Тема: Основное электрооборудование электростанций, подстанций и сетей

2.1 Технические характеристики и конструкциигенераторов

Для выработки электроэнергии на электростанциях применяют синх­ронные генераторы трехфазного переменного тока. Различают турбоге­нераторы (первичный двигатель — паровая или газовая турбина) и гидрогенераторы (первичный двигатель — гидротурбина).

Для синхронных электрических машин в установившемся режиме ра­боты имеется строгое соответствие между частотой вращения агрегата n, об/мин, и частотой сети f, Гц:

n = 60f/р, (2.1)

гдер—число пар полюсов обмотки статора генератора.

Паровые и газовые турбины выпускают на большие частоты вращения (3000 и 1500 об/мин), так как при этом турбоагрегаты имеют наилучшие Технико-экономические показатели. На тепловых электростанциях (ГЭС), сжигающих обычное топливо, частота вращения агрегатов, как правило, cоставляет 3000 об/мин, а синхронные турбогенераторы имеют два полюса. На АЭС применяют агрегаты с частотой вращения 1500 и 3000 об/мин.

Быстроходность турбогенератора определяет особенности его конструкции. Эти генераторы выполняются с горизонтальным валом. Ротор турбогенератора, работающий при больших механических и тепловых нагрузках, изготовляется из цельной поковки специальной стали (хромоникелевой или хромоникельмолибденовой), обладающей высокими магнитны­ми и механическими свойствами.

Ротор выполняется неявнополюсным. Вследствие значительной частоты вращения диаметр ротора ограничивается по соображениям механи­ческой прочности 1,1 —1,2 мпри 3000 об/мин. Длина бочки ротора также имеет предельное значение, равное 6-6,5 м. Определяется оно из условий допустимого статического прогиба вала и получения приемлемых вибрационных характеристик.

В активной части ротора, по которой проходит основной магнитный поток, фрезеруются пазы, заполняемые катушками обмотки возбуждения. В пазовой части обмотки закрепляются немагнитными легкими но прочными клиньями из дюралюминия. Лобовая часть обмотки не лежащая в пазах, предохраняется от смещения под действием центробежных сил спомощью бандажа. Бандажи являются наиболее напряженными в механическом отношении частями ротора и обычно выполняются из не­магнитной высокопрочной стали. По обеим сторонам ротора на его валу устанавливаются вентиляторы (чаще всего пропеллерного типа) обеспечи­вающие циркуляцию охлаждающего газа в машине.

Статор турбогенератора состоит из корпуса и сердечника. Корпус изго­товляется сварным, с торцов он закрывается щитами с уплотнениями в ме­стах стыка с другими частями. Сердечник статора набирается из изолированных листов электротехнической стали толщиной 0,5 мм. Листы набирают пакетами, между которыми оставляют вентиляционные каналы. В пазы, имеющиеся во внутренней расточке сердечника, укладывается трехфазная обмотка, обычно двухслойная.

Гидравлические турбины имеют обычно относительно малую частотувращения (60-600 об/мин). Частота вращения тем меньше, чем меньшенапор воды и чем больше мощность турбины. Гидрогенераторы поэтомуявляются тихоходными машинами и имеют большие размеры и массыа также большое число полюсов.

Гидрогенераторы выполняют с явнополюсными роторами и преимуще­ственно с вертикальным расположением вала. Диаметры роторов мощных гидрогенераторов достигают 14-16 м, а диаметры статоров - 20-22 м. В машинах с большим диаметром ротора сердечником служит обод, собираемый на спицах, которые крепятся на втулке ротора Полюсы как и обод, делают наборными из стальных листов и монтируют на ободе ротора с помощью Т-образных выступов. На полюсах помимо об­мотки возбуждения размещается еще так называемая демпферная обмотка, которая образуется из медных стержней, закладываемых в пазы на полюсных наконечниках и замыкаемых с торцов ротора кольцами. Эта об­мотка предназначена для успокоения колебаний ротора агрегата, которые возникают при всяком возмущении, связанном с резким изменением на­грузки генератора.

В турбогенераторах роль успокоительной обмотки выполняют массив­ная бочка ротора и металлические клинья, закрывающие обмотку возбуж­дения в пазах.

Статор гидрогенератора имеет принципиально такую же конструкцию, как и статор турбогенератора, но в отличие от последнего выполняется разъемным. Он делится по окружности на две - шесть равных частей, что значительно облегчает его транспортировку и монтаж.

В последние годы начинают находить применение так называемые капсульные гидрогенераторы, имеющие горизонтальный вал. Такие генера­торы заключаются в водонепроницаемую оболочку (капсулу), которая с внешней стороны обтекается потоком воды, проходящим через турбину. Капсульные генераторы изготовляют на мощность несколько десятков мегавольт-ампер. Это сравнительно тихоходные генераторы (n=60150 об/мин) с явнополюсным ротором.

Среди других типов синхронных генераторов, применяемых на электро­станциях, надо отметить так называемые дизель-генераторы, соединяемые с дизельным двигателем внутреннего сгорания. Это явнополюсные ма­шины с горизонтальным валом. Дизель как поршневая машина имеет неравномерный крутящий момент, поэтому дизель-генератор снабжается ма­ховиком или его ротор выполняется с повышенным маховым моментом.

Номинальные параметры генераторов.Завод-изготовитель предназна­чает генератор для определенного длительно допустимого режима работы, который называют номинальным. Этот режим работы характеризует­ся параметрами, которые носят название номинальных данных генератора и указываются на его табличке, а также в паспорте машины.

Номинальное напряжение генератора- это линейное (междуфазное) напряжение обмотки статора в номинальном режиме .

Номинальным током статора генератора называется то значе­ние тока, при котором допускается длительная нормальная работа генера­тора при нормальных параметрах охлаждения (температура, давление и расход охлаждающего газа и жидкости) и номинальных значениях мощ­ности и напряжения, указанных в паспорте генератора.

Номинальная полная мощность генератора определяется по следующей формуле, кВ·А:

S_ном=U_номI_ном(2.2)

Номинальная активная мощность генератора — это наибольшая активная мощность, для длительной работы с которой он предназначен в комплекте с турбиной.

Номинальная активная мощность генератора определяется следующим выражением:

P_ном= S_ном· cos φ_ном(2.3)

Номинальный ток ротора -это наибольший ток возбуждения генератора, при котором обеспечивается отдача генератором его номи­нальной мощности при отклонении напряжения статора в пределах ± 5 % номинального значения и при номинальном коэффициенте мощности.

Номинальный коэффициент мощности согласно ГОСТ принимается равным 0,8 для генераторов мощностью до 125 MB-А, 0,85 для турбогенераторов мощностью до 588 MB-А и гидрогенераторов до 360 MB • А, 0,9 для более мощных машин. Для капсульных гидрогенерато­ров обычно

cos φ_ном≈ 1

Каждый генератор характеризуется также КПД при номинальной на­грузке и номинальном коэффициенте мощности. Для современных генера­торов номинальный коэффициент полезного действия колеблется в преде­лах 96,3-98,8%.

2.2 СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫИ АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ

1.1 Назначение и устройство трансформаторов

Силовые трансформаторы и автотрансформаторы от­носятся к основному электрическому оборудованию элек­тростанций. Они предназначены для преобразования элек­троэнергии переменного тока одного напряжения в другое. В блоках с генераторами включаются повышающие транс­форматорыТ1(рис.1), для питания потребителей с. н. предусмотрена установка понижающих трансформаторов с расщепленной обмоткой низкого напряженияТ2и двухобмоточныхТЗ.

Рис.1. Упрощенная схема энергоблока генератор-трансформатор

По количеству фаз различаются однофазные и трехфаз­ные трансформаторы. Наибольшее распространение полу­чили трехфазные трансформаторы, так как потери в них на 12—15% ниже, а расход активных материалов и стои­мость на 20—25% меньше, чем в группе из трех одно­фазных трансформаторов такой же суммарной мощности.

Трехфазные трансформаторы на напряжение 220 кВ изготавливаются мощностью до 630 МВ∙А, на 330 кВ — 1250 МВ∙А, на 500 кВ — 1000 МВ∙А. Предельная единич­ная мощность трансформаторов ограничивается условиями транспортировки, массой, размерами.

Однофазные трансформаторы применяются только в тех случаях, когда невозможно изготовление трехфазных

трансформаторов необходимой мощ­ности или затруднена их транспор­тировка.

В установках 110 кВ и выше ши­роко применяются автотрансформа­торы. Особенности их конструкции и работы рассмотрены в п. 1.4.

Основными частями трансформа­тора являются магнитопровод6 собмотками высокого и низкого на­пряжения 7 (рис. 2). Магнитопро­вод набирают из отдельных листов холоднокатаной стали ЭЗЗО, ЭЗЗОА, изолированных друг от друга для уменьшения потерь в стали. В магнитопроводе проходит основной магнитный поток, благодаря которому энергия первичной обмотки электромагнитным путем передается во вторичную обмотку.

Рис.2. Конструктивная схема трансформатора с естественным масля­ным охлаждением

Обмотки выполняются из электротехнической меди или алюминия круглого или прямоугольного сечения. Количество витков в первичной и вторичной обмотках зависит от значений напряжения. Витки обмотки изолируются друг от друга кабельной бу­магой, от магнитопровода — маслом и цилиндрами из элек­трокартона. Обмотки высокого напряжения (ВН) от об­моток низкого напряжения (НН) изолируются маслом и электрокартоном. Концы выведены из бака 5 через фар­форовые маслонаполненные изоляторы3и4,расположен­ные на крышке бака. Магнитопровод с обмотками поме­щается в бак, заполненный изолирующим маслом9.Масло служит для изоляции обмоток от стенок бака и их охлаж­дения. Охлаждение самого масла происходит при естественной циркуляции его в баке и радиаторных трубах8.Бак полностью заливается маслом, а для компенсации из­менения объема при нагреве или охлаждении предусмот­рен расширитель1,соединенный с баком трубопроводом. Расширитель трансформатора представляет собой ци­линдрический сосуд, соединенный с баком трубопроводом и служащий для уменьшения площади соприкосновения масла с воздухом. Бак трансформатора полностью залит маслом, изменение объема масла при нагреве и охлажде­нии приводит к колебанию уровня масла в расширителе; при этом воздух вытесняется из расширителя или всасы­вается в него. Масло очень гигроскопично, и если расши­ритель непосредственно связан с атмосферой, то влага из воздуха поступает в масло, резко снижая его изоляцион­ные свойства. Для предотвращения этого расширитель связан с окружающей средой через силикагелевый воздухоосушитель. Силикагель поглощает влагу из всасываемо­го воздуха. При резких колебаниях нагрузки силикагеле­вый фильтр полностью не осушает воздух, поэтому посте­пенно влажность воздуха в расширителе повышается. Для предотвращения этого применяются герметичные баки с подушкой из инертного газа или свободное пространство в расширителе заполняется инертным газом (азотом), по­ступающим из специальных емкостей. Возможно примене­ние специальной пленки-мембраны на границе масло — воздух. Осушение воздуха в расширителе можно осуще­ствить термовымораживателями. К баку трансформатора крепится термосифонный фильтр, заполненный силикагелем или другим веществом, поглощающим продукты окис­ления масла. При циркуляции масла через фильтр проис­ходит непрерывная регенерация его.

Для контроля за работой трансформатора предусмат­риваются контрольно-измерительные и защитные устрой­ства. К контрольным устройствам относятся маслоуказатель и термометры. Маслоуказатель устанавливается на расширителе, термометр — на крышке бака. К защитным устройствам относятся реле низкого уровня масла и газо­вое реле11.Последнее реагирует на повреждения внутри бака трансформатора, связанные с выделением газа .

При КЗ внутри трансформатора резко повышается дав­ление внутри бака вследствие разложения масла. Во избе­жание повреждения бака предусмотрена предохрани­тельная труба2,установленная на крышке трансформа­тора. Наружный конец трубы закрыт мембраной. При внезапном повышении давления в баке масло поднимается по трубе, мембрана разрушается и часть масла выбрасы­вается наружу. Чтобы избежать распространения пожара при сливе масла из бака, под трансформаторами на от­крытых распределительных устройствах предусматривает­ся гравийная подсыпка, ограниченная бортовыми бетонны­ми ограждениями. Если трансформаторы мощностью 60 MB·А и более расположены на расстоянии в свету ме­нее 15 м, то между ними предусматриваются несгораемые перегородки.

Для тушения пожара в трансформаторах предусматри­ваются автоматические системы пожаротушения.

Тележка10с катками служит для перемещения транс­форматора.

Каждый трансформатор имеет условное буквенное обо­значение, которое содержит следующие данные в том по­рядке, как указано ниже: число фаз (для однофазных — О, для трехфазных — Т); вид охлаждения (п. 1.2);

число обмоток, если оно больше двух (трехобмоточный —Т, с расщепленными обмотками НН — Р);

выполнение одной из обмоток с регулированием напря­жения под нагрузкой — Н. За буквенным обозначением указываются: номинальная мощность, кВ·А; класс напря­жения обмоток ВН (и СН), кВ; год разработки; клима­тическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15510-70* и ГОСТ 15547-78.

Например, ТДН-16000/110-80У1 — трехфазный транс­форматор с системой охлаждения Д, с регулированием на­пряжения под нагрузкой, номинальной мощностью 16000 кВ·А, напряжением ВН 110 кВ, разработка 1980г., климатическое исполнение У (умеренный климат), катего­рия размещения 1 — на открытом воздухе.

1.2 Системы охлаждения трансформаторов

При работе трансформатора происходит нагрев обмо­ток и магнитопровода за счет потерь энергии в них. Пре­дельный нагрев частей трансформатора ограничивается изоляцией, срок службы которой зависит от температуры нагрева. Чем больше мощность трансформатора, тем ин­тенсивней должна быть система охлаждения. Ниже при­водится описание систем охлаждения трансформаторов.

Естественное воздушное охлаждениетрансформаторов осуществляется путем естественной конвекции воздуха и частично лучеиспускания в воздухе. Такие трансформато­ры получили название сухих. Условно принято обозначать естественное воздушное охлаждение при открытом испол­нении — С; при защищенном исполнении — СЗ, при герме­тизированном исполнении — СГ.

Допустимое превышение температуры обмотки сухого трансформатора над температурой охлаждающей среды зависит от класса нагревостойкости изоляции и должно быть не больше 60°С (класс А); 75°С (класс Е); 80°C (класс В); 100°С (класс С); 125 °С (класс Н).

Данная система охлаждения малоэффективна, поэтому применяется для трансформаторов мощностью до 1600 кВ·А при напряжении до 15 кВ.

Естественное масляное охлаждение(М) выполняется для трансформаторов мощностью до 16000 кВ·А включи­тельно (рис.2). В таких трансформаторах тепло, выделенное в обмотках и магнитопроводе, передается окружающему маслу, которое, циркулируя по баку и радиа­торным трубам, передает его окружающему воздуху. При номинальной нагрузке трансформатора температура масла в верхних, наиболее нагретых слоях не должна превышать +95 °С .

Масляное охлаждение с дутьем и естественной цирку­ляциеймасла(Д) применяется для более мощных транс­форматоров. В навесных охладителях из радиаторных труб9помещаются вентиляторы11(рис.3). Термоси­фонный фильтр2,заполненный силикагелем, служит для поглощения продуктов окисления масла. При циркуляции масла через фильтр происходит непрерывная регенерация его. Вентилятор засасывает воздух снизу и обдувает на­гретую верхнюю часть труб. Пуск и останов вентиляторов могут осуществляться автоматически в зависимости от на­грузки и температуры нагрева масла. Трансформаторы с таким охлаждением могут работать при полностью отклю­ченном дутье, если нагрузка не превышает 100% номи­нальной, а температура верхних слоев масла не более +55 °С, а также при минусовых температурах окружающе­го воздуха и температуре масла не выше +45°C, неза­висимо от нагрузки . Максимально допустимая тем­пература масла в верхних слоях при работе с нормальной нагрузкой +95 °С.

Форсированный обдув радиаторных труб улучшает условия охлаждения масла, а следовательно, обмоток и магнитопровода трансформатора, что позволяет изготав­ливать такие трансформаторы до 100000 кВ·А.

Масляное охлаждение с дутьем и принудительной цир­куляцией масла (ДЦ) применяется для трансформаторов мощностью 63000 кВ·А и более.

Рис. 3. Трансформатор трехфазный типа ТРДН-32 000/110-76У1 с дутьевым охлаждением и расщепленной обмоткой НН: 1 — бак;2— термосифонный фильтр;3 —ввод НН;4 —ввод ВН; 5 —ввод ВН нулевой;6 —труба предохранительная;7— расширитель;8 —маслоуказатель стрелочный;9 —радиатор;10 —привод механизма РПН;11— вентилятор

Охладители3состоят из системы тонких ребристых трубок, обдуваемых снаружи вентилято­рами4.Электронасосы 2, встроенные в маслопроводы, со­здают непрерывную принудительную цир­куляцию масла че­рез охладители(рис.4).

Рис.4. Схема охлади­теля системы ДЦ:

1 — бак трансформатора; 2 — электронасос;3 —охла­дитель;4—вентиляторы;

5 — адсорбный фильтр

Адсорбный фильтр 5 служит для регенерации мас­ла. Благодаря большой скорости циркуляции масла, развитой поверхности охлаждения и интенсивному дутью охладители обладают большой теплоотдачей и компактно­стью. Переход к такой системе охлаждения значительно уменьшает габариты трансформаторов. Охладители могут устанавливаться вместе с трансформатором на одном фун­даменте или на отдельных фундаментах рядом с баком трансформатора. В трансформаторах с системой охлаж­дения ДЦ максимально допустимая температура масла +75 °С.

Масляно-водяное охлаждение с принудительной цирку­ляцией масла(Ц) принципиально устроено так же, как и система ДЦ, но в отличие от последнего охладители со­стоят из трубок, по которым циркулирует вода, а между трубками движется масло. Температура масла на входе в маслоохладитель не должна превышать +70 °С.

Чтобы предотвратить попадание воды в масляную си­стему трансформатора, давление масла в маслоохладите­лях должно превышать давление циркулирующей в них воды не менее чем на 0,02 МПа. Эта система охлаждения эффективна, но имеет сложное конструктивное выполне­ние и применяется на мощных трансформаторах (630 MB·А и более).

На трансформаторах с системами охлаждения ДЦ и Ц устройства принудительной циркуляции масла должны ав­томатически включаться одновременно с включением трансформатора и работать непрерывно независимо от его нагрузки. Число включаемых в работу охладителей опре­деляется нагрузкой трансформатора. Трансформаторы должны иметь сигнализацию о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или об остановке вентилятора. В настоящее время ведутся разработки новых конст­рукций трансформаторов с обмотками, охлаждаемыми до очень низких температур. Металл при низких температу­рах обладает сверхпроводимостью, что позволяет резко уменьшить сечение обмоток. Трансформаторы с исполь­зованием принципа сверхпроводимости будут иметь малую транспортную массу при мощности 1000 МВ·А и выше.

1.3 Параметры трансформаторов

Номинальной мощностью трансформатора называетсязначение полной мощности, на которую непрерывно можетбыть нагружен трансформатор в номинальных условияхместа установки и охлаждающей среды при номинальныхчастоте и напряжении.

Для трансформаторов общего назначения установленных на открытом воздухе и име­ющих естественное масляное охлаждение без обдува и с обдувом, за номинальные условия охлаждения принимают естественно меняющуюся температуру наружного воздуха (среднесуточная не более 30°С, среднегодовая не более 20 °С), а для трансформаторов с масляно-водяным охлаж­дением температура воды у входа в охладитель прини­мается не более 25 °С.

Трансформаторы, расположенные в камерах с естест­венной вентиляцией, при среднегодовой температуре до 20 °С могут непрерывно нагружаться на их номинальную мощность. При этом срок службы трансформатора не­сколько снижается из-за худших условий охлаждения.

Номинальные напряжения обмоток— это напряжения первичной и вторичной обмоток при холостом ходе транс­форматора. Для трехфазного трансформатора — его линей­ное (междуфазное) напряжение, для однофазного, пред­назначенного для включения в трехфазную группу, соеди­ненную в звезду, — это

Коэффициент трансформации трансформатора

(1.1)

где U_ном,вн — номинальное напряжение обмотки высокого напряжения; U_ном, нн — номинальное напряжение обмотки низкого напряжения;w₁,w₂— число витков обмоток ВН и НН.

Номинальными токамитрансформатора называются указанные в заводском паспорте значения токов в обмот­ках, при которых допускается длительная работа транс­форматора.

Номинальный ток любой обмотки трансформатора опре­деляют по ее номинальным мощности и напряжению:

(1.2)

где s_hom— номинальная мощность трансформатора (двухобмоточного), или соответствующей обмотки трехобмоточного трансформатора, или трансформатора с расщеплен­ной обмоткой.

Напряжение короткого замыканияu_кхарактеризует полное сопротивление обмоток трансформатора и зависит от взаимного расположения обмоток на магнитопроводе. Значениеи_копределяется из опыта КЗ и численно равно напряжению, при подведении которого к одной из обмоток трансформатора в другой обмотке, замкнутой накоротко, проходит номинальный ток. В каталогах приводится зна­чениеи_к,выраженное в процентах от U_ном.

Схемы и группы соединений обмотоктрехфазных двухобмоточных трансформаторов показаны на рис.5.

Рис.5. Схемы и группы соединений обмоток трехфазных двухобмоточных трансформаторов

Обмотки высокого напряжения 110 кВ и выше, как правило, соединяются в звезду, что позволяет облегчить изоляцию обмоток, так как она рассчитывается в этом случае на фазное напряжение.Соединение в звез­ду с выведенной нулевой точкой применяется в случае, когда нейтраль обмотки заземляется.

Обмотки низкого напряжения 0,69 кВ и выше соеди­няются в треугольник, что позволяет уменьшить сечение обмотки, так как она рассчитывается в этом случае на фазный ток.

Обмотки низкого напряжения 0,23 и 0,4 кВ соединяют­ся в звезду с выведенным нулем, что позволяет использо­вать междуфазное напряжение для присоединения элект­родвигателей, а фазное — для присоединения осветитель­ной нагрузки.

В условных обозначениях трансформаторов показывает­ся схема соединения обмоток, а числом — группа соеди­нения. Группа соединения определяет угловое смещение векторов междуфазных ЭДС обмоток НН и СН по отно­шению к векторам соответствующих ЭДС обмоток ВН и обозначается числом, которое будучи умноженным на 30°, дает угол смещения в градусах.

Блочные повышающие трансформаторы(Т1на рис.1) имеют схему соединения обмоток Y/Δ-11; трансформаторы собственных нужд отпаечные(Т2на рис.1) — Δ / Δ - Δ -0-0, а трансформаторы 6/0,4 кВ(ТЗна рис.1) — Y/Y-0.

При включении трансформаторов на параллельную ра­боту необходимо соблюдать тождественность схем и групп соединений.

1.4. Особенности конструкции и работы автотрансформаторов

В установках напряжением 110 кВ и более широко применяются автотрансформаторы.

Рассмотрим особенности работы и конструкции одно­фазного автотрансформатора (рис.6). Автотрансформа­тор имеет две электрически связанные обмотки:ОB—об­мотка высшего напряжения иОС— обмотка среднего на­пряжения. Обмотка низшего напряжения имеет обычную трансформаторную (электромагнитную) связь с обмотка­ми0ВиОС.Часть обмотки, заключенная между вывода­ми В и С, называется последовательной, а между С и О — общей. При работе в понижающем режиме в последовательной обмотке проходит ток I₁,который, создавая магнитный поток, наводит в общей обмотке ток I₀. Ток нагрузки вторичной цепи скла­дывается из тока I₁, проходящего благодаря электрической связи об­моток, и тока I_о, созданного маг­нитной связью этих же обмоток: I₂=I₁+I₀, откуда I₀= I₂—I₁.

Если пренебречь намагничивающим током и потерями, то мощность, забираемая из первичной сети, будет равна мощности, отдаваемой во вторичную сеть:

S_ном= I₁U₁=I₂U₂(1.3)

откуда

(1.4)

где k_вн-сн— коэффициент трансформации между высшим и средним напряжением.

Мощность последовательной обмотки определяется как

(1.5)

Мощность общей обмотки

(1.6)

Из 1.5 и 1.6 видно, что последовательная и общая об­мотки рассчитываются на одинаковую мощность, называ­емуюрасчетнойилитиповоймощностью автотрансформа­тора. Если обозначить

(1.7)

то

S_тип= k_выг∙S_ном, (1.8)

где k_выг— коэффициент выгодности автотрансформатора.

Типовая мощность — часть мощности в автотрансфор­маторе, которая передается электромагнитным путем. Раз­мер, масса, расход активных материалов определяются главным образом электромагнитной мощностью. Таким образом, автотрансформатор с номинальной мощностью s_homбудет иметь такие же размеры и массу, как транс­форматор мощностью k_выг∙S_ном. Чем меньше коэффициент выгодности, тем эффективнее применение автотрансфор­матора. Величина k_выгзависит от соотношенияU₁иU₂и изменяется в пределах от 0,667 (U₁=330 кВ,U₂== 110 кВ) до 0,34 (U₁=500 кВ, U₂= 330 кВ).

Рис. 7. Схемы и группы соединения трехфазных трехобмоточных ав­тотрансформаторов

Номинальная мощность обмотки низкого напряжения обычно выполняется равной типовой мощности:

S_ном,НН= S₃= U₃I₃= S_тип(1.9)

Все рассуждения, приведенные выше, действительны и для трехфазных автотрансформаторов. Схемы и группы соединения обмоток трехфазных трехобмоточных авто­трансформаторов приведены на рис. 7.

При применении автотрансформаторов в качестве по­вышающих к третичной обмотке с напряжениемU₃под­ключаются генераторы. В этом случае вся мощность гене­ратора электромагнитным путем передается в обмотки высшего и среднего напряжения. При блочном соединении генератора с автотрансформатором мощность последнего должна быть не менее

(1.10)

где S_Г— номинальная мощность генератора, работающего в блоке.

В данном случае мощность автотрансформатора бу­дет значительно больше мощности соответствующего трансформатора, поэтому расход активных материалов почти не уменьшается. Применение автотрансформаторов в блоках с генераторами позволяет не только выдать гене­раторную мощность в сеть ВН или СН, но и осуществить дополнительную передачу мощности из сети СН в сеть ВН. Допустимость различных комбинированных режимов передачи мощности в автотрансформаторе должна под­тверждаться соответствующим расчетом .

К особенностям конструкции автотрансформаторов сле­дует отнести необходимость глухого заземления нейтрали обмоток ВН и СН. Если при изолированной нейтрали про­изойдет замыкание одной из фаз сети ВН на землю, то потенциалы двух фаз обмотки СН повысятся до недопу­стимой величины, опасной для изоляции. Таким образом, автотрансформаторная связь возможна только между об­мотками, присоединенными к сети с глухозаземленными нейтралями 110 кВ и выше. Необходимость заземления нейтралей автотрансформаторов приводит к увеличению токов однофазного КЗ в этих сетях.

Несмотря на некоторые недостатки, автотрансформато­ры находят широкое применение, так как обладают сле­дующими преимуществами по сравнению с трехобмоточными трансформаторами: меньшим расходом активных и конструктивных материалов; меньшей потерей мощности; возможностью изготовления автотрансформаторов больших единичных мощностей.

1.5 Нагрузочная способность трансформаторов

Нагрузочная способность трансформаторов — это-сово­купность допустимых нагрузок и перегрузок.

Допустимая, нагрузка—это неограниченная во временидлительная нагрузка, при которой износ обмоток от нагрева не превосходит износ, соответствующий номиналь­ному режиму работы.

Перегрузка трансформатора—режим, вызывающийускоренный износ изоляции.Такой режим возникает, если нагрузка на данный трансформатор окажется больше его номинальной мощности или температура охлаждающей среды больше принятой расчетной +20 °С.

Перегрузки могут быть аварийными и систематиче­скими.

Аварийная перегрузкаразрешается в случаях, напри­мер, выхода из строя параллельно включенного трансфор­матора. Допустимая перегрузка определяется предельно допустимыми температурами обмотки +140°С и масла + 115°С. Согласно ГОСТ 11677—85 допускается крат­ковременная перегрузка сверх номинального тока (не­зависимо от длительности предшествующей нагрузки, тем­пературы охлаждающей среды и места установки) в сле­дующих пределах:

Масляные трансформаторы:

Перегрузка по току, %....................... 30 45 60 75 100

Длительность перегрузки, мин......... 120 80 45 20 10

Сухие трансформаторы:

Перегрузка по току, °/о...................... 20 30 40 50 60

Длительность перегрузки, мин......... 60 45 32 18 5

Для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц допускается длительная аварийная перегрузка на 40% на период не более 5 суток продолжительностью не более 6 ч в сутки, при условии, что нагрузка в доаварийном режиме не превышала 93% номинальной.

Трансформаторы с системой охлаждения ДЦ допускают работу с номинальной нагрузкой при отключении всех вен­тиляторов в течение 10 мин, при холостом ходе — 30 мин. Если по истечении указанного времени температура верх­них слоев не превысит 80 °С, то допускается дальнейшая работа, но не более 1 ч.

Систематическая перегрузка(максимально допустимая нагрузка) трансформаторов возможна за счет неравномер­ной нагрузки в течение суток. На рис.8 изображен су­точный график нагрузки, из которого видно, что в ночные, утренние и дневные часы трансформатор недогружен, а во время вечернего максимума от 18 до 22 ч перегружен.

Рис. 8. Суточный график нагрузки

При недогрузке износ изоляции мал, при перегрузке износ значительно усиливается. Величина максимально допустимой систематической нагруз­ки определяется с учетом наибольшей температуры обмотки +140°С, наиболь­шей температуры масла в верхних слоях +90°С из условия, что износ изоляции за время максимальной на­грузки и предшествующей недогрузки такой же, как при работе трансформатора при постоянной номиналь­ной нагрузке, когда темпе­ратура наиболее нагретой точки обмотки не превышает +98°С (ГОСТ 14209—85). По суточному графику, преобразованному в двухсту­пенчатый, определяют коэффициент начальной нагрузки К₁= S₁/S_ном, предшествующей максимальной нагрузке, и время максимальной нагрузкиh, ч. По значениямК₁,hи температуры охлаждающей среды с помощью таблиц, приведенных в ГОСТ 14209—85, находят коэффициент пе­регрузочной способности К₂= S_max/ S_ном.

Точный расчет максимально допустимых нагрузок, ава­рийных перегрузок и износа изоляции производится на ЭВМ по блок-схемам, приведенным в ГОСТ 14209—85.

1.6 Регулирование напряжения трансформаторов

Для поддержания нормального напряжения у потреби­телей силовые трансформаторы имеют устройство регули­рования напряжения изменением коэффициента трансфор­мации.

Из (1.1) следует

т. е. для изменения вторичного напряженияU₂надо изме­нить число витковω₁илиω₂. С этой целью обмотки транс­форматора (обычно со стороны ВН) снабжаются допол­нительными ответвлениями. Переключение ответвлений производится на отключенном от сети трансформаторе с помощью устройства ПБВ (переключение без возбужде­ния) или на трансформаторе под нагрузкой устройством РПН (регулирование под нагрузкой).

Устройство ПБВобеспечивает изменение коэффициен­та трансформации в пределах ±5%, для чего кроме ос­новного вывода 0 выполняют обычно два дополнительных ответвления (рис. 9). Если необходимо увеличить U₂, то после отключения трансформатора переключатель устанав­ливается в положение Х₁, Y₁,Z₁(—5%).

Ответвления могут выполняться в конце или в середи­не обмотки ВН. Устройство ПБВ используется для сезон­ного регулирования напряжения.

Рис.9. Схема регулирования напряжения ПБВ с трехфазным переключателем:

1- неподвижный контакт; 2- сегмент контактный; 3- вал переключателя

Устройство РПНпозволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи, для чего пред­усматриваются специальные переключающие устройства, встроенные в трансформатор. Регулировочные ответвления выполняются на стороне ВН, так как меньший по величи­не ток позволяет облегчить переключающее устройство. Для увеличения диапазона регулирования применяют сту­пени грубой и тонкой регулировки (рис.10). Наибольший коэффициент трансформации получается, если переключа­тель1находится в положении II, а избиратель2— на по­следнем ответвлении. Наименьший коэффициент будет при положении переключателя1, а избирателя — на первом ответвлении.

Пределы регулирования напряжения устройством РПН зависят от мощности и напряжения трансформаторов и мо­гут достигать ±16% ступенями приблизительно по 1,5%.

Переключающие устройства на стороне 110, 220, 330 кВ, выполняются однофазными типа РНОА на 1000 и 2000 А, на стороне 35 кВ и ниже — трехфазными типов РНТА, РНТР на 400—1200 А.

Управление переключающими устройствами произво­дится дистанционно со щита управления или автоматиче­ски.

Рис.10. Схема устройства РПН трансформаторов:

Ab – основная обмотка ; bc – ступень грубой регулировки; 1 – переключатель;

2 – избиратель.

2.3 ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ

Конструкции воздушных линий электропередачи

Воздушная линия электропередачи(ВЛ) — линия электропередачи, провода которой поддерживаются над землей с помощью опор и изоляторов. Основными конструктивными элементами ВЛ являются провода, защитные тросы, опоры, изоляторы илинейная арма­тура.Наибольшее распространение получили одно- и двухцепные ВЛ. Одноцепная линия имеет один комплект фазных проводов трехфазной линии, а двухцепная — два комплекта.

Рис. 1.5. Конструкции проводов воздушных линий:а- общий вид многопроволочного провода;б- сечение алюминиевого провода;в- сечение сталеалюминиевого провода

Провода служат для передачи электроэнергии. Они должны удовлетворять следующим основным требова­ниям: обладать высокой электрической проводимо­стью (малым электрическим сопротивлением), иметь достаточную механическую прочность, быть гибкими, не подвергаться коррозии. На ВЛ применяются неизо­лированные (голые) и иногда изолированные провода. Наибольшее распространение нашли провода алюми­ниевые, сталеалюминиевые и из сплавов алюминия. Сталь в проводе увеличивает механическую проч­ность. Для придания гибкости провода, как правило, изготавливают многопроволочными (рис. 1.5, а). При увеличении сечения растет число проволок. В стале-алюминиевых проводах внутреннюю часть (сердечник провода) выполняют из стальных проволок, а верхние повивы — из алюминиевых.

Алюминиевые провода (рис. 1.5,6) применяют на ВЛ напряжением до 35 кВ. Они выпускаются трех марок: А, Ап и АКП. Последняя марка имеет анти­коррозионное покрытие и используется на территори­ях с химически активной средой.

Сталеалюминиевые провода (рис. 1.5, в) применяют на ВЛ напряжением выше 1 кВ. Они выпускаются с разным соотношением сечений алюминиевой и сталь­ной частей. Чем меньше это соотношение, тем провод имеет более высокую механическую прочность и поэ­тому используется на территориях с более тяжелыми климатическими условиями (с большей толщиной стенки гололеда). В марке сталеалюминиевых прово­дов указываются сечения алюминиевой и стальной частей, например АС 95/16.

Провода из сплавов алюминия (АН — нетермообра-ботанный, АЖ — термообработанный) имеют боль­шую по сравнению с алюминиевыми механическую прочность и практически такую же электрическую проводимость. Они используются на ВЛ напряжением выше 1 кВ в районах с толщиной стенки гололеда до 20 мм.

Провода располагают различными способами (рис. 1.6). На одноцепных линиях напряжением 330 кВ и выше обычно применяют горизонтальное расположение проводов (рис. 1.6, б), что позволяет использовать более низкие опоры и исключает схле­стывание проводов при сбрасывании гололеда. На одноцепных линиях напряжением до 330 кВ, как правило, провода располагают треугольником (рис. 1.6, а).

На двухцепных линиях иногда применяют располо­жение проводов обратной елкой (рис. 1.6, в), что удоб­но по условиям монтажа, но увеличивает массу опор, так как требует подвески двух грозозащитных тросов.

Однако чаще провода на них располагают шестиуголь­ником (рис. 1.6, г).

Все больше стали применяться ВЛ с изолированны­ми проводами напряжением до 10 кВ. В линии напря­жением 380 В провода состоят из несущего неизолиро­ванного провода, являющегося нулевым, трех изоли­рованных фазных проводов, одного изолированного провода наружного освещения. Фазные изолирован­ные провода навиты вокруг несущего нулевого прово­да. Несущий провод является сталеалюминиевым, а фазные — алюминиевыми. Последние покрыты све­тостойким термостабилизированным (сшитым) поли­этиленом (провод типа АПВ). К преимуществам В Л с изолированными проводами перед линиями с голы­ми проводами можно отнести отсутствие изоляторов на опорах, максимальное использование высоты опо­ры для подвески проводов; нет необходимости в обрез­ке деревьев в зоне прохождения линии.

Рис. 1.6. Расположение проводов и тросов на опорах:

а — треугольником; б — горизонтальное; в — обратной елкой; г — шестиугольником

Тросы наряду с искровыми промежутками, разряд­никами и устройствами заземления служат для защи­ты линий от грозовых перенапряжений. Их подвеши­вают над фазными проводами на ВЛ напряжением 35 кВ и выше в зависимости от района по грозовой деятельности и материала опор, что регламентируется «Правилами устройства электроустановок». Грозоза­щитные тросы обычно выполняют из стали, но при использовании их в качестве высокочастотных кана­лов связи — из стали и алюминия. Крепление тросов на всех опорах ВЛ напряжением 220—500 кВ должно быть выполнено при помощи изолятора, шунтирован­ного искровым промежутком. На линиях 35—110 кВ крепление троса к металлическим и железобетонным промежуточным опорам осуществляется без изоляции троса.

Для защиты от грозовых перенапряжений участков ВЛ с пониженным по сравнению с остальной линией уровнем изоляции применяют трубчатые разрядники или ограничители перенапряжений. Такими участками являются, например, переходы ВЛ через реки, ущелья при высоте опор более 40 м и от­сутствии на опорах троса. Кабельные вставки на ВЛ длиной менее 1,5 км также должны быть защищены по обоим концам от грозовых перенапряжений разряд­никами.

На ВЛ заземляются все металлические и железобе­тонные опоры, на которых подвешены грозозащитные тросы или установлены другие средства грозозащиты (разрядники, искровые промежутки) линий напряже­нием 6—35 кВ. В линиях до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью крюки и штыри фазных проводов, уста­навливаемые на железобетонных опорах, а также ар­матура этих опор должны быть присоединены к нуле­вому проводу.

Опоры поддерживают провода на определенной вы­соте над землей, водой или каким-то инженерным сооружением. В зависимости от материала они бывают деревянные, железобетонные и металлические.

Деревянные опоры используются в лесных районах, но все меньше. Основной их недостаток — недолго­вечность из-за гниения древесины, несмотря на ее обработку антисептиками.

Железобетонные опоры наиболее широко применя­ются на линиях напряжением до 750 кВ. Они долговеч­нее деревянных, просты в эксплуатации, дешевле ме­таллических.

Металлические (стальные) опоры применяются на линиях напряжением 35 кВ и выше. Они очень на­дежные, так как обладают высокой механической прочностью, но достаточно металлоемкие и в процессе эксплуатации требуют окраски для защиты от кор­розии.

По назначению опоры бывают промежуточные, ан­керные, угловые и специальные.

Промежуточныеопоры (рис. 1.7, а, б) наиболее про­стые и служат для поддержания проводов на прямых участках ВЛ. В нормальном режиме они не испытыва­ют усилий вдоль линии и провода к ним крепятся через поддерживающие гирлянды изоляторов или в линиях 6—10 кВ через штыревые изоляторы.

Анкерныеопоры (рис. 1.7, г, д) предназначены для жесткого закрепления проводов в особо ответственных точках ВЛ: на концах линий и прямых участков, на пересечениях особо важных инженерных сооружений (железных дорог, автострад). В наиболее трудных ре­жимах работают концевые анкерные опоры, восприни­мая одностороннее тяжение проводов. На такое же одностороннее тяжение рассчитываются и анкерные опоры, устанавливаемые на прямых участках, которое может возникнуть при обрыве части проводов в при­мыкающем к опоре пролете. Опоры данного типа обычно выполняются в виде пространственных форм, поэтому они значительно сложнее и дороже промежу­точных.

Рис. 1.7. Опоры воздушных линий

а – промежуточная двухцепная железобетонная одностоечная; б – промежуточная металлическая одностоечная с оттяжками; в – промежуточная угловая портальная с оттяжками; г – анкерная типа «рюмка»; д – трехстоечная анкерная

Рис. 1.7. Опоры воздушных линий

е – анкерная угловая металлическая; ж - анкерная угловая одностоечная железобетонная с оттяжками; з – переходная; и – транспозиционная.

Угловыеопоры устанавливают в точках, где линия делает поворот. Они могут быть промежуточного и ан­керного типа. При углах поворота а до 20° (рис. 1.8) на ВЛ применяются промежуточные угловые опо­ры (рис. 1.7, в), а при больших углах — анкерные угловые (рис. 1.7, е, ж). На угловые опоры действуют нагрузки от поперечных составляющих тяжения про­водов, поэтому они сложнее промежуточных.

Специальныеопоры бывают следующих типов: пе­реходные (рис. 1.7, з) — для больших пролетов при пересечении рек, ущелий; ответвительные — для вы­полнения ответвлений от основной линии; транспози­ционные (рис. 1.7, и) — для изменения порядка распо­ложения проводов на опоре.

Для всех рассмотренных способов расположения проводов, особенно горизонтального, характерно не­симметричное их расположение по отношению друг к другу, что приводит к неодинаковым индуктивным сопротивлениям и емкостным проводимостям разных фаз. Чтобы индуктивность и емкость всех фаз ВЛ были одинаковыми, на длинных линиях (более 100 км) применяют транспозицию проводов, которую осуществляют с помощью соответствующих опор. При полном цикле транспозиции (рис. 1.9) провод каждой из фаз последовательно занимает места других про­водов на равных участках линии.

Рис. 1.8. Угол поворота линии

Рис. 1.9 Цикл транспозиции одноцепной линии

Рис.1.10 Изоляторы воздушных линий:

а) штыревой 6 – 10 кВ, б) штыревой 35 кВ, в) подвесной, г,д) стержневые полимерные

Изоляторы воздушных линий предназначены для изоляции и крепления проводов. Изготавливаются они из фарфора или закаленного стекла — материалов, об­ладающих высокой механической и электрической прочностью и стойкостью к атмосферным воздей­ствиям. Существенным достоинством стеклянных изо­ляторов является то, что при повреждении закаленное стекло рассыпается. Это облегчает нахождение поврежденных изоляторов на линии.

По конструкции изоляторы разделяют на штыре­вые и подвесные.

Штыревые изоляторы применяются на линиях напряжением до 1 кВ, 6—10 кВ и редко 35 кВ (рис. 1.10, а, б). Они крепятся к опорам при помощи крюков или штырей.

Подвесные изоляторы (рис. 1.10, в) используются на ВЛ напряжением 35 кВ и выше. Они состоят из фарфоровой или стеклянной изолирующей части 1, шапки из ковкого чугуна 2, металлического стержня 3 и цементной связки 4. Подвесные изоляторы собира­ют в гирлянды, которые бывают поддерживающими (на промежуточных опорах) и натяжными (на анкер­ных опорах). Число изоляторов в гирлянде определя­ется напряжением линии: 35 кВ — 3—4 изолятора, 110 кВ — 6—8.

Разработаны и проходят опытную промышленную проверку полимерные изоляторы (рис. 1.10, г). Они представляют собой стержневой элемент из стеклопла­стика, на котором размещено защитное покрытие с ребрами из фторопласта или кремнийорганической резины.

Линейная арматура применяется для крепления проводов к изоляторам и изоляторов к опорам и де­лится на следующие основные виды: зажимы, сцепную арматуру, соединители и др.

Зажимы служат для закрепления проводов и тро­сов и прикрепления их к гирляндам изоляторов и подразделяются на поддерживающие, подвешиваемые на промежуточных опорах, и натяжные, применяемые на опорах анкерного типа (рис. 1.11, а, б, в).

Сцепная арматура предназначена для подвески гирлянд на опорах и соединения многоцепных гирлянд друг с другом и включает скобы, серьги, ушки, коромысла. Скоба служит для присоединения гирлян­ды к траверсе опоры. Поддерживающая гирлянда(рис. 1.11, г) закрепляется на траверсе промежуточ­ной опоры при помощи серьги 1, которая другой стороной вставляется в шапку верхнего подвесного изолятора 2. Ушко 3 используется для прикрепления к нижнему изолятору гирлянды поддерживающего зажима 4.

На ответственных опорах (например, переходных, с расщепленными проводами) применяют сдвоенные гирлянды изоляторов, для соединения которых слу­жат коромысла. В линиях напряжением 330 кВ и вы­ше с расщепленными фазами в пролетах устанавливают дистанционные распорки (рис. 1.11, д), предотвращающие схлестывания, соударения и закру­чивания отдельных проводов фазы.

Соединители применяются для соединения отдель­ных участков провода. Они бывают овальные и прес­суемые. В овальных соединителях провода либо обжи­маются, либо скручиваются (рис. 1.11, е). Прессуемые соединители (рис. 1.11,ж) применяются для соедине­ния проводов больших сечений. В сталеалюминиевых проводах стальная и алюминиевая части впрессовыва­ются раздельно.

Рис. 1.11. Линейная арматура воздушных линий:

а – поддерживающий зажим; б – болтовой натяжной зажим; в – прессуемый натяжной зажим; г – поддерживающая гирлянда изоляторов; д – дистанционная распорка; е – овальный соединитель; ж – прессуемый соединитель

2.4 ВОЗДУШНЫЕ И КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

1. Воздушные линии электропередач

Электрические воздушные линии(ВЛ)предназначены для пере­дачи и распределения электрической энергии по проводам, рас­положенным на открытом воздухе и прикрепленным к различным опорным конструкциям. ВЛ мо­гут быть с напряжением до 1 кВ и выше 1 кВ.

Достоинства ВЛ:

незначительный объем земляных работ при постройке;

простота эксплуатации и ремонта;

возможность использования опор воздушных линий с напря­жением до 1 кВ для крепления проводов радиосети, местной теле­фонной связи, наружного освещения, телеуправления, сигнали­зации;

более низкая стоимость сооружения 1 км (примерно на 25... 30 %) по сравнению со стоимостью сооружения кабельной линии).

l–пролет линии – расстояние между соседними опорами

(до 1 кВ – 30 – 75 м; 110 кВ – 150-200 м; 220-500кВ – 400-450м)

f– стрела провеса – расстояние от точки подвеса до низшей

точки провода

h – габарит – наименьшее расстояние от низшей точки провода

до земли (в насел. пунктах – 6-8 м, в ненаселенных – 5-7 м)

Основные конструк­тивные элементы ВЛ:

опоры - для подвески проводов и грозозащитных тросов;

провода различных конструкций и сечений - для передачи по ним электрического тока;

грозозащитные тросы - для защиты линий от грозовых разрядов;

изоляторы, собранные в гирлянды - для изоляции проводов от заземленных частей опоры;

линейная арматура - для крепления проводов и тросов к изоля­торам и опорам, а также для соединения проводов и тросов;

заземляющие устройства - для отвода токов грозовых разрядов или короткого замыкания в землю.

Опоры:

- по материалу: деревянные; металлические и железобетонные

- по назначению: промежуточные, анкерные, угловые, концевые, переходные

Провода:алюминиевые (А), сталеалюминиевые (АС, АСО-облегченный, АСУ-усиленный),

сплавы алюминия

Номинальные сечения: 4, 6,10, 16, 25,35, 50, 70, 95, 120,150, 85, 240, 300, 400,500,600,700мм²

Изоляторы:

- по материалу: фарфоровые, стеклянные

- по назначению: штыревые, подвесные (гирлянды)

Монтаж ВЛ.

- разбивка трассы

- рытье котлованов под опоры

- сборка и установка опор

- раскатка и соединение проводов

- натяжение и крепление проводов

- заземление ВЛ

2.4 Кабельные линии электропередач

Конструкции кабелей

Кабель - готовое заводское изделие, состоящее из изолирован­ных токоведущих жил, заключенных в защитную герметичную обо­лочку, которая может быть защищена от механических поврежде­ний броней.

Силовые кабели выпускаются на напряжение до 110 кВ включи­тельно.

Силовые кабели на напряжение до 35 кВ имеют от одной до че­тырех медных или алюминиевых жил сечениями 1... 2000 мм². Жилы сечением до 16 мм²- однопроволочные, свыше - многопроволоч­ные. По форме сечения жилы одножильных кабелей круглые, а мно­гожильных - сегментные или секторные (рис.1). Преимущественно применяются кабели с алюминиевыми жилами. Кабели с медными жилами применяются редко: для перемещающихся механизмов, во взрывоопасных помещениях.

Рис. 1. Кабель с вязкой пропиткой на напряжение 10 кВ типа СБ или АСБ: 1 - медные или алюминиевые жилы; 2 - фазная изоляция из пропитанной бумаги; 3 -заполнитель из джута; 4 - поясная изоляция из пропитанной маслом бумаги; 5 - свинцо­вая оболочка; 6 - джутовая прослойка; 7 - броня из стальной ленты; 8 – наружный защитный покров

Изоляция жил выполняется из кабельной бумаги, пропитанной маслоканифольным составом, резины, поливинилхлорида и полиэтилена. Кабели с бумажной изоляцией, предназначенные для про­кладки на вертикальных и крутонаклонных трассах, имеют обед­ненную пропитку.

Защитная герметичная оболочка кабеля предохраняет изоляцию от вредного действия влаги, газов, кислот и механических повреж­дений. Оболочки делаются из свинца, алюминия, резины и поливинилхлорида.

В кабелях напряжением выше 1 кВ для повышения электричес­кой прочности между изолированными жилами и оболочкой про­кладывается слой поясной изоляции.

Броня кабеля выполняется из стальных лент или стальных оцин­кованных проволок. Поверх брони накладывают покровы из ка­бельной пряжи (джута), пропитанной битумом и покрытой мело­вым составом. При прокладке кабеля в помещениях, каналах и тоннелях джутовый покров во избежание возможного пожара сни­мают.

Кабели на напряжение 110 кВ и выше обычно выполняют газо- или маслонаполненными, одножильными с покрытием стальной броней или асфальтированными, для прокладки в земле или на воз­духе. Масло в кабелях находится под давлением.

Обозначения марок кабелей соответствует их конструкции.

Кабели с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами имеют марки: ААБ, ААГ, ААП, ААШв, АСБ, АСБГ, АСПГ, АСШв. Пер­вая буква обозначает материал жил (А - алюминий, отсутствие впе­реди буквы А в маркировке означает наличие медной жилы), вто­рая - материал оболочки (А - алюминий, С - свинец). Буква Б означает, что кабель бронирован стальными лентами; буква Г - от­сутствие наружного покрова; Шв - наружный покров выполнен в виде шланга из поливинилхлорида.

Изоляция обозначается: Р - резиновая, П - полиэтиленовая, В -поливинилхлоридная, отсутствие обозначения - бумажная с нор­мальной пропиткой.

Броня обозначается при выполнении: стальными лентами - Б, плоской оцинкованной стальной проволокой - П, круглой оцинко­ванной стальной проволокой - К.

Прокладка кабелей

1. Прокладка кабелей в траншее

- рытье траншеи (глубина не менее 0,8м, ширина – в зависимости от числа кабелей)

- на дно траншеи насыпают слой песка (подушку) толщиной 100 мм

- укладывают кабель (змейкой)

- засыпают слоем мягкого грунта (100мм)

- кабели на напряжение выше 1кВ по всей длине поверх верхней подсыпки покрывают бетонными плитами или кирпичом, так же в последнее время применяются защитно-сигнальные листы из полимерных материалов типа ЛПЗС и ленты типа ЛЗС. Затем траншея засыпается землей

При прокладке должны выдерживаться расстояния не менее: от фундаментов зданий – 0,6м; от трубопроводов – 0,5м; от теплопроводов – 2м

2. Прокладка кабелей в каналах.(железобетонных подземных сооружениях)

Этот способ дороже, чем в траншее. Каналы прокладывают на глубине 300мм и более. Глубина канала не более 900мм. На участках, где возможно разлитие расплавленного метала, жидкостей или других веществ, разрушительно действующих на оболочки кабелей, кабельные каналы применять нельзя.

3. Прокладка кабелей в туннелях.

Способ удобен и надежен в эксплуатации, но оправдан лишь при большом числе кабелей (30-40), идущих в одном направлении.

Туннели бывают проходные (2100мм) и полупроходные (1500мм) – допускаются на коротких участках до (10м)

4. Прокладка кабелей в блоках.

Способ надежен, но наименее экономичен. Применяется только тогда, когда по местным условиям прокладки недопустимы более простые способы.

5. Прокладка кабелей на галереях и эстакадах.

При больших потоках кабелей целесообразно вместо туннелей применять для прокладки кабелей открытые эстакады и закрытые галереи, а также использовать стены зданий, в которых нет взрыво- и пожароопасных производств.

Целесообразно применять:

- на территории, насыщенной различными подземными коммуникациями

- на предприятиях с большой агрессивностью почвы

Соединение жил кабелей

Соединение жил кабелей на напряжение до 1 кВ включает в себя два этапа:

- разделку концов кабелей

- соединение жил пайкой, сваркой или опрессовкой

Для герметизации участков соединений и защиты их от механических повреждений применяют кабельные муфты

Соединение кабелей.

Для соединения отдельных участков кабелей применяется специальная кабельная арматура – соединительные муфты. Для вновь строящихся кабельных линий число соединительных муфт на 1 км должно быть не более:

• для трехжильных кабелей 1-10 кВ сечением до 95 мм²– 4 шт.
• для трехжильных кабелей 1-10 кВ сечением 120-240 мм²– 5 шт.
• для одножильных кабелей – 2 шт.

При прокладке в траншее нескольких кабелей соединительные и стопорные муфты располагают со сдвигом не менее 2 м.

Расстояние в свету между корпусом кабельной муфты и ближайшим кабелем должно быть не менее 250 мм.

Прозвонкакабелей

Для правильного подключения кабелей к контактам электри­ческих машин, приборов и аппаратов проводят их прозвонку.

Простейшая прозвонка выполняется с помощью лампы и ба­тарейки (рис. 8,а),т.е. жилы одного конца кабеля (на рисун­ке — левом) произвольно маркируют и к первой из них подклю­чают провод от батарейки. Затем присоединяют к лампе провод­ник и им поочередно касаются жил на другом конце кабеля. Если при касании лампа загорается, значит это жила, к которой при­соединен провод от батарейки.

Также прозвонку можно выполнить без проводника, соединя­ющего оба конца кабеля (рис. 8,б).Таков же принцип прозвонки с применением мегомметра, если он оказывается присо­единенным к концам, принадлежащим одной и той же жиле, его стрелка показывает нуль.

Рассмотренные способы прозвонки удобны в том случае, если оба конца кабеля расположены недалеко друг от друга и ее может выполнить один человек. Если концы длинного отрезка кабеля на­ходятся в разных помещениях здания или в разных зданиях, при­меняется наиболее универсальный способ прозвонки с помощью двух телефонных трубок (рис.8,в).Для этого телефонные и мик­рофонные капсюли в трубках соединяют последовательно, и в эту цепь включают сухой элемент или аккумулятор с напряжением 1—2 В. Этот способ удобен также тем, что монтеры могут согласо­вывать свои действия, переговариваясь по телефону. На одном конце кабеля монтер присоединя­ет один проводник трубки к оболочке кабеля, а другой — к любой из его жил. На другом конце кабеля второй рабочий присоединяет один проводник трубки к оболочке кабеля, а другой — поочередно к его жи­лам. Если в трубке слышится щелчок и монтеры слышат друг друга, значит проводники труб­ки присоединены к одной жиле кабеля.

В некоторых случаях прозвон­ка выполняется с помощью спе­циального трансформатора с несколькими отводами от вто­ричной обмотки (рис.8, г). В этом случае начало обмотки подключают к заземленным оболочкам кабеля, а отводы -к его жилам. Далее записыва­ют напряжение, поданное на каждую из жил. Измерив напряжение между жилами и оболочкой на противоположном конце кабеля и используя записанные зна­чения напряжения, нетрудно определить принадлежность концов к той или иной жиле и выполнить маркировку. Для маркировки жил силовых кабелей используют отрезки ви­ниловых трубок или специальные оконцеватели, на которых не­смываемыми чернилами делают надписи.

Рис. 8. Схемы прозвонки кабелей:

а, 6 —с помощью лампы;в— спомо­щью телефонных трубок;г — сисполь­зованием специального трансформатора

Фазированиекабелей.Для повышения надежности электроснаб­жения потребителей, а также в случае, если мощности одного пи­тающего кабеля недостаточно для нормальной работы электроуста­новки, применяют несколько параллельно проложенных кабелей. При этом они должны подключаться к электрооборудованию с со­блюдением порядка чередования фаз. Если это условие не будет соблюдено, то включение питания вызовет короткое замыкание.

Определение порядка чередования фаз при параллельном под­ключении кабелей называется фазированием кабелей.

Пусть шины двух распределительных устройств (рис. 9) свя­заны между собой кабелем1, по которому электроэнергия пере­дается от РУ-1 к РУ-2. Для большей надежности электроснабже­ния параллельно работающему кабелю проложен кабель2,при­чем его жилы также должны быть подключены к сборным шинам так, чтобы шинаАв РУ-1 оказалась соединенной с шинойАв РУ-2. Это требование относится и к шинамВи С. В установках на­пряжением 380/220 В кабель фазируют с помощью вольтметра, рассчитанного на линейное напряжение сети, т. е. кабель2в РУ-1 подключают к шинам посредством рубильника, а в РУ-2 вольт­метром измеряют напряжение между одной из жил этого кабеля и той шиной, к которой предполагается ее присоединить. Если вольтметр показывает линейное напряжение, это означает, что жила кабеля и шина распределительного устройства принадлежат к разным фазам, и соединять их нельзя. Нулевое показание вольтметра свидетельствует о том, что жила кабеля и шина имеют оди­наковый потенциал и, следовательно, принадлежат к одной и той же фазе, а поэтому их соединение возможно. Точно так же фази­руют две другие жилы кабеля. При отсутствии вольтметра можно воспользоваться двумя последовательно соединенными лампами накаливания с номинальным напряжением 220 6 (жила и шина, при включении между которыми лампы не горят, принадлежат к одной фазе).

Следует помнить, что так как кабели представляют собой зна­чительную емкость, после фазирования, прозвонки и испытания на их жилах сохраняется значительное напряжение, вызванное ос­таточным емкостным зарядом. Поэтому после каждой подачи на­пряжения на кабель его необходимо разряжать путем соединения каждой жилы с системой заземления.

Рис.9. Схема фазирования кабелей 1 и 2