется постоянный эксплуатационный надзор; • меньшая по сравнению с TN опасность вызвать пожар и порчу оборудования, так как ток однофазного замыкания невелик. Недостатки определяются следующими обстоятельствами: • низкая степень бесперебойности электроснабжения, потому что отключение питания происходит при однофазном замыкании на корпус (70…85 % всех повреждений в сети); • обязательное применение УЗО, которые имеют достаточно высокую стоимость. В современной редакции ПУЭ допускается применение системы TT «только в тех случаях, когда условия электробезопасности в системе TN не могут быть обеспечены». Схема, отвечающая режиму TNC, представлена на рис. 2.75. Схема пятипроводной сети TNS приведена на рис. 2.76.

Рис. 2.75. Четырехпроводная сеть TNC c совмещенным проводником PEN

Сети TNC, TNS характеризуются следующими особенностями: · нейтраль глухо заземлена; · корпуса присоединены к проводнику PEN (система TNC) или к проводнику РЕ (система TNS), который электрически связан с нейтралью источника и в нескольких точках с заземляющим устройством; · автоматическое отключение должно быть обеспечено максимальной токовой защитой (МТЗ); для этого ток однофазного короткого замыкания должен быть достаточно большим, а сопротивление петли «фаза – нуль» малым; · прямое прикосновение всегда опасно, т. к. напряжение прикосновения равно фазному напряжению сети;

90

· косвенное прикосновение может быть опасно, однофазные замыкания необходимо автоматически отключать; · проверка надежности срабатывания МТЗ производится при проектировании путем расчета, а в эксплуатации на основе измерения сопротивления петли «фаза – нуль».

Рис. 2.76. Пятипроводная сеть TNS с нейтральным рабочим (N) и нулевым защитным (РЕ) проводниками

Преимущества режима TN заключаются в следующем: · экономия за счет возможного отказа от УЗО; · дополнительная экономия в схеме TNC благодаря устранению одного полюса выключателей и одного проводника; · не требуется постоянный эксплуатационный надзор. Недостатки определяются следующими факторами: · низкая степень бесперебойности электроснабжения, потому что при однофазном замыкании на корпус (70…85 % всех повреждений в сети) происходит отключение питания; · высокая степень пожарной опасности из-за большого тока КЗ; · необходимость определения сопротивления петли «фаза – нуль» при проектировании и инструментальная проверка этого параметра в эксплуатации. В действующей редакции ПУЭ рекомендуется преимущественное применение системы TN для электроснабжения жилых, общественных, промышленных зданий и наружных установок. Схема сети, выполненной с использованием режима IT, приведена на рис. 2.77. Преимущества режима IT состоят в следующем: • высокая степень бесперебойности электроснабжения; • достаточная степень электробезопасности как при прямом, так и при косвенном прикосновениях (при условии хорошей изоляции остальных фаз и нейтрали); 91

• отсутствие пожарной опасности при первом замыкании; • экономия за счет отказа от УЗО.

Рис. 2.77. Система IT

Недостатки: • необходим эксплуатационный надзор; • эксплуатационный персонал должен иметь достаточную квалификацию, чтобы отыскивать место первого замыкания на корпус; этот персонал должен быть дисциплинирован, чтобы не допускать длительной работы сети с заземленной фазой или нейтралью; • необходим высокий уровень изоляции сети; для этого протяженные сети делят на участки; ЭП с плохой изоляцией подключают через разделительные трансформаторы и т. п.; • прямое прикосновение к поврежденной (с заземленной фазой), но работающей сети более опасно, чем в сетях TT и TN, так как напряжение прикосновения равно линейному; • повышенная вероятность перенапряжений. В настоящее время ПУЭ рекомендуют применять систему IT для потребителей, требующих высокой степени бесперебойности питания. Низковольтные силовые сети имеют следующие особенности: • значительная разветвленность, так как от центра питания (РУ 0,4 кВ трансформаторных подстанций) могут получать питание сотни различных электроприемников; • расположение в непосредственной близости от электроприемников, поэтому необходимо учитывать их влияние на работу электротехнического оборудования; • наличие в непосредственной близости от токоведущих частей большого числа людей, не имеющих специальной подготовки, для которых нужно обеспечить необходимую степень электробезопасности; • раздельное выполнение силовых и осветительных электрических сетей. 92

Номинальное напряжение низковольтной сети обусловливается номинальным напряжением электроприемников из следующего ряда: 220, 380, 660 В. Наиболее массовыми являются ЭП напряжением 220 В (однофазные) и 380 В (трехфазные). Напряжение 660 В применяется редко и только на промышленных предприятиях, где есть большое число электродвигателей напряжением 660 В. 2.4.2. Структура низковольтной сети Структурно силовые сети разделяются на две части (рис. 2.78): • силовые питающие сети (СПС); • силовые распределительные сети (СРС).

Рис. 2.78. Структура низковольтной сети

Первый, верхний, уровень – питающие сети, обеспечивают передачу и распределение электроэнергии среди распределительных пунктов, от которых питаются электроприемники либо другие РП. РП в зависимости от конструктивного исполнения могут иметь различные названия: групповые или распределительные щиты, распределительные или силовые пункты, силовые или осветительные сборки, вводно-распределительные устройства, распределительные шинопроводы. Второй, нижний, уровень образуют распределительные сети. Они обеспечивают передачу и распределение электроэнергии от РП до электроприемников. Силовые распределительные сети выполняются, как правило, по радиальным схемам, когда каждый электроприемник подключен к ближайшему распределительному пункту индивидуальной линией (рис. 2.79). С целью снижения затрат на СРС распределительные пункты располагаются по возможности ближе к электроприемникам. Применение в СРС радиальных 93

схем обусловлено тем, что всегда должна быть обеспечена возможность снятия напряжения с линии, идущей к электроприемнику, в случае его вывода из работы. Подключение ЭП, входящих в состав технологического агрегата, может выполняться по магистральному принципу. Это связано с тем, что отключение любого электроприемника агрегата приводит, как правило, к необходимости его остановки.

М 3

М 3

Рис. 2.79. Структура СРС

Силовые питающие сети могут иметь различные схемы: радиальные, магистральные, смешанные, кольцевые, с двусторонним питанием. В радиальных схемах к каждому распределительному пункту идет индивидуальная линия и в РУ 0,4 кВ трансформаторной подстанции эта линия подключена к сборным шинам через отдельный автомат (рис. 2.80). Эти схемы отличаются наибольшей надежностью, однако требуют больших затрат. Повреждение в какой-либо линии или РП вызывает отключение только этой линии и не отражается на работе других линий и распределительных пунктов. 6-10 кВ

ТП 0.4 кВ СПС СП-1

СП-2

ШРА

СРС К электроприемникам

Рис. 2.80. Радиальная схема СПС

Дополнительное достоинство радиальных схем заключается в том, что сосредоточение защитно-коммутационных аппаратов в одном месте на трансформаторной подстанции позволяет более эффективно решать задачи автоматизации управления низковольтной сетью, а также упрощает задачи учета и нормирования электропотребления в цехе.

94

Недостатком, сильно ограничивающим применение радиальных схем, являются высокие капитальные затраты, обусловленные необходимостью сооружения развитого РУ 0,4 кВ и прокладки большого числа радиальных линий СПС. Магистральные схемы позволяют отказаться от применения громоздкого и дорогостоящего РУ 0,4 кВ трансформаторной подстанции и существенно удешевить СПС. Существует три характерных вида магистралей: • магистраль, выполненная кабелями или проводами (рис. 2.81); • магистраль, реализованная на основе магистрального шинопровода (рис. 2.82); • магистраль, использующая магистральные и распределительные шинопроводы (рис. 2.83); • блок «трансформатор – магистраль» (рис. 2.84).

Рис. 2.81. Магистраль, выполненная кабелями или проводами

Рис. 2.82. Магистраль, выполненная магистральным шинопроводом

95

Рис. 2.83. Магистраль, выполненная магистральным и распределительными шинопроводами

Рис. 2.84. Блок «трансформатор – магистраль»

В первом случае, наиболее массовом, магистраль питает несколько распределительных пунктов, последовательно расположенных в какомлибо одном направлении от трансформаторной подстанции, при этом существенно уменьшаются число и суммарная протяженность линий СПС, отходящих от подстанции и прокладываемых по цеху, по сравнению с радиальной схемой. Второй вид магистралей реализуется на основе магистральных шинопроводов, например типа ШМА, выполняемых на большие токи 1…4 кА. Они могут иметь различные конструкции и схемы подключения к РУ 0,4 кВ трансформаторной подстанции. Передача электроэнергии по цеху осуществляется с помощью шинной магистрали, к которой с помощью ответвлений, выполняемых либо кабелями, либо изолированными проводами, подключаются распределительные пункты. Третий вид магистралей основан на совместном применении магистральных и распределительных шинопроводов. Распределительные шинопроводы, например типа ШРА, выполняются на небольшие токи 96

(100…630 А). Они объединяют функции магистральной линии и распределительных пунктов. От распределительных шинопроводов к электроприемникам прокладывается СРС. Четвертый вид – блок «трансформатор – магистраль», отличается от предыдущего отсутствием распределительного устройства 0,4 кВ на подстанции, что повышает надежность и снижает капитальные затраты. Недостаток всех магистральных схем по сравнению с радиальными заключается в более низкой надежности. При повреждении магистрали теряют питание все распределительные пункты, подключенные к ней. В чистом виде радиальные или магистральные схемы в СПС применяются редко. Наибольшее распространение имеют смешанные схемы, сочетающие в себе элементы радиальных и магистральных схем. При этом все схемы индивидуальны и сильно зависят от конкретных условий. Тем не менее, существуют общие принципы построения СПС: • во всех случаях, когда позволяют требования по надежности электроснабжения, следует применять магистральные схемы с небольшими РУ 0,4 кВ трансформаторной подстанции или вовсе без них; только при наличии веских оснований допускается отказ от магистральных схем и переход к радиальным; • при наличии крупных единичных электроприемников или распределительных пунктов, для которых необходима индивидуальная линия и соответствующий автомат на 400 или 630 А, целесообразна радиальная схема, если не предусмотрен магистральный шинопровод; • если основная масса электроприемников в цехе относится к потребителям II категории и есть лишь несколько электроприемников I категории, то при общей магистральной схеме СПС электроприемники I категории должны подключаться по радиальному принципу с установкой АВР в РУ 0,4 кВ трансформаторной подстанции или в РП; • для потребителей I категории СПС должны быть резервированными, т. е. выполненными по петлевым схемам или по схемам с двусторонним питанием; • если сложный и многозвенный технологический агрегат имеет несколько электроприемников, осуществляющих единый технологический процесс, и прекращение питания любого из этих электроприемников вызывает остановку всего агрегата в целом, то в таких случаях может использоваться магистральная схема питания этих ЭП независимо от требуемой степени надежности; • если в цехе расположено несколько трансформаторных подстанций и СПС выполнена магистральными шинопроводами, то широко используется их взаимное резервирование; отдельные магистрали соединяются перемычками, оборудованными рубильниками или автоматами; это позволяет выводить в ремонт какие-либо подстанции без отключения соответствующих магистралей; при уменьшении нагрузки в ночное время или во время

97

ремонтов технологического оборудования такая система обеспечивает возможность отключения малозагруженных трансформаторов с целью экономии электроэнергии. 2.4.3. Конструктивное исполнение низковольтной сети Конструктивное выполнение низковольтных распределительных сетей отличается значительным многообразием. Устройство конкретной СРС определяется большим числом факторов, которые характеризуют индивидуальные особенности сети: схема, величина нагрузок, занимаемая объектом площадь, требуемая степень надежности, стремление к снижению затрат и др. Кроме того, конструктивное исполнение СРС определяется большим числом норм и правил по обеспечению безопасности в зависимости от условий окружающей среды. Силовые распределительные сети могут выполняться на основе следующих элементов: • неизолированных проводников: провода воздушных линий, открытые токопроводы (рис. 2.85, а); • самонесущих изолированных проводов (СИП); • кабельных линий (рис. 2.85, б); • электропроводки: изолированные провода, кабели малых сечений (рис. 2.85, в); • шинопроводов (рис. 2.85, г).

а)

в)

б)

г) Рис. 2.85. Конструктивное исполнение СРС

98

Воздушные линии с неизолированными проводами. Самый простой и дешевый способ состоит в использовании неизолированных проводов или шин. Это воздушные ЛЭП, широко применяемые в сетях поселков и небольших городов, а также для питания наружного освещения и небольших потребителей на площадках промышленных предприятий. Все потребители электроэнергии в таких сетях подключаются к воздушным линиям отпайками, выполняемым, как правило, изолированными проводами с целью обеспечения пожаро- и электробезопасности (рис. 2.86).

Рис. 2.86. Воздушная линия с неизолированными проводами

Воздушные линии с изолированными проводами. По сравнению с традиционными ВЛ линии с применением самонесущих изолированных проводов (ВЛИ, рис. 2.87) при относительно небольшом повышении затрат имеют ряд конструктивных особенностей: наличие изоляционного покрова на токоведущих проводниках, повышенная механическая прочность, прогрессивная сцепная и ответвительная арматура и др. Эти особенности обеспечивают повышение надежности электроснабжения потребителей и снижение эксплуатационных затрат. Эти факторы определяют высокую экономическую эффективность использования изолированных проводов в распределительных электрических сетях.

Рис. 2.87. ВЛИ

99

При более детальном рассмотрении преимущества ВЛИ можно разделить на три группы. В первую группу входят преимущества, которые сказываются при проектировании и монтаже: · простота конструкции ЛЭП и исполнения нескольких ответвлений от одной опоры; · возможность реализации многоцепных ЛЭП; · простота подвески линий уличного освещения; · возможность совместной подвески на одной опоре с телефонной линией, а также на опорах ВЛ 6-10 кВ с проводами с другим уровнем напряжения; · уменьшение безопасных расстояний от зданий и инженерных сооружений; · возможность применения существующих опор или новых опор меньшей высоты (для неизолированных проводов уровень подвески должен быть не менее 6,0 м, а для изолированного 4,0 м); · увеличение длины пролетов до 60 м (это преимущество не распространяется на систему СИП с изолированным нулевым несущим проводником); · эстетичность конструктивного исполнения ВЛИ в условиях жилой застройки при отказе от опор и монтаже линии по фасадам зданий; · отсутствие необходимости в вырубке просеки перед монтажом; · простота монтажных работ и, соответственно, уменьшение сроков строительства. Вторую группу составляют преимущества, проявляющиеся при эксплуатации: · высокая надежность в обеспечении электрической энергией в связи с низкой удельной повреждаемостью; · отсутствие многочисленных замен поврежденных изоляторов; · сокращение объемов и времени аварийно-восстановительных работ; · резкое снижение (более 80 %) эксплуатационных затрат по сравнению с традиционными ВЛ, что обусловливается высокой надежностью и бесперебойностью электроснабжения потребителей, а также отсутствием необходимости в расчистке просек в процессе эксплуатации линии; · практическое исключение междуфазных коротких замыканий и замыканий на землю; · уменьшение не менее чем на 30 % гололедно-ветровых нагрузок на опору; · высокая механическая прочность проводов и, соответственно, меньшая вероятность их обрыва; · пожаробезопасность, исключение коротких замыканий при схлестывании проводов или перекрытии их посторонними предметами; 100

· адаптация к изменению режима и развитию сети; · возможность выполнения работ на ВЛИ под напряжением без отключения потребителей (подключение абонентов, присоединение новых ответвлений); · значительное уменьшение случаев электротравматизма при ремонте и эксплуатации линии; · обеспечение безопасности обслуживания и выполнения различных работ вблизи ВЛИ. Третью группу образуют преимущества, связанные с улучшением качества электрической энергии, снижением технических и коммерческих потерь: · снижение потери напряжения на линии с использованием СИП вследствие малого реактивного сопротивления (0,1 Ом/км по сравнению с 0,35 Ом/км для голого провода); уменьшение технических потерь электроэнергии вследствие повышения уровней напряжения в узловых точках сети; · снижение коммерческих потерь электрической энергии, так как существенно ограничен несанкционированный отбор электроэнергии; изолированные, скрученные между собой жилы исключают самовольное подключение к ВЛИ путем выполнения наброса на провода. Европейский стандарт НD626 разделяет самонесущие изолированные провода на три группы: самонесущая система проводов СИП; СИП с изолированной несущей нейтралью; СИП с голой несущей нейтралью (рис. 2.88).

а)

б) в) Рис. 2.88. Европейская классификация СИП: а) самонесущая система проводов СИП; б) СИП с изолированной несущей нейтралью; в) СИП с неизолированной несущей нейтралью

Самонесущая система СИП («шведская система») представляет собой четыре изолированные алюминиевые жилы. Механическая прочность и сечение всех жил одинаковы. При натяжении линии все жилы несут одинаковую нагрузку. Система СИП с изолированной несущей нейтралью, называемая также «французской системой», состоит из трех изолирован101

ных алюминиевых жил и одной изолированной несущей нейтрали из алюминиевого сплава. Механическая прочность и сечение трёх фаз одинаковы. Проводник нейтрали предназначен для подвешивания СИП и имеет высокую механическую прочность. При натяжении линии нейтраль несёт всю растягивающую нагрузку. Система СИП с голой несущей нейтралью, называемая также «финской системой», отличается от французской отсутствием изоляции нейтрали. В России изолированные провода классифицируются следующим образом: СИП, СИП 2 – четырехпроводная система с несущей нейтральной жилой; СИП 3 – одиночный провод; СИП 4, СИП 5 – четырехпроводная система без выделенной несущей жилы. Развернутая характеристика российских СИП приведена ниже. СИП 1 – провод самонесущий с алюминиевыми фазными токопроводящими жилами, с изоляцией из светостабилизированного термопластичного полиэтилена, с нулевой несущей неизолированной жилой из алюминиевого сплава (рис. 2.89).

Рис. 2.89. Провода СИП 1

СИП 1А – отличие от предыдущего с нулевой несущей жилой, изолированной светостабилизированным термопластичным полиэтиленом. СИП 2 – провод самонесущий с алюминиевыми фазными токопроводящими жилами, с изоляцией из светостабилизированного сшитого полиэтилена, с нулевой несущей неизолированной жилой из алюминиевого сплава. СИП 2А – провод самонесущий с алюминиевыми фазными токопроводящими жилами, с изоляцией из светостабилизированного сшитого полиэтилена, с несущей жилой из алюминиевого сплава, изолированной светостабилизированным сшитым полиэтиленом (рис. 2.90).

102

СИП 2F – провод самонесущий с алюминиевыми фазными токопроводящими жилами, изолированными светостабилизированным силанольносшитым полиэтиленом, с несущей нулевой неизолированной жилой из алюминиевого сплава. СИП 2АF – то же, но с несущей нулевой жилой, изолированной светостабилизированным силанольносшитым полиэтиленом. СИП 4 – провод без несущего троса, в котором все 4 провода с изоляцией светостабилизированного термопластичного полиэтилена имеют равное сечение (рис. 2.91); крепление такого провода осуществляется в анкерных и в поддерживающих зажимах сразу за все 4 провода, поэтому и суммарная разрывная прочность и суммарная допустимая нагрузка в этом проводе больше, чем в несущем тросе проводов СИП 1А и СИП 2А такого же сечения.

Рис. 2.90. Провода СИП 2А

Рис. 2.91. Провода СИП 4

СИП-5, СИП-5н имеют аналогичную конструкцию, единственное отличие – изоляция выполняется из сшитого полиэтилена. Это дает возможность на 30 % повысить допустимую температуру. Техническая эффективность СИП. Одним из преимуществ воздушных линий с изолированными проводами перед обычными ЛЭП является снижение потерь напряжения и мощности за счет уменьшения реактивного сопротивления. Несложные оценки параметров СИП показывают, что воздушные линии с изолированными проводами по своим характеристикам существенно лучше обычных линий электропередачи и вполне сопоставимы с кабельными линиями. Пренебрегая эффектом близости, параметры ВЛИ (рис. 2.92) можно оценить по известной методике определения индуктивного сопротивления, Ом/км, трехфазной воздушной линии:

103

é æ p öù 2,29 D ÷÷ú + 0,0157 , + 0,0157 = 0,144 × lg ê2,29 × çç1 + 2 F (D - d ) è øû ë где D – диаметр провода с изоляцией, мм; d » 4 мм – толщина изоляции; F – площадь сечения проводника, мм2. Отношение потерь напряжения в ВЛИ и традиционной ВЛ (рис. 2.93) при симметричной нагрузке и неизменном токе (IВЛ = IВЛИ) можно рассчитать по следующей формуле: DU ВЛИ I ВЛИ (R0 ВЛИ cosj + X 0 ВЛИ sin j )L K DI U = = = DU ВЛ I ВЛ ( R0 ВЛ cos j + X 0 ВЛ sin j )L 32 cos j + X 0 ВЛИ sin j F = , 32 cosj + X 0 ВЛ sin j F где L – длина ЛЭП; R0 ВЛИ , R0 ВЛ – соответственно погонные активные соX 0ВВЛ = 0,144 × lg

противления ВЛИ и ВЛ, Ом/км; X 0 ВЛИ , X 0ВВ – погонные индуктивные сопротивления ВЛИ и ВЛ, Ом/км. 0.3 A D AB

0.5 B D AC

D BC

0.5 C

0.2

0.2

Рис. 2.93. Расположение проводов традиционной ВЛ

Рис. 2.92. Сечение СИП-4

Результаты расчетов K DI U для различных сечений ВЛ и ВЛИ приведены на рис. 2.94 (кривые для I = const). Представленные результаты показывают, что эффект в снижении потерь напряжения при применении СИП и неизменности потребляемого нагрузкой тока может лежать в пределах от 9 % до 47 %.

104

Рис. 2.94. Зависимости относительных потерь напряжения от площади сечения СИП при одинаковом токе K DI U и одинаковой потребляемой мощности K DSU

При неизменности потребляемой нагрузкой мощности нужно учитывать и изменения тока: K DSU =

DU ВЛИ I ВЛИ I = K DU . DU ВЛ I ВЛ

Неизменность потребляемой мощности означает, что 1 - DU ВЛ / U 1 I ВЛИ U 1 - DU ВЛ DU ВЛ = = » 1U1 I ВЛ U 1 - DU ВЛИ 1 - DU ВЛИ / U 1

æ DU ВЛИ ö çç1 ÷÷ . U D ВЛ ø è

где U 1 – напряжение в начале ЛЭП. После преобразований можно записать DU ВЛ 1é DU ВЛ ù U1 K DSU = 1 - K DI U ú . » K DI U ê1 DU ВЛ 1 U1 ë û I U1 K DU При этом эффект применения СИП оказывается более значительным. Результаты расчетов K DSU = K DSU (F ) для значений относительных потерь DU ВЛ напряжения kU = в традиционной ВЛ, равных 5 % и 10 %, предU1 ставлены на рис. 2.94. Отношение потерь активной мощности в ВЛИ и традиционной ВЛ можно найти по выражению

(

105

)

2

é DU ВЛ ù DP K DP = ВЛИ = ê1 1 - K DI U ú . U1 DPВЛ ë û Зависимости K DP = K DP (F ) для предельных значений относительных потерь напряжения в традиционной ВЛ 5 % и 10 % и различных величин коэффициента мощности представлены на рис. 2.95. Из полученных результатов видно, что эффект снижения потерь напряжения во ВЛИ слабо зависит от относительных потерь напряжения kU , способа задания нагрузки ( I = const или S = const ), но значительно изменяется при вариации коэффициента мощности. Эффект снижения потерь активной мощности во ВЛИ, напротив, существенно зависит от kU и может достигать 18 %.

(

)

Рис. 2.95. Зависимости относительных потерь мощности в линии от площади сечения проводов

Ввиду небольшого расстояния между проводами уровень напряженностей магнитного поля, создаваемых ВЛИ, значительно ниже, чем аналогичный показатель для воздушной линии традиционного исполнения. Этот вывод подтверждается результатами моделирования, проиллюстрированными на рис. 2.96. Полученные результаты показывают, что напряженность магнитного поля, создаваемого ВЛИ, примерно в 60 раз меньше аналогичного показателя для традиционной ВЛ. Арматура для СИП. Для полноценного использования СИП необходима арматура, с помощью которой крепятся провода (рис. 2.97). К линейной арматуре относятся зажимы, сцепные и соединительные приспособления, поддерживающие, натяжные и защитные устройства, кронштейны. 106

К линейной арматуре СИП предъявляются следующие требования: механическая прочность, высокие антикоррозийные свойства, хорошая шарнирность, высокая усталостная прочность. Элементы линейной арматуры, которые имеют высокое качество, обеспечивают бесперебойную работу ВЛИ. Арматура СИП должна быть устойчива к различным природным условиям. Она должна выдерживать ураганные ветра, проливные дожди и при этом не подвергаться срывам и разрывам. Пример использования арматуры СИП показан на рис. 2.98.

Рис. 2.96. Сопоставление напряженностей магнитного поля, создаваемых ВЛ и ВЛИ: напряженность магнитного поля ВЛИ увеличена в 10 раз

Рис. 2.97. Линейная арматура СИП

107

Рис. 2.98. Арматура СИП: 2 – анкерный кронштейн КА-1500; 3 – стяжки нейлоновые усиленные КСУ; 4 – лента крепежная из нержавеющей стали ЛКС-2007; 5 – скрепы (бугель) из нержавеющей стали СМ(БМ)-20; 8 – комплект промежуточной подвески КПП-1500; 9 – анкерный зажим для проводов абонента ЗАБ-25; 10 – зажим прокалывающий ответвительный ЗПО

Низковольтные кабельные линии. Самый массовый и распространенный способ выполнения низковольтных сетей основан на применении кабелей. Кабель является наиболее совершенным с точки зрения защищенности от внешней среды и электробезопасности заводским изделием, позволяющим в максимальной степени обеспечить индустриализацию монтажа сетей.

Рис. 2.99. Открытая прокладка кабелей

108

Низковольтные кабели имеют пластмассовую или резиновую изоляцию (тип АВВГ, АВРГ). Применяются следующие способы прокладки: • открытые, проложенные по конструкциям зданий, технологическим эстакадам (рис. 2.99); • скрытые (внутри конструкций, в траншеях); • в кабельных сооружениях (в каналах, туннелях, блоках, на галереях и эстакадах). Электропроводки. При малых токах во многих случаях эффективнее использовать вместо кабелей электропроводки. Электропроводкой называется совокупность проводов, кабелей с относящимися к ним креплениями, поддерживающими и защитными конструкциями. Она выполняется изолированными проводами или небронированными кабелями мелких сечений (до 16 мм2) с резиновой или пластмассовой изоляцией жил (АПР, АПВ, АПРВ, АПРТО, АРТ) и широко применяется внутри зданий и сооружений как для выполнения силовых и осветительных сетей, так и для цепей вторичной коммутации, защиты и управления. Электропроводки в соответствии с ПУЭ являются самостоятельным видом сетей до 1000 В с отдельными особенностями и требованиями к их выполнению. Способы прокладки электропроводки классифицируются следующим образом: • открытая проложенная по конструкциям зданий, в лотках, каналах, коробах, трубах, подвешенная на тросах (рис. 2.100…2.103); • скрытая (в пустотах конструкций, в зазорах между плитами, в слое штукатурки); • наружная.

Рис. 2.100. Выполнение открытой электропроводки на лотках: а) по колоннам; б) вдоль стен; в) подвеска на тросах: 1 – лоток, 2 – электропроводка

109

Рис. 2.101. Выполнение открытой электропроводки в металлических коробах

Рис. 2.102. Выполнение проводки в пластиковых каналах

В производственных цехах широко применяют прокладку проводов и кабелей в стальных трубах. Эти трубы заблаговременно при выполнении строительных работ укладывают в фундаменты технологического оборудования. Электропроводки в трубах имеют следующие преимущества: · возможность прокладки проводов по кратчайшей трассе, что трудно выполнить другим путем, учитывая наличие массивных фундаментов под оборудование; · надежность в эксплуатации, обусловленная защитой проводов от механических и внешних тепловых воздействий; · повреждение проводов, уложенных в одной трубе, не вызывает повреждения проводов, уложенных в соседних трубах; · возможность сравнительно легкой замены поврежденных проводов новыми путем их протяжки в резервные трубы. Кроме того, по условиям пожарной безопасности не существует такого способа прокладки кабелей, который мог бы успешно конкурировать с прокладкой кабелей в трубах. Все это, несмотря на значительный расход труб, заставляет сохранить прокладку проводов и кабелей в трубах в фундаментах крупного технологического оборудования, где другие способы прокладки сильно усложнили бы строительную часть установки. Однако из-за применения неоцинкован110

ных труб снижается надежность этого вида прокладки, что заставляет искать новые способы прокладки проводов и кабелей с использованием небольшого количества труб или вовсе без них. Эти поиски стимулируются еще и тем, что накопленный за последнее время опыт эксплуатации заставляет рассматривать прокладку в трубах, особенно при недостаточно герметизированных стыках, преимущественно как защиту проводов от механических повреждений, но не как защиту от воздействия среды.

а)

б)

в) Рис. 2.103. Конструктивные варианты устройства тросовых электропроводок: а) с поперечными несущими тросами; б) с одним продольным несущим тросом; в) с двумя продольными несущими тросами; 1 – несущие тросы; 2 – концевые анкерные крепления тросов; 3 – вертикальные проволочные подвески, наклонные и горизонтальные оттяжки; 4 – натяжные устройства; 5 – изолирующие и поддерживающие опорные конструкции для подвешивания проводников; 6 – провода или кабели; 7 – ответвительные коробки или зажимы; 8 – светильники

Чтобы уменьшить значительный расход труб для электропроводки, цепи различного назначения объединяют в одной трубе. По условиям надежности в общей трубе лучше прокладывать цепи, относящиеся к од111

ному приводу или к нескольким технологически связанным приводам одного агрегата (кроме взаимно резервируемых). При этом силовые провода и провода управления можно прокладывать вместе. В одной трубе прокладывают также сигнальные цепи для различных приводов. Для замены стальных труб применяются прочные неметаллические трубы, пригодные для прокладки проводов и кабелей. Пластмассовые трубы легко транспортируют, обрабатывают и соединяют между собой, они имеют гладкую внутреннюю поверхность, что позволяет уменьшить усилия при протяжке кабелей. Основными видами пластмассовых труб, применяемых для электропроводок, являются: поливинилхлоридные, винипластовые и полиэтиленовые. Винипластовые трубы обладают высокой механической прочностью, их изготавливают наружным диаметром от 16 до 75 мм двух типов, в зависимости от толщины стенки: нормальные (Н) и усиленные (У). Заслуживает также внимания применение перекрытий из сборных пустотелых железобетонных или ячеистых металлических плит, позволяющих прокладывать провода в пределах этих перекрытий. Для прокладки проводов и кабелей применяют стальные водогазопроводные трубы. Трубы изготавливают длиной 6 м и более и поставляют с резьбой на обоих концах и навернутой муфтой на одном конце. Для экономии металла и предохранения труб от коррозии желательно применять тонкостенные оцинкованные трубы. Эти трубы находят применение как в открытых прокладках по механизмам и конструкциям, так и в скрытой прокладке, если отсутствуют значительные механические нагрузки, например при прокладке в пределах одного фундамента. Большое значение имеет правильный выбор диаметра труб. Завышенный диаметр ведет к излишнему расходу металла, а заниженный создает трудности при протяжке проводов. Поэтому должны соблюдаться определенные соотношения между внутренними диаметрами труб и внешними диаметрами проводов. Эти соотношения определяются допустимыми по условиям протяжки проводов коэффициентами заполнения трубы. В некоторых производствах для питания электроприемников, устанавливаемых рядами, применяют подпольную модульную сеть (рис. 2.104, 2.105). Она представляет собой проложенные в полах стальные трубы с разветвительными коробками, над которыми устанавливают напольные распределительные колонки. Подпольные ответвительные коробки имеют пылеводонепроницаемое исполнение, с патрубками в боковых стенках для магистральных линий и для ответвлений. Ответвительные коробки устанавливают с шагом (модулем) соответственно расстановке технологического оборудования (обычно 1,5…3 м). Линии, отходящие от напольных колонок, выполняют кабелями, проводами в трубах или в металлорукавах. Модульные сети применяют также в производствах, где предъявляют повышенные требования к эстетике помещений.

112

Рис. 2.104. Линия модульной сети: 1 – коммутационный аппарат; 2 – закладная коробка; 3 – угловое колено трубы; 4 – муфта; 5 – трубная секция (модуль); 6 – штепсельная колонка; 7 – заглушка декоративная: 8 – пробка деревянная; 9 – пробка металлическая; 10 – заглушка торцевая

Рис. 2.105. Коробка модульной сети: 1 – корпус; 2 – патрубок; 3 – декоративная крышка; 4 – защитная крышка; 5 – пробка; 6 – перегородка; 7 – втулка; 8 – проходная труба; 9 – труба ответвления

Крановые троллеи. Особым видом низковольтных сетей являются крановые троллеи, предназначенные для подвода электроэнергии к передвижным объектам – мостовым кранам (рис. 2.106). Типичная конструкция крановых троллеев показана на рис. 2.107. Троллеи мостовых кранов состоят из рабочих и ремонтных участков. Взаимное расположение этих участков в сочетании с выбранной коммутационной аппаратурой и определяет схему крановых троллеев. На рис. 2.108 приведены схемы троллейных линий для одного крана в пролете при

113

питании их в одну или две точки. Вся троллейная линия, включая и ремонтные участки, является в нормальном режиме рабочей, т. е. используется для работы кранов, и только при ремонте отдельных кранов соответствующие ремонтные участки отключают.

Рис. 2.106. Мостовой кран

Рис. 2.107. Конструкция крановых троллеев

При питании троллеев от двух или более источников троллеи должны быть секционированы. Для возможности резервирования соседние секции троллеев соединяют секционным рубильником. При питании троллеев из нескольких мест желательно осуществлять его от разных источников (например, разных КТП, магистралей и т. п.). Питание троллейных линий рекомендуется осуществлять в точке, ближайшей к источнику питания, так 114

как при этом достигается экономия в соединительных проводах. Однако по условиям потери напряжения желательно, чтобы точка питания совпадала с серединой всей троллейной линии или ее секции. Рабочий участок троллеев

Кран

Вводной автомат

Рис. 2.108. Схемы крановых троллеев

При несекционированной троллейной линии подвод питания также лучше осуществлять в середине троллеев. Однако, если это допустимо по условиям потери напряжения и рационально по условиям схемы питающей сети, подвод питания может быть произведен к любой точке троллейной линии. Наивыгоднейшей точкой подвода питания к троллеям будет та, которая обеспечивает наименьшую длину питающей линии и позволяет уложиться в допустимую величину потери напряжения. Питание каждой троллейной секции, как правило, осуществляется одной линией (без резерва). В редких случаях для троллеев специальных кранов питание может производиться двумя линиями, из которых одна является резервной. Троллейные линии кранов, используемых для ремонтных работ, когда нормальное питание данного пролета цеха может быть отключено, рекомендуется питать от другого источника, например от соседней подстанции или от магистрали, расположенной в соседнем пролете цеха, если это не вызывает существенного утяжеления питающей сети. Троллеи обычно получают питание либо радиальными линиями от ближайших преобразовательных подстанций переменного или постоянного тока, либо чаще всего от магистралей (или шинопроводов). При магистральной схеме питания желательно троллейные линии кранов основных пролетов цеха питать от магистральных (а не распределительных) шинопроводов с тем, чтобы иметь возможность производить ревизию или ремонт оборудования, присоединенного к обесточенным в это время распределительным шинопроводам. Для возможности отключения троллейной линии на ее вводе устанавливают коммутационный аппарат. При этом если в начале ответвления питающей линии имеется защита, то устанавливают рубильник, а если защита отсутствует, как это, например, имеет место при питании от магистрали, то коммутационный аппарат выбирают с защитой (автомат или рубильник с предохранителями). Схемы троллейных линий должны содержать наименьшее количество коммутационных аппаратов и предусматривать возможность включения и 115

отключения любой из секций троллейной линии и ремонтных участков независимо друг от друга. Шинопроводы. Широкое применение в цехах промышленных предприятий получили закрытые комплектные шинопроводы, изготавливаемые на заводах в виде готовых секций, собираемых в линии на месте монтажа. Они предназначены для открытой прокладки в производственных и электротехнических помещениях по опорным конструкциям, колоннам и фермам зданий, могут прокладываться в туннелях, по эстакадам, галереям и т. д. Комплектные шинопроводы имеют степень защиты, обеспечивающую возможность их прокладки в производственных помещениях на небольшой высоте (2,5 м) от уровня пола, что упрощает их обслуживание и сокращает длину сетей. Применение комплектных шинопроводов обеспечивает индустриализацию монтажа, ускоряет монтажные работы и повышает их качество, а также увеличивает надежность низковольтных сетей и удобство их эксплуатации.

Рис. 2.109. Конструкция шинопроводов различных серий и их элементы: а) магистральный ШМА; б) распределительный ШРА; в) осветительный ШОС; г) троллейный ШТМ; д) выводная коробка; 1 – крышка; 2 – стяжные болты; 3 – уголки; 4 – изоляторы; 5 – шины; 6 – ярмо

Существует несколько видов закрытых комплектных шинопроводов переменного тока (рис. 2.109): • магистральные (ШМА) на токи 1600…4000 А;

116

• распределительные (ШРА, ШРМ) на токи 100…630 А; • осветительные (ШОС) на токи 25…100 А; • троллейные (ШТА, ШТМ) на токи 100…450 А. Схемы троллейных линий должны содержать наименьшее количество коммутационных аппаратов и предусматривать возможность включения и отключения любой из секций троллейной линии и ремонтных участков независимо друг от друга. Применение шинопроводов различных типов показано на рис. 2.110…2.113.

Рис. 2.110. Магистральные шинопроводы: а) пример схемы кабельной сети; б) пример схемы шинопроводной сети; в) прокладка магистральных шинопроводов

Рис. 2.111. Применение распределительных шинопроводов

117

Рис. 2.112. Применение троллейных шинопроводов

Рис. 2.113. Применение осветительных шинопроводов

Магистральные шинопроводы предназначены для выполнения мощных магистральных линий. Они имеют изолированные алюминиевые шины, заключенные в металлический кожух, предохраняющий от случайных прикосновений к шинам и защищающий их от повреждений. Изготавливаются в виде отдельных секций (рис. 2.114), соединяемых на месте монтажа при помощи сварки или болтового сжима (рис. 2.115). Для разветвления шинопроводов предусмотрены ответвительные секции, для присоединения кабельных ответвлений – присоединительные секции. Существуют также угловые, подгоночные и гибкие секции (рис. 2.116). Нулевыми и одновременно заземляющими проводниками являются детали кожуха шинопроводов, выполненные из алюминиевого сплава. На переменном токе большое влияние на технические характеристики средств передачи электроэнергии оказывают конфигурация проводников и их взаимное расположение в силу поверхностного эффекта и эффекта бли118

зости. Например, при пропускании больших токов по проводнику круглоR го сечения коэффициент добавочных потерь k d = a возрастает с ростом R0 диаметра проводника. В формуле для k d : Ra – сопротивление проводника на переменном токе (активное); R0 – сопротивление постоянному току. По этой причине сечения трехжильных кабелей на напряжение до 1 кВ ограничены 185 мм2. Для обеспечения необходимой пропускной способности по току следует увеличивать число кабелей или применять проводники с шинами плоского сечения, у которых значение k d меньше.

Рис. 2.114. Секции шинопровода

Рис. 2.115. Соединение секций

Рис. 2.116. Магистральный шинопровод, смонтированный в производственном помещении

Следует отметить, что k d уменьшается при увеличении параметра B g = , где B – ширина шины; h – толщина шины. В современных конh струкциях магистральных шинопроводов применяют шины с соотношением высоты к толщине 10…30. Технические характеристики магистральных шинопроводов при токах 119

нагрузки 1600 А и более с двумя или тремя шинами на одну фазу, во многом зависят от схемы соединения шин (рис. 2.117). С расщепленными фазами

A1 A2

B1 B2

а)

A1

B1

B2

C2 A1

Со спаренными фазами

б)

B2

A2

в)

С шихтованными фазами

B1

C2

C1

A2

A1

B1 C1

C2 B2 A2

г)

A1 B1

е) Современное (пакетное) соединение шин

д)

A1

A2

B1

B2

C1

C2 з)

A1

-

C1

A2 B2 C2

B1 C1

+

C1 C2

A1 B1 C1

и)

C1 A2

ж)

B2 C2

A1 B1 C1

A2 B2 C2

к) A2

B2 C2

Рис. 2.117. Схемы соединения магистральных шинопроводов: а) в системах неизолированных шин переменного тока; б) в системах постоянного тока ШМАД и ШМАДК; в) США; г) ШМА68, ШМА73; д) Франция; е) Германия; ж) ШЗМ16; з) «ЕАЕ Электрик» фирмы «ВСК-Электро»; и) ШМА4, ШМА5; к) Швейцария

На ранней стадии развития электропромышленности применялась схема соединения с расщепленными фазами (рис. 2.117, а). Однако шинопроводы по этой схеме обладали недостатками из-за громоздкости конструкции (неизолированные шины на изоляторах защищались со всех сторон металлической сеткой) и больших значений коэффициента добавочных потерь kd = 1,4. На значение kd в этой схеме оказывает влияние еще и действие эффекта близости, связанное со стремлением токов одного направления сконцентрироваться в наиболее удаленных друг от друга частях проводников. В настоящее время эту схему применяют только в шинопроводах постоянного тока, например ШМАД, или в системах неизолированных шин от трансформаторных подстанций, построенных в середине XX века, к главным распределительным щитам.

120

Более совершенными являются схемы соединения со спаренными фазами (рис. 2.117 в), в которых используется принцип равенства и противоположности действий токов в полуфазах, за счет чего значительно снижено индуктивное сопротивление. Значение потерь активной мощности в этой схеме достаточно большое, kd достигает уровня 1,33. По этой схеме (и ее модификациям) в России изготавливались шинопроводы ШМА59, а также ШМА68-Н и ШМА73 (рис. 2.117, г) для использования в четырехпроводных сетях с глухозаземленной нейтралью. В табл. 2.1 приведены их технические характеристики. Таблица 2.1 Технические характеристики шинопроводов со спаренными фазами ШМА73, ШМА68-Н ШМА73П Показатель 1600 А 2500 А 4000 А Электродинамическая стойкость, кА 70 70 100 Активное сопротивление на фазу, Ом/км 0,031 0,020 0,013 Индуктивное сопротивление на фазу, Ом/км 0,022 0,020 0,015 Полное сопротивление петли «фаза – ноль», 0,16 – – Ом/км Количество и размеры шин на фазу, мм 2(90×8) 2(120×10) 2(160×12) Количество и площадь сечения нулевых 2×710 2×640 2×640 проводников, мм2 Размеры поперечного сечения прямой сек300×160 444×215 444×259 ции (ширина × высота), мм

Схема соединения шин оказывает влияние не только на технические данные шинопровода, но и на их конструктивные особенности. Так, три пары изолированных стеклолакотканью шин из алюминиевого сплава АД31Т1, разделенных между собой гетинаксовой перегородкой, соединялись через пластмассовые изоляторы в жесткую основу. Профилированные боковые части корпуса, выполненные из сплава АД31Т1, а в ШМА68 – боковые алюминиевые уголки играли роль шины PEN. Крышки корпуса, изготовленные из перфорированного стального листа, завершали конструкцию (рис. 2.118). Соединение секций заводского изготовления между собой на монтаже осуществлялось, как правило, аргонодуговой сваркой с последующим изолированием места стыка стеклолакотканью с клеем. В ограниченных случаях для соединений допускалось применение одноболтовых сжимов, собираемых с помощью стандартного инструмента. В такой конструкции охлаждение нагретых шин происходит за счет конвективного теплообмена. К ее недостаткам можно отнести невысокую степень защиты оболочкой (по ГОСТ 14254-96) от IP 20 до IP 31 и трудоемкий монтаж при сборке. В настоящее время эти шинопроводы хотя и сняты с производства, но находятся в эксплуатации на многих действующих предприятиях России, СНГ и стран дальнего зарубежья. 121

Рис. 2.118. Магистральный шинопровод ШМА73: а) прямая секция; б) поперечный разрез; 1 – фазные изолированные шины; 2 – изолятор; 3, 4 – изолирующие прокладки; 5 – верхняя и нижняя перфорированные стальные крышки; 6 – боковые профили из алюминиевого сплава; 7 – шпилька-стяжка стальная

В настоящее время шинопроводы, помимо традиционного промышленного применения, широко используются при строительстве административных, жилых и общественных зданий. Поэтому с начала 90-х годов XX века в России стали использовать шинопроводы с улучшенными параметрами различных зарубежных фирм. Так, например, в шинопроводах с шихтованными фазами (рис. 2.117, д, е) kd уменьшался до значения 1,15. Конструкция корпуса с использованием перфорированных стальных крышек предусматривала конвективный теплообмен для охлаждения шин. Степень защиты оболочкой конструкций этого типа – IP 31. В России применялась модификация этих схем (рис. 2.117, ж) в виде шинопровода ШЗМ16, изготовленного в сплошном алюминиевом корпусе, со сварным способом соединения шин. С развитием химической промышленности появились электроизоляционные материалы, обладающие наряду с большой электрической прочностью еще и высокой степенью нагревостойкости. Это обстоятельство вызвало новый подход к конструированию шинопроводов. Появились шинопроводы со схемой соединения, называемой «пакет» (рис. 2.117, з, и, к) получившие в настоящее время широкое распространение. Изолированные шины (рис. 2.119), плотно сжатые с помощью одноболтового сжима в пакет (рис. 2.120), заключены в стальной кожух с хорошо развитой поверхностью, выполняющей роль радиатора охлаждения. Процесс охлаждения этого шинопровода происходит за счет теплопроводности от шин на стенки кожуха, а от кожуха в окружающую среду конвективно и излучением (рис. 2.121). Независимо от количества пакетов

122

в конструкции (два на ток от 2,5 кА и три на ток от 4 кА) шина одной и той же фазы, разделенная пакетами модулей, представляет собой единую шину с большим соотношением высоты шины к ее толщине. Такое расположение делает распределение плотности тока по сечению шины оптимальным, сводя поверхностный эффект и активное сопротивление к минимуму по сравнению с другими схемами соединения шин. В плотно сжатых шинах индуктивное сопротивление также имеет минимальные значения. Коэффициент добавочных потерь для этой схемы kd = 1,09…1,10.

Рис. 2.119. Изолированные шины в пакете: 1 – корпус стальной с защитным металлическим или лакокрасочным покрытием; 2 – проводники из тонкой медной или алюминиевой шины; 3 – изолирующие прокладки из стеклополиэстера

Рис. 2.120. Изолирование места стыка двух секций: 1 – одноболтовый сжим; 2 – изолятор из стеатита или поликарбоната

123

Рис. 2.121. Принцип охлаждения шин в пакете: N – нейтраль; РЕ – заземление

Рис. 2.122. Применение моментного ключа с ограниченным усилием для сборки секций

Во всех современных конструкциях шины защищают от окисления. Для того чтобы избежать образования оксидной пленки Al2O3, обладающей высоким переходным сопротивлением, у алюминиевых шин делают двойное покрытие цинком и оловом либо никелем и оловом. Такая мера значительно снижает переходное контактное сопротивление и предохраняет контакты от окисления и разрушения из-за большой разницы электрохимических потенциалов, что происходит при соединении между собой разнородных материалов, например медных и алюминиевых проводников. Медные шины также защищают, подвергая их лужению, делая более надежным место стыка при соединении двух секций. Для стабилизации давления в стыке в режиме постоянного цикла «нагрев – охлаждение» затяжку одноболтового сжима производят моментным ключом (рис. 2.122). Для предотвращения самоотвинчивания применяют специальные шайбы, имеющие прозрачные колпачки для визуального контроля за положением специально нанесенных рисок. В такой конструкции сборка секций при монтаже осуществляется значительно быстрее, в том числе и за счет отсутствия необходимости изолирования шин в месте стыка, так как в конструкции этого типа применяют встроенные изоляторы из высокопрочного и термостойкого материала (например, поликарбоната, стеатита). В выпускаемых в России шинопроводах пакетного типа ШМА4 для четырехпроводных сетей с глухозаземленной нейтралью и ШМА5 для пятипроводных – с изолированной нейтралью сохранен способ соединения и изолирования шин по аналогии с конструкцией ШМА73. Номенклатура магистральных шинопроводов включает в себя следующие секции: присоединительные к трансформаторам и шкафам вводнораспределительных устройств; прямые стандартной длины и подгоночные, ответвительные с защитным отключающим аппаратом или с глухим присоединением, угловые горизонтальные и вертикальные, Z-образные с по124

воротом в двух и трех плоскостях, а также Т-образные, переходные с одного тока на другой, компенсационные, фазировочные, вводные, концевые и транспозиционные. Современные конструкции шинопроводов (кроме ШМА4, ШМА5) позволяют применять их для вертикальных стояков в жилых и общественных зданиях повышенной этажности или в зданиях средней этажности с большими нагрузками (рис. 2.123). На вертикальных участках некоторые шинопроводы вентилируемых типов оснащают внутренними противопожарными перегородками.

Рис. 2.123. Пример компоновки магистрального шинопровода на вертикальном участке трассы

Для шинопроводов типа KB такие перегородки устанавливать нет необходимости, так как воздух внутри стальной оболочки корпуса вытеснен и практически отсутствует. Противопожарному изолированию подлежит только само место прохода шинопровода через перекрытие. На рис. 2.124 показаны секции шинопровода КВ. Распределительные шинопроводы выполняют одновременно две функции: магистральной линии на относительно небольшой ток (до 630 А) 125

и пунктов разветвления (рис. 2.125, 2.126). Они изготавливаются в виде короба из листовой стали, в котором закреплены на изоляторах четыре неизолированные алюминиевые шины. Электроприемники подключаются через ответвительные коробки, присоединяемые к шинопроводам через штепсельные разъемы, в которых устанавливается необходимая защитнокоммутационная аппаратура. При этом обеспечивается повышенная электробезопасность, поскольку доступ к аппаратам, установленным в ответвительной коробке, возможен только после размыкания штепсельного разъема. Имеются распределительные шинопроводы специальной конструкции, предназначенные, например, для вертикальной прокладки в зданиях повышенной этажности, пылезащищенные для прокладки в помещениях с пыльной средой.

Рис. 2.124. Примеры из номенклатуры магистрального шинопровода KB: а) секция прямая фидерная; б) секция прямая для присоединений; в) размеры поперечного сечения шинопроводов; г) секция угловая «Вверх»; д) секция угловая «Влево»; е) секция концевая; ж) секция Z-образная горизонтальная; з) секция Z-образная комбинированная; и) секция Т-образная горизонтальная; к) секция переходная

126

Рис. 2.124. Примеры из номенклатуры магистрального шинопровода KB: к) секция переходная; л) секция компенсационная; м) гибкие элементы для подключения к трансформаторам; н) присоединение шинопровода к панелям ГРЩ, ВРУ; о) секция присоединительная к панели (вариант 1); п) секция присоединительная к панели (вариант 2); р) секция присоединительная к сухому трансформатору; с) трансформатор сухой; т) секция присоединительная к трансформатору

Рис. 2.125. Распределительный шинопровод

Номенклатура распределительных шинопроводов схожа с номенклатурой магистральных, за исключением транспозиционных и присоединительных секций, которые в распределительных шинопроводах отсутству127

ют. Шинопроводы выпускают с одной шиной на фазу с зазорами между шинами. Действие поверхностного эффекта в такой конструкции чуть больше, чем в магистральных, но значительно меньше, чем в кабелях круглого сечения. За счет зазора между шинами упрощаются условия присоединения большого числа потребителей (рис. 2.127).

Рис. 2.126. Внешний вид распределительного шинопровода

В табл. 2.2 приводятся технические характеристики четырехпроводных шинопроводов ШРА4 (ШРА73), у которых алюминиевые шины в местах контакта покрыты никелевым сплавом. Таблица 2.2 Технические характеристики шинопроводов серии ШРА4 Параметр ШРА4-250 ШРА4-400 ШРА4-630 Номинальный ток, А 250 400 630 Сечение токоведущих шин, мм 35×5 50×5 80×5 Электродинамическая стойкость, стойкость, кА 25 35 40 Активное сопротивление на фазу, Ом/км 0,21 0,15 0,095 Индуктивное сопротивление на фазу, Ом/км 0,21 0,17 0,11 Полное сопротивление на фазу, Ом/км 0,3 0,23 0,145 Количество и размеры шин на фазу, мм 2(90×8) 2(120×10) 2(160×12)

Соединение секций ШРА73 при монтаже производится с помощью болтов, устанавливаемых на шинах каждой фазы с применением обычного инструмента. В конструкциях шинопроводов современного типа, где шины имеют такие же защитные покрытия, как и в магистральных, соединение секций производят или непосредственно между собой, или с применением блока контактных вставок, как, например, в распределительных шинопроводах типа КО (рис. 2.128). Конструкции шинопроводов этого типа имеют четырех- и пятипроводное исполнение со степенью защиты оболочкой, например, IP 55, что делает их применение более универсальным. Для вертикальной прокладки предпочтительной является именно кон-

128

струкция со степенью защиты оболочки IP 55. При проходе через перекрытия устанавливается секция КО с противопожарной внутренней перегородкой.

Рис. 2.127. Распределительный шинопровод ШРА: а) общий вид прямой секции; б) поперечное сечение прямых секций на 250, 400, 630 А; в) шинопровод ШРА73В для вертикальной прокладки; г) элементы шинопровода ШРА73, ШРА73В; 1 – шина; 2 – короб; 3 – изолятор; 4 – универсальная секция; 5 – прямая секция; 6 – кронштейн; 7 – ответвительная коробка; 8 – крышка; 9 – секция угловая с изгибом шин на плоскость; 10 – конструкция для установки и крепления шинопровода – стойка; 11 – ответвительная коробка с автоматическим выключателем; 12 – секция угловая с изгибом шин на ребро; 13 – конструкция для крепления шинопровода – кронштейн; 14 – ответвительная коробка с предохранителем; 15 – ответвительная коробка с пусковым аппаратом; 16 – прямая секция; 17 – конструкция для установки и крепления шинопровода – подвес; 18 – вводная коробка; 19 – заглушка торцевая

Выбранные по току магистральные и распределительные шинопроводы проверяют на потерю напряжения по формуле, учитывающей конфигурацию и протяженность сети. Расчет потерь напряжения в трехфазных шинопроводных линиях выполняется по следующей формуле: DU = a 3LI (R1 cos j + X 1 sin j )

129

где DU – потеря напряжения, В; a – коэффициент распределения нагрузки, определяемый по данным табл. 2.3; L – длина линии, м; I – ток в линии, кA; R1 – активное сопротивление при номинальной нагрузке, мОм/м; Х1 – индуктивное сопротивление при номинальной нагрузке, мОм/м; cosj – коэффициент мощности потребителя.

Рис. 2.128. Распределительный шинопровод типа КО: 1 – соединительный блок контактных вставок; 2 – уплотнительные прокладки на соединительном элементе; 3 – уплотнительные прокладки на присоединительном оконце; 4 – одноболтовый сжим

№

Определение коэффициента Распределение нагрузки

a

Таблица 2.3

a

1

1,0

2

0,5

3

0,25

4

0,125

5

0,25

Осветительные шинопроводы предназначены для выполнения в производственных помещениях групповых осветительных сетей (рис. 2.129, 130

2.130), а также для питания электрического ручного инструмента и других мелких электроприемников. Шинопровод представляет собой закрытый металлический короб, внутри которого расположены четыре изолированных медных проводника. Соединение секций между собой осуществляется штепсельным устройством. Ответвления подключаются с помощью специального штепсельного разъема. Принципиальное отличие осветительных шинопроводов от распределительных состоит в отсутствии ответвительных коробок с защитно-коммутационными аппаратами.

Рис. 2.129. Внешний вид осветительных шинопроводов

Рис. 2.130. Конструкция осветительного шинопровода

Осветительные шинопроводы имеют прямые, подгоночные, вводные секции, а также ответвительные устройства с защитой или без нее для подключения к ним осветительных приборов или потребителей небольшой мощности. Ответвительные устройства для питания однофазных потребителей могут быть снабжены шнурами, которые в целях обеспечения равномерной нагрузки штепселя маркированы для подключения их к соответствующим фазам. Также в номенклатуру шинопроводов могут входить угловые и тройниковые секции. В некоторых конструкциях для этих 131

целей применяют гибкие секции. В России выпускают шинопроводы типа ШОС-2, ШОС-4, а также ШОС-3 и ШОС-5 для применения в сетях с глухозаземленной нейтралью. На рис. 2.131 приведены поперечное сечение и габариты, а в табл. 2.4 – технические характеристики шинопроводов ШОС-2, ШОС-4. Для сетей с изолированной нейтралью большее применение находят шинопроводы типа КАМ на токи 25 и 32 А (рис. 2.132).

Рис. 2.131. Поперечное сечение шинопроводов: а) ШОС-2; б) ШОС-4 Таблица 2.4 Технические характеристики шинопроводов ШОС-2, ШОС-4 Параметр Значение Номинальный ток, А 25 Номинальное напряжение, В 500 Частота, Гц 50–60 Потеря напряжения на участке длиной 100 м, В 6,1 Электродинамическая стойкость, кА 4,5 Сечение проводника, мм2 6 Наибольшее расстояние между точками крепления, м 3

Рис. 2.132. Применение осветительных шинопроводов типа КАМ: 1 – секция прямая; 2 – секция вводная; 3 – ответвительная коробка с предохранителем; 4 – ответвительная коробка с глухим присоединением; 5 – гибкая вставка (угловая); 6 – крепление светильника к шинопроводу; 7 – подвес (стержень М8); 8 – скоба крепления шинопровода к подвесу; 9, 10 – осветительные приборы

132

Троллейные шинопроводы. Троллейные шинопроводы (рис. 2.133, 2.134) предназначены для выполнения троллейных линий, которые используются для электропитания подвижных электроприемников, например мостовых кранов. Троллейная линия – это участок сети, предназначенный для передачи электроэнергии электроприемникам при помощи скользящих или катящихся токосъемников.

Рис. 2.133. Троллейные шинопроводы

133

Рис. 2.134. Монтаж и конструктивные особенности троллейных шинопроводов

Троллейные шинопроводы могут иметь следующие секции: прямые, подгоночные, радиусные, вводные, компенсационные и разделительные, для организации ремонтных участков. Также в номенклатуру шинопроводов входят токосъемные каретки с роликами или токосъемники со щетками, траверсы для крепления на них токосъемных устройств, устанавливаемых на подвижном составе токоприемника, а также индикаторы напряжения или указатели троллейные. Для монорельсовых дорог с автоматическим адресованием груза, предназначенных, например, для установки в складских помещениях с большими объемами и номенклатурой продукции, применяют ловители. Эти элементы устанавливают в местах сочленения прямых и радиусных секций или на сложных переходах, поскольку скорости перемещения подвижного состава, например кранового оборудования, могут составлять 250 м/мин и более. Конструкции троллейных шинопроводов выпускают как с защитным кожухом, например типа E-LINE ТВ (рис. 2.135, табл. 2.5), так и в открытом исполнении. Примером шинопроводов открытого типа могут быть отечественные ШМТА (табл. 2.6,

134

рис. 2.136) или фирмы VAHLE типа U10 – U40. В шинопроводах этого типа, так называемых монотроллейных, шины изолированы пофазно, и они выпускаются на токи до 1000 А. В состав монотроллейных шинопроводов входят соединители, троллеедержатели, клицы опорные и промежуточные, токосъемники со щетками.

Рис. 2.135. Троллейный шинопровод закрытого исполнения типа ТВ Таблица 2.5 Технические характеристики шинопроводов типа ТВ Номинальный ток, А Параметр 35 63 80 100 125 160 200 Число проводников 4 4 4 4 4 7 7 системы Номинальное 400 400 400 400 400 400 400 напряжение, В Пробивное 30 30 30 30 30 30 30 напряжение, кВ Частота, Гц 50–60 50–60 50–60 50–60 50–60 50–60 50–60 Активное сопротивление на фазу, 2,74 1,71 1,37 0,91 0,68 0,67 0,45 Ом/км Индуктивное сопротивление на фа- 0,14 0,13 0,13 0,14 0,13 0,11 0,07 зу, Ом/км Полное сопротивление на фазу, 2,75 1,72 1,38 0,92 0,69 0,61 0,46 Ом/км

135

250 7 400 30 50–60 0,34

0,06

0,35

Таблица 2.6 Технические характеристики шинопроводов типа ШМТА Номинальный ток, А Параметр 250 400 Номинальный ток токосъемника, А 40; 63; 100 400 Напряжение, В 660 660 Частота, Гц 50–60 50–60 Сечение токоведущих шин, мм 3,2 4 Сечение корпуса, мм2 18,3 18,3 Электродинамическая стойкость, кА 10 15 Активное сопротивление на фазу, Ом/км 0,255 0,15 Индуктивное сопротивление на фазу, Ом/км 0,15 0,15 Полное сопротивление на фазу, Ом/км 0,296 0,21 Потеря напряжения на участке длиной 100 м, В 12,7 14,53 Расстояние между точками крепления, м 1,5 1,5 Расстояние между осями троллеев, мм 60 80 Материал троллеев АД31Т АД31Т Максимальная скорость перемещения каретки, 100 100 м/мин

Рис. 2.136. Монотроллейный шинопровод ШМТА

Распределительные устройства низковольтных сетей. Распределительные устройства напряжением до 1 кВ состоят из полностью или частично закрытых шкафов или блоков со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, измерительными приборами и вспомогательными элементами. К таким РУ относятся: распределительные и силовые пункты с предохранителями или автоматическими выключателями, вводно-распределительные устройства. В силовых сетях распределительные пункты с небольшим количе-

136

ством присоединений часто называют силовыми пунктами. Эти пункты являются границей между силовыми питающими и силовыми распределительными сетями и выполняют две функции: распределения электроэнергии и защиты линий силовых распределительных сетей. В зависимости от используемых защитных аппаратов различают два типа силовых пунктов. Первый тип – силовые пункты с плавкими предохранителями (рис. 2.137). Шкаф представляет собой металлический корпус с дверью, внутри которого установлена съемная сборка, представляющая собой раму с вводным рубильником и предохранителями отходящих линий. Эти силовые пункты отличаются небольшой стоимостью и, естественно, некоторыми неудобствами в эксплуатации, возникающими при замене сгоревших предохранителей. Силовые пункты имеют 5…8 трехполюсных групп предохранителей серии ПН2 или НПН2 на номинальные токи 60, 100 или 250 А и вводной рубильник, с помощью которого отключается напряжение при замене предохранителей. При выводе из работы какого-либо электроприемника или при замене предохранителей требуется отключение всего силового пункта вводным рубильником.

Рис. 2.137. Силовые пункты с предохранителями

Второй тип – силовые пункты с автоматами, например, серий ПР8500, ПР8700, ПР11 с автоматами типа ВА, АЕ и А3700 (рис. 2.138). Эти силовые пункты дороже, но отличаются большими удобствами в эксплуатации, имеют от четырех до двенадцати трехполюсных автоматов для отходящих линий и, если необходимо, вводной автомат. Для восстановления питания по какой-либо отходящей линии после устранения неисправности в ней достаточно включить соответствующий автомат. При этом не нужно, как в первом случае, отключать весь силовой пункт.

137

Рис. 2.138. Силовые пункты с автоматическими выключателями: 1– корпус электрощита в комплекте с оперативной панелью; 2 – комплект силовых медных шин; 3 – комплект шин N и РЕ; 4 – вводной автоматический выключатель; 5 – автоматические выключатели групповых линий

Если требуется большее число присоединений и большая распределяемая мощность, то используются более развитые и дорогие распределительные щиты, которые комплектуются из отдельных панелей (вводных, секционных, торцевых и др.). Устанавливают их на трансформаторных подстанциях, а также в машинных залах. Щиты изготавливают в открытом и закрытом исполнении. Щиты открытого исполнения состоят из панелей, устанавливаемых в специальных электротехнических помещениях. Щиты закрытого исполнения устанавливают в цехах промышленных предприятий. Щиты серии ЩО-70 рассчитаны на одностороннее обслуживание, защитных ограждений сверху и сзади не имеют (рис. 2.139). Панели ПАР11М заменяют щиты типа ЩО и имеют уменьшенные габаритные размеры (рис. 2.140). Панели могут применяться в промышленности, для комплектации трансформаторных подстанций, для электроснабжения жилых и общественных зданий. В жилых и общественных зданиях, получающих электроэнергию от отдельно стоящих трансформаторных подстанций, используют специальные вводно-распределительные устройства, например, типа ВРУ (рис. 2.141). Они предназначены для приема, распределения и учета электроэнергии и защиты отходящих линий. В серию ВРУ входят вводные и распределительные панели. Устройство шкафов ВРУ представляет собой сборку из панелей шкафного типа одностороннего обслуживания. На съемной раме внутри установлены защитно-коммутационные аппараты. Счетчики и трансформаторы тока устанавливаются в отдельном отсеке.

138

Рис. 2.139. Щит ЩО-70

Рис. 2.140. Панель ПАР-11М

Рис. 2.141. Вводно-распределительное устройство

139

Цеховые трансформаторные подстанции. Трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ (рис. 2.142) предназначены для преобразования электроэнергии на напряжение 0,4 кВ, на котором у потребителя имеется наибольшее количество электроприемников, и распределения её в низковольтную сеть. Структурно подстанция состоит из РУ ВН, трансформаторов, РУ НН. Количество трансформаторов на подстанции определяется категорией потребителя по надежности электроснабжения.

Рис. 2.142. План расположения оборудования комплектной трансформаторной подстанции

Применяются три вида схем РУ ВН подстанции: для радиальной сети, для подключении к магистрали, для кольцевой сети. Схема трансформаторной подстанции для радиальной сети (рис. 2.143). Особенностью этой схемы является то, что в подстанции отсутствует распределительное устройство высокого напряжения. Это возможно выполнить тогда, когда приходящая линия электропередачи небольшой длины и выполнена кабелем, а также когда находящиеся выше элементы системы электроснабжения находятся в одной собственности.

Рис. 2.143. Схема для радиальной сети

Рис. 2.144. Схема для кольцевой сети

140

Схема трансформаторной подстанции для кольцевой сети (рис. 2.144). Распределительное устройство высокого напряжения этой подстанции должно позволять выполнять следующие функции: отключать подстанцию от сети – это выполняется разъединителем или выключателем нагрузки; защищать подстанцию при перегрузках и коротких замыканиях – это выполняют предохранители; осуществлять включение или отключение приходящих линий электропередачи – это выполняется выключателями нагрузки. Схема трансформаторной подстанции для подключения к магистральной сети (рис. 2.145). Распределительное устройство высокого напряжения этой подстанции должно позволять выполнять следующие функции: отключать подстанцию от магистрали – это реализуется разъединителем или выключателем нагрузки; защищать подстанцию при перегрузках и коротких замыканиях – это выполняют предохранители.

Рис. 2.145. Схема трансформаторной подстанции для магистральной сети

Силовые трансформаторы. Для трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ используют следующие типы силовых трансформаторов: • ТМ (ТМЗ) – масляные трансформаторы (рис. 2.146, а); • ТС (ТСЗ) – сухие трансформаторы (рис. 2.146, б); Наиболее массовыми трансформаторами являются масляные. Для наружной установки всегда применяются масляные трансформаторы, для внутренней – сухие или масляные, если установка последних не противоречит требованиям ПУЭ. Основная особенность, ограничивающая их применение в производственных зданиях, – наличие масла, что обусловливает пожароопасность. Имеются многочисленные нормы и правила, регламентирующие с этой точки зрения применение указанных типов трансформаторов. Масляные трансформаторы обладают некоторой перегрузочной способностью, что и определяет их наибольшее использование.

141

а)

б) Рис. 2.146. Внешний вид силовых трансформаторов подстанций

По местоположению трансформаторные подстанции подразделяются на следующие виды (рис. 2.147).

Рис. 2.147. Расположение трансформаторных подстанций

Внутренние, расположенные внутри производственных помещений среди технологического оборудования (рис. 2.148). Такое размещение соответствует наименьшим затратам на построение СЭС больших производственных цехов. При большой плотности нагрузок и невозможности по каким-либо причинам разместить подстанцию среди технологического оборудования устраивают специальные электротехнические пролеты, отделенные от производственных помещений. В этих пролетах устанавливается не только КТП, но и другое электрооборудование. Встроенные, располагаемые внутри производственных помещений, примыкающие непосредственно к наружной стене здания и, в отличие от внутренних, имеющие отдельный выход на улицу. Применение встроенных трансформаторных подстанций менее жестко ограничивается противопожарными нормами и условиями среды в цехе, так как они не имеют выхода в цех.

142

Пристроенные, пристраиваемые снаружи к внешней стене здания и аналогичные по условиям применения встроенным (рис. 2.149). Главным недостатком этих подстанций, ограничивающим их применение, является ухудшение архитектурного облика производственных зданий и сужение проездов между ними.

Рис. 2.148. Встроенная трансформаторная подстанция

Рис. 2.149. Пристроенная трансформаторная подстанция

Отдельно стоящие (рис. 2.150), располагаемые либо закрыто в специальных отдельных зданиях, либо открыто в виде КТПН (комплектной 143

трансформаторной подстанции наружной установки). Отдельно стоящие закрытые подстанции требуют повышенных затрат на строительную часть, на сооружение низковольтной сети и применяются тогда, когда по какимлибо причинам нельзя или нецелесообразно использовать внутренние или встроенные подстанции.

Рис. 2.150. Отдельно стоящая трансформаторная подстанция

Осветительные сети. Сети электрического освещения предназначены для электроснабжения осветительных установок – светильников с лампами накаливания, ДРЛ, люминесцентными лампами, светодиодами. Для светильников разрешается применять следующие напряжения: · не выше 380/220 В переменного тока при заземленной нейтрали; · 220 В при изолированной нейтрали. Для ручных переносных светильников в помещениях с повышенной опасностью должно применяться напряжение не выше 50 В. В особо неблагоприятных условиях, когда опасность поражения током усугубляется теснотой, неудобным положением работающего, соприкосновением с заземленными металлическими поверхностями, должно применяться напряжение не выше 12 В. Напряжение большинства выпускаемых промышленностью источников света не превышает 220 В, что соответствует требованиям электробезопасности. Для газоразрядных ламп, рассчитанных на напряжение 380 В, допускается применять линейное напряжение 380 В системы 380/220 В и фазное напряжение системы 660/380 В. Причем это возможно только при выполнения ввода в осветительный прибор проводниками с изоляцией на 144

напряжение не менее 660 В. Ввод в осветительный прибор двух и трех разных фаз системы 660/380 В запрещается. Осветительные сети обычно не совмещаются с силовыми сетями. Тем не менее, питание осветительных установок обычно производится от общих трансформаторов на напряжении 380/220 В при глухом заземлении нейтрали. Область применения самостоятельных осветительных трансформаторов ограничивается случаями, когда характер силовой нагрузки промышленных предприятий (мощные сварочные аппараты, частый пуск мощных электродвигателей) не позволяет при совместном питании обеспечить требуемое качество напряжения у ламп. При решении вопросов питания аварийного освещения, обеспечивающего минимальную освещенность при отключении рабочего освещения, необходимо учитывать требования СНиП и ПУЭ. В них указывается, что светильники аварийного освещения безопасности, применяемые для продолжения работ, а также светильники эвакуационного освещения в помещениях без естественного света должны присоединяться к независимому источнику или переключаться на него автоматически при внезапном отключении рабочего освещения (рис. 2.151, а, б).

Щиток рабочего освещения

Щиток аварийного освещения

а)

Щиток Щиток рабочего аварийного освещения освещения

б)

Щиток Щиток аварийного рабочего освещения освещения

в)

Рис. 2.151. Варианты питания рабочего и аварийного освещения

Светильники эвакуационного освещения в помещениях с естественным светом присоединяются к сети, независимой от сети рабочего освещения, начиная от распределительного устройства подстанции или от ввода в здание (рис. 2.151, в). Электрическая осветительная сеть в общем случае может состоять из следующих звеньев (рис. 2.152): • распределительное устройство; • трансформаторная подстанция; 145

• питающая сеть; • магистральный щиток; • щитки аварийного освещения и групповые щитки рабочего освещения; • групповая сеть, а также источники света. При реализации конкретных схем питания осветительных установок те или иные звенья могут отсутствовать.

Питающая сеть Групповой щиток рабочего освещения

Магистральный щиток

Щиток аварийного освещения

Рис. 2.152. Структура осветительной сети

Сети освещения разделяются на питающие и групповые. К питающей сети относятся линии от трансформаторных подстанций или других точек питания до групповых щитков, к групповой сети – линии от групповых щитков до осветительных приборов. В начале каждой питающей линии устанавливаются аппараты защиты и отключения. В начале групповой линии обязателен аппарат защиты, а отключающий аппарат может не устанавливаться при наличии таких аппаратов по длине линии, или когда управление освещением осуществляется аппаратами, установленными в линиях питающей сети. Магистральные осветительные щиты (рис. 2.153) получают питание одной мощной линией от подстанции, а затем осуществляют распределение электроэнергии между присоединенными к ним групповым щиткам. Наличие в схеме магистральных щитов позволяет сделать сложную разветвленную сеть более гибкой и структурированной. Это также позволяет избежать чрезмерного усложнения распределительного устройства подстанции. Групповые щитки (рис. 2.154), в которых устанавливаются аппараты защиты и управления для групповых линий, предназначены для питания осветительных приборов. 146

Рис. 2.153. Магистральный щит

Рис. 2.154. Групповой щиток

Схемы питающих сетей отличаются достаточным разнообразием (рис. 2.155). При этом могут быть использованы как радиальные, так и магистральные схемы питания. Различия между этими схемами с точки зрения области применения незначительны. В основном при решении вопроса питания осветительных установок руководствуются компоновкой помещений. Зачастую отдельными линиями следует питать производственные участки или цеха. При использовании большого числа радиальных линий увеличивается общая протяженность сетей. Групповые линии выполняют одно-, двух- и трехфазными. Увеличение фазности позволяет уменьшить уровень пульсаций освещенности. При построении групповых сетей для трехфазных систем переменного тока применяются следующие схемы. Схемы с глухозаземленной нейтралью: • двухпроводная однофазная (рис. 2.156, а, б); • двухпроводная двухфазная (рис. 2.156, д); • трехпроводная двухфазная с нулевым проводом (рис. 2.156, в); • трехпроводная трехфазная (рис. 2.156, е); • четырехпроводная трехфазная с нулевым проводом (рис. 2.156, г). Схем с изолированной нейтралью: • двухпроводная двухфазная (рис. 2.156, д); • трехпроводная трехфазная (рис. 2.156, е). В качестве способа подключения осветительных приборов по фазам групповой линии наиболее предпочтительным является чередование фаз A–B–C–A–B–C... Данный вариант наиболее оптимален как с точки зрения снижения пульсаций освещенности, так и для равномерности распределения нагрузки.

147

РУ 0.4 кВ

Магистральный осветительный щит

Линии силовых электроприемников Щиток аварийного освещения

а)

б)

в) Рис. 2.155. Схемы питания осветительных сетей: а) питание от щита подстанции; б) питание через магистральный щиток; в) питание по схеме блока «трансформатор – магистраль»

148

Рис. 2.156. Схемы групповых сетей

Контрольные вопросы 1. Сформулируйте требования к надежности электроснабжения нетяговых потребителей. 2. Опишите схемы электроснабжения предприятий железнодорожного транспорта. 3. Какие конструктивные особенности имеет главная понизительная подстанция? 4. Как выполняется центральный распределительный пункт? 5. Опишите структуру высоковольтной распределительной сети. 6. Опишите основные конструктивные элементы высоковольтной распределительной сети. 7. Как формируются цеховые электрические сети? 8. Какие режимы нейтрали используются в сетях до 1000 В? 9. Опишите структуру низковольтной сети. 10. Опишите основные конструктивные особенности исполнения низковольтной сети.

149

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Аржанников Б. А., Пышкин А. А. Совершенствование системы электроснабжения постоянного тока на основе автоматического регулирования напряжения тяговых подстанций. Екатеринбург : Изд-во УрГУПС, 2006. 117 с. 2. Аржанников Б. А., Сергеев Б. С., Набойченко И. О. Системы электроснабжения устройств СЦБ. Екатеринбург : УрГУПС, 2009. 101 с. 3. Арсентьев М. О., Арсентьев О. В., Крюков А. В. Системы электроснабжения железнодорожного транспорта с установками распределенной генерации. Иркутск : Изд-во ИрГТУ, 2013. 152 с. 4. Арсентьев М. О., Арсентьев О. В., Крюков А. В., Чан Зюй Хынг. Распределенная генерация в системах электроснабжения железных дорог. Иркутск : ИрГУПС, 2013. 164 с. 5. Бадер М. П. Электромагнитная совместимость. М. : УМК МПС, 2002. 638 с. 6. Бардушко В. Д., Закарюкин В. П., Крюков А. В. Принципы построения систем электроснабжения железнодорожного транспорта. М. : Теплотехник, 2014. 166 с. 7. Большая энциклопедия транспорта. Т. 4. Железнодорожный транспорт. М. : Большая российская энциклопедия, 2003. 1051 с. 8. Бородулин Б. М., Герман Л. А., Николаев Г. А. Конденсаторные установки электрифицированных железных дорог. М. : Транспорт, 1983. 184 с. 9. Герман Л. А. Матричные методы расчета системы тягового электроснабжения. Ч. 1. М. : РГОТУПС, 1998. 36 с. 10. Герман Л. А. Матричные методы расчета системы тягового электроснабжения. Ч. 2. М. : РГОТУПС, 2000. 38 с. 11. Герман Л. А., Векслер М. И., Шелом И. А. Устройства и линии электроснабжения автоблокировки. М. : Транспорт, 1987. 192 c. 12. Герман Л. А., Калинин А. Л. Электроснабжение автоблокировки и электрической централизации. М. : Транспорт, 1974. 168 с. 13. Дворчикова Т. В., Зимакова А. Н. Электроснабжение электрифицированных железных дорог. М. : Транспорт, 1989. 166 с. 14. Дынькин Б. Е. Защита контактной сети переменного тока при разземлении опор. Хабаровск : ДВГУПС, 2002. 164 с. 15. Закарюкин В. П., Крюков А. В., Ушаков В. А., Алексеенко В. А. Оперативное управление в системах электроснабжения железных дорог. Иркутск : ИрГУПС, 2012. 129 с. 16. Закарюкин В. П., Крюков А. В., Шульгин М. С. Параметрическая идентификация линий электропередачи и трансформаторов. Иркутск : ИрГУПС, 2012. 96 с. 17. Закарюкин В. П., Крюков А. В. Имитационное моделирование систем тягового электроснабжения. Иркутск : ИрГУПС, 2006. 157 с. 18. Закарюкин В. П., Крюков А. В. Сложнонесимметричные режимы электрических систем. Иркутск : Изд-во Иркут. ун-та, 2005. 273 с. 19. Закарюкин В. П., Крюков А. В., Вторушин Д. П. Моделирование систем внешнего электроснабжения железных дорог переменного тока. Иркутск : ИрГУПС, 2013. 161 с. 20. Закарюкин В. П., Крюков А. В., Ле Конг Зань. Математические модели узлов нагрузки электроэнергетических систем, построенные на основе фазных координат. Иркутск : ИрГУПС, 2013. 176 с. 21. Захаров Л.Ф., Колканов М.Ф. Электропитание устройств связи. М. : ГОУ «Учебно-методический центр по образованию на железнодорожном транспорте», 2007. 240 с.

150

22. Игнатенко И. В. Электроснабжение железных дорог. Ч 1. Хабаровск : Изд-во ДВГУПС, 2013. 115 с. 23. Инструкция по категорийности электроприемников нетяговых потребителей железнодорожного транспорта ПГ-8-90 : утв. 11.03.1991 № ЦЭ-4846. 24. Карякин Р. Н. Тяговые сети переменного тока. М. : Транспорт, 1987. 279 с. 25. Кириленко А. Г. Изучение приборов систем железнодорожной автоматики и телемеханики : метод. указ. по выполнению лабораторной работы. Хабаровск : ДВГУПС, 2007. 19 с. 26. Косарев А. Б. Основы теории электромагнитной совместимости систем тягового электроснабжения переменного тока. М. : Интекст, 2004. 272 с. 27. Котельников А.В. Электрификация железных дорог: мировые тенденции и перспективы. М. : Интекст, 2002. 104 с. 28. Кочунов Ю. А., Грехов А. О. Провода и поддерживающие конструкции линий продольного электроснабжения. Екатеринбург : УрГУПС, 2013. 59 с. 29. Крюков А. В. Источники и потребители электроэнергии. Иркутск : ИрГУПС, 2014. 142 с. 30. Крюков А. В. Моделирование систем электроснабжения. Иркутск : ИрГУПС, 2014. 116 с. 31. Крюков А. В. Электрические нагрузки нетяговых потребителей. Иркутск : ИрГУПС, 2014. 149 с. 32. Крюков А. В. Электрические сети районов электроснабжения нетяговых потребителей железнодорожного транспорта. Иркутск : ИрГУПС, 2008. 55 с. 33. Крюков А. В., Закарюкин В. П. Методы совместного моделирования систем тягового и внешнего электроснабжения железных дорог переменного тока. Иркутск : ИрГУПС, 2011. 170 с. 34. Крюков А. В., Закарюкин В. П. Моделирование электромагнитных влияний на смежные ЛЭП на основе расчета режимов энергосистемы в фазных координатах. Иркутск : ИрГУПС. 2009. 120 с. 35. Крюков А. В., Закарюкин В. П., Абрамов Н. А. Ситуационное управление режимами систем тягового электроснабжения: монография. Иркутск : ИрГУПС. 2010. 123 с. 36. Крюков А. В., Закарюкин В. П., Абрамов Н. А. Управление системами тягового электроснабжения. Ситуационный подход. Saarbrücken : Lambert Academic Publishing, 2011. 128 с. 37. Крюков А. В., Закарюкин В. П., Асташин С. М. Управление режимами систем тягового электроснабжения. Иркутск : ИрГУПС. 2009. 104 с. 38. Крюков А. В., Закарюкин В. П., Буякова Н. В. Электромагнитная обстановка на объектах железнодорожного транспорта. Иркутск : ИрГУПС, 2011. 130 с. 39. Крюков А. В., Закарюкин В. П., Кобычев Д. А. Математические модели для определения взаимных электромагнитных влияний в системах тягового электроснабжения. Иркутск : ИрГУПС, 2011. 110 с. 40. Крюков А. В., Закарюкин В. П., Соколов В. Ю. Моделирование систем электроснабжения с мощными токопроводами. Иркутск : ИрГУПС. 2010. 80 с. 41. Крюков А. В., Закарюкин В. П., Соколов В. Ю. Моделирование систем электроснабжения с токопроводами. Saarbrücken : Lambert Academic Publishing, 2011. 91 с. 42. Крюков А. В., Закарюкин В. П., Шульгин М. С. Параметрическая идентификация элементов электроэнергетических систем. Saarbrucken : Lambert Academic Publishing, 2013. 125 с. 43. Куликов П. Б., Миронов Ю. Н., Фомина З. А. Учебно-методический комплекс по дисциплине «Электрические железные дороги». М. : МИИТ, 2011. 96 с.

151

44. Мамошин Р. Р., Зимакова А. Н. Электроснабжение электрифицированных железных дорог. М. : Транспорт, 1980. 296 с. 45. Марквардт К. Г. Электроснабжение электрифицированных железных дорог. М. : Транспорт, 1982. 528 с. 46. Маслов Г. П., Магай Г. С., Сидоров О. А. Электроснабжение железных дорог. Ч. 1. Омск : Изд-во ОмГУПС, 2006. 48 с. 47. Маслов Г. П., Магай Г. С., Сидоров О. А. Электроснабжение железных дорог. Ч. 2. Омск : Изд-во ОмГУПС, 2006. 58 с. 48. Маслов Г. П., Магай Г. С., Сидоров О. А. Электроснабжение железных дорог. Ч. 3. Омск : Изд-во ОмГУПС, 2006. 47 с. 49. Мирошниченко Р. И. Режимы работы электрифицированных участков. М. : Транспорт, 1982. 207 с. 50. Митрофанов А. Н. Моделирование процессов прогнозирования и управления электропотреблением тяги поездов. Самара : СамГАПС, 2005. 168 с. 51. Михайлов А. Ф., Частоедов Л. В. Электроснабжение устройств автоматики и телемеханики железнодорожного транспорта. М. : Транспорт, 1980. 240 с. 52. Михайлов М. И., Разумов Л. Д., Соколов С. А. Электромагнитные влияния на сооружения связи. М. : Связь, 1073. 264 с. 53. Поплавский А. Н. Электроэнергетика предприятий железнодорожного транспорта. М. : Транспорт, 1981. 264 с. 54. Поплавский А. Н., Краснов Б. Д., Недачин В. В. Стационарная электроэнергетика железнодорожного узла. М. : Транспорт, 1986. 279 с. 55. Почаевец В. С. Введение в специальность «Электроснабжение на железнодорожном транспорте» М. : Маршрут, 2005. 139 с. 56. Правила защиты устройств проводной связи и проводного вещания от влияния тяговой сети электрифицированных железных дорог переменного тока. М. : Транспорт, 1989. 134 с. 57. Правила устройства системы тягового электроснабжения железных дорог РФ. М. : Транспорт, 1997. 58. Ратнер М. П., Могилевский Е. Л. Электроснабжение нетяговых потребителей железных дорог. М. : Транспорт, 1985. 295 с. 59. Сапожников В. В. Электропитание устройств железнодорожной автоматики, телемеханики и связи / В. В. Сапожников, Н. П. Ковалев, В. А. Конов [и др.]. М. : Маршрут, 2005. 451 с. 60. Система тягового электроснабжения 2´25 кВ / Б. М. Бородулин, М. И. Векслер, В. Е. Марский, И. В. Павлов. М. : Транспорт, 1989. 247 с. 61. Справочник по электроснабжению железных дорог / под ред. К. Г. Марквардта. М. : Транспорт, 1980. Т. 1. 256 с. 62. Строительные нормы и правила Российской Федерации. Железные дороги колеи 1520 мм. СНИП 32-01-95. М. : Минстрой России, 1995. 63. Тамазов А. И. Несимметрия токов и напряжений, вызываемая однофазными тяговыми нагрузками. М. : Транспорт, 1965. 235 с. 64. Тимофеев Д. В. Режимы в электрических системах с тяговыми нагрузками. М. : Энергия, 1972. 295 с. 65. Феоктистов В. П. Электрические железные дороги / В. П. Феоктистов, Г. Г. Рябцев, Ю. Е. Просвиров [и др.]. Самара : СамГАПС, 2006. 312 с. 66. Чекулаев В. Е. Электроснабжение нетяговых потребителей железнодорожного транспорта. Устройство, обслуживание, ремонт / В. Е. Чекулаев, В. М. Долдин, А. Н. Зимакова [и др.]. М. : УМЦ по образованию на железнодорожном транспорте, 2010. 304 с.

152

67. Шалимов М. Г. Влияние электрических железных дорог на смежные устройства : учеб. пособие. Омск : ОмИИТ, 1985. 82 с. 68. Шалимов М. Г., Маслов Г. П., Магай Г. С. Современное состояние и пути совершенствования систем электроснабжения электрических железных дорог. Омск : Изд-во ОмГУПС, 2002. 49 с.

153

Учебное издание

Крюков Андрей Васильевич Закарюкин Василий Пантелеймонович

СТАЦИОНАРНАЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА Часть I УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ по дисциплине «Электроснабжение и электропитание нетяговых потребителей»

Редактор В. С. Смирнова Компьютерная верстка: А. В. Крюков

Подписано в печать 5.10.2015. Уч.-изд. л. 10,5. План 2015 г. 154