Что относится к энергетическому оборудованию

Система планово-предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленной энергетики — Классификация энергетического оборудования

2-4. КЛАССИФИКАЦИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ И СЕТЕЙ
Разработка нормативов на ремонт и эксплуатацию энергетического оборудования и сетей невозможна без определенной систематизации номенклатуры, т. е. без их классификации. Наиболее правильным было бы использование «Общесоюзного классификатора промышленной и сельскохозяйственной продукции». Однако он построен по номенклатуре поставки, а не по конструктивным и тем более не по ремонтным особенностям оборудования.
В основу классификации энергетического оборудования и сетей при разработке системы ППРОСПЭ должны быть заложены их назначение, конструктивные особенности, долговечность, ремонтопригодность и параметры (производительность, мощность, диаметр, давление, напряжение и др.), влияющие на периодичность и трудоемкость ремонта.
В соответствии с этим принципом в книге приведен нормативный материал для основных классификационных групп энергетического оборудования и сетей. Для каждой группы оборудования и сетей нормативам посвящена отдельная глава, что облегчает пользование книгой.
Классификация оборудования и сетей не только придает стройность построению системы ППРОСПЭ, но и является необходимой предпосылкой для машинизации планирования ремонтов и отчетности с помощью вычислительной техники. С этой целью здесь излагаются основные принципы ремонтной классификации применительно к плановой и отчетной документации по ППР энергетического оборудования и сетей. Схема, кодификации энергетического оборудования и сетей может иметь следующий вид:
Класс Группа Вид Характеристика
Количество знаков 1 2 4 5
В соответствии с этим классификация и группировка энергетического оборудования приведены в табл. 2-1.
Распределение энергетического оборудования по классам и группам

Оборудование высокого напряжения

Электропечи и электротермическое оборудование

Электронные блоки управления, электромашинные и магнитные усилители

Реле защиты, управления, сигнализации

Трансформаторы понизительные и местного освещения

Щиты силовые и осветительные, блоки и станции управления

Осветительная аппаратура и светильники

Приборы щитовые электроизмерительные и теплового контроля

Стационарные аккумуляторные батареи

Электрическая часть технологического оборудования

Воздушные линии и сети (кроме внутрицеховых)

Шины, шинопроводы, шиномагистрали

Теплоэнергетическое и сантехническое оборудование

Котлы паровые и водогрейные

Воздухоподогреватели, экономайзеры, водоподогреватели, теплообменники Тягодутьевое оборудование

Оборудование топливоподготовки, топливоподачи и золоудаления

Оборудование для получения, распределения и хранения газов

Оборудование вентиляционное и кондиционирования воздуха

Трубопроводы
Пароводяная арматура
Сетевые устройства

При наличии в составе энергетического хозяйства других классов и групп оборудования можно использовать предлагаемую схему, развивая ее дальше.
Переходя к классификации по видам оборудования, не следует чрезмерно расширять ее. Цель классификации — учесть ремонтные особенности, определяющие ремонтные нормативы. Дальнейшее дробление, выходящее за рамки данной цели, вряд ли целесообразно.
Принцип классификации для группы вращающихся электрических машин с учетом их конструктивных особенностей, определяющих ремонтные нормативы, приведен в табл, 2-2, а для вентиляторов — в табл, 2-3,
Таблица 2-2
Распределение вращающихся электрических машин по классификационным видам

асинхронные с короткозамкнутым ротором

с фазным ротором

погружные
Высокочастотные умформеры

Коллекторные машины постоянного и переменного тока

Если электромашина имеет два из указанных конструктивных признаков, один из них указывается первыми двум цифрами кода вида, а второй — двумя последними цифрам Например, полный код синхронного двигателя высоко напряжения будет 1 01 0403.
Код взрывозащищенного электродвигателя с фазным ротором — 1 01 0602,
Таблица 2- Распределение вентиляторов по классификационным видам

Низкого и среднего давления

Во взрывозащищенном исполнении

В антикоррозионном исполнении

В специальном исполнении

Для вентилятора высокого давления во взрывозащищенном исполнении полный код вида соответственно будет 3 09 0507,
Аналогично можно составить исчерпывающий для планирования и учета ремонтных нормативов классификатор для любого вида энергетического оборудования и сетей.
За кодом вида должен следовать шифр мощности, производительности или диаметра из пяти знаков, что позволяет учитывать для электрических машин как десятые доли киловатта (два последних знака), так и сотни киловатт, а для силовых трансформаторов дает возможность дифференцировать мощность до десятков тысяч киловольт-ампер. Не представляет затруднения кодификация Мощности, производительности или диаметра пятизначным числом и для любых других видов энергетического оборудования или сетей, входящих в границы охвата данной системы, а при необходимости даже за ее пределами. Для энергетических сетей пятизначный шифр может охватить характеристику давления (напряжения) и диаметра (сечения) путем изменения масштаба той или иной характеристики.
И наоборот, для вентилятора после характеристики вида все ремонтные особенности практически исчерпываются номером вентилятора, который не выходит за пределы двузначного числа, В этом случае последние три знака не используются.
В нашем случае для вентилятора № 16 полный код запишется 3 09 0507 16000.
Таким образом, шифр оборудования, исчерпывающий его характеристику в необходимых для планирования и учета ремонтных нормативов пределах, будет выражаться двенадцатизначным числом. При Этом физическое содержание девяти последних знаков, т. е, кодов вида и характеристик, будет различным для каждой группы оборудования и сетей и определится первыми тремя знаками полного шифра оборудования (сети), т. е. кодом класса и группы.
Нормативы ППРОСПЭ, как было рассмотрено выше, определяются не только видом и характеристикой оборудования или сети, но также и условиями его работы и требованиями к нему.
Поэтому целесообразно помимо классификации самого оборудования произвести классификацию условий, в которых данное оборудование или участок сети работает, и требований, которые к нему предъявляются. В связи с коренным отличием степени влияния одних и тех же условий работы на состояние и трудоемкость ремонта энергетического оборудования и сетей различных классов и групп составление общего классификатора для всего охваченного системой ППРОСПЭ энергооборудования и сетей в достаточной мере сложное и вряд ли нужное мероприятие. Отсюда вытекает необходимость разработать классификацию условий работы отдельно для каждого класса, а в некоторых случаях и для каждой группы энергооборудования и сетей. Ниже приводится принцип составления классификатора условий работы для группы вращающихся электрических машин.

Как будет видно из следующей главы, на величину ремонтных нормативов для электрических машин решающее влияние оказывают сменность работы, коэффициент спроса и другие особенности эксплуатации, а также требования, предъявляемые к машине в зависимости от конкретного ее назначения. Таким образом, схема кодификации условий
работы электрической машины может быть представлена следующим образом:

Коэффициент сменности работы

Особенности условий работы

Код коэффициента сменности позволяет указать количество смен работы электромашины до сотых долей смены. Код коэффициента спроса указывает его величину в десятых и сотых долях. Схема кодификации особенностей эксплуатации электрооборудования и требований, предъявляемых к нему в зависимости от целевого назначения его применения, представлены в табл, 2-4,
Таблица 2-4 Код особенностей эксплуатации электрооборудования

Что относится к энергетическому оборудованию

ГОСТ Р 51749-2001

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ЭНЕРГОПОТРЕБЛЯЮЩЕЕ ОБОРУДОВАНИЕ ОБЩЕПРОМЫШЛЕННОГО ПРИМЕНЕНИЯ

Виды. Типы. Группы. Показатели энергетической эффективности. Идентификация

Energy conservation. Energy consuming equipment in general
industrial application. Kindes. Types. Groups.
Indicators of energy efficiency. Identification

ОКСТУ 3103; 3104; 3403; 3404

Дата введения 2002-01-01

1 РАЗРАБОТАН ФГУ "Российское агентство энергоэффективности" Минэнерго России

ВНЕСЕН ФГУ "Российское агентство энергоэффективности" Минэнерго России

2 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Госстандарта России от 21 мая 2001 г. N 210-ст

3 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Введение

Энергосбережение является одним из ключевых направлений энергетической политики России в процессе реализации ФЦП "Энергосбережение" [1], разработанной на основе Закона Российской федерации "Об энергосбережении".

В Статье 4 Закона РФ "Об энергосбережении" установлены принципы энергосберегающей политики государства, к числу которых относятся:

— приоритет эффективного использования энергетических ресурсов;

— осуществление государственного надзора за эффективным использованием энергетических ресурсов;

— включение в государственные стандарты на оборудование, материалы и конструкции, транспортные средства показателей их энергоэффективности.

Соответствие показателей энергоэффективности действующего энергетического оборудования нормативным значениям ПЭЭ подтверждают органы государственного энергетического надзора [8] при сертификации энергооборудования, потребляющего за год более 6000 т условного топлива или более 1000 т моторного топлива (статья 10 Закона РФ "Об энергосбережении").

В свою очередь, выполнение задания ФЦП "Энергосбережение" в 2000 г. и в последующие годы также должно базироваться на развитой нормативно-методической основе [2], то есть на стандартах, имеющих статус межгосударственных или российских и устанавливающих номенклатуру показателей энергетической эффективности по видам энергопотребляющего оборудования, материалов, конструкций и транспортных средств.

Настоящий стандарт устанавливает:

— виды и подвиды энергопотребляющего оборудования;

— типы энергопотребляющего оборудования;

— группы и подгруппы энергопотребляющего оборудования;

— основные показатели энергетической эффективности потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) для оборудования общепромышленного применения.

Следует отметить, что в нормативных правовых актах [3] отсутствует термин "оборудование", в связи с чем его решено установить в настоящем стандарте с идентификацией активно потребляющего, преобразующего ТЭР и пассивно передающего ТЭР оборудования, а также строительных сооружений (в т.ч. материалов и конструкций).

Положения настоящего стандарта позволят целенаправленно и обоснованно вносить показатели энергоэффективности в нормативные документы на энергопотребляющее оборудование и решать большое количество инженерно-технических, научно-исследовательских, технико-экономических задач, направленных на реализацию в сфере народного хозяйства энергетической политики России в отношении:

— повышения энергетической эффективности энергопотребляющего оборудования общепромышленного применения и технологических процессов;

— повышения энергетической эффективности ТЭР, расходующих свой накопленный (природный) или наведенный техногенными способами энергетический потенциал;

— уменьшения потерь ТЭР в народном хозяйстве;

— разработки нормативов энергосбережения ТЭР;

— планирования и управления энергосбережением ТЭР на всех стадиях жизненного цикла энергопотребляющего оборудования.

Настоящий стандарт предназначен для использования специалистами, участвующими в разработке проектной, нормативной и технологической документации, связанной с добычей, производством, хранением, транспортированием, использованием первичных и вторичных энергетических ресурсов, при разработке, эксплуатации, ремонте, списании и ликвидации (как последней стадии жизненного цикла продукции — с утилизацией техногенной и удалением опасной составляющих) энергопотребляющего оборудования, а также специалистами-разработчиками нормативных документов, оборудования, технологий, методов контроля, испытаний, сертификации, лицензирования, страхования в обеспечение энергосбережения в отраслях промышленности.

Настоящий стандарт является одним из комплекса нормативных документов России "Энергосбережение", призванных в дополнение ГОСТ Р 51387 и ГОСТ Р 51541 создать развитую и энергоэффективную нормативную базу для проведения работ по энергосбережению на предприятиях различных отраслей народного хозяйства.

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает идентифицированные виды и подвиды, типы, группы и подгруппы основного энергопотребляющего оборудования, номенклатуру соответствующих показателей энергетической эффективности и распространяется на энергопотребляющее оборудование общепромышленного применения, используемое при добыче, хранении, транспортировании, передаче, технологическом преобразовании традиционных топливно-энергетических ресурсов (далее — ТЭР) и возобновляемых ТЭР в народном хозяйстве Российской Федерации.

Стандарт не распространяется на энергопотребляющие объекты военной техники, ядерные, химические и биологические энергопотребляющие объекты.

Положения, установленные в настоящем стандарте, предназначены для применения в соответствии с действующим законодательством расположенными на территории РФ предприятиями, организациями, региональными и другими объединениями (далее — предприятия) независимо от форм собственности и подчинения, а также органами управления РФ, имеющими прямое отношение к энергопотреблению и энергосбережению.

Положения настоящего стандарта применяют в научно-технической, учебной и справочной литературе, при планировании разработок энергопотребляющего оборудования и установлении в нормативных документах показателей энергоэффективности потребления ТЭР.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 3.1109-82 Единая система технологической документации. Термины и определения основных понятий

ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения

ГОСТ Р 51379-99 Энергосбережение. Энергетический паспорт промышленного потребителя топливно-энергетических ресурсов. Основные положения. Типовые формы

ГОСТ Р 51380-99 Энергосбережение. Методы подтверждения соответствия показателей энергетической эффективности энергопотребляющей продукции их нормативным значениям. Общие требования

ГОСТ Р 51387-99 Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения

ГОСТ Р 51388-99 Энергосбережение. Информирование потребителей об энергоэффективности изделий бытового и коммунального назначения. Общие требования

ГОСТ Р 51541-99 Энергосбережение. Энергетическая эффективность. Состав показателей. Общие положения

3 Определения и сокращения

3.1 В настоящем стандарте применяют термины с соответствующими определениями, приведенными в ГОСТ 3.1109, ГОСТ 19431, ГОСТ Р 51387, ГОСТ Р 51541, [3], а также следующие:

3.1.1 энергосбережение: По ГОСТ Р 51387.

3.1.2 энергоноситель: По ГОСТ Р 51387.

3.1.3 топливно-энергетический ресурс: По ГОСТ Р 51387.

3.1.4 вторичный энергетический ресурс: По ГОСТ Р 51387.

3.1.5 энергоемкость производства продукции: По ГОСТ Р 51387.

3.1.6 эффективное использование энергетических ресурсов: По ГОСТ Р 51541.

Примечание — Определяют в регламентированных условиях использования энергетических ресурсов.

3.1.7 показатель энергетической эффективности; ПЭЭ: По ГОСТ Р 51387.

3.1.8 показатель экономичности энергопотребления изделия: По ГОСТ Р 51387.

Примечание — В настоящем стандарте термин "энергопотребление" является родовым, а "энергорасходование" и остальные — видовыми.

3.1.9 показатель энергосбережения: По ГОСТ Р 51541.

Примечание — Определяют в регламентированных условиях использования энергетических ресурсов.

3.1.10 возобновляемые топливно-энергетические ресурсы: По ГОСТ Р 51387.

3.1.11 оборудование: Необходимые технические средства для обеспечения изготовления изделий [4].

3.1.12 технологическое оборудование: Орудия производства, в которых для выполнения определенной части технологического процесса размещаются материалы или заготовки, средства воздействия на них и, при необходимости, источники энергии [4].

3.1.13 энергоустановка: По ГОСТ 19431.

3.1.14 экономичность энергопотребления изделия (активного оборудования) при функционировании: Характеристика затрат оборудованием ТЭР в регламентированных режимах функционирования.

3.1.15 показатели энергетической эффективности пассивного оборудования при использовании: Характеристики свойств изоляционных и электропроводящих материалов электрических линий и сетей промышленного, коммунального назначения, изоляционных и конструкционных (несущих) материалов трубопроводов сохранять и передавать электрическую или тепловую энергию, топливо, энергоносители на различные расстояния в регламентированных режимах функционирования; а также характеристика целенаправленно запасенной энергии при изготовлении оборудования и/или содержащейся в нем и определяющей его энергетический потенциал для последующего использования по назначению в регламентированных режимах функционирования.

3.1.16 экономичность сбережения тепловой энергии изделием (сооружением, строительным материалом, конструкцией) при использовании: Характеристика суммарного количества потерь при передаче тепловой энергии в регламентированных условиях применения.

1 Эта группа характеризует свойства строительного материала, конструкции, сооружения сберегать (или терять) тепловую энергию в регламентированных условиях применения.

2 К этой группе характеристик относят также показатели теплопроводности (теплосопротивления) ограждающих (строительных) конструкций.

3.1.17 теплотворная способность углеводородных топлив: Суммарное количество энергии, которой обладают природные углеводородные топлива, высвобождая ее в регламентированных условиях.

Примечание — Теплотворную способность топлива выражают в мегаджоулях на килограмм (МДж/кг), в мегаджоулях на кубический метр (МДж/м).

3.1.18 норматив расхода топливно-энергетических ресурсов (технический норматив): Научно и технически обоснованная величина нормы расхода энергии (топлива), устанавливаемая в нормативной и технологической документации на конкретное изделие, характеризующая предельно допустимое значение потребления энергии (топлива) на единицу выпускаемой продукции или в регламентированных условиях использования энергетических ресурсов.

3.1.19 нормативный энергетический эквивалент; НЭЭ: Показатель, характеризующий народнохозяйственный уровень прямых общих затрат первичной энергии или работы на единицу потребляемого энергоресурса (топлива, тепловой, электрической энергии).

3.1.20 топливно-энергетический эквивалент; ТЭЭ: Показатель, характеризующий народнохозяйственный уровень прямых общих затрат первичной энергии или работы на единицу потребляемого топливно-энергетического ресурса.

3.1.21 удельная теплота сгорания (топлива): Суммарное количество энергии, высвобождаемое в регламентированных условиях сжигания топлива.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Современное энергетическое оборудование должно иметь параметры, определяющие хорошую управляемость рабочим процессом. В ряде случаев в связи с этим выдвигаются новые конструктивные решения, которые изменяют свойства ряда элементов электрических систем в переходных процессах.  [1]

Сложность современного энергетического оборудования и большой объем строительно-монтажных работ по сооружению мощных тепловых электростанций требуют повышения знаний всего персонала энергостроителей.  [2]

На электростанциях внедрены современное энергетическое оборудование и автоматическое управление процессами производства электрической и тепловой энергии.  [3]

В связи с повышением рабочих параметров современного энергетического оборудования , химической и нефтеперерабатывающей аппаратуры, транспортного оборудования и др. возникает необходимость решения ряда новых вопросов о циклической пластичности и ползучести металлов при сложной истории нагружения и нагрева, взаимодействия накопления усталостного и длительного статического повреждения с оценкой медленно протекающих изменений механических и пластических свойств металла при его работе в конструкциях. Решение такого рода вопросов неизменно связано с получением информации о протекании деформационных процессов в тех или иных условиях нагружения, а также о развитии при этом структурных изменений, влияющих на сопротивление длительному циклическому деформированию и разрушению.  [4]

За годы Советской власти в нашей стране создана мощная энергомашиностроительная промышленность, полностью обеспечивающая современным энергетическим оборудованием не только потребности страны, но также и экспорт в ряд других стран.  [5]

Современные тепловые электростанции представляют собой сложнейшие предприятия по производству электрической и тепловой энергии, оснащенные современным энергетическим оборудованием , с высокой степенью механизации и автоматизации технологического процесса.  [7]

Все это обеспечивает необходимое рациональное и экономное расходование электроэнергии во всех отраслях промышленности, являющихся основными потребителями огромного количества электроэнергии, которая вырабатывается на электростанциях, оснащенных современным энергетическим оборудованием .  [8]

Труд рассчитан на читателя, изучившего общий курс электрических машин и трансформаторов; лишь в главе, относящейся к ртутным и полупроводниковым выпрямителям, даны также начальные физические представления об этих основных элементах современного энергетического оборудования .  [9]

В книге рассмотрены вопросы, связанные с проектированием электрических станций, сетей, систем, подстанций и трансформаторных пунктов; даны краткие методические указания по расчету, технико-экономическому обоснованию и выбору теплотехнического и электротехнического оборудования; приведены примеры расчетов и справочные технико-экономические данные современного энергетического оборудования .  [10]

Для выполнения больших и ответственных задач энергетического строительства особое значение имеет подготовка монтажных кадров. Монтаж современного энергетического оборудования могут успешно вести только хорошо подготовленные рабочие, знающие принципы его работы, конструкцию, взаимодействие его отдельных элементов и усвоившие правила проведения монтажных работ.  [11]

Для выполнения больших и ответственных задач энергетического строительства особое значение приобретает подготовка монтажных кадров. Монтаж современного энергетического оборудования могут успешно вести только хорошо подготовленные рабочие, знающие принципы его работы, конструкцию, взаимодействие его отдельных элементов и усвоившие правила проведения монтажных работ.  [12]

Энергетические показатели производства водорода улучшаются при получении в котлах-утилизаторах пара высоких параметров ( см. гл. Усложнение технологической и энергетической схем влияет на общую надежность системы производства водорода и гидрокрекинга, однако опасения не имеют достаточных оснований, так как надежность современного энергетического оборудования высока.  [13]

В системе цехового распределения электроэнергии широко используют комплектные распределительные устройства, подстанции и силовые и осветительные токопроводы. Это создает гибкую и надежную систему распределения, в результате чего экономится большое количество проводов и кабелей. Упрощены схемы подстанций различных напряжений и назначений за счет, например, отказа от выключателей на первичном напряжении с глухим присоединением трансформаторов подстанций к питающим линиям. Широко применяют совершенные системы автоматики, а также простые и надежные устройства защиты отдельных элементов системы электроснабжения промышленных предприятий. Все это обеспечивает необходимое рациональное и экономное расходование электроэнергии во всех отраслях промышленности, являющихся основными потребителями огромного количества электроэнергии, которая вырабатывается на электростанциях, оснащенных современным энергетическим оборудованием .  [14]

В системе цехового распределения электроэнергии широко используют комплектные распределительные устройства, подстанции и силовые и осветительные токопроводы. Это создает гибкую и надежную систему распределения, в результате чего экономится большое количество проводов и кабелей. Упрощены схемы подстанций разими-ных напряжений и назначений за счет, например, отказа от выключателей на первичном напряжении с глухим присоединением траиефср-маторов подстанций к питающим линиям. Широко применяют сове ь шенные системы автоматики, а также простые и надежные устройства защиты отдельных элементов системы электроснабжения промышленных предприятий. Все это обеспечивает необходимое рациональнее ц экономное расходование электроэнергии во всех отраслях промышленности, являющихся основными потребителями огромного количества электроэнергии, которая вырабатывается на электростанциях, оснащенных современным энергетическим оборудованием .  [15]

Что относится к энергетическому оборудованию

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:

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=60 150 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:

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:

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

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

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:

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:

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

Мощность последовательной обмотки определяется как

Мощность общей обмотки

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

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:

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

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.

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;

2.3 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.

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

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.

— по материалу: деревянные; металлические и железобетонные

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

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

Номинальные сечения: 4, 6,10, 16, 25,35, 50, 70, 95, 120,150, 85, 240, 300, 400,500,600,700мм 2

— по материалу: фарфоровые, стеклянные

— по назначению: штыревые, подвесные (гирлянды)

— рытье котлованов под опоры

— сборка и установка опор

— раскатка и соединение проводов

— натяжение и крепление проводов

2.4 Кабельные линии электропередач

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 мм 2 . Жилы сечением до 16 мм 2 — 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.

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.

— 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 мм 2 – 4 шт.
• для трехжильных кабелей 1-10 кВ сечением 120-240 мм 2 – 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.