Содержание

 

1 Лекция. Введение в автоматизированное проектирование. Проектирование и системы автоматизированного проектирования	5
2 Лекция. Системный подход к проектированию	9
3 Лекция. Системы автоматизированного проектирования электрических сетей и их место среди других автоматизированных систем	12
4 Лекция. Энергетический комплекс нормативно-технической документации для предприятий энергетики	17
5 Лекция. Режимы нейтрали в трехфазных сетях	21
6 Лекция. Поведение сетей в нормальном режиме и при перегрузке	25
7 Лекция. Потери мощности в элементах сетей напряжением выше 1 кВ по территории предприятия	28
8 Лекция. Образование тепла в проводнике. Максимальные допустимые значения	33
9 Лекция. Защитные приборы. Выбор и проверка защитных приборов	37
10 Лекция. Виды неисправностей с короткими замыканиями	41
11 Лекция. Форма волны ТКЗ. Конфигурация сетей	45
12 Лекция. Расчет параметров проводки и защитных приборов с точки зрения короткого замыкания	49
13 Лекция. Допустимые падения напряжения. Расчет нагрузки отдельных ветвей сети	53
14 Лекция. Селективность. Каскадирование защитных компонентов	57
15 Лекция. Компенсация реактивной мощности	61
16 Лекция. Характеристики защитных приборов	65
Список литературы	69

 

Лекция 1. Введение в автоматизированное проектирование. Проектирование и системы автоматизированного проектирования 

 

          Содержание лекции:

- этапы развития и совершенствования САПР.

Цель лекции:                      

- знакомство с основными положениями теории САПР.

 

Под термином САПР понимается система автоматизированного проектирования, в которой органично объединены усилия коллектива проектировщиков и возможности математических методов и ЭВМ на всей совокупности взаимосвязанных этапов проектирования с применением развитых средств программного и информационного обеспечения для коренного улучшения качества проектных работ и сокращения их сроков.

Классификацию САПР осуществляют по ряду признаков, например, по приложению, целевому назначению, масштабам (комплексности решаемых задач), характеру базовой подсистемы — ядра САПР.

По приложениям наиболее представительными и широко используемыми являются следующие группы САПР:

1) САПР для применения в отраслях общего машиностроения. Их часто называют машиностроительными САПР или MCAD (Mechanical CAD) системами.

2) САПР для радиоэлектроники. Их названия — ECAD (Electronic CAD) или EDA (Electronic Design Automation) системы.

3) САПР в области архитектуры и строительства.

Кроме того, известно большое число более специализированных САПР, или выделяемых в указанных группах, или представляющих самостоятельную ветвь в классификации. Примерами таких систем являются САПР больших интегральных схем (БИС); САПР летательных аппаратов; САПР электрических машин и т.п.

По масштабам  различают отдельные программно-методические комплексы (ПМК) САПР, например, комплекс анализа прочности механических изделий в соответствии с методом конечных элементов (МКЭ) или комплекс анализа электронных схем; системы ПМК; системы с уникальными архитектурами не только программного (software), но и технического (hardware) обеспечений.

По характеру базовой подсистемы  различают следующие разновидности САПР:

1) САПР на базе подсистемой машинной графики и геометрического проектирования.  Эти САПР ориентированы на приложения, где основной процедурой проектирования является конструирование, т.е. определение пространственных форм и взаимного расположения объектов. Поэтому к этой группе систем относится большинство графических ядер САПР в области машиностроения.

2) САПР на базе СУБД. Они ориентированы на приложения, в которых при сравнительно несложных математических расчетах перерабатывается большой объем данных. Такие САПР преимущественно встречаются в технико-экономических приложениях, например, при проектировании бизнес-планов, но имеют место также при проектировании объектов, подобных щитам управления в системах автоматики.

3) САПР на базе конкретного прикладного пакета. Фактически это автономно используемые программно-методические комплексы, например, имитационного моделирования производственных процессов, расчета прочности по методу конечных элементов, синтеза и анализа систем автоматического управления и т.п. Часто такие САПР относятся к системам CAE. Примерами могут служить программы логического проектирования на базе языка VHDL, математические пакеты типа MathCAD.

4) Комплексные (интегрированные) САПР, состоящие из совокупности подсистем предыдущих видов. Характерными примерами комплексных САПР являются CAE/CAD/CAM-системы в машиностроении или САПР БИС. Так, САПР БИС включает в себя СУБД и подсистемы проектирования компонентов, принципиальных, логических и функциональных схем, топологии кристаллов, тестов для проверки годности изделий.

Комплекс средств автоматизации проектирования в соответствии с особенностями решаемых задач принято подразделять на средства методического, программного, технического, информационного и организационного обеспечения.

Методическое обеспечение (МО) представляет собой совокупность документов, устанавливающих состав, правила отбора и эксплуатации средств, обеспечения автоматизированного проектирования, необходимых для его выполнения. Методическое обеспечение дополнительно разделяют на средства математического и лингвистического обеспечения.

При этом математическое обеспечение, рассматриваемое как совокупность различных математических методов и алгоритмов, предназначается для выполнения преобразований описания объекта проектирования.

Лингвистическое - служит для решения второй из названных задач, а именно для представления полученных описаний — языки проектирования, терминология.

Программное обеспечение (ПО) включает совокупность машинных программ, необходимых для выполнения автоматизированного проектирования, и документации к ним. САПР является программно-управляемой системой. Поэтому ПО составляет сердцевину средств ее обеспечения как по значению, так и по трудоемкости задания. В составе ПО САПР по функциональным признакам выделяются системы математического обеспечения ЭВМ как часть ПО, инвариантная областям применения ЭВМ, общесистемное ПО САПР (к которому, в частности, можно отнести ПО машинной графики, диалоговые системы и др.) и прикладное ПО, служащее непосредственно для решения задач проектирования конкретного класса объектов.

Техническое обеспечение (ТО) состоит из совокупности взаимодействующих средств вычислительной и организационной техники, предназначенных для выполнения автоматизированного проектирования. В большинстве случаев ТО САПР базируется на серийно выпускаемых ЭВМ различной производительности, снабженных не только штатным, но и специализированным периферийным оборудованием.

Информационное обеспечение (ИО) объединяет совокупность сведений, необходимых для функционирования САПР и представленных в заданной форме. Для ведения автоматизированного проектирования большая часть этих сведений (данных) должна записываться на машинные носители информации и в процессе работы САПР обрабатываться ЭВМ. ИО концентрирует опыт проектирования данного класса объектов, содержит необходимые данные, сохраняет описание проектируемого объекта, облегчает передачу данных при переходе от этапа к этапу проектирования.

Организационное обеспечение (ОО) содержит совокупность документов, устанавливающих состав проектной организации и ее подразделений, функции и взаимосвязи подразделений, а также форму представления проектных документов.

Остановимся лишь на информационном обеспечении, непосредственно связанным с массивами информации.

В состав информационного обеспечения САПР включаются документы, содержащие описания стандартных проектных процедур, типовых проектных решений и элементов, комплектующих изделий, материалов и другие данные, а также данные на машинных носителях с записью указанных документов, обеспечивающие функционирование подсистем САПР. Совокупность документов с перечисленными описаниями представляет собой справочно-информационный фонд САПР. Эта часть ИО находится, как правило, вне ЭВМ. Другую, внутримашинную часть ИО САПР составляет автоматизированный банк данных (АБД), который подразделяется на базу данных и систему управления базой данных (СУБД).

Под базой данных САПР понимается совокупность хранящихся в ЭВМ данных, которые с минимальной избыточностью и максимально возможным быстродействием удовлетворяют информационные потребности автоматизированного проектирования. В составе базы данных можно выделить по функциональному признаку четыре раздела:

1) Данные о типовых проектных решениях и ранее выполненных проектных разработках.

2) Справочники и нормативно-техническая документация.

3) Информационная модель объекта, которая составляется из данных, описывающих его на различных этапах проектирования. Эта модель развивается в процессе проектирования.

Описание объекта проектирования, получаемое на каждом предыдущем этапе, должно давать необходимые данные для работы компонентов САПР на последующем этапе. По окончании проектирования полученное описание объекта может быть передано в первую группу данных, а следовательно, должно включать все ранее перечисленные виды информации.

4) Данные, регламентирующие проектную деятельность, как отдельных исполнителей, так и организации в целом. Прежде всего, сюда относятся описания методик автоматизированного выполнения проектных процедур, информационных связей между участниками разработки. В состав этих данных входят также сведения о контингенте проектировщиков с указанием их конкретных функций.

Основными структурными элементами САПР являются подсистемы, которые подразделяются на проектирующие и обслуживающие. К проектирующим относят подсистемы, выполняющие проектные процедуры и операции, например расчетную, чертежно-графическую. К обслуживающим относят подсистемы, предназначенные для поддержания работоспособности проектирующих подсистем, например подсистему управления данными и др.

Одним из основных компонентов любой базы данных САПР являются справочники, включающие информацию об элементах, входящих в состав системы проектирования. Справочник должен содержать набор необходимых сведений в табличной или графической форме, позволяющих выбрать требуемое изделие, разместить их в узлах проектируемой электрической схемы, проверить правильность выбора и работоспособность устройства в целом

Часто методическое и информационное обеспечение САПР строятся с использованием комплексного подхода:

- на первом этапе проводится предварительный расчет режимов работы системы (расстановка оборудования и прокладка кабелей и проводов на планах, формирование электрических схем, выполнение электротехнических расчетов, выполнение светотехнических расчетов и т.д.). Составляются таблицы задействованных изделий и оборудования, проводится расчет токовых нагрузок в номинальных и пусковых режимах, выполняется расчет цепей в аварийных режимах (перегрузки по току и коротком замыкании), проводится выбор сечений проводов и кабелей;

- на втором этапе осуществляется подборка электротехнических изделий для реализации заданного схемного решения. Причем проводятся проверки на электромагнитную совместимость изделий, на селективность  работы защитной аппаратуры, на термическую устойчивость изделий с учетом их совместной работы и т.п.;

-на третьем этапе формируются управляющие комплектные устройства низкого (НКУ) и высокого (КТП) напряжения, через посредство которых и осуществляется управление и защита потребителей и сети. Если совокупность выполняемых функций при заданном схемотехническом решении можно выполнить, используя стандартные конструкции комплектных устройств, то предпочтение отдается именно им.

Лекция 2.  Системный подход к проектированию

 

Содержание лекции:

- особенности  неавтоматизированных    и  автоматизированных методов   проектирования.

Цель лекции:      

- знакомство с задачами анализа и синтеза при проектировании.

 

Проектирование - это     процесс    создания описания,  необходимого  для  построения  в заданных условиях  ещё   несуществующего  объекта,   на   основе первичного  описания  этого  объекта.            

Наибольшее    распространение    получило    проектирование   взаимодействия   человека   и    ЭВМ. Такое проектирование называют автоматизированным,  которое,    как    правило,    осуществляется   в   режиме    диалога   человека  с  ЭВМ на  основе  применения специальных языков общения с ЭВМ.

При   временном   распределении   работ   по созданию новых объектов  процесс    проектирования разделяется    на    стадии    и    этапы.  Различают  9  стадий:  предпроектные исследования, техническое задание, техническое предложение, эскизный проект, технический проект, рабочий проект,  изготовление, отладка, испытание и ввод в действие.

При создании новых объектов выделяют следующие этапы:
         1) Этап     научно-исследовательских    работ     (НИР),     который   объединяет   стадии: предпроектные исследования, техническое задание,   часть технического предложения. На этом этапе проводят исследования по поиску новых принципов функционирования, новых структур физических процессов, новой элементной базы, технических средств и т. п.

2) Этап    опытно-конструкторских   работ    (ОКР)    объединяет    следующие   стадии:  часть технического предложения, эскизный проект,   технический проект. Здесь отражаются вопросы детальной конструкторской проработки проекта.

3) Этап рабочего проектирования объединяет стадии: рабочий проект,   изготовление, отладка, испытание и ввод в действие. На этом этапе прорабатывают схемные, конструкторские и   технологические    решения,   проводят    испытания, изготовление.

При применении систем АПР, как и традиционно, целесообразно     использовать    блочно-иерархический подход    (БИП),   т.   е.   распределение   работ    между подразделениями   производят  с  использованием БИП.

Блочно-иерархический подход к  проектированию ЭП.

Методология     БИП    базируется    на    трех  концепциях:   разбиение   и    локальная    оптимизация, абстрагирование,   повторяемость.  

Разбиение     позволяет     сложную      задачу проектирования   свести   к   решению   более    простых задач    с   учетом   взаимодействия   между   ними.            Локальная     оптимизация   подразумевает       улучшение  параметров внутри  каждой простой задачи.         

Абстрагируемость   заключается  в  построении формальных  математических   моделей,   отражающих только значимые в данных условиях свойства объекта.

Основное   достоинство  БИП  -  это   упрощение процесса  проектирования  и  получение   возможности решать задачи проектирования доступными средствами. Использование     БИП    помогает:    упростить решение     проблемы    хранения    данных,   сократить размерность выполняемых     программ    и     время проектирования,   применять    САПР    один   раз   для объекта (его части)   независимо  от  числа идентичных объектов (его частей).         Существующее   по   ЕСКД   деление   схем   на принципиальные,      функциональные,      структурные отражает      принципы      блочно-иерархического проектирования. Следовательно,     иерархические     уровни представляют  собой уровни  описаний  объектов, различающихся   подробностью   отображения   свойств объекта.

Иерархические      уровни     также     называют горизонтальными     уровнями     или     уровнями абстрагирования.  Совокупность  описаний   некоторого уровня вместе   с   постановкой   задачи   и   методов получения   этих   описаний   называют   иерархическим уровнем проектирования. При    выделении горизонтальных уровней проектирования производится   разделение  объекта на блоки    и    рассмотрение    вместо    объекта    его   отдельных     блоков.

В общем случае при проектировании технических объектов      условно    можно    выделить    несколько вертикальных уровней.          Основные из них: функциональный, конструкторский, технологический.

Например: При  проектировании  оптических  систем  можно выделить   не   менее   трех   иерархических   уровней: уровень структурных схем,   уровень узлов,  уровень элементов (линзы, зеркала и др.).

Функциональное проектирование включает в себя анализ технического задания (ТЗ)  и  на его  основе  выбор  системных   позиций методики    построения    и   путей    реализации вычислительного   процесса   в   ЭВА,    что   связано  с разработкой  функциональных и  принципиальных схем, принципов    их   функционирования.

Основными задачами функционального проектирования ФП являются:   разработка структурных схем, определение требований к выходным параметрам,  анализ и формирование ТЗ на разработку отдельных блоков,   синтез функциональных и принципиальных схем полученных блоков,  контроль и выработка диагностических тестов,  проверка работоспособности синтезируемых блоков,  выбор физической структуры, формулировка ТЗ на проектирование компонентов, выбор топологии и параметров, расчеты электрических параметров, параметров диффузионных   профилей   и   полупроводниковых компонентов, расчет параметров технологических процессов,  вероятностные требования к выходным параметрам компонентов.

Алгоритмическое проектирование заключается в разработке  алгоритмов  функционирования и создании математического   обеспечения.

         Конструкторское проектирование заключается в реализации     принципиальных    схем    в    заданном конструкторском     базисе.  При этом  

решаются вопросы выбора форм и материала, выбора типоразмеров, компоно-

вки размещения элементов, трассировки  соединений, контроля.

Технологическое проектирование решает задачи технологической подготовки производства - разработка принципиальной   схемы,   маршрутов,   операций   и переходов ТП,  изготовление деталей, сборка и монтаж узлов,   включая   выбор   оснастки,   инструмента, технологического   оборудования.
         Каждая САПР создается  для  нужд  конкретного предприятия  или  отрасли  промышленности.  Задачи разных   уровней    решаются   в   восходящей   или  нисходящей     последовательности.   

Нисходящее проектирование      (проектирование    "сверху   вниз") характеризуется     решением    задач    более   высоких иерархических   уровней   предшествующих   решению задач    нижних    уровней.

Восходящее   проектирование    ("снизу вверх") -  проектирование, при котором вначале разрабатываются элементы, а  затем система из этих элементов. Объекты, проектируемые    на    каждом    уровне    восходящего проектирования, должны стать типовыми, пригодными для многих применений. Формулировка   ТЗ    на    каждом   уровне - неформальная  задача,  решаемая  с помощью   экспертов.

На практике используются как нисходящее, так и восходящее проектирования.

Классификация параметров объектов проектирования: входные,
внутренние и внешние параметры.

Параметр - величина, характеризующая свойства или режим работы объекта. Среди параметров объекта проектирования выделяют показатель эффективности, являющийся количественной оценкой степени соответствия объекта его целевому назначению. Показатели эффективности подразделяют на показатели: производительности; надежности; стоимости; массы; габаритных размеров; точности.

Обычно показатель эффективности чаще всего используется на высших иерархических уровнях проектирования применительно к сложным системам.

Выходные параметры - показатели качества, по которым можно судить о правильности функционирования системы, аналогично понятию показатель эффективности, но применяется к системам на любом иерархическом уровне. Выходные параметры зависят от свойств элементов и от связей их друг с другом. Задание структуры системы означает задание типов элементов и способа их связи друг с другом. Чаще всего множество вариантов структуры - счетное множество; переход от одного варианта к другому либо дискретно изменяет значения выходных параметров, либо приводит к качественным изменениям свойств системы.

Если структура системы определена, то ее выходные параметры зависят только от параметров элементов и от параметров внешних условий.
         Внутренние параметры - параметры самих элементов.
         Внешние параметры - параметры внешней по отношению к объекту среды, оказывающие влияние на его функционирование. На каждом иерархическом уровне выходные параметры характеризуют свойства системы, а внутренние параметры - свойства элементов. Примером внешних параметров могут служить параметры входных сигналов, параметры нагрузки, влажность и температура окружающей среды, уровень радиации, помех и т. д.

Если структура системы определена, то уравнения, решение которых требуется для определения выходных параметров, обычно являются математическим описанием объекта.

В этих уравнениях независимыми переменными могут быть время, частота, пространственные координаты и т. д., а зависимыми переменными - фазовые переменные - величины, характеризующие состояние объекта, т. е. переменные состояния. Примерами фазовых переменных могут быть скорости, силы, напряжения и деформации в механических системах, давления и расходы в гидросистемах, напряжения, токи и заряды в электрических системах и т. д.

При проектировании исходными данными являются данные ТЗ, а результатами - техническая документация на блоки данного уровня и ТЗ на проектирование элементов. Но документация представляет собой лишь отражение некоторых сторон объекта, поэтому проектирование сводится к решению группы задач, относящихся либо к задачам синтеза, либо к задачам анализа.

Понятие синтез технического объекта близко по содержанию к понятию проектирование. Разница заключается в том, что проектирование означает весь процесс разработки объекта, а синтез характеризует часть этого процесса, когда создается какой-либо вариант, может и не окончательный, т. е. синтез как задача может выполняться при проектировании много раз, совместно с решением задач анализа.

Анализ технических объектов - изучение их свойств; при анализе не создаются новые объекты, а исследуются заданные.

Синтез технических объектов - это создание новых вариантов, анализ используется для оценки этих вариантов, синтез и анализ в процессе проектирования выступают совместно.
         Варианты проектирования при синтезе должны представляться на принятом языке оформления проектной документации, например, в виде чертежей, схем и пояснительного текста,    согласно    правил    ЕСКД    и    ЕСТД.

Требования к методам проектирования.

Выбор методов проектирования должен производиться на основе главных критериев: качество проектирования; стоимость проектирования; сроки разработки;  количество занятых специалистов.

Хороший эффект дает применение методов, обладающих
большой экономичностью, точностью,  универсальностью.

Лекция 3.  Системы автоматизированного проектирования электрических сетей и их место среди других автоматизированных систем

 

Содержание лекции:

- особенности  программ расчета и проектирования систем электроснабжения.

Цель лекции:      

- знакомство с основными достоинствами и возможностями автоматизированных  программ расчета.

 

Рассмотрим некоторые САПР, используемых в электротехнике.

Программа ElectriCS Электрика 2.3. применяется:

При проектировании распределительных сетей промышленных предприятий; при проектировании систем собственных нужд электрических станций; при разработке технических условий на подключение новых потребителей к существующим источникам питания; для оперативного контроля и анализа возможных режимов существующих электрических сетей переменного тока; для проверки оборудования, установленного в сети: по допустимой перегрузке, по условиям коротких замыканий и селективности срабатывания защитных аппаратов.

Основные достоинства:

1) Охватывает весь комплекс расчетных электротехнических задач, решаемых при проектировании и эксплуатации распределительных сетей низкого (0,4 кВ) и частично среднего напряжения.

2) Позволяет анализировать режимы работы сложноразветвленных разомкнутых трехфазных электрических сетей с нулевым проводом или без него (одно- и двухфазные сети рассматриваются как частные случаи трехфазной четырехпроводной сети).

3) Обеспечивает оперативный расчет при изменении состояний коммутационных аппаратов и позволяет анализировать последствия оперативных переключений.

4) Позволяет одновременно выполнять расчет для множества режимов сети, определяемых состоянием коммутационных аппаратов.

5) Производит автоматический выбор оборудования по результатам анализа одного или множества возможных режимов.

6) Позволяет использовать различные способы расцветки информации (по классам напряжения, по связанности с источниками питания, по величине отклонений напряжений, по степени загрузки оборудования и т.п.).

7) Легко интегрируется в САПР с любым графическим ядром, оставаясь независимой программой со встроенным графическим редактором и собственной базой данных.

Основные возможности:

1) Все расчеты в программном комплексе EnergyCS Электрика выполняются с помощью расчетной модели электрической сети, которая отражает конфигурацию схемы и основные свойства ее объектов (кабельных и воздушных линий, трансформаторов, коммутационных аппаратов, электроприемников и т.д.). Формирование расчетной модели автоматически производится при вводе объектов схемы с помощью специального графического редактора, а также после задания пользователем необходимых свойств в соответствующих таблицах.

2) При работе с графическим изображением возможен просмотр любого участка схемы с изменением масштаба изображения в широком диапазоне, размер схемы автоматически увеличивается по мере ввода новых элементов. Для обеспечения комфортного просмотра используются все средства динамической прокрутки и масштабирования, свойственные современным графическим редакторам.

3) Параметры схемы замещения каждого объекта рассчитываются на основе заданных свойств и справочной информации, которая хранится в отдельной справочной базе данных. В программном комплексе предусмотрена возможность использования сменных баз данных справочной информации (БДС), ориентированных, например, на различных поставщиков оборудования (Siemens, Schneider-Electric, ABB и т.д.).

 Система ElectriCS ADT позволяет повысить производительность труда проектировщика-электрика и качество проектирования систем электроснабжения.

Применение ElectriCS ADT совместно с другими программами (AutomatiCS ADT, ElectriCS 3D, ElectriCS Storm, ElectriCS Light и EnergyCS Электрика) позволяет осуществить комплексную автоматизацию проектной организации в части электротехнического отдела и отдела КИПиА (АСУТП).

Основные функции ElectriCS ADT:

- расчет нагрузок по коэффициентам расчетной мощности (в соответствии с «Указаниями по расчету электрических нагрузок РТМ 36.18.32.4-92»);

- синтез структуры проектируемой системы с выбором оборудования (кабелей, защитных аппаратов — блоков НКУ, автоматов и т.д.) в соответствии с результатами расчета нагрузок и справочной информацией, имеющейся в базе системы;

- автоматическое присвоение проектных позиций элементов (кабелей, блоков НКУ, автоматов и т.д.) в соответствии с правилами, принятыми в отрасли или на конкретном предприятии;

- расчет потерь напряжения в нормальных режимах и при пусках двигателей;

- расчет токов короткого замыкания (в соответствии с ГОСТ 28249-93);

- проверка защитных аппаратов по расчетным и пусковым (пиковым) токам;

-проверка защитных аппаратов по чувствительности к минимальным токам коротких замыканий;

- проверка селективности защитных аппаратов и построение карт селективности;

- вывод списка кабелей (силовых и контрольных) и потребителей в формате системы ElectriCS 3D для последующей автоматизированной раскладки по кабельным конструкциям;

- вывод результатов работы в виде табличных и графических документов.

Табличные документы формируются в MS Word, графические — в AutoCAD 2000 (и выше). Имеется конвертор для перевода таблиц MS Word в графический вид в среде AutoCAD.

САПР КОМПАС-Электрик Std предназначена для автоматизации проектирования и выпуска полного комплекта документов на электрооборудование объектов производства. В качестве объектов производства могут выступать любые объекты, в которых для выполнения электрических связей используется проводной монтаж (низковольтные комплектные устройства, системы релейной защиты и автоматики (РЗА), АСУ технологических процессов и т.д.).

Программа WinELSO 6.0 предназначена для автоматизации работ при проектировании электроснабжения объектов на напряжение 0.4 кВ. Программа состоит из  следующих подсистем:

- расстановки оборудования и прокладки кабелей на планах;

- формирования электрических схем и выполнения электротехнических расчётов;

-выполнения светотехнических расчётов;

-автоматизированной разработки проектных документов.

Существуют и другие САПР, используемые для расчета и проектирования электрических цепей и электрооборудования низкого, среднего и высокого напряжения в промышленном и гражданском строительстве. Но большинству из них свойственны следующие особенности:

-они  базируются на программном комплексе AutoCAD, требующем определенных навыков работы и подготовки;

-большинство САПР для электротехники страдают весьма скудной справочной информацией (библиотеками справочников) по современным изделиям, что снижает их универсальность. В то же время подготовка новых справочников требует больших затрат (перевод из растровой графики в векторную, создание таблиц основных технических параметров и т.п.). Ряд фирм, выпускающих и продвигающих свою электротехническую продукцию сами готовят такие справочники. Однако для основной массы производителей это сделать не представляется возможным;

- зарубежные производители, работающие на российском рынке, в своих САПР используют естественно только свою продукцию, которая подготавливается для САПР заранее;

- рядовой пользователь нуждается в простом и универсальном средстве проектирования схем электроснабжения помещений и зданий, с элементами выбора электротехнических изделий и оборудования, присутствующего в настоящее время на российском рынке электротехники, с возможностью проведения ценового анализа, замены изделий, ознакомления с нормативно-технической и разрешающей документацией.

Система iElectro продолжает работу в направлении создания простых и удобных для пользователей расчетных программ (модулей), с помощью которых можно проводить в режиме онлайн расчеты параметров схем электроснабжения потребителей как бытового, так и промышленного назначения.

Подобные модули предназначены для пользователей, не имеющих профессиональных навыков по проектированию схем электроснабжения.

Особенностью построения расчетных программ является их полная автономность, что позволит пользователю включиться в расчет на любом уровне проектирования. Кроме того, программы снабжаются справочно-нормативными документами, схемами, пояснениями (help), примерами расчета. Другой особенностью является возможность использования базы данных (БД) iElectro для подбора требуемой марки провода (кабеля), его производителя и поставщика.

САПР силовой электрики АЛЬФА СЭ (силовое электрооборудование) предназначена для автоматизированного проектирования электрики (силовых питающих и распределительных сетей).

Программа позволяет выполнить проект, начиная с однолинейной электрической схемы. Исходные данные со схемы служат основой для выполнения подсчета электрических нагрузок, подбора установок защитной и пусковой аппаратуры, типов распределительных устройств и коммутационной аппаратуры, сечений проводников. Производится расчет падения напряжения.

Работа с планами помещений позволяет автоматически определять длины проводников и условия их прокладки.

Система автоматизированного проектирования электрических сетей 0.4-10 кВ Укрсельэнергопроект. 

САПР позволяет: нарисовать по опорную схему воздушной ЛЭП или трассу кабельной ЛЭП в масштабе, по поверхности топоосновы;  нарисовать немасштабную схему линии 10 кВ; выполнить электрические расчёты    - ЛЭП 0.4 кВ    - ЛЭП 10 кВ.  Электрические расчёты выполняются с использованием графиков нагрузок. Выполнить механические расчёты:  монтажных натяжений проводов; монтажных стрел провисания проводов; пересечений ЛЭП с инженерными сооружениями. Механические расчёты выполняются по нормам ПУЭ. Получить проектную документацию.

Программное обеспечения для расчета систем распределения от Schneider Electric. Системы программного обеспечения xSpider является графически ориентированной системой для расчета параметров сетей низкого напряжения.

 

Лекция 4. Энергетический комплекс нормативно-технической документации для предприятий энергетики

 

Содержание лекции:

-основные нормативные документы для проектирования энергообъектов.

Цель лекции:      

- знакомство с действующей нормативно-технической документацией.

 

Международная электротехническая комиссия (МЭК; англ. International Electrotechnical Commission, IEC) — международная некоммерческая организация по стандартизации в области электрических, электронных и смежных технологий. Некоторые из стандартов МЭК разрабатываются совместно с Международной организацией по стандартизации (ISO).

МЭК составлена из представителей национальных служб стандартов. МЭК была основана в 1906 году и в настоящее время в её состав входят более 76 стран. Первоначально комиссия располагалась в Лондоне, с 1948 года по настоящее время штаб-квартира находится в Женеве, Швейцария. В настоящее время имеет региональные центры в Юго-восточной Азии (Сингапур), Латинской Америке (Сан-Пауло, Бразилия) и Северной Америке (Бостон, США).

МЭК способствовала развитию и распространению стандартов для единиц измерения, особенно гаусса, герца, и вебера. Также МЭК предложила систему стандартов, которая в конечном счёте стала единицами СИ. В 1938 году был издан международный словарь с целью объединить электрическую терминологию. Эти усилия продолжаются и Международный электротехнический словарь остаётся важной работой в электрических и электронных отраслях промышленности.

Стандарты МЭК имеют номера в диапазоне 60 000 — 79 999, и их названия имеют вид типа МЭК 60411 Графические символы. Номера старых стандартов МЭК были преобразованы в 1997 году путём добавления числа 60 000, например, стандарт МЭК 27 получил номер МЭК 60027. Стандарты, развитые совместно с Международной организацией по стандартизации, имеют названия вида ISO/IEC 7498-1:1994 Open Systems Interconnection: Basic Reference Model.

Развитие технологий и повышение требований к электробезопасности вызвали существенное изменение нормативной базы автоматических выключателей промышленного и гражданского применений. Соответствие стандарту МЭК 947 2 (с 1997 года МЭК 60947 2) может считаться гарантией от любого риска при эксплуатации выключателей. Этот стандарт был согласован и одобрен большинством стран.

Основные положения. Стандарт МЭК 60947 2 входит в серию стандартов, которые определяют требования к оборудованию низкого напряжения:

- стандарт МЭК 60947 1 «Общие требования и методы испытаний». Этот стандарт дает общие определения и порядок проведения испытаний для всей аппаратуры распределения и управления низкого напряжения;

- стандарты МЭК 60947 2..7 определяют требования и методы испытаний для конкретных изделий.

Стандарт МЭК 60947 2 относится к автоматическим выключателям и расцепителям. От расцепителей зависят рабочие характеристики аппаратов.

Этот стандарт определяет основные характеристики автоматических выключателей для промышленного и гражданского применений: классификацию: категория применения, способность обеспечивать функцию разъединения и т.д.;  основные электрические характеристики;  конструктивные решения;  координацию защит.

Стандарт предусматривает и устанавливает серии испытаний автоматических выключателей. Эти испытания проводятся по многим пунктам и очень близки к реальным условиям эксплуатации. Проведение испытаний согласно стандарту МЭК 60947 2 контролируется аккредитованными лабораториями.

Стандарт МЭК 60947 2 определяет две категории автоматических выключателей:  выключатели категории А, у которых не предусмотрена какая либо выдержка времени при отключении. Обычно к этой категории относятся выключатели в литом корпусе. Между данными автоматическими выключателями можно реализовать, например, токовую селективность;  выключатели категории Б (англ. «В»), у которых для обеспечения временной селективности существует возможность установить выдержку времени (до 1 с), если отключаемый ток короткого замыкания меньше Icw.

Обычно к этой категории относятся автоматические выключатели на большие токи. Для выключателей, устанавливаемых в ГРЩ НН, важно иметь Icw равный Icu, чтобы естественным образом обеспечить селективность при токах короткого замыкания вплоть до предельной отключающей способности аппаратов.

Стандарт МЭК 60364 определяет общие положения и требования к электроустановкам зданий.

Национальные стандарты, основанные на данном стандарте МЭК, рекомендуют обеспечивать координацию между аппаратами защиты. В них рассматриваются принципы каскадного соединения и селективности на основе стандарта МЭК 60947 2.

В приложении А стандарта МЭК 60947 2 (ГОСТ Р 50030.2) говорится о координации между автоматическими выключателями. В частности, определены испытания, которые необходимо проводить производителю.

Селективность. Она обычно рассматривается и анализируется теоретически. Для критических точек, где время токовые характеристики пересекаются (или сливаются), необходима проверка путем проведения испытаний. Селективность гарантируется производителем, который указывает значение Is (предельный ток селективности) в таблицах.

Каскадное соединение или согласно ГОСТ Р 50030.2   «Резервная защита». Стандарт указывает испытания, которые необходимо проводить для проверки координации при каскадном соединении.

В соответствии с МЭК 70-1 все электротехнические устройства должны соответствовать определенной степени пыле и влагозащиты в соответствии с  IP (International/Ingress Protection). Степень защиты приводится в виде IPXX, где первая цифра обозначает – уровень защиты от попадания твёрдых частиц и степень защиты по электробезопасности, а вторая – защиту от влаги.

Международная организация по стандартизации, ИСО (International Organization for Standardization, ISO) — международная организация, занимающаяся выпуском стандартов. Сфера деятельности ИСО касается стандартизации во всех областях, кроме электротехники и электроники, относящихся к компетенции Международной электротехнической комиссии (МЭК).

Междунаро́дный сою́з электросвя́зи (МСЭ) (англ. International Telecommunication Union, ITU) — международная организация, определяющая рекомендации в области телекоммуникаций и радио, а также регулирующая вопросы международного использования радиочастот (распределение радиочастот по назначениям и по странам). Является специализированным учреждением ООН.

Европейская организация по качеству ЕОК (EOQ) создана в 1957 году. Хотя по названию она является региональной, но фактически представляет собой мировую международную организацию. Цель деятельности - как межотраслевые проблемы качества (система управления качеством, методы оценки качества и др.), так и проблемы качества применительно к отрасли (авиационная, автомобильная, пищевая и др.).

Правила устройства электроустановок (ПУЭ) — основной документ стран бывшего Советского Союза, регламентирующий установку и безопасное использование электроустановок. Надзор за исполнением ПУЭ осуществляет Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору («Энергонадзор»).

Правила устройства электроустановок (ПУЭ) распространяются на вновь сооружаемые и  реконструируемые  электроустановки  до 750  кВ  включительно,  в  том  числе  на  специальные электроустановки, оговоренные в разд. 7 настоящих Правил.

Устройство специальных электроустановок, неоговоренных в разд. 7, должно регламентироваться другими директивными документами. Отдельные требования настоящих Правил могут применяться для таких электроустановок в той мере, в какой они по исполнению и условиям работы аналогичны электроустановкам, оговоренным в настоящих Правилах. Отдельные  требования  настоящих  Правил  можно  применять  для  действующих электроустановок, если это упрощает электроустановку, если расходы по реконструкции обоснованы технико-экономическим  расчетом  или,  если  эта  реконструкция  направлена  на  обеспечение  тех требований безопасности, которые распространяются на действующие электроустановки.

По  отношению  к  реконструируемым  электроустановкам  требования настоящих  Правил распространяются  лишь  на  реконструируемую  часть  электроустановок,  например,  на  аппараты, заменяемые по условиям короткого замыкания (КЗ).

ПУЭ  разработаны  с  учетом  обязательности  проведения  в  условиях  эксплуатации планово-предупредительных  и  профилактических  испытаний,  ремонтов  электроустановок  и  их электрооборудования, а также систематического обучения и проверки обслуживающего персонала в  объеме  требований  действующих  правил  технической  эксплуатации  и  правил  техники безопасности.

Необходимость информационной стандартизации, единой классификации различного рода объектов в электроэнергетике становится все более очевидной. Актуальность проблемы связана с продолжающейся высокими темпами структурной реформой отрасли, с активной разработкой международных стандартов по информационному моделированию электроэнергетических систем и процессов.

На рынок информационных технологий (ИТ) поступают разработки, ориентированные на электроэнергетику EMS, EAM, ERP - системы ведущих мировых производителей. Эти системы для нормальной работы требуют обязательной стандартизации информационной модели, классификации объектов предметной области. Продолжают активно развиваться международные ISO/IEC (ИСО/МЭК) стандарты, связанные с информационным моделированием систем и объектов электроэнергетики.

Основной целью создания Единой системы классификации и кодирования в электроэнергетике (ЕСККЭ) является создание единой информационной среды (пространства), основанной на национальных стандартах в условиях гармонизации их с международными стандартами в рассматриваемой области.

Необходимо подчеркнуть, что без создания единой информационной среды (пространства), основанной на национальных стандартах, дальнейшее развитие систем управления в электроэнергетике встретит серьезные затруднения. Особенно важна роль стандартизации при решении задач управления электроэнергетикой на верхнем уровне (управления энергетическими и электрическими режимами, балансами мощности и электроэнергии, топливно-энергетическими балансами). Главными направлениями при создании такой системы являются: создание и функционирование единой системы хранения и идентификации объектов, оборудования, режимных параметров и технико-экономических показателей электроэнергетики на основе национальных российских стандартов классификации и кодирования; обеспечение простого и эффективного обмена данными между объектами различных уровней управления, между операторами и субъектами рынка на основе национального стандарта по интерфейсам доступа, предоставления и обмена информацией.

Лекция 5.  Режимы нейтрали в трехфазных сетях

 

Содержание лекции:

- области эффективного применения различных режимов заземления нейтрали.

Цель лекции:      

- знакомство с режимами заземления нейтрали.

 

Способ заземления нейтрали сети является достаточно важной характеристикой. Он определяет: ток в месте повреждения и перенапряжения на неповрежденных фазах при однофазном замыкании; схему построения релейной защиты от замыканий на землю; уровень изоляции электрооборудования; выбор аппаратов для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений (ограничителей перенапряжений); бесперебойность электроснабжения; допустимое сопротивление контура заземления подстанции; безопасность персонала и электрооборудования при однофазных замыканиях.

В настоящее время в мировой практике используются следующие способы заземления нейтрали сетей среднего напряжения (термин «среднее напряжение» используется в зарубежных странах для сетей с диапазоном рабочих напряжений 1-69 кВ): изолированная (незаземленная); глухозаземленная (непосредственно присоединенная к заземляющему контуру); заземленная через дугогасящий реактор; заземленная через резистор (низкоомный или высокоомный).

Изолированная нейтраль.

Режим изолированной нейтрали достаточно широко применяется в РК. При этом способе заземления нейтральная точка источника (генератора или трансформатора) не присоединена к контуру заземления. В распределительных сетях 6-10 кВ обмотки питающих трансформаторов, как правило, соединяются в треугольник (см. рисунок 1), поэтому нейтральная точка физически отсутствует.

 

 

Рисунок 1- Схема двухтрансформаторной подстанции с изолированной нейтралью

 

ПУЭ ограничивает применение режима изолированной нейтрали в зависимости от тока однофазного замыкания на землю сети (емкостного тока).

Недостатками этого режима заземления нейтрали являются: возможность возникновения дуговых перенапряжений при перемежающемся характере дуги с малым током (единицы–десятки ампер) в месте однофазного замыкания на землю; возможность возникновения многоместных повреждений (выход из строя нескольких электродвигателей, кабелей) из-за пробоев изоляции на других присоединениях, связанных с дуговыми перенапряжениями; возможность длительного воздействия на изоляцию дуговых перенапряжений, что ведет к накоплению в ней дефектов и снижению срока службы; необходимость выполнения изоляции электрооборудования относительно земли на линейное напряжение; сложность обнаружения места повреждения; опасность электропоражения персонала и посторонних лиц при длительном существовании замыкания на землю в сети; сложность обеспечения правильной работы релейных защит от однофазных замыканий, так как реальный ток замыкания на землю зависит от режима работы сети (числа включенных присоединений).

Кроме того, значительное число повреждений трансформаторов напряжения типа НТМИ-6(10), ЗНОЛ-6(10), ЗНОМ-35 в отечественных сетях 6-35 кВ с изолированной нейтралью при однофазных замыканиях на землю также связано с состоянием нейтрали сетей среднего напряжения.

Режим изолированной нейтрали имеет одно неоспоримое преимущество – малый ток однофазных замыканий на землю (ОЗЗ), что позволяет: увеличить ресурс выключателей (поскольку однофазные замыкания достигают 90% от общего числа замыканий), снизить требования к заземляющим устройствам, определяемые условиями электробезопасности при однофазных замыканиях на землю.

Нейтраль  заземленная через дугогасящий реактор.

Она также достаточно часто применяется в РК. Этот способ заземления нейтрали, как правило, находит применение в разветвленных кабельных сетях промышленных предприятий и городов. При этом способе нейтральную точку сети получают, используя специальный трансформатор (см. рисунок 2).

 

 

Рисунок 2- Схема двухтрансформаторной подстанции с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор

 

Достоинствами этого метода заземления нейтрали являются: отсутствие необходимости в немедленном отключении первого однофазного замыкания на землю; малый ток в месте повреждения (при точной компенсации – настройке дугогасящего реактора в резонанс); возможность самоликвидации однофазного замыкания, возникшего на воздушной линии или ошиновке (при точной компенсации – настройке дугогасящего реактора в резонанс); исключение феррорезонансных процессов, связанных с насыщением трансформаторов напряжения и неполнофазными включениями силовых трансформаторов.

Недостатками этого режима заземления нейтрали являются: возникновение дуговых перенапряжений при значительной расстройке компенсации; возможность возникновения многоместных повреждений при длительном существовании дугового замыкания в сети; возможность перехода однофазного замыкания в двухфазное при значительной расстройке компенсации; возможность значительных смещений нейтрали при недокомпенсации и возникновении неполнофазных режимов; возможность значительных смещений нейтрали при резонансной настройке в воздушных сетях; сложность обнаружения места повреждения; опасность электропоражения персонала и посторонних лиц при длительном существовании замыкания на землю в сети; сложность обеспечения правильной работы релейных защит от однофазных замыканий, так как ток поврежденного присоединения очень незначителен.

Нейтраль, заземленная через резистор (высокоомный или низкоомный).

Этот режим заземления используется в России и РК очень редко, только в некоторых сетях собственных нужд блочных электростанций и сетях газоперекачивающих компрессорных станций.

Резистор в отечественных сетях 6-10 кВ может включаться так же, как и реактор, в нейтраль специального заземляющего трансформатора (см. рисунок 3).

 

Рисунок 3 - Схема двухтрансформаторной подстанции с нейтралью, заземленной через резистор

 

Возможны и другие варианты включения резистора, когда нейтраль заземляющего трансформатора наглухо присоединяется к контуру заземления, а резистор включается во вторичную обмотку, собранную в разомкнутый треугольник, либо используется однообмоточный трансформатор (фильтр нулевой последовательности) с соединением обмотки ВН в зигзаг.

Возможны два варианта реализации резистивного заземления нейтрали: высокоомный или низкоомный.

При высокоомном заземлении нейтрали резистор выбирается таким образом, чтобы ток, создаваемый им в месте однофазного повреждения, был равен или больше емкостного тока сети. Это гарантирует отсутствие дуговых перенапряжений при однофазных замыканиях. Как правило, суммарный ток в месте повреждения при высокоомном заземлении нейтрали не превышает 10 А. То есть высокоомным заземлением нейтрали является такое заземление, которое позволяет не отключать возникшее однофазное замыкание немедленно. Соответственно высокоомное заземление нейтрали может применяться только в сетях с малыми собственными емкостными токами до 5-7 А. В сетях с большими емкостными токами допустимо применение только низкоомного заземления нейтрали.

При низкоомном заземлении нейтрали используется резистор, создающий ток в пределах 10-2000 А. Величина тока, создаваемого резистором, выбирается исходя из нескольких конкретных условий: стойкость опор ВЛ, оболочек и экранов кабелей к протеканию такого тока однофазного замыкания; наличие в сети высоковольтных электродвигателей и генераторов; чувствительность релейной защиты.

Заземление нейтрали через резистор имеет несомненные достоинства, подтвержденные мировой практикой и опытом, накопленным в России:

полное устранение феррорезонансных явлений; снижение уровня дуговых перенапряжений и устранение перехода ОЗЗ в двух- и трехфазные замыкания; возможность построения простых селективных защит от ОЗЗ.

К недостаткам резистивного заземления нейтрали следует отнести:

увеличение тока замыкания на землю (максимум на 40%); появление на подстанции греющегося оборудования (резистора мощностью 30–400 кВт).

Эти недостатки незначительны по следующим причинам:

В сетях с заземленной нейтралью токи короткого замыкания составляют тысячи и десятки тысяч ампер; двойные замыкания на землю в сетях 6–35 кВ приводят к токам в сотни и тысячи ампер. В таких условиях названные сети успешно эксплуатируются, и на этом фоне увеличение тока ОЗЗ с 10 до 14 А или даже с 200 до 280 А ситуации не меняет.

Нагревающийся при ОЗЗ резистор – более существенный недостаток. Однако определяемые ПУЭ допустимые температуры для другого оборудования, достигающие в аварийных режимах 200–300?С, позволяют спроектировать резистор, нагревающийся только до нижнего из указанных пределов. Установка такого резистора на ОРУ практически снимает вопрос о пожароопасности.

Выбор того или иного режима заземления нейтрали целесообразен исключительно при необходимости длительной работы сети с однофазным замыканием на землю. Подобная потребность в длительном сохранении такого аварийного состояния сети возникает лишь в случае отсутствия резервирования. При этом эффективное применение дугогасящего реактора возможно только в симметричных сетях с мало изменяющейся конфигурацией. В остальных вариантах предпочтительнее оказывается изолированная нейтраль и иногда – нейтраль, заземленная через резистор.

При отключении присоединения с однофазным замыканием релейной защитой во всех случаях предпочтительным оказывается резистивное заземление нейтрали.

 

Лекция 6. Поведение сетей в нормальном режиме и при перегрузке

 

Содержание лекции:

- виды режимов работы  электрических сетей и электрооборудования.

Цель лекции:      

- ознакомление с основными правилами предотвращения развития и     ликвидации нарушений нормального режима электрической части.

 

В трехфазных электрических сетях возможны повреждения электрооборудования и утяжеленные режимы работы. Повреждения, связанные с нарушением изоляции, разрывом проводов линий электропередачи, ошибками персонала при переключениях, приводят к КЗ фаз между собой или на землю. Возможны и более сложные повреждения. Кроме того, в случае развития повреждения не исключены переходы одного вида повреждения в другой с охватом большего числа фаз.

Утяжеленные режимы работы электрических сетей возникают, как правило, в результате аварий или после аварийных отключений оборудования, при последующих перегрузках и отклонениях напряжения от номинальных значений. И хотя эти режимы в течение некоторого времени считаются допустимыми, все же они создают предпосылки для различного рода повреждений и расстройств в работе электрических сетей. Например, в сетях 6-35 кВ, работающих с изолированной нейтралью или заземлением через дугогасящий реактор, замыкание одной фазы на землю сразу не приводит к КЗ (в месте замыкания фазы на землю проходит лишь относительно небольшой емкостный ток) и не отражается на работе потребителей электроэнергии, поскольку при этом искажаются лишь фазные напряжения и не изменяются значения междуфазных напряжений. Однако для такого утяжеленного режима характерно повышение напряжения неповрежденных фаз относительно земли до линейного ко всей электрически связанной сети, что создает угрозу повреждения изоляции и междуфазного КЗ через землю. Поэтому время работы сетей с заземленной фазой ограничивается (в ряде случаев до 2 ч). За это время участок сети с заземленной фазой должен быть обнаружен и выведен в ремонт.

К ненормальным режимам работы сети относятся: сверхтоки внешних кз, сверхтоки перегрузок, качания или нарушение синхронизма параллельно работающих машин, а для маслонаполненных трансформаторов также понижение уровня масла.

Перегрузки. Перегрузки, т. е. режим работы электрооборудования, когда ток в сети выше номинального или предельно допустимого, могут возникать на разных участках системы электроснабжения.

Локальная перегрузка – это перегрузка участка сети до ближайшего автомата или предохранителя. Как правило,  ее возникновение приводит к срабатыванию защитного устройства и локального отключения напряжения.

Местная перегрузка возникает, если перегружена вся линия от потребителя до понижающего трансформатора. При такой перегрузке происходит общее снижение напряжения в сети. При сильных перегрузках срабатывают системы защиты на подстанциях, что приводит к краткосрочному обесточиванию всех потребителей, питающихся от данной подстанции.

Общая перегрузка возникает, если перегружена вся энергосистема или значительная ее часть. В этом случае помимо общего снижения напряжения возможно снижение частоты питающего напряжения. При глубоких посадках возможны срабатывания защит на электростанциях и отключения напряжения в системе в целом.

Совершенно особенным случаем перегрузки является временная перегрузка, связанная со стартовыми токами, возникающими при запуске почти любого оборудования. Стартовый ток может превышать номинальный ток потребления электрического прибора в единицы, десятки и (к счастью очень редко) в сотни раз. В зависимости от величины стартового тока, временная перегрузка может распространиться на больший или меньший участок сети. Чаще всего включение оборудования вызывает местные перегрузки, но известны случаи, когда включение одного очень мощного агрегата вызывает перегрузку энергосистемы целой страны

В трехфазной сети, нагруженной в основном компьютерами, может возникать еще один вид перегрузки: перегрузка нейтрального провода из-за искаженной формы кривой тока нагрузки. Его особенная опасность обусловлена в основном тем, что не может быть обнаружена обычными щитовыми приборами и почти всегда остается незамеченной, а также отсутствием предохранителей на нейтральном проводе.

Нейтральный провод в трехфазной системе переменного тока выполняет очень важную функцию. Он служит для выравнивания фазных напряжений во всех трех фазах при разных нагрузках фаз (или, как говорят электрики, перекосе фаз). В случае обрыва нейтрального провода при неодинаковых нагрузках в фазах фазные напряжения будут различными. В фазах с большой нагрузкой (меньшим сопротивлением) напряжение будет ниже нормального, даже если эта фаза очень далека от перегрузки. В фазах с меньшей нагрузкой (большим сопротивлением) напряжения станет выше нормального. Особенно опасным является короткое замыкание после обрыва нейтрального провода. При этом напряжение на оставшихся незакороченными фазами возрастает в корень из трех раз (с нормальных 220 В до 380 В). Для исключения обрыва на нейтральном проводе не устанавливают предохранители и выключатели. Этот вид сбоя электропитания является одним из самых опасных, но при правильном проектировании и эксплуатации электрической сети или системы бесперебойного питания встречается очень редко.

В Европе обычно применяется пятипроводная электрическая сеть. В такой электрической сети имеется отдельный (пятый) провод заземления и нейтральный провод выполняет только одну функцию. Кстати сказать, все западные трехфазные ИБП предназначены для использования именно с такой электрической сетью.

Одной из причин, вызывающих перегрузки, является неправильное распределение нагрузки по фазам: одна или две фазы в сети оказываются недогруженными, в то время, как другие фазы нагружены полностью. Это приводит к перекосу фаз – неравенству фазных напряжений в разных фазах сети. Вследствие этого происходит перегрузка нейтрального провода высоким компенсационным током. Еще одной причиной, вызывающей высокие токи нейтрали, является сильная перегрузка сети «компьютерными» нагрузками, которые являются источниками гармоник, кратных 3-м. При этом, даже если нагрузки по фазам будут распределены равномерно и фазные токи далеки от номинала, несинусодальные составляющие этих токов, складываясь в нейтрали, могут вызвать в ней ток, амплитуда которого будет больше амплитуды токов в фазах.

Перегрузка является менее опасной и в ряде случаев допускается отказ от применения защиты проводников от перегрузки.

Согласно ПУЭ защита от перегрузки обязательна:

- для сетей внутри помещений, выполненных открыто проложенными проводниками с горючей наружной оболочкой или изоляцией;

- осветительных сетей в жилых и общественных зданиях, торговых помещениях, служебно-бытовых помещениях промышленных предприятий, включая сети для бытовых и переносных ЭП, а также в пожароопасных зонах;

- для силовых сетей на промышленных предприятиях, в жилых и общественных зданиях, торговых помещениях - только в случаях, когда по условиям технологического процесса или по режиму работы сети может возникать длительная перегрузка проводников;

- для проводников силовых, осветительных и вторичных цепей в сетях напряжением до 1 кВ во взрывоопасных зонах классов В-1, В-1а, В-П и В-Па.

Автоматами защиты электродвигателей, проводников и шинопроводов от воздействия больших токов в сетях напряжением до 1 кВ обычно служат плавкие предохранители (с набором плавких вставок) и автоматические выключатели с электромагнитными, полупроводниковыми или комбинированными расцепителями - устройствами, обеспечивающими отключение автомата при ненормальных по току режимах в сети.

Токоограничение. Ожидаемый ток короткого замыкания – ток КЗ, который протекал бы в цепи при отсутствии токоограничения. Токоограничение предполагает отключение токов КЗ менее чем за полупериод промышленной частоты. Поэтому необходимо учитывать только ударное значение тока короткого замыкания (см.рисунок 1). Оно зависит от (cos φ) электроустановки.

Уменьшение ожидаемого значения Iудар до I  характеризует токоограничение автоматического L выключателя. Токоограничение заключается в создании противо-ЭДС, которая  препятствует увеличению тока короткого замыкания. Эффективность токоограничения определяется тремя критериями: временем t, через которое начинает нарастать напряжение дуги; скоростью нарастания противо ЭДС; величиной противо-ЭДС.

Противо-ЭДС – это напряжение дуги U_Д, вызванное сопротивлением дуги, которая образуется между контактами с момента их размыкания. Быстрота развития дуги связана со скоростью размыкания контактов.

Как видно из приведенного рисунка 1, с момента начала размыкания контактов t  противо ЭДС U_А  нарастает до момента t₁  и достигает значения напряжения сети Em.

 

Рисунок 1 - Графики токоограничения

 

Ограниченный ток КЗ достигает своего максимального значения, затем уменьшается и становится равным нулю через время t₂. Уменьшение тока КЗ вызвано противо-ЭДС, величина которой превышает напряжение сети Em.

Преимущества:  снижение электромагнитных, тепловых, механических воздействий на электроустановку;  токоограничение является основой  принципа каскадного соединения.

Таким образом, токоограничение способствует повышению долговечности электроустановок.

Каскадное соединение «усиливает» отключающую способность выключателей, расположенных ниже токоограничивающего выключателя. Последний ограничивает большие значения тока КЗ, тем самым «помогая» нижерасположенному выключателю. Каскадное соединение позволяет использовать выключатель с отключающей способностью ниже, чем расчетный ожидаемый ток КЗ в точке его установки.

Селективность защит – это ключевое требование для обеспечения надежного и бесперебойного электроснабжения. Селективность может быть:  

частичной;  полной в зависимости от характеристик сочетаемых защитных устройств. Существуют следующие виды селективности:  токовая; временная;  логическая. Селективность можно оптимизировать путем использования нижерасположенных токоограничивающих выключателей.

Селективность должна быть обеспечена в любой системе заземления нейтрали в независимости от типа повреждения (перегрузка, короткое замыкание, повреждение изоляции).

Решить проблемы надежной эксплуатации электрических сетей зданий и сооружений можно, обеспечив качественную электропроводку, и осуществлять мероприятия по контролю за электроснабжением на объекте.

Лекция 7.  Потери мощности в элементах сетей

 

Содержание лекции:

- рассмотрение потерь мощности в элементах сетей.

Цель лекции:      

- исследование  потребления активной  и реактивной мощностей.

 

Все без исключения электроприемники переменного тока являются потребителями и реактивной мощности (РМ). Потребителями РМ являются приемники электроэнергии, которые по принципу своего действия используют переменное магнитное поле: асинхронные двигатели, индукционные печи, сварочные трансформаторы, выпрямители и т.п., а также звенья электрической сети – трансформаторы, линии электропередачи, реакторы и другое оборудование.

Основными потребителями реактивной мощности на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели (60-65% общего ее потребления), трансформаторы (20-25%), вентильные преобразователи, реакторы, воздушные электрические сети и прочие приемники (10%). В зависимости от характера оборудования коэффициент реактивной мощности может достигать 1,3-1,5.

Потребление активной (АМ) и реактивной мощности всегда сопровождается потерями. В масштабе электрической системы потерями считаются АМ и РМ, расходуемые в элементах и электрооборудовании электрической сети (в воздушных и кабельных линиях, силовых трансформаторах, реакторах и в другом оборудовании понижающих подстанций).

Заметим существенную разницу в соотношении потребления и потерь АМ и РМ. Основная часть АМ потребляется электроприемниками и лишь незначительная (около 10%) теряется в элементах сети. РМ в элементах сети и электрооборудовании обычно соизмерима по величине с активной мощностью, потребляемой электроприемниками.

АМ вырабатывается только генераторами электростанций. РМ вырабатывается генераторами электростанций (синхронными двигателями станций в режиме перевозбуждения), а также дополнительными источниками: емкостью воздушных и кабельных линий, синхронными компенсаторами, батареями конденсаторов.

Передача РМ от генераторов электростанций по электрической сети к потребителям вызывает в сети затраты АМ в виде потерь и дополнительно загружает элементы электрической сети, снижая их общую пропускную способность. Поэтому, как правило, увеличение выдачи РМ генераторами станций с целью доставки ее потребителям нецелесообразно, а наибольший экономический эффект достигается при размещении компенсирующих устройств вблизи потребляющих РМ электроприемников.

При разработке балансов мощностей в электрической сети должен составляться баланс АМ и РМ сети, чтобы их потребление, включая потери в сети, было обеспечено генерацией АМ и РМ на электростанциях системы, передачей из соседних энергосистем и другими источниками РМ. При этом должен быть обеспечен резерв на случай работы в условиях послеаварийного или ремонтного режимов.

При оценке потребляемой РМ применяется коэффициент мощности :

 

                                            ,                                                       (1)

 

где  P, S – соответственно величины активной и полной мощности.

 

Коэффициент мощности является недостаточной характеристикой потребляемой реактивной мощности, так как при значениях , близких к единице, потребляемая РМ еще достаточно велика.

Так, например, при высоком значении  потребляемая нагрузкой РМ составляет 33% потребляемой АМ (см. таблица 1). При  величина потребляемой РМ практически равна величине АМ.

 

Таблица1-Значение РМ в зависимости от  (в процентах активной мощности)

	1,00	0,99	0,97	0,95	0,94	0,92	0,9	0,87	0,85	0,8	0,7	0,5	0,316
	0	0,14	0,25	0,33	0,36	0,43	0,484	0,55	0,6	0,75	1,02	1,73	3,016
Q,%	0	14	25	33	36	43	48,4	55	60	75	102	173	301,6

 

Наиболее удачным показателем, характеризующим величину потребления РМ, является коэффициент РМ :

 

                                                  ,                                                    (2)

 

где Q, P – соответственно величины РМ и АМ.

 

Передача РМ к потребителю и ее потребление в сети приводят к дополнительным потерям АМ в распределительных электрических сетях. В таблице 2 приведен пример расчета полезной АМ у потребителя при передаче по сети неизменной АМ (Р = 100%) при различных  и условии, что при передаче этого количества мощности потери АМ в сети при  равны DР = 10%. Потери АМ в электрической сети:

 

                            ,                           (3)

 

где  P, Q, U – соответственно АМ, РМ и напряжение в сети;

        R – эквивалентное активное сопротивление сети;

         – коэффициент РМ в сети;

         – коэффициент мощности в сети.

 

Таблица 2- Значение активных потерь в сети при различных  и неизменной АМ, передаваемой по сети

		Мощность,  Р, %		Активные потери, ∆Р, %	Полезная активная мощность у потребителя в % от Р
		Реактивная, Q	Полная, S
1	0	0	100	10	90
0,9	0,484	48,4	111,1	12,3	87,7
0,8	0,75	75	125	15,6	84,4
0,7	1,02	102	142,9	20,4	79,6
0,5	1,732	173,2	200	40	60
0,316	3,016	301,6	316,5	-100	0

 

Из выражения (2) следует, что при неизменных параметрах передаваемой мощности (Р), напряжении (U) и сопротивлении сети (R) величина потерь АМ в сети обратно пропорциональна квадрату коэффициента мощности передаваемой нагрузки, или

 

                                                                                                (4)

 

Используя эту зависимость, в таблице 2 определены значения активных потерь в сети при различных  и неизменной АМ, передаваемой по сети.

Из расчетов таблицы 2 видно, что потери АМ в электрической сети быстро растут с понижением . При  они достигают 40%, а при вся АМ, передаваемая по сети, расходуется на потери в ней. При этом величина РМ почти в 3 раза превышает АМ.

Так же возникают дополнительные потери напряжения, которые особенно существенны в сетях районного значения.

Относительное значение потерь напряжения в трехфазной сети определяется в основном реактивной мощностью и мощностью Sк в рассматриваемой точке сети.

Загрузка реактивной мощностью линий электропередачи трансформаторов уменьшает их пропускную способность и требует увеличения сечений проводов воздушных и кабельных линий, увеличения номинальной мощности или числа трансформаторов подстанций и т. п.

Ток в проводке IB, номинальный ток защитного компонента In.

При автоматизированном проектировании сначала проектировщик на основании оборудования, известного для данной точки потребления (объекта, помещения, цеха, предприятия), должен определить самый большой ток в проводке, который необходимо подвести в эту точку для обеспечения нормальной предполагаемой работы электрического оборудования. Однако, речь не идет о простой сумме номинальных токов всего оборудования, а о максимальном токе, необходимом для питания всего оборудования, которое согласно предположениям может работать одновременно, и это не с максимальной, а, как правило, с используемой мощностью. При питании оборудования того же характера сумма номинальных токов умножается на коэффициент одновременности и коэффициент использования (коэффициент одновременности - это соотношение между количеством работающего оборудования и общим количеством оборудования; коэффициент использования выражает, на сколько процентов оборудования используется).

Коэффициент использования учитывается всегда, коэффициент одновременности учитывается в радиальных сетях. Кроме этого программа позволяет также и возможность отключать отдельные нагрузки. Этим она позволяет моделировать реальные состояния при эксплуатации электрического оборудования и учитывать, главным образом, больших потребителей.

Здесь необходимо предупредить об определенных препятствиях при оценке используемой (реальной) и установленной мощности, необходимо действовать очень расчетливо. Например, если пользователь введет токи всех питаемых электроприемников, то будем производить расчеты с суммой этих токов. Этот подход, однако, неправильный. Если бы кто-нибудь задал один штепсельный вывод как один электроприемник, то у него на одну цепь штепсельных розеток с десятью штепсельными розетками получится расчетный ток IB = 10×16 = 160 A, что, конечно, неправильно. В реальном случае, значит, мы должны вложить вышеуказанные ограничения уже в свое задание.

На основании информации об электроприемниках проектировщик получит самый большой ток в проводке, который называется расчетный ток IB. Согласно этому току проектировщик выберет номинальный ток защитного компонента In. Указанное условие вытекает из требования того, чтобы защитный компонент не отключался при нормальном функционировании оборудования.

В этот момент проектировщик не будет слишком задумываться над другими характеристиками защитного компонента. Он определит только его номинальный размер. Он сегодня для автоматических выключателей и плавких предохранителей одинаковый, и его можно выбирать из ряда 2; 4; 6; 10; 16; 20; 25; 32; 40; 50; 63; 80; 100; 125; 160; 200; 225; 250; 315; 400; 630 A и т. д. (отличаются только номинальные значения 12 A, или же еще 35 A для плавких предохранителей и 13 A для автоматических выключателей).

  

Лекция 8. Образование тепла в проводнике. Максимальные допустимые значения

 

Содержание лекции:

- рассмотрение характеристик, влияющих на допустимую нагрузку проводника по току. Модификация способов укладки кабелей.

Цель лекции:      

- ознакомление с  теорией образования тепла в проводнике и влияния тепла на него.

 

При прохождении электрического тока проводом возникает тепло. Если бы, таким образом, возникшее тепло не отводилось в окружающую среду, то провод нагревался бы до тех пор, пока не расплавился бы. Только после этого было бы прервано прохождение тока. При прохождении любого тока меньше того, который вызывает расплавление проводника, наконец, температура установится на определенном значении. Однако чем выше температура проводника, тем больше тепла проводник передает в свою окружающую среду (см. рисунок 1). Тепло, образуемое прохождением тока в проводнике, пропорционально сопротивлению проводника и увеличивается с квадратом тока.

 

Рисунок 1 - Строение проводника

 

Кроме того, необходимо помнить о том, что с повышением температуры увеличивается сопротивление проводников, и это вызывает еще большую тепловую мощность, чем соответствовала бы квадрату (точно 2,495).

Установившаяся температура проводника – максимальные допустимые значения температуры: рабочая и при перегрузке.

При достижении установившейся температуры достигается равновесие между теплом, выделяющимся в проводнике в результате прохождения тока, и теплом, передаваемым этим проводником в окружающую среду. Чем больше теплу препятствуют в том, чтобы оно передавалось в окружающую среду (изоляция, способ укладки, ...), тем меньше тока достаточно для его нагревания до установившейся температуры. Самая высокая допустимая температура токоведущей жилы, следовательно, определена изоляцией, которой проводник обвернут. Немного выше температура токоведущей жилы проводника допустима при перегрузке и при коротком замыкании, потому что у этих сверхтоков предполагается, что в достаточно короткий отрезок времени они будут прерваны защитным элементом. Указанные максимальные допустимые значения температуры при нормальной работе и при перегрузке отличаются для различных видов изоляции. Дело в том, что различные изоляционные материалы выдерживают температуры различной величины. Для стандартной изоляции и ПВХ максимальная допустимая температура при нормальной работе равна 70 °C, при перегрузке - 120 °C и при коротком замыкании - 160 °C. Для обнаженных алюминиевых и медных проводников (Al, Cu) имеются следующие температуры: 80°C, 180°C, 300°C.

Определяющим для величины допустимых токов является с одной стороны максимальная температура проводника, с другой - температура окружающей среды, в которую тепло передается.

Решающей является разница между максимальным допустимым значением температуры проводника (пускай рабочая или при перегрузке) и температуры окружающей среды. Поэтому при более низких температурах окружающей среды проводки могут нагружаться больше, чем при его основной температуре, и наоборот, меньше при более высоких температурах окружающей среды.

Следующую важную характеристику, влияющую на допустимую нагрузку проводника по току, рассмотрим на примере. Номинальный ток одножильного проводника CY сечением в 0,35 мм² равен 10,5 A. Мы ожидали бы, что номинальный ток того же проводника CY сечением в 35 мм², значит в сто раз больше, будет также в сто раз больше, значит приблизительно 1000 A. Однако это вовсе не так.

Номинальный ток проводника CY сечением в 35 мм² равен только 181 A. Почему так мало? Нагрузка может увеличиться настолько, насколько увеличится отвод тепла из проводника в окружающую среду. Отвод тепла в окружающую среду, однако, не увеличился пропорционально сечению, а пропорционально поверхности проводника. Если исходить из сечения токоведущих жил, то поверхность не увеличилась в 100 раз (как сечение), а только в 10 раз. Отсюда должен быть допустимый ток 105 A. То, что действительный номинальный ток больше, вытекает еще из других факторов, которые мы не учитывали при приблизительной оценке (толщина изоляции и т. п.). На этом примере мы показали, что чем лучше отвод тепла в окружающую среду проводника, тем больше можно нагрузить проводник. Поэтому в принципе проводники небольших сечений можно нагружать на единицу сечения больше, чем проводники больших сечений. Аналогичным способом также снижается нагрузочная способность проводов в пучке (в многожильных проводах). Упрощенно говоря, нагрузочная способность не увеличится пропорционально количеству проводов в пучке, а пропорционально корню этого количества.

         При проектировании постоянно необходимо помнить о том, что токовые нагрузки проводки нельзя, в общем, сравнивать с номинальной токовой нагрузкой - номинальным током. Это по той причине, что номинальную нагрузочную способность проводника или кабеля по току производитель приводит для номинальных условий, которые означают:

для укладки в воздухе (основная укладка) - номинальную температуру воздуха (30 °C) и укладку в горизонтальной позиции при спокойном воздухе;

для укладки в земле - номинальную температуру земли (20 °C) и установленное тепловое сопротивление окружающей почвы.

Номинальные условия, однако, на практике выполняются только в исключительных случаях.

Действительные условия, как правило, от номинальных условий отличаются. Проводники и кабели кроме основной укладки могут быть (и, как правило, они есть) предназначены для различных других способов укладки, и необходимо выполнить перерасчет на действительное состояние.

Согласно IEC 60 634-5-523 различают следующие основные способы укладки приведенные в таблице 1.

 

Таблица 1- Основные способы укладки проводников и кабелей  

Тип	Способы укладки
А	Изолированные провода или многожильные кабели в трубе в теплоизолирующей стене или многожильные кабели прямо в изолирующей стене
B	Изолированные провода или многожильные кабели в трубе на деревянной стене или на стене
C	Кабель, проложенный на деревянной стене или на стене
D	Кабель, проложенный прямо в земле, или кабель, проложенный в трубе в земле
E	Двух- или трехжильные кабели в воздухе
F	Одножильные кабели, плотно сгруппированные в воздухе
G	Одножильные кабели в воздухе на расстоянии друг от друга хотя бы на диаметр кабеля

 

Стандарт различает еще модификации этих способов укладки кабелей. Укладки A1 от A2 и B1 от B2 отличаются друг от друга тем, что в случае A1 и B1 речь идет о изолированных проводах или одножильных кабелях в трубе, а в случае A2 и B2 речь идет о многожильных кабелях в трубе. Ранее используемые укладки H, J, K, L и т. д., различающие укладку в лотках перфорированных или неперфорированных, об укладке на кронштейнах, лестницах, решетках, сейчас включены под укладками E, F или G.

Кроме этого, температура окружающей среды не всегда находится в соответствии с расчетными значениями согласно стандарту. Температуры 30 °C для температуры окружающего воздуха и 20 °C для температуры окружающей почвы для большинства случаев достаточны. Как правило, дело в том, что температура окружающего воздуха находится ниже этих значений. Если температура окружающего воздуха не превышает, например, 25°C и если мы предусматривали температуру 30°C, то у нас получается определенный резерв в нагрузке проводки. В то же время не предполагается, что кто-либо нагружал бы проводку с учетом изменения температуры окружающего воздуха (например, день - ночь или лето - зима). Расчеты выполняются с максимальной температурой окружающей среды.

Далее при нагрузке проводки роль играет группирование проводов и кабелей. Большее количество проводов в пучке снижает допустимую нагрузку. Кабели могут группироваться различным способом.

Таким образом, вместе с возможностями укладки возникает большое число вариантов.

Из величины расчетного тока I_B и впоследствии из величины номинального тока защитного компонента In вытекает так же и допустимая нагрузка проводки по току Iz. Должно быть выполнено условие:

 

                         ,                                                                                (1)

 

где  In - номинальный ток защитного компонента, A;

                  Iz - допустимая токовая нагрузка проводки, A.

 

Указанное условие исходит из требования, что ни при непривычной работе оборудования, ни при его перегрузке не должна наступать перегрузка проводки, в противном случае проводка должна быть отключена от питания. Поэтому допустимая нагрузка проводки по току должна быть больше номинального тока защитного компонента. В то же время требуется, чтобы защитный прибор пока не отключал сверхтоки, которые во время работы могут кратковременно появляться. Из этого вытекает и сопоставление характеристик проводки (максимальной допустимой нагрузки), защиты и оборудования (нагрузка, необходимая для функции оборудования), как показано на рисунке 2.

Рисунок 2 - Характеристики проводки

 

Здесь возникает идея, аналогично тому, как это было у выбора защиты для расчетного тока - присвоить номинальному току защиты одинаковое или большее значение номинального тока проводов или кабелей.

Лекция 9. Защитные приборы. Выбор и проверка защитных приборов

 

Содержание лекции:

- ознакомление с  аппаратами защиты.

Цель лекции:      

- получения навыков по выбору и проверке защитных приборов.

 

Аппаратом защиты называют аппарат, автоматически отключающий защищаемую электрическую цепь от КЗ или перегрузок, которая, как правило, состоит из электроприемника и электрической сети.

Плавкие предохранители.

Плавкие предохранители считают одним из наиболее простых, дешевых и надежных аппаратов защиты максимального тока в сетях Н Н и ВН (до 110 кВ). В то же время предохранитель является наиболее ослабленным звеном электрической цепи. Чтобы представить разнообразие предохранителей, на рисунке 1 приведена их классификация по принципу действия, материалу плавкой вставки и конструкциям. Защитные свойства плавких предохранителей не регулируются и определяются типом предохранителя, габаритом патрона, номинальным током плавкого элемента, а также дополнительными факторами: температурой окружающей среды, способом монтажа, степенью старения плавкого элемента и т.п.

 

Рисунок 1 - Классификация предохранителей

 

Временем срабатывания плавкого предохранителя считают время плавления плавкого элемента до момента появления электрической дуги. Пропускаемый токоограничиваюшим предохранителем ударный ток КЗ определяется временем срабатывания предохранителя.

Ток срабатывания плавкого предохранителя определяют как ток, приводящий к срабатыванию предохранителя за время, достаточное для достижения установившегося теплового состояния (за время от 1 до 4 ч в зависимости от номинального тока плавкого элемента). Ток, который в этих условиях не приводит к срабатыванию предохранителя, называют током несрабатывания. Среднее геометрическое этих двух токов называют пограничным током предохранителя.

Условия выбора и проверки плавкого предохранителя:

1) номинальное напряжение предохранителя должно быть равно или больше номинального напряжения электрической сети;

2) номинальный ток плавкой вставки выбирают по расчетному току защищаемой цепи и отстраивают от токов кратковременной допустимой перегрузки, пусковых и пиковых токов электроприемников.

Номинальный ток патрона предохранителя должен соответствовать выбранной плавкой вставке;

3) выбранные плавкие предохранители проверяют на требуемую чувствительность защиты: в электрических сетях общего назначения;

4) проверка на отключающую способность.

Плавкие предохранители можно подразделять согласно различным аспектам, какими является конструкции (силовые – ножевые, с резьбой, цилиндрические, и т. д.), тип характеристики отключения (gG/gL: для общего использования - для преобладающего большинства применений; aM: для защиты цепей с электродвигателями – только для защиты от короткого замыкания; gR, aR: для защиты полупроводников и пр.), согласно виду тока (AC, DC), номинального напряжения и т. д. Типы и исполнения отличаются так же и согласно национальным особенностям.

Критерий выбора плавкого предохранителя в цепи с известными соотношениями при коротком замыкании:

                                         

                                                                                                           (1)

 

где - номинальная наибольшая отключающая способность плавкого предохранителя;

      - начальный импульсный ток короткого замыкания.

 

Автоматические выключатели

Для защиты электрических проводок можно выбирать как автоматические выключатели, так и плавкие предохранители. В настоящее время для защиты проводок небольших сечений до 10 мм²  для простой возможности повторного включения используют автоматические выключатели, а именно автоматические выключатели с характеристиками проводки B, C или же D. На входе электрической проводки в объект, как правило, используются плавкие предохранители. Для сечений 16 мм² и 25 мм² используют как автоматические выключатели, так и плавкие предохранители для больших сечений, как правило, используются плавкие предохранители с характеристиками gG.

У автоматических выключателей, иногда называемых также миниатюрные или инсталляционные автоматические выключатели, имеется одинаковый тепловой расцепитель, который вызывает отключение небольших сверхтоков при перегрузке. Они отличаются в настройке мгновенного расцепителя (короткого замыкания, электромагнитного), который обеспечит отключение больших сверхтоков - коротких замыканий. Данный расцепитель действует только начиная с токов определенной величины. У автоматических выключателей с характеристикой:

- B от токов больше 3 ... 5 кратного номинального тока;

- C от токов больше 5 ... 10 кратного номинального тока;

- D от токов больше 10 ... 20 кратного номинального тока.

Проводка должна нагружаться своим расчетным током I_B.

Номинальный ток защитного компонента In должен быть больше или хотя бы равен расчетному току I_B, т. е. I_B ≥ In. Выполнение данного неравенства, однако, еще не является гарантией правильного присваивания защитного компонента проводке. Даже выполнение условия In ≥ Iz этого еще не гарантирует. Дело в том, что номинальный ток защитного элемента нам без знания характеристики отключения почти ничего не говорит о его способности надлежащим образом защищать проводку.

Автоматические выключатели НН могут снабжаться следующими встроенными в них расцепителями:  электромагнитным или электронным расцепителем максимального тока мгновенного или замедленного действия с практически независимой от тока скоростью срабатывания;  электротермическим или электронным инерционным расцепителем максимального тока с зависимой от тока выдержкой времени;  расцепителем тока утечки;  расцепителем минимального напряжения;  расцепителем обратного тока или обратной мощности;  независимым расцепителем (для дистанционного отключения выключателя). Первые два типа устанавливают во всех полюсах, остальные расщепители — по одному на выключатель. Токи уставки, а также выдержки времени токовых расцепителем могут быть регулируемыми. В одном выключателе можно применять один или несколько типов токовых расцепителей и дополнительно к ним расцепитель минимального напряжения, независимый расцепитель и электромагнит включения.

Условия выбора и проверки автоматического выключателя:

1) Соответствие номинального напряжения АВ номинальному напряжению сети U_HOM с.

2) Соответствие номинального тока выключателя расчетному току защищаемой цепи.

3) Токовую отсечку АВ (уставку электромагнитного или аналогичного ему расцепителя) отстраивают от пиковых токов электроприемника по выражению

 

                    Iсо > 1,05/Iс₃/Iса/Iср/Iпик = Iсн/Iпик,                                     (2)

 

где Iсн = 1,05/ Iс₃/Iса/Iср — коэффициент надежности отстройки;

      1,05 -коэффициент, учитывающий, что в нормальном режиме напряжение может быть на 5 % выше номинального напряжения электроприемника;

      Iс₃ — коэффициент запаса;

      Iса — коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей в пиковом токе электроприемника Iпик;

      Iср — коэффициент, учитывающий возможный разброс тока срабатывания отсечки относительно уставки. Пиковый ток зависит от вида электроприемника.

 

4) Автоматический контроль за перегрузкой электроприемников осуществляется тепловым или аналогичным ему электронным расцепителем АВ, поэтому уставку последнего выбирают из соображений допустимой перегрузки электроприемника и электрической сети.

Причиной токовой перегрузки, как правило, является превышение номинальной мощности электроприемника (ЭП) вследствие изменения или нарушения технологического процесса, возникновение анормальных режимов, ошибочно заниженный выбор мощности электропривода (например, двигателя вентилятора) и т.д. Это превышение тока легче отследить в цепи данного ЭП, чем в групповой сети, поэтому защиту от перегрузки надо устанавливать у ЭП, а групповые сети защищать от перегрузки не имеет смысла.

5) Выбор времени срабатывания отсечки.

Выбор АВ начинают с защиты ЭП. Время срабатывания отсечки этих выключателей должно быть наименьшим. Как правило, это АВ с комбинированным расцепителем — неселективные. Время срабатывания отсечки определяется собственным временем отключения выключателя, выбираемым по каталогам. Для соблюдения условия селективности (избирательности действия защит) время срабатывания отсечки должно возрастать последовательно по цепи: АВ ЭП, линейный, секционный, вводной. Соблюдение перечисленных ступеней защиты позволяет построить селективную защиту электрической сети во всем диапазоне сверхтоков.

6) Проверка по условиям стойкости при КЗ. Предельной коммутационной способностью выключателя (ПКС) называется максимальное значение тока КЗ, которое выключатель способен включать и отключать несколько раз, оставаясь в исправном состоянии. Одноразовой ПКС (ОПКС) называют наибольшее значение тока, которое выключатель может отключить 1 раз. После этого дальнейшая работа выключателя не гарантируется.

Каталожное значение ПКС должно быть не менее значения тока КЗ, протекающего в цепи в момент расхождения контактов выключателя. 

 

Лекция 10. Виды неисправностей с короткими замыканиями

 

Содержание лекции:

- обнаружение КЗ и чрезмерных токов нагрузки в труднодоступных для тестирования местах.

Цель лекции:      

- ознакомление с основными видами КЗ.

 

Если произойдет соединение двух проводов с различным напряжением, то мы говорим о коротком замыкании. Значит, под коротким замыканием в сети мы понимаем электромагнитный переходной процесс, который возникает внезапным снижением импеданса между фазными проводниками или же между фазой и средним или защитным проводом. Причиной неправильного проводимого соединения может быть ошибочная манипуляция, механическое повреждение изоляции, повреждение кабеля при земляных работах и т. п., естественная деградация изоляции, например, из-за влажности, или же проводимое соединение является следствием повышенной нагрузки во время коммутационных процессов. Последствием короткого замыкания, вызывающего снижение импеданса, является мгновенное многократное увеличение нормального рабочего тока, значение которого зависит от напряжения и импеданса. Ток короткого замыкания достигает значений в диапазоне от тысяч до десяток тысяч ампер, и своим динамическим (силовым) и тепловым воздействием подвергает опасности все компоненты инсталляции и энергетической системы, которыми он протекает. Согласно способу нагрузки отдельных проводов трехфазной системы во время коротких замыканий (или же ее источника) распознаем короткие замыкания симметричные (трехфазные или же трехфазные на землю) и короткие замыкания несимметричные (двухфазные, двухфазные на землю, однофазные) (см. рисунок 1).

 

                 А                            В                          С                         D

 

А- 3-фазное симметричное короткое замыкание; В - 2-фазное несимметричное короткое замыкание; С - 2-фазное короткое замыкание на землю;   D- 1-фазное короткое замыкание на землю.

 

Рисунок 1 - Схемы короткого замыкания

 

С точки зрения расчета параметров электрических сетей согласно IEC важным является случай 3-фазного симметричного короткого замыкания, при котором возникает самый большой ток короткого замыкания. Обратным случаем является 1-фазное короткое замыкание на землю с большим импедансом цепи тока повреждения, где благодаря небольшому току короткого замыкания время отключения неисправности может быть очень продолжительным, и в течение этого времени на частях, неведущих ток, находится опасное напряжение.

Основные виды КЗ: междуфазные КЗ – двухфазные и трёхфазные – возникают в сетях как с заземлённой нейтралью, так и с изолированной нейтралью. Однофазные КЗ могут происходить только в сетях с заземлённой нейтралью.

Трёхфазное короткое замыкание. Симметричное трёфазное КЗ – наиболее простой для расчёта и анализа вид повреждения. Он характерен тем, что токи и напряжения всех фаз равны по значению как в месте КЗ, так и в любой другой точке сети: I_A= I_B= I_C; U_A= U_B= U_C.

Двухфазное короткое замыкание. При двухфазном КЗ токи и напряжения разных фаз неодинаковы. Рассмотрим соотношения токов и напряжений, характерных для КЗ между фазами В и С. В повреждённых фазах в месте КЗ проходят одинаковые токи, а в неповреждённой фазе ток отсутствует, т.е. I_A= 0, I_B - I_C =0.

Междуфазное напряжение в месте КЗ равно нулю, а фазные напряжения будут: U_B= U_C= E/2; при U_BC= 0.

Так же как и при трёхфазном КЗ, токи, проходящие в повреждённых фазах, отстают от создающей их ЭДС на угол φ_к, определяемый соотношением активных и реактивных сопротивлений цепи. По мере удаления от места КЗ фазные напряжения U_B, U_C, и междуфазное напряжение U_BC, будут увеличиваться.

С точки зрения влияния на устойчивость параллельной работы генераторов и на работу электродвигателей рассматриваемый вид повреждения представляет значительно меньшую опасность, чем трёфазное КЗ.

Двухфазное КЗ на землю в сети с заземлённой нейтралью. Этот вид повреждения для сетей с изолированной нейтралью практически не отличается от двухфазного КЗ. Токи, проходящие в месте КЗ, а также междуфазные напряжения в разных точках сети имеют те же самые значения, что и при двухфазном КЗ.

В сетях же с заземлённой нейтралью двухфазное КЗ на землю значительно более опасно, чем просто двухфазное КЗ. Это объясняется более значительным снижением междуфазных напряжений в месте КЗ, так как одно междуфазное напряжение уменьшается до нуля, а два других – до значения фазного напряжения неповреждённой фазы. Соотношение токов и напряжений в месте КЗ для этого вида повреждения: I_A= 0, U_B= U_C= 0.

Однофазное КЗ в сети с заземлённой нейтралью. Оно может иметь место только в сетях с заземлённой нейтралью. Соотношение токов и напряжений в месте однофазного КЗ: UA= 0; I_B= I_C= 0.

Однофазные КЗ, сопровождающиеся снижением до нуля в месте повреждения только одного фазного напряжения, представляют меньшую опасность для работы энергосистемы, чем рассмотренные выше междуфазные КЗ.

Однофазное замыкание на землю в сети с малым током замыкания на землю. В сетях с малыми токами замыкания на землю, к которым относятся сети 3 – 35 кВ, работающие с изолированной нейтралью или с нейтралью, заземлённой через дугогасящий реактор, замыкание одной фазы на землю сопровождается значительно меньшими токами, чем токи КЗ.

При замыкании на землю одной фазы фазное напряжение повреждённой фазы относительно земли становится равным нулю, а напряжения неповреждённых фаз увеличиваются в 1,73 раза и становятся равными междуфазным. Под действием напряжений неповреждённых фаз через место повреждения проходит ток, замыкающийся через ёмкости неповреждённых фаз. Ёмкость повреждённой фазы зашунтирована местом замыкания, и поэтому ток через неё не проходит.

Ёмкость сети в основном определяется длиной присоединённых линий, в то время как ёмкости относительно земли обмоток генераторов и трансформаторов сравнительно невелики. Для расчёта ёмкостного тока (А/км), проходящего при замыкании на землю в сети с изолированной нейтралью, можно воспользоваться выражением, определяющим ток на 1 км кабельной линии:

 

                         Iз = (95+2,84S) /(2200+6S)Uном.;                                       (1)

 

Для линии 10 кВ:

 

                        Iз = (95+1,44S)/(2200+0,23S)Uном.,                                    (2)

 

где      S – сечение кабеля, мм2;

           Uном. – номинальное междуфазное напряжение кабеля, кВ.

 

Для воздушных линий можно принимать следующие удельные значения ёмкостных токов: 6кВ – 0,015 А/км; 10кВ – 0,025 А/км; 30кВ – 0,1 А/км.

Для снижения тока замыкания на землю применяются специальные компенсирующие устройства – дугогасящие катушки, которые подключаются между нулевыми точками трансформаторов или генераторов и землёй. В зависимости от настройки дугогасящей катушки ток замыкания на землю уменьшается до нуля или до небольшого остаточного значения.

Поскольку токи замыкания на землю имеют небольшие значения, а все междуфазные напряжения остаются неизменными, однофазное замыкание на землю не представляет непосредственной опасности для потребителей. Защита от этого вида повреждения, как правило, действует на сигнал. Однако длительная работа сети с заземлённой фазой нежелательна, так как длительное прохождение тока в месте замыкания на землю, а так же повышенные в 1,73 раза напряжения неповреждённых фаз относительно земли могут привести к пробою или повреждению их изоляции и возникновению двухфазного КЗ. Поэтому допускается работа сети с заземлением одной фазы только в течение 2 часов для обнаружения места повреждения и выведения его из сети.

Расчет токов при трехфазном КЗ выполняют в следующем порядке:

- для рассматриваемой системы электроснабжения составляется расчетная схема;

- по расчетной схеме составляется схема замещения;

- схема замещения путем преобразования приводится к наиболее простому виду, так чтобы источник питания был связан с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением;

- по закону Ома определяют ток короткого замыкания, начальное значение периодической и апериодической составляющих тока КЗ и значение ударного тока КЗ.

В расчетную схему вводятся генераторы и синхронные компенсаторы, синхронные и асинхронные электродвигатели напряжением выше 1 кВ, имеющие небольшую электрическую удаленность расчетной точки КЗ, а также трансформаторы, реакторы, токопроводы, воздушные и кабельные линии, связывающие место КЗ с источниками питания. Исходным состоянием расчетной схемы является нормальный режим работы электроустановки. Возможные ремонтные режимы и режимы оперативных или аварийных переключений в расчетах токов КЗ не учитываются.

         В  зависимости  от  цели  расчета  учитывают  разные  расчетные режимы  работы  электрической  схемы.  При  выборе  аппаратуры расчетным  считается  максимальный  режим,  так  как  токи  КЗ  имеют наибольшие  значения.  Этот  же  режим  принимается  и  при  расчетах токов  пуска  и  самозапуска  электродвигателей  с  целью  обеспечения несрабатывания защит в сети. При проверке чувствительности  защит расчетным является минимальный режим, при котором токи КЗ имеют наименьшие  значения.  Этот  же  режим  используют  для  проверки возможности пуска и самозапуска электродвигателей.

          Большинство  КЗ  в  сетях  до 1000  В  происходит  через электрическую дугу, сопротивление которой существенно ограничивает ток  КЗ.  В 85 %  случаев  КЗ  возникают  вследствие  металлического контакта,  однако  электродинамические  силы,  пропорциональные квадрату  тока,  разбрасывают  металлические  проводники,  разрывают закоротки небольшого сечения и КЗ переходит в дуговое.

         Для расчета защит трансформаторов необходимо знать значение и направление токов в первичной обмотке трансформатора при КЗ на его вторичной  стороне.

 

 

Лекция 11. Форма волны ТКЗ. Конфигурация сетей

 

Содержание лекции:

- изучение зависимости формы волны тока короткого замыкания во времени от момента возникновения короткого замыкания.

 Цель лекции:     

- рассмотрение рекомендаций по выбору сетей.

 

Форма волны тока короткого замыкания

Последствием внезапного изменения импеданса при коротком замыкании является переходной процесс. Большим током короткого замыкания в области энергетической системы нарушится равновесие между магнитным и электрическим полем и в новое равновесное состояние система переходит переходными составляющими тока и напряжения. Форма волны тока короткого замыкания во времени зависит от момента возникновения короткого замыкания. Эта форма волны может показывать несимметричность по отношению к оси времени с присутствующей постоянной составляющей.

Изображение тока короткого замыкания показано на рисунке 1.

 

           

 

Рисунок 1 - Форма волны тока короткого замыкания

 

Для расчета параметров электрического оборудования и настройки защит у тока короткого замыкания определяются следующие характерные значения, обозначаемые символами: - начальный импульсный ток короткого замыкания: т. е. эффективное значение симметричного тока короткого замыкания без постоянной составляющей при возникновении короткого замыкания;  - импульсный ток короткого замыкания: т. е. первая амплитуда (пиковое значение) несимметричного тока короткого замыкания с постоянной составляющей. Он является решающим критерием при проверке динамической нагрузки оборудования сети.  В новейших предписаниях для  (указывалось в прежних IEC) используется символ  (позаимствовано из IEC); - ток отключения короткого замыкания (симметричный) и его постоянная составляющая . Является критерием для проверки расчета параметров выключателей и автоматических выключателей; - эквивалентный ток повышения температуры: т. е. эффективное значение эквивалентного, или же идеального симметричного тока короткого замыкания, который за время продолжительности короткого замыкания t_k вызовет одинаковые тепловые воздействия как действительный несимметричный ток короткого замыкания с постоянной составляющей. Является критерием для оценки тепловой нагрузки оборудования энергетической системы; - установившийся ток короткого замыкания: т. е. эффективное значение тока короткого замыкания (симметричного) после прекращения существования всех переходных составляющих. У электрически удаленных коротких замыканий (большинство практических случаев) он равен начальному импульсному току короткого замыкания . У электрически близких коротких замыканий, т. е. в проводках вблизи источников с большими синхронными генераторами  в результате возрастающего внутреннего реактивного сопротивления синхронной машины в течение продолжительности короткого замыкания.

Краткие рекомендации по выбору сетей.

Ни один из способов заземления нейтрали и открытых  проводящих частей  не  является  универсальным.  В  каждом  конкретном  случае необходимо проводить технико-экономическое сравнение и исходить из критериев:  электробезопасности,  пожаробезопасности,  уровня бесперебойности  электроснабжения,  технологии  производства, электромагнитной  совместимости (включая  последствия  грозовых разрядов  молнии),  наличия  квалифицированного  персонала, возможности последующего расширения и изменения сети. В качестве общих рекомендаций для выбора той или иной сети можно указать следующее:

1) Сети TN–С и TN–С–S характеризуются низким уровнем электро- и  пожаробезопасности,  а  также  возможностью  значительных электро- магнитных возмущений.

2)  Сети TN–S  рекомендуются  для  статичных (не  подверженных изменениям) установок, когда сеть проектируется "раз и навсегда".

3) Сети ТТ следует использовать для временных, расширяемых и изменяемых электроустановок.

4)  Сети IT  следует  использовать  в  тех  случаях,  когда бесперебойность электроснабжения является крайне необходимой.

Возможны  варианты,  когда  в  одной  и  той  же  сети  следует использовать два или три режима. Например, когда вся сеть получает питание по сети TN–S, а часть ее через разделительный трансформатор по сети IT.

Конфигурация сетей. На практике встречаем различные конфигурации сетей, которые предъявляют различные требования к вычислительным процедурам. По принципу питания бывают с одно- и двухсторонним питанием.

Радиальные схемы. От  комплектной  трансформаторной  подстанции (КТП)  или  главного  распределительного  щита  отходят  линии  питания электроприемников (ЭП) и двигателей (Д1 и Д8) большой мощности, а также  сборок 1-4 (распределительных  пунктов), как показано на рисунке 2.  Нецелесообразно к главному щиту подключать большое количество ЭП малой и средней мощности: они снижают его надежность. Для питания таких  электроприемников образуют  вторичные сборки, питающиеся  непосредственно от основного щита, и третичные сборки, питающиеся от вторичных сборок. Токи короткого замыкания на сборках меньше, чем на главном щите. Это позволяет применять аппаратуру с небольшими номинальными токами. Сечение кабелей, питающих сборки, выбирают по расчетному току,  отличающемуся  от  суммы  номинальных  токов  подключенных электроприемников.

 

 

Т –  питающие трансформаторы; ДГ – аварийный дизель-генератор;

QF – вводные и секционный автоматические выключатели;

Д – электродвигатели.

Рисунок 2 - Радиальная  схема  распределения  электроэнергии 

 

Распределение  электродвигателей  по  сборкам  зависит  от  их мощности  и  возможности  выполнения  защиты.  К  главному  щиту целесообразно подключать электродвигатели мощностью более 55 кВт.

Электродвигатели малой (до 10 кВт) и средней (10-55 кВт) мощности рекомендуется  подключать  ко  вторичным  сборкам.  Однако  в зависимости от конкретных особенностей электроустановки одиночные двигатели  большой  мощности (но  не  более 100  кВт)  иногда  могут подключаться к вторичным сборкам, а средней – к основному щиту. Радиальные  схемы  распределения  электроэнергии  рекомендуется применять в случае:  взрывоопасных, пожароопасных и пыльных производств; питания индивидуальных электроприемников; питания  низковольтных  устройств  распределения  электроэнергии, если они расположены в разных направлениях от источника питания.  Питание обычно выполняется проводами и кабелями.

Магистральные схемы. Распределение  электроэнергии  от  трансформаторов  Т1  и  Т2  до сборок  1,  2  и  электродвигателей  Д1,  Д2  выполняется  с  помощью шинопроводов магистральных (ШМ) и/или распределительных (ШР), к которым  подсоединяют  электроприемники, как показано на рисунке 3.  В  тех  случаях, когда  характер  среды  в  цехе  или  размещение  технологического оборудования  по  площади  цеха,  делают  невозможным  применение магистральных  шинопроводов,  используют  кабельные  магистрали. Сечение кабельных магистралей одинаково по всей длине.

 

Рисунок 3 -  Магистральная схема распределения электроэнергии

 

Смешанные схемы. Представляют собой комбинации из радиальных и магистральных схем, как  показано на рисунке 4. К основным секциям  щитов 0,4 кВ подключены электродвигатели большой мощности Д1-Д3, к сборкам 1, 2, 3 – двигатели средней мощности Д4-Д9. Сборки 4, 5, 6, подключенные  кабельной  магистралью  и  имеющие  АВР  на  вводах, предназначены  для  питания  электродвигателей  малой  мощности.  На вводах в сборки 4 и 6 установлены реакторы для снижения токов КЗ и обеспечения  стойкости  автоматических  выключателей  отходящих линий. Резервное питание осуществляется от трансформатора Трез по шинопроводу, имеющему ввод на каждый из основных щитов 0,4 кВ.

 

Т –  рабочие трансформаторы; Трез– резервный трансформатор.

Рисунок 4 -  Смешанная  схема  распределения  электроэнергии

Лекция 12. Расчет параметров проводки и защитных приборов с точки зрения короткого замыкания

 

Содержание лекции:

- проверка параметров проводки с точки зрения максимальных и минимальных токов короткого замыкания.

 Цель лекции:     

- ознакомление с расчетами параметров проводки и защитных приборов с точки зрения короткого замыкания.

 

Расчет параметров проводки с точки зрения короткого замыкания.

Проводки (проводники и кабели) и приборы, включенные в цепь, должны выдержать максимальный ток короткого замыкания, который в проводке может появиться. Это ток, который возникает в результате короткого замыкания в начале проводки, до того не нагружаемой, также электрическое сопротивление считывается минимальным. На эти максимальные возможные токи короткого замыкания, которые различны в зависимости от того, в какой точке сети мы рассчитываем их, проверяются как проводки, так и приборы. Кроме того, необходимо проверить, способны ли защитные приборы срабатывать и при самых малых токах короткого замыкания, которые в цепи возникнут.

Здесь необходимо осознать:

- что функция защитных приборов вызывается током короткого замыкания, и он, если слишком малый, не будет толчком для отключения защитного прибора;

- и также, что и эти «небольшие» токи короткого замыкания могут в течение более продолжительного времени воздействия повредить приборы, провода, кабели и электрические компоненты, включенные в цепь с коротким замыканием.

Проводки проверяются с точки зрения максимальных токов короткого замыкания. Для каждого кабеля указано значение кратковременно выдерживаемого тока для времени 0,1 с, т. е. Icw (0,1s). Это значение тока короткого замыкания, которое может проходить кабелем в течение 0,1 с, без нагревания кабеля до температуры, которая выше температуры, допустимой при коротком замыкании. Определим, почему это значение приводят для времени короткого замыкания 0,1с? Дело в том, что это самое продолжительное время, которое указано в продуктовых стандартах для автоматических выключателей, за которое автоматические выключатели должны отключить короткое замыкание, и, следовательно, это самое продолжительное время прохождения ожидаемого тока короткого замыкания кабелем. Как правило, однако продолжительность короткого замыкания бывает короче. Обычные автоматические выключатели отключают короткое замыкание существенно раньше в течение 0,1 с (небольшие автоматические выключатели в течение порядка нескольких миллисекунд, силовые автоматические выключатели - в течение десяток миллисекунд).

Указанная величина выведена из предположения, что все тепло, которое образуется в результате прохождения тока короткого замыкания, также и поглощается этим проводом и нагревает его. Это предположение оправдано по той причине, что в течение короткого времени прохождения тока короткого замыкания не будет иметь место существенная передача тепла в окружающую среду. В любом случае, однако, неисправность, которая возникнет пренебрежением передачи тепла в окружающую среду, направлена в сторону безопасности. Действительный ток, значит, мог бы быть даже незначительно выше тока, рассчитанного на основании указанного предположения. При использовании расчетных программ выполняется перерасчет действительного тока короткого замыкания  (начального) на эквивалентный ток повышения температуры провода для 0,1 с . Это ток, который проходил бы проводником в течение 0,1 с и имел бы одинаковое воздействие, как действительный ток короткого замыкания, который проходит там в течение времени T_tr (от начала короткого замыкания до отключения). Этот ток сравнивается с , и он должен быть меньше , т. е.  . Важно то, что значение I_cw для времени 0,1 с можем рассчитать просто на основании материала и сечения проводника.

Расчет параметров защитных приборов с точки зрении короткого замыкания.

С одной стороны требуется проверка с точки зрения максимальных токов короткого замыкания, т. е. выдержат ли защитные приборы, и с другой стороны также проверка с точки зрения минимальных токов короткого замыкания, т.е. отключатся ли данные приборы.

Проверка с точки зрения максимальных токов короткого замыкания.

Приборы, которые включены в цепь, где имело место короткое замыкание, должны выдержать это короткое замыкание. У автоматических выключателей с одной стороны важно то, чтобы они реагировали на ток короткого замыкания, с другой стороны важно и то, чтобы они были способны осуществить отключение короткого замыкания. Поэтому приборы проверяются и с точки зрения прохождения тока короткого замыкания. У небольших автоматических выключателей (MCB) приводится один параметр - номинальная отключающая способность , у силовых автоматических выключателей приводится две отключающие способности, а именно: номинальная предельная отключающая способность  и номинальная рабочая отключающая способность . Гарантировано, что автоматический выключатель выдержит прохождение тока , и что он отключит его. Потом, однако, уже не гарантировано, что автоматический выключатель будет выполнять все должные требования. Иначе говоря - уже не гарантировано, что он отключит такой ток во второй раз. Что касается тока , то для него гарантировано, что ток равный  выключатель не только отключит, но и останется далее работоспособным, и что после этого отключения он будет удовлетворять соответствующим параметрам. Значит, после короткого замыкания его не нужно заменять.

Ток отключения короткого замыкания , т.е. ток короткого замыкания в момент отключения, который состоит с одной стороны из своей переменной составляющей , и с другой стороны из постоянной составляющей  (), сравнивается со значениями  и  автоматического выключателя или со значением  плавкого предохранителя (его номинальной отключающей способностью). Ток короткого замыкания  должен быть меньше . Если, однако, нужно, чтобы автоматический выключатель остался далее работоспособным и после короткого замыкания, то ток короткого замыкания  должен быть меньше .

Проверка с точки зрения минимальных токов короткого замыкания - защита от опасного прикосновения к частям, не ведущим ток. Одним из самых используемых способов обеспечения защиты от опасного прикосновения к частям, не ведущим ток (более правильно: защиты при неисправности) является защита автоматическим отключением от источника. В случае неисправности (пробоя изоляция между токоведущей частью и частью, не ведущей ток) обеспечено отключение цепи пригодным защитным прибором.

Максимальный ожидаемый ток короткого замыкания — это ток на линейных зажимах устройства защиты от короткого замыкания, который может быть рассчитан, когда известны параметры сети питания и параметры электроустановки со стороны питания до места установки устройства защиты.

Минимальный ожидаемый ток короткого замыкания — это ток, соответствующий короткому замыканию в самой отдаленной точке защищаемой цепи, при коротком замыкании между фазой и нейтралью или, если нейтраль не распределена, между фазами. В случае питания установки от нескольких источников рассматривается только один источник, имеющий максимальное внутреннее полное сопротивление.

При отсутствии достаточно определенной информации для расчета минимальных токов короткого замыкания могут быть сделаны следующие упрощающие допущения:

принимается, что сопротивление электропроводки увеличено на 50% по отношению к его значению при 20°С из-за нагрева проводников током короткого замыкания;

если полное сопротивление цепи со стороны источника питания неизвестно, то принимается, что напряжение источника питания снижено до 80 % номинального напряжения.

Расчет минимального тока КЗ производится по следующим формулам.

Для трехфазных цепей с нераспределенной нейтралью (КЗ между фазами):

                                      ,                                                        (1)

где     I — ожидаемый ток короткого замыкания, А;

          U — линейное напряжение источника питания, В;

         — электрическое удельное сопротивление жилы кабеля, Ом мм2/м, при 20°С;

         L — длина защищаемой проводки, м;

         S — площадь поперечного сечения жилы кабеля, мм2.

 

Для трехфазных цепей с распределенной нейтралью с уменьшенным или неуменьшенным поперечным сечения (КЗ между фазой и нейтралью):

 

                                           ,                                            (2)

 

где  U₀ — номинальное напряжение источника питания между фазой и нейтралью, В;

        m — отношение между сопротивлением нейтрального проводника и сопротивлением фазного проводника (или отношение между ,,площадью поперечного сечения фазного проводника и площадью поперечного сечения нейтрального проводника, если они сделаны из одного и того же материала — меди или алюминия).

 

Примечание:   принимается 0,018 для меди и 0,027 для алюминия; для проводников с площадью поперечного сечения выше 95 мм2 должно учитываться реактивное сопротивление; коэффициент 1,5 учитывает увеличение сопротивления проводников вследствие превышения температуры.

Расчетные токи короткого замыкания используют для определения требуемой отключающей способности устройства защиты при коротком замыкании.

По минимальному току короткого замыкания выбирают ток мгновенного отключения автоматического выключателя, который должен быть не менее расчетного минимального тока короткого замыкания.

Рабочие условия могут, однако, потребовать выбора устройства защиты по наибольшей отключающей способности при КЗ, например, если устройство располагается на главном вводе электроустановки.

Программы «GUEXPERT» и «GUSELECT»  используются ведущими проектными институтами России, СНГ и Прибалтики и во многих энергосистемах. «GUEXPERT» - расчет коротких замыканий в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ в соответствии с ГОСТ Р 50270-92 и ГОСТ 28895-91 (МЭК 949-88).

 

 

Лекция 13. Допустимые падения напряжения. Расчет нагрузки отдельных ветвей сети

 

Содержание лекции:

- рассмотрение допустимых падений напряжения в электрической сети.

 Цель лекции:     

- ознакомление с расчетами нагрузки отдельных ветвей сети.

 

Допустимые падения напряжения.

При любом потреблении из электрической сети происходит возникновение электрического тока. Он при своем прохождении вызывает на этих проводках падения напряжения, следовательно, напряжение, подведенное к электроприемнику не равно напряжению на клеммах источника питания, а оно ниже. Для отдельных частей электрической проводки в то же время предписаны различные падения напряжения.

Для падения напряжения от источника питания к месту потребления можно исходить из предписанных отклонений напряжения (IEC 60 038), которые должны находиться в пределах + 6 % и  10 % от номинального значения (с 2003 года данные пределы должны быть ). Это означает, что общее падение напряжения от источника питания к самому месту потребления может составлять до 16 %.

В самой электрической инсталляции здания (т. е. внутри объекта) согласно IEC 60 634-5-52 рекомендовано, чтобы падение напряжения между началом инсталляции и эксплуатируемым оборудованием пользователя не было больше 4 % номинального напряжения инсталляции. Эта рекомендация в некоторой степени противоречит требованиям других национальных стандартов (например, CSN 33 2130 в Чешской Республике).

Можно допустить, что с учетом выполнения остальных требований при расчете параметров проводки могут возникнуть в некотором отрезке падения больше, чем указано выше, если в проводке от шкафа присоединения до самого электроприемника не будут превышены следующие падения:  у осветительных выводов 4 %;  у выводов для плит и отопительных приборов (стиральные машины) 6 %;  у штепсельных розеток и остальных выводов 8 %.

«Правила устройств электроустановок» (ПУЭ) устанавливают наибольшие длительные допустимые нагрузки (силы тока в амперах) для изолированных проводов. Кабелей и голых проводов, которые приведены в виде таблицы. Таблицы эти составлены на основании теоретических расчетов и результатов непосредственных испытаний проводов и кабелей на нагревание.

Максимально допустимые по условиям нагрева нагрузки для проводов и кабелей с алюминиевыми жилами при одинаковым геометрическом  сечении и одинаковом периметре с медными проводниками следует принимать равным 77% нагрузок для соответствующих медных проводников. Для силовых сетей допустимая длительная потеря напряжения не должна превышать 5%, а для сетей освещения 2,5% номинального.

Видно, что при суммировании всех допустимых падений напряжения (в распределительной сети и в электрической инсталляции) можем попасть на сам предел работоспособности некоторых приборов и оборудования. Например, у реле и контакторов гарантирована их функция от 85 % номинального напряжения и выше, у электродвигателей это, начиная с 90 % номинального напряжения. Поэтому необходимо руководствоваться выше указанной рекомендацией (падение напряжения до 4 %), приведенной в IEC 60 634-5-52.

Отмечаем, что требования национальных стандартов не касаются падений напряжения на некоторой части проводки, а требования, насколько напряжение может упасть по отношению к номинальному напряжению. На клеммах трансформатора может быть, например, напряжение равное 110 % номинального напряжения, от них потом падения напряжения могут быть 15 %, или же 13 %. Значит, у проектировщика определенное свободный простор, каким образом распределить падения напряжения в этих случаях от источника к электроприемнику.

Необходимо сказать, каким образом падения напряжения рассчитываются или же как они суммируются. Что касается чисто активных нагрузок, какими являются электрическое тепловое электрооборудование и небольшие сечения проводки, ситуация простая. Падения напряжения - это произведения токов и сопротивлений проводки, которые можно простым способом суммировать. В том случае, если речь идет об электрооборудовании, например, двигателях, характер потребления которых активный и индуктивный, и об общем импедансе Z проводки, состоящем из реальной составляющей (активное сопротивление) R и мнимой составляющей (индуктивное сопротивление) X, то данные комплексные величины взаимно умножаются. Результатом этого произведения опять является комплексная величина, значит комплексное падение напряжения. Она описывает падения напряжения в реальной и мнимой оси координат. Абсолютные значения этих падений напряжения на отдельных частях проводки от источника к электроприемнику поэтому не должны суммироваться стандартным способом, а должны суммироваться опять только как комплексные величины (т. е. реальные и мнимые составляющие отдельно).

Поэтому не должно удивлять то, что суммы абсолютных значений падений напряжения часто не являются точной суммой их абсолютных значений на отдельных, связанных друг с другом проводках.

Расчет нагрузки отдельных ветвей сети.

Токовые нагрузки отдельных ветвей невозможно суммировать просто как арифметическую сумму абсолютных значений токов, а нужно суммировать отдельно реальные и мнимые составляющие. При соблюдении этих правил можно определить нагрузку при любой конфигурации сети. Аналогичные правила соблюдаются и при расчете токов короткого замыкания. И при коротком замыкании вычисления выполняются с импедансом сети, выраженным в комплексной форме.

Влияние нагрузки на ток короткого замыкания.

Нагрузка  может  оказывать  существенное  влияние  на  токи короткого замыкания.  На  рисунке 1  приведены  простейшие  схемы включения  нагрузки.  Характер  нагрузок  и  соотношения  их  разные (асинхронные  и синхронные  двигатели,  бытовая  нагрузка,  освещение),  величина меняется  в  разные  дни  года,  время  суток,  для  различной  сменности работ  предприятий.  Определить  действительное  значение  нагрузки  и увеличение  ее  сопротивления  в  момент  короткого  замыкания практически невозможно.

Условно  считается,  что  сопротивление  нагрузки  постоянно  по   и  величину  , определенную  по (1).

В  нормальном  режиме  сопротивление  нагрузки определяется по соотношению:

                                                    ,                                                    (1)

где  U –  расчетное напряжение, равное вторичному напряжению питающего трансформатора;

           I_н и S_н  – ток и мощность нагрузки.

 

Мощность нагрузки   принимается в зависимости от числа питающих трансформаторов.  При  одном  трансформаторе  мощность  нагрузки принимается равной мощности трансформатора. При двух одинаковых трансформаторах  мощность  нагрузки  принимается  равной 0,65-0,7 мощности одного трансформатора. При аварийном отключении одного из двух трансформаторов всю нагрузку должен принять оставшийся в работе  трансформатор.  Нагрузка  его  при  этом  составит 130-140 %  номинальной мощности.

 

Рисунок 1 - Распределение тока с учетом нагрузки, подключенной

к линии (а) и к шинам (б)

 

         Из рисунка 1 видно, что при удаленном КЗ, когда напряжение на шинах  снижается  не  до  нуля,   полный  ток ,  проходящий  через трансформатор, состоит из тока, ответвляющегося в нагрузку , и тока в месте короткого замыкания . Для схемы на рисунке 1,а полный ток КЗ определится по соотношению:

                                         ,                                              (2)

 

а для схемы на рисунке 1 б – по соотношению:

 

                               .                                                      (3)

 

          В  действительности,  сопротивления   имеют разные соотно- шения х/r  и  вычислять  токи  по  формулам (2)  и (3) следовало  бы  в  комплексной  форме.  Но  для  большинства  сетей отношение z и L нагрузки и линий близки, мало по сравнению с , и для упрощения расчетов уравнения (2) и (3) решаются в полных сопротивлениях z.  Такое  допущение  тем  более  оправдано,  что действительная нагрузка в момент КЗ неизвестна.

          Полный ток  делится на две части: часть тока  , идущая к  месту КЗ в схеме на рисунке 1,а, определяется:

 

                                       ,                                (4)

 

а для схемы на рисунке 1,б – по формуле:

                                              .                                            (5)

 

Из выражения (5) видно, что при z_с = 0 ток к месту КЗ составляет , то  есть  нагрузка  не  влияет  на  значение  тока  короткого замыкания, если она подключена к шинам бесконечной мощности.

Анализ  выражений (2)–(5)  и  рисунок 2  позволяет  сделать следующие выводы:

- в схеме на рисунке 1,а при отсутствии нагрузки ток в месте КЗ и ток, проходящий через трансформатор от системы, близки по значению;

- при наличии нагрузки ток в месте КЗ по схеме на рисунке 2,а наименьший, по нему проверяется чувствительность защит сети; ток  от  системы  через  трансформатор  наибольший,  по  нему согласовываются защиты трансформатора и сети.

 

 

Лекция 14. Селективность. Каскадирование защитных компонентов

 

Содержание лекции:

- рассмотрение вопросов селективности между двумя защитными компонентами.

 Цель лекции:     

- ознакомление с расстановкой защитных элементов с точки зрения воздействия токов короткого замыкания.

 

Целью обеспечения селективности является то, чтобы неисправность или перегрузка была отключена всегда только тем защитным компонентом, который будет самым близким к точке неисправности или к точке, в которой имеет место перегрузка. Поэтому, если хотим сохранить селективность между двумя защитными компонентами, установленными друг за другом, то их характеристики не должны ни в какой точке пересекаться, и если вместо однозначно установленной характеристики при помощи одной линии указаны области характеристик, то даже эти области не должны пересекаться. Пересечение характеристик или наложение их областей не должно произойти ни для сверхтоков, соответствующих перегрузке, ни для токов короткого замыкания. На рисунке 1 показаны различные случаи обеспечения селективности, и это либо для всех сверхтоков (см. рисунок 1 а, б), либо только в определенной области сверхтоков (см. рисунок 1 c), где селективность автоматических выключателей полностью обеспечена для диапазона токов меньше I₁; для диапазона токов между I₁  и I₂  нельзя гарантировать селективность между автоматическими выключателями;  для токов больше I₂   срабатывает плавкий  предохранитель с характеристикой I₃.

                                                

  а                                           б                                          с

а - Защита с помощью двух плавких предохранителей; б - Защита с помощью двух автоматических выключателей; c - Защита с помощью двух автоматических выключателей и плавкого предохранителя.

Рисунок 1 -  Виды обеспечения селективности

 

На рисунке 2 показан практический случай обеспечения селективности между автоматическими выключателями FA1 и FA8. Автоматический выключатель FA1 расположен ближе к компоненту или к цепи, защищаемой от сверхтока, автоматический выключатель FA8 находится на большем расстоянии от этого компонента или цепи. Значит, автоматический выключатель FA8 расположен вверх по течению по отношению к автоматическому выключателю FA1. Типичный пример такой расстановки состоит в том, что автоматический выключатель FA1 защищает, например, вывод 63 A, и автоматический выключатель FA8 защищает четыре эти вывода, одновременный расчетный ток которых предполагается 125 A. Конечно, желательно, если произойдет перегрузка только одного вывода 63 A, чтобы отключился только автоматический выключатель FA1. Этим обеспечено то, что питание остальных выводов в таком случае продолжается без перебоя. Дело в том, что автоматический выключатель FA1 при любом сверхтоке (пусть при перегрузке или при коротком замыкании) осуществит отключение раньше, чем сработал бы автоматический выключатель FA8 (см. рисунок 2)

 

Рисунок 2 - Характеристики отключения

 

Отнимем, например, время отключения для 200 A. Сначала произойдет отключение автоматического выключателя FA1 - в момент приблизительно 17 с, и только намного позже произошло бы отключение автоматического выключателя FA8 - только приблизительно через 200 с. Подобным способом можно проследить, чтобы автоматический выключатель FA8 отключился бы позже автоматического выключателя FA1 для любого сверхтока, который можно предполагать в данной цепи. Автоматический выключатель FA8 в таком случае действует в качестве резервного на случай отказа автоматического выключателя FA1, или в случае, когда сумма токов всех цепей, питаемых проводкой, защищаемой автоматическим выключателем FA8, попадет в область сверхтоков. Это может случиться, если превышена предполагаемая одновременность или при использовании указанных цепей, если все четыре цепи, защищаемые автоматическими выключателями FA1, вдруг потребляют свой полный расчетный ток.

Производить оценку селективности двух автоматических выключателей возможно на основании таблиц селективности, указанных в каталоге силовых автоматических выключателей. Эти таблицы были составлены на основании результатов испытаний короткого замыкания, и для стандартных случаев они

предлагают более точные, проверенные результаты. Могут наступить следующие основные ситуации (см. рисунок 3):

1) Полная селективность (T): выходной автоматический выключатель (2)

выключится и входной автоматический выключатель (1) остается включенным.

2) Частичная селективность: селективность между заданными автоматическими выключателями обеспечена, если ток короткого замыкания  будет меньше указанного значения. В этом случае выходной автоматический выключатель (2) отключится и входной автоматический выключатель (1) остается включенным.

 

 

Рисунок 3 - Виды селективности

 

3) Нет селективности: всегда отключатся оба автоматических выключателя, выходной (2) и входной (1).

4) Нельзя произвести оценку: рассматриваемая пара не была найдена в таблице селективности; селективность нужно оценивать только путем сравнения характеристик отключения, как указано выше.

Каскадирование защитных компонентов

Под каскадированием защитных компонентов подразумевают их расстановку с точки зрения воздействия токов короткого замыкания. Приблизительно мы все в общих чертах понимаем принцип правильной расстановки защитных компонентов таким образом, чтобы ток короткого замыкания был прерван раньше, чем наступит повреждение некоторого из них. Защитный компонент должен прервать такой сверхток, который ставил бы под угрозу защищаемую проводку. Однако, прервет ли защитный компонент любой ток? Конечно, это было бы идеальным. В действительности, это однако не так. Мы не занимались тем, что случится, когда сверхток слишком большой. В таком случае защитный компонент может не отключить сверхток, и наступит его разрушение. Это, конечно, нежелательно. Чтобы такая ситуация не наступила, необходимо производить соответствующие контроли и проверки. С одной стороны проверяется, какой максимальный ток вообще способен выдержать защитные компоненты. С другой стороны проектировщик рассчитывает, каким большим может быть максимальный сверхток (т. е., как правило, ток короткого замыкания) в месте расположения защитного компонента. В первом случае речь идет о вопросе конструкции защитного компонента, во втором случае речь идет об исполнении и конфигурации цепей, в которых защитные компоненты установлены.

Здесь однако еще следующая возможность. Хотя более удаленный защитный компонент не выдерживает предполагаемый ток короткого замыкания в месте короткого замыкания, однако защитный компонент, расположенный вверх по течению, ограничивает ток короткого замыкания. Ограничение состоит в том, что прерывание тока короткого замыкания произойдет раньше, чем первая полуволна ожидаемого тока короткого замыкания (т. е. тока, который проходил бы цепью, если бы в ней не находился защитный компонент) достигнет своего максимума. Это показано на рисунке 4, где указана форма волны ожидаемого тока короткого замыкания i_k во времени и форма волны ограниченного тока i_o во времени.

 

Рисунок 4 - Изменение ограничения ожидаемого тока короткого замыкания i_k

 

Максимальное значение этого ограниченного тока короткого замыкания I_o зависит от размера ожидаемого тока короткого замыкания i_k. Хотя ток короткого замыкания ограничен защитным компонентом в течение первой полуволны, то этот ограниченный ток тем больше, чем более быстрым является увеличение тока короткого замыкания, и поэтому и ограниченный ток короткого замыкания Io тем больше, чем больше предполагаемый ток короткого замыкания (продолжительность одной полуволны всегда равна 10 мс). Предполагаемый ток короткого замыкания, однако, не описывается изменением своего мгновенного значения, а своим эффективным значением, а именно в установившемся состоянии.

В графической зависимости максимального значения ограниченного тока Io от предполагаемого тока короткого замыкания I_k этот ток короткого замыкания обозначается, как правило, Ip (индекс p можем запомнить как обозначение тока повреждения).

Чтобы защитный компонент, установленный после компонента, ограничивающего ток короткого замыкания, подошел для данного ограниченного тока короткого замыкания, максимальное значение тока короткого замыкания, которое этот второй компонент выдержит, должно быть выше максимального значения ограниченного тока короткого замыкания Io.

Этим вторым защитным компонентом бывает, как правило, автоматический выключатель. У автоматических выключателей приводятся значения тока короткого замыкания, которые этот автоматический выключатель способен отключить. Это так называемые отключающие способности короткого замыкания автоматического выключателя (а именно предельная Icu или рабочая Ics). И именно эти значения необходимо сравнивать со значением ограниченного тока короткого замыкания Io.

Лекция 15. Компенсация реактивной мощности

 

Содержание лекции:

- рассмотрение вопросов компенсации реактивной мощности.

 Цель лекции:     

- ознакомление с различными видами компенсации и методами ее снижения.

 

Электрическое оборудование как электрические двигатели, трансформаторы, дроссели люминесцентных ламп и многие другие потребляют из сети не только активную энергию, но так же и реактивную энергию, которая необходима для обеспечения их правильной функции. Проблемой является то, что распределительная сеть нагружается суммой обеих этих энергий. Чтобы снизить реактивную энергию, передаваемую системой, к электроприемнику или вблизи него подключается компенсационный конденсатор, который поставляет реактивную энергию прямо электроприемнику, и этим он снижает количество реактивной энергии, передаваемой в сети. Качество компенсации реактивной энергия описывается коэффициентом мощности cos φ, это соотношение активной мощности P и реактивной мощности S. При определенном упрощении верно соотношение:

 

                                                                                                  (1)

 

Реактивная мощность состоит из составляющей активной и  реактивной мощности:                           

                                                                                              (2)

 

где  - коэффициент мощности (косинус угла фазного сдвига между напряжением и током – для 50 Гц);

       P - активная мощность, Вт;

       S - реактивная мощность, ВА;

      Q - реактивная мощность, Вар.

 

Идеальным состоянием является ситуация с коэффициентом мощности как можно ближе единице.

Если коэффициент мощности слишком низкий, то потребителя  штрафуют за потребление реактивной энергии.

Соответственно все оборудование питания сети, передачи и распределения энергии должны быть рассчитаны на большие нагрузки. Кроме того, в результате больших нагрузок срок эксплуатации этого оборудования может соответственно снизиться.

Дальнейшим фактором повышения затрат является возникающая из-за повышенного значения общего тока теплоотдача в кабелях и других распределительных устройствах, в трансформаторах и генераторах.

Таким образом, наличие реактивной мощности является паразитным фактором, неблагоприятным для сети в целом. В результате этого: возникают дополнительные потери в проводниках вследствие увеличения тока; снижается пропускная способность распределительной сети; отклоняется напряжение сети от номинала (падение напряжения из-за увеличения реактивной составляющей тока питающей сети).

Все сказанное выше является основной причиной того, что предприятия электроснабжения требуют от потребителей снижения доли реактивной мощности в сети.

Согласно объему и стабильности потребления используются различные виды компенсации: индивидуальная, групповая и центральная.

Индивидуальная или постоянная компенсация, при которой индуктивная реактивная мощность компенсируется непосредственно в месте её возникновения, что ведет к разгрузке подводящих проводов (для отдельных, работающих в продолжительном режиме потребителей с постоянной или относительно большой мощностью - асинхронные двигатели, трансформаторы, сварочные аппараты, разрядные лампы и т.д.), т.е. у индивидуальной компенсации конденсатор включается прямо с электрооборудованием (см.рисунок 1, а).

 

 

Рисунок 1 - Индивидуальная компенсация

 

Групповая компенсация, в которой аналогично индивидуальной компенсации для нескольких одновременно работающих индуктивных потребителей подключается общий постоянный конденсатор (для находящихся вблизи друг от друга электродвигателей, групп разрядных ламп). Здесь также разгружается подводящая линия, но только до распределения на отдельных потребителей (см.рисунок 2).

 

 

Рисунок 2 - Групповая компенсация

 

Централизованная компенсация (см. рисунок 3), при которой определенное число конденсаторов подключается к главному или групповому распределительному шкафу. Такую компенсацию применяют, обычно, в больших электрических системах с переменной нагрузкой. Управление такой конденсаторной установкой выполняет электронный регулятор - контроллер, который постоянно анализирует потребление реактивной мощности от сети. Такие регуляторы включают или отключают конденсаторы, с помощью которых компенсируется мгновенная реактивная мощность общей нагрузки и, таким образом, уменьшается суммарная мощность, потребляемая от сети. Групповая и центральная компенсация пригодны для более крупномасштабных электрических систем с переменной нагрузкой. Здесь уже коммутацией конденсаторов управляют с помощью автоматического регулятора, который обеспечивает достижение требуемого коэффициента мощности. Во всех указанных случаях, однако, верно, что компенсация в любой точке сети влияет на всю систему.

 

Рисунок 3 - Централизованная компенсация

 

Установка компенсации реактивной мощности состоит из определенного числа конденсаторных ветвей, которые в своём построении и ступенях подбираются, исходя из особенностей каждой конкретной электросети и её потребителей реактивной мощности.

Больше других распространены ветви в 5 кВАр, 7,5 кВАр, 10 кВАр 12,5 кВАр, 20 кВАр, 25 кВАр, 30 кВАр, 50 кВАр. Более крупные ступени включения, например, в 100 кВАр или ещё больше, достигаются соединением нескольких малых ветвей. Таким образом, снижается нагрузка на сеть, создаваемая токами включения, и, следовательно, уменьшаются образующиеся от этого помехи (например, импульсы тока). Если в напряжении электросети содержится большая доля высших гармоник, то конденсаторы обычно защищают дросселями (реакторами фильтрующего контура).

На рисунке 4 справа показана упрощенная схема параллельного подключения компенсационного конденсатора. При том происходит изменение фазора тока, и именно из величины I΄ до величины I_K .

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 4 - Сеть переменного тока с параллельным конденсатором

Общий ток проводки после компенсации изменится до I_K = I΄+IC .

С конденсатором C получим компенсационную мощность:

 

                                                                                                      (3)

 

где   - мощность конденсатора, Вар;

       I  - эффективное значение тока, A;

       - угловая частота;

       C - емкость конденсатора, F.

В трехфазных сетях используется практически исключительно соединение конденсатора в треугольник (CD). Использование конденсаторов при соединении в звезду, возможно только для однофазного электрооборудования. После присоединения конденсатора можно определить протекающий через него ток, и использовать его для выбора конденсаторных контакторов.  Требуемый коэффициент мощности достигается путем выбора соответствующего конденсатора. Доказуемо, что снижение потерь при передаче электрической энергии очень выгодное мероприятие, потому что остальные способы, как увеличение сечений, повышение номинального напряжения и другие, не являются экономичными и технически очень трудно реализуемые. Путем расчетов можно также проверить тот факт, что в некоторых случаях даже можно понизить сечения использованной проводки.

Правильная компенсация реактивной мощности позволяет: снизить общие расходы на электроэнергию; уменьшить нагрузку элементов распределительной сети (подводящих линий, трансформаторов и распределительных устройств), тем самым продлевая их срок службы; снизить тепловые потери тока и расходы на электроэнергию; снизить влияние высших гармоник; подавить сетевые помехи, снизить несимметрию фаз; добиться большей надежности и экономичности распределительных сетей.

Кроме того, в существующих сетях: исключить генерацию реактивной энергии в сеть в часы минимальной нагрузки; снизить расходы на ремонт и обновление парка электрооборудования; увеличить пропускную способность системы электроснабжения потребителя, что позволит подключить дополнительные нагрузки без увеличения стоимости сетей; обеспечить получение информации о параметрах и состоянии сети, а во вновь создаваемых сетях - уменьшить мощность подстанций и сечения кабельных линий, что снизит их стоимость.

Компенсация реактивной мощности – важное и необходимое условие экономичного и надежного функционирования системы электроснабжения предприятия. Эту функцию выполняют устройства компенсации реактивной мощности КРМ-0,4 (УКМ-58) - конденсаторные установки, основными элементами которых являются конденсаторы.

 

Лекция 16. Характеристики защитных приборов

 

Содержание лекции:

- рассмотрение основных характеристик защитных приборов.

 Цель лекции:     

- умение выбирать защитные приборы по их основным характеристикам.

 

Основные характеристики быстродействующих предохранителей - времятоковая характеристика и  разрывные токовые характеристики.

В справочных материалах приводятся защитные (токовременные) характеристики плавких вставок предохранителей, представляющие собой зависимости полного времени перегорания плавкой вставки от проходящего по ней тока. Одним из недостатков предохранителей является нестабильность защитной характеристики из-за старения плавкой вставки. Время срабатывания предохранителя может отличаться от приводимого в справочной литературе на ± 50%.

Основное электроэнергетическое оборудование (линии, трансформаторы и др.) обладает нагрузочной способностью, т. е. способностью выдерживать перегрузки. На рисунке 1 приведена кривая нагрузочной способности силового масляного трансформатора (характеристика1). Идеальный предохранитель должен иметь характеристику, всюду отстоящую на один и тот же отрезок времени ∆t и проходящую ниже кривой 1 (характеристика 2). Это означает, что при появлении недопустимой перегрузки плавкая вставка должна перегореть раньше, чем трансформатор получит термическое повреждение. Выполнить такое требование сложно из-за неидеальности характеристик предохранителя, т. е. несоответствия их нагрузочной способности трансформатора. На рисунке 1 приведена также характеристика реального предохранителя (кривая 3), пересекающаяся с кривой 1 в точке С. Прямая СД, проходящая через эту точку, делит плоскость на две зоны, А и В. В зоне А предохранитель защищает трансформатор; в зоне В предохранитель не защищает трансформатор.

 

Рисунок 1- Защитные характеристики предохранителя

 

Для селективного действия последовательно установленных вставок высокого напряжения типа ПК необходимо, чтобы их номинальные токи различались не менее чем на одну ступень шкалы.

При проверке селективности вставок по их защитным характеристикам в сети напряжением выше 1000 В следует иметь в виду, что их разброс регламентируется следующим образом: для любого времени отключения отклонения в величине тока не должны превосходить ±20%. Построение расчетных характеристик для таких предохранителей показано на рисунке 2.

Рисунок 2 - Построение расчетных характеристик предохранителей на напряжение выше 1000В

 

На рисунке 3 показаны защитные характеристики предохранителей. Плавкие предохранители, выбранные по пусковым условиям и обладающие крутопадающей защитной характеристикой, не обеспечивают защиту от перегрузок. Кроме того, перегорание предохранителя в одной фазе приводит к ненормальному режиму работы электродвигателя, пуск которого в этом случае приводит к сгоранию обмоток, если он не будет автоматически отключен.

 

Рисунок 3 - Защитные характеристики предохранителей ПН2 (сплошные линии) и НПН (штриховые линии)

 

Разрывные токовые характеристики. Семейства разрывных характеристик наглядно демонстрируют важнейшее фундаментальное свойство плавких предохранителей —ограничение тока короткого замыкания в цепи. В процессе срабатывания предохранитель является нелинейным элементом, не подчиняющимся закону Ома, поскольку изменяются физические условия протекания тока. Типичные разрывные характеристики предохранителей с различным номинальным током приведены на рисунке 4.

Здесь видно, что ожидаемый ток КЗ в 40 кА будет ограничен величиной всего 4 кА при использовании предохранителя на номинальный ток 100 А.

Автоматические выключатели могут иметь следующие защитные характеристики (см. рисунок 5):

зависимую от тока характеристику времени срабатывания (тепловой расцепитель) (кривая 1);

независимую от тока характеристику времени срабатывания (электромагнитный расцепитель) (кривая 2);

ограниченно - зависимую от тока двухступенчатую характеристику времени срабатывания (комбинированный расцепитель) без выдержки времени (кривая 3) или с выдержкой времени (кривая 4). Эти АВ называют селективными.

 

Рисунок 4 - Разрывные характеристики предохранителей одного типа с различным номинальным током

 

Селективные АВ могут иметь и трехступенчатую защитную характеристику (кривая 5); зона мгновенного срабатывания предназначена для уменьшения длительности воздействия токов при близких КЗ.

 

 

Рисунок 5 - Защитные характеристики автоматических выключателей

 

Продолжая говорить о назначении и технических характеристиках электрических автоматов (защитных автоматических выключателях), отметим, что марка электрического автомата состоит из латинской буквы, которая обозначает скорость срабатывания электрического автомата и числа – силе тока отсечки.

В-характеристика применяется там, где нужно защитить линии с малыми токами КЗ или пусковыми токами (длинные линии, генераторы, активная нагрузка, в быту: освещение, розетки и т.п.).

С-характеристика применяется там, где есть повышенные пусковые токи (двигатели, трансформаторы), защита кабельных линий.

D-характеристика применяется для линий с большими токами КЗ, в цепи двигателей с тяжёлым пуском (очень большие пусковые токи), защита кабельных линий, трансформаторы.

К-характеристика для защиты кабелей и оборудования, нечто промежуточное между C и D характеристиками.

А,Z- характеристика предназначена для защиты полупроводниковых компонентов, электронного оборудования, цепей трансформаторов напряжений.

Времятоковые характеристики выключателей приведены на рисунке 6.

 

а - защитная характеристика; по ГОСТ Р 50345- 92;    б - защитная  характеристика по ГОСТ Р 50030.2- 94.

Рисунок 6 - Времятоковые характеристики выключателей

 при контрольной температуре 30°С  

 

          Защитные характеристики выключателей при контрольной температуре 30°С соответствуют требованиям ГОСТ и приведены в таблице 1 в  зависимости от  их исполнения.

 

Таблица 1 - Защитные характеристики выключателей при контрольной температуре 30°С

Стандарт	Тип	Тепловой расцепитель			Электромагнитный расцепитель
		не расцепляет	расцепляет	время	не расцепляет	расцепляет	время
ГОСТ Р 50345 IEC 898–87	В	1,13Iном	-	>1 ч	3Iном	-	³  0,1 с
		-	1,45Iном	< 1 ч	-	5Iном	< 0,1 с
	С	1,13Iном	-	>1 ч	5Iном		³  0,1 с
		-	1,45Iном	< 1 ч	-	10Iном	< 0,1 с
	В	2,55Iном	-	>1 ч		-	-
	С	-	2,55Iном	< 60 с
ГОСТ Р 50030.2 IEC 947-2–89	G	1,05Iном	-	>1 ч	6,8Iном		³  0,1 с
		-	1,3Iном	< 1 ч	-	10,2Iном	< 0,1 с
	L	1,05Iном	-	>1 ч	3,6Iном	-	³  0,1 с
		-	1,3Iном	< 1 ч	-	5,4Iном	< 0,1 с
Примечание. Токи срабатывания электромагнитных расцепителей в цепи постоянного тока составляют 1,5 значений, указанных в таблице.

Список литературы

 

1. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для студентов высших учебных заведений /Б.И. Кудрин. – М.: Интермет Инжиниринг, 2005. – 672 с.

2. Гужов Н. П., Ольховский В. Я., Павлюченко Д. А. Системы электроснабжения. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2008.

3. Норинков И.П. Автоматизированное проектирование.- М.: Энергетик, 2002.

4. Киреева Э.А. и др. Электроснабжение цехов промышленных предприятий. – М.: НТФ Энергопрогресс, Энергетик, 2003. – 120 с.

5. Чунихин А. А. Электрические аппараты. Общий курс. Учебник для вузов. - М.: Энергия, 1975.- 648 с.

6. Правила устройства электроустановок республики Казахстан. Союз инженеров-энергетиков. - Астана, 2010.

7. Электрические аппараты. Справочник Автор: Алиев И. И., Абрамов М. Б. Издательство: РадиоСофт, 2004.

8. Киреева Э.А. Справочные материалы по электрооборудованию (цеховые электрические сети, электрические сети жилых и общественных зданий), 2004.

9. Шеховцов В.П. Справочное пособие по электрооборудованию и электроснабжению. - М.: Форум: Инфра-М, 2006.

10. Маньков В.Д. Основы проектирования систем электроснабжения. Справочное пособие. - СПб: НОУ ДПО "УМИТЦ "Электро Сервис", 2010.

11. Анастасиев П.И., Бранзбург Е.З., Коляда А.В. Проектирование кабельных сетей и проводок. Под общ. ред. Хромченко Г. Е. - М.: "Энергия", 1980.

12. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. /Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. –  М.: Энергоатомиздат, 1991. – 464 с.

13. Справочная книга электрика./ Под ред. В.И. Григорьева.- М.: Колос, 2004.

14. Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов: Учебное пособие для сред. проф. образования. – М., 2001. – 320 с.

14. РД 153-34.0-20.527-98 Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования, Москва, «Издательство НЦ ЭНАС», 2002.

15. IEC 60364-5-523 Электрическое оборудование. Часть 5: Выбор и построение электрического оборудования. Глава 52: Выбор систем и конструкция проводки. Раздел 523: Допустимые токи.

16. xSpider версия 2.8, Справочное руководство.  Ing. Petr Slavata, Doc. Ing. Jiří Rez, CSc., Ing. Michal Kříž, Ing. František Štěpán, 2010.

 

Свод. план 2011 г., поз. 327