Рис. 3.1. Фрагмент радиальной схемы распределения электроэнергии

Распределительные пункты и подстанции с электроприемниками I и II категорий питаются, как правило, по двум радиальным линиям, которые работают раздельно, каждая на свою секцию, при отключении одной из них нагрузка автоматически воспринимается другой секцией.

Магистральные схемы распределения электроэнергии следует применять при распределенных нагрузках, когда потребителей много и радиальные схемы экономически нецелесообразны. Основные преимущества: позволяют лучше загрузить при нормальном режиме кабели, сэкономить число шкафов на распределительном пункте, сократить длину магистрали. К недостаткам магистральных схем относятся: усложнение схем коммутации, одновременное отключение ЭП нескольких производственных участков или цехов, питающихся от данной магистрали при ее повреждении. Для питания ВП I и II категорий должны применяться схемы с двумя и более параллельными сквозными магистралями (рис. 3.2).

Рис. 3.2. Схема с двойными сквозными магистралями

Питание ЭП в сетях напряжением до 1000 В II и III категорий по надежности электроснабжения рекомендуется осуществлять от однотрансформаторных комплектных трансформаторных подстанций (КТП).

Выбор двухтрансформаторных КТП должен быть обоснован. Наиболее целесообразны и экономичны для внутрицехового электроснабжения в сетях до 1 кВ магистральные схемы блоков трансформатор-магистраль без распределительных устройств на подстанции с применением комплектных шинопроводов.

Радиальные схемы внутрицеховых питающих сетей применяют, когда невозможно выполнение магистральных схем по условиям территориального размещения электрических нагрузок, а также по условиям среды.

Для электроснабжения цеховых потребителей в практике проектирования редко применяют радиальные или магистральные схемы в чистом виде. Наибольшее распространение находят так называемые смешанные схемы электрических сетей, сочетающие в себе элементы как радиальных, так и магистральных схем.

Рабочее освещение рекомендуется питать по самостоятельным линиям от распределительных устройств подстанций, щитов, шкафов, распределительных пунктов, магистральных и распределительных шинопроводов.

Схемы электроснабжения и все электроустановки переменного и постоянного тока предприятия напряжением до 1 кВ и выше должны удовлетворять общим требования к их заземлению и защите людей и животных от поражения электрическим током как в нормальном режиме работы электроустановки, так и при повреждении изоляции [15].

Электроустановки в отношении мер электробезопасности разделяются на:

- электроустановки напряжением выше 1 кВ в сетях с глухозаземленной или эффективно заземленной нейтралью [15];

- электроустановки напряжением выше 1 кВ в сетях с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор или резистор нейтралью;

- электроустановки напряжением до 1 кВ в сетях с глухозаземленной нейтралью;

- электроустановки напряжением до 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью.

Для электроустановок напряжением до 1 кВ приняты следующие обозначения: система TN - система, в которой нейтраль источника питания глухозаземлена, а открытые проводящие части электроустановки присоединены к глухозаземленной нейтрали источника посредством нулевых защитных проводников (см. рис. 3.3-3.7).

Рис. 3.3. Система TN-C - система TN, в которой нулевой защитный и нулевой рабочий проводники совмещены в одном проводнике на всем ее протяжении

Первая буква - состояние нейтрали источника питания относительно земли:

T - заземленная нейтраль;

I - изолированная нейтраль.

Вторая буква - состояние открытых проводящих частей относительно земли:

T - открытые проводящие части заземлены, независимо от отношения к земле нейтрали источника питания или какой-либо точки питающей сети;

N - открытые проводящие части присоединены к глухозаземленной нейтрали источника питания.

Последующие (после N) буквы - совмещение в одном проводнике или разделение функций нулевого рабочего и нулевого защитного проводников:

S - нулевой рабочий (N) и нулевой защитный (PE) проводники разделены;

C - функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников совмещены в одном проводнике (PEN-проводник);

N - нулевой рабочий (нейтральный) проводник;

PE - защитный проводник (заземляющий проводник, нулевой защитный проводник, защитный проводник системы уравнивания потенциалов);

PEN - совмещенный нулевой защитный и нулевой рабочий проводник.

Рис. 3.4. Система TN-S - система TN, в которой нулевой защитный и нулевой рабочий проводники разделены на всем ее протяжении

Рис. 3.5. Система TN-C-S - система TN, в которой функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников совмещены в одном проводнике в какой-то ее части, начиная от источника питания



Рис. 3.6. Система TT - система, в которой нейтраль источника питания глухо заземлена, а открытые проводящие части електроустановки заземлены при помощи заземляющего устройства, электрически независимого от глухозаземленной нейтрали источника

Рис. 3.7. Система IT-система, в которой нейтраль источника питания изолирована от земли или заземлена через приборы или устройства, имеющие большое сопротивление, а открытые проводящие части электроустановки заземлены

Нулевой рабочий (нейтральный) проводник (N) - проводник в электроустановках до 1 кВ, предназначенный для питания электроприемников и соединенный с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трехфазного тока, с глухозаземленным выводом источника однофазного тока, с глухозаземленной точкой источника в сетях постоянного тока.

Совмещенный нулевой защитный и нулевой рабочий (PEN) проводник - проводник в электроустановках напряжением до 1 кВ, совмещающий функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников.

Для защиты от поражения электрическим током в нормальном режиме должны быть применены по отдельности или в сочетании следующие меры защиты от прямого прикосновения:

- основная изоляция токоведущих частей;

- ограждения и оболочки;

- установка барьеров;

- размещение вне зоны досягаемости;

- применение сверхнизкого (малого) напряжения.

Для дополнительной защиты от прямого прикосновения в электроустановках напряжением до 1 кВ при наличии требований других глав ПУЭ следует применять устройства защитного отключения (УЗО) с номинальным отключающим дифференциальным током не более 30 мА.

Для защиты от поражения электрическим током в случае повреждения изоляции должны быть применены по отдельности или в сочетании следующие меры защиты при косвенном прикосновении:

- защитное заземление;

- автоматическое отключение питания;

- уравнивание потенциалов;

- выравнивание потенциалов;

- двойная или усиленная изоляция;

- сверхнизкое (малое) напряжение;

- защитное электрическое разделение цепей;

- изолирующие (непроводящие) помещения, зоны, площадки.

Электроустановки напряжением до 1 кВ жилых, общественных и промышленных зданий и наружных установок должны, как правило, получать питание от источника с глухозаземленной нейтралью с применением системы TN.

Питание электроустановок напряжением до 1 кВ переменного тока от источника с изолированной нейтралью с применением системы IT следует выполнять, как правило, при недопустимости перерыва питания при первом замыкании на землю или на открытые проводящие части, связанные с системой уравнивания потенциалов. В таких электроустановках для защиты при косвенном прикосновении при первом замыкании на землю должно быть выполнено защитное заземление в сочетании с контролем изоляции сети или применены УЗО с номинальным отключающим дифференциальным током не более 30 мА. При двойном замыкании на землю должно быть выполнено автоматическое отключение питания в соответствии с ПУЭ.

Питание электроустановок напряжением до 1 кВ от источника с глухозаземленной нейтралью и с заземлением открытых проводящих частей при помощи заземлителя, не присоединенного к нейтрали (система TT), допускается только в тех случаях, когда условия электробезопасности в системе TN не могут быть обеспечены. Для защиты при косвенном прикосновении в таких электроустановках должно быть выполнено автоматическое отключение питания с обязательным применением УЗО.

При этом должно быть соблюдено условие: R_aI_a ? 50 B, где I_a - ток срабатывания защитного устройства;

R_a - суммарное сопротивление заземлителя и заземляющего проводника наиболее удаленного электроприемника, при применении УЗО для защиты нескольких электроприемников.

При применении системы TN рекомендуется выполнять повторное заземление PE- и PEN-проводников на вводе в электроустановки зданий, а также в других доступных местах. Для повторного заземления, в первую очередь, следует использовать естественные заземлители. Сопротивление заземлителя повторного заземления не нормируется.

В электроустановках напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью для защиты от поражения электрическим током должно быть выполнено защитное заземление открытых проводящих частей.

В прил. 3 приведены схемы электроснабжения отдельных зданий, а в прил. 4 - графические и буквенные обозначения в электрических схемах.

4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ

Подстанции предназначены для приема, преобразования и распределения электроэнергии.

Цеховая трансформаторная подстанция (ТП) преобразует энергию одного напряжения 6-10 кВ в электроэнергию другого напряжения 0,4/0,23 или 0,66/0,4 кВ и служит для питания одного или нескольких близлежащих цехов или отделений большого цеха.

Выбор числа и мощности трансформаторов обусловлен величиной и характером электрической нагрузки, экономической целесообразностью режима работы трансформаторов, возможностью резервирования питания электроприемников при отключении одного из трансформаторов. Трансформаторы желательно должны быть однотипны. Количество цеховых ТП влияет на затраты распределительных устройств 6-20 кВ, внутризаводские и цеховые электрические сети. Однотрансформаторные подстанции применяются при наличии централизованного резерва и при взаимном резервировании трансформаторов по линии низшего напряжения соседних ТП для потребителей второй категории, при наличии в сети 380-660 В небольшого количества (до 35) потребителей I категории при соответствующем построении схемы, а такое для потребителей третьей категории при наличии централизованного резерва.

Двухтрансформаторные подстанции рекомендуется применять при преобладании потребителей первой категории, для сосредоточенной цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения (насосные и компрессорные станции), для цехов с высокой удельной плотностью нагрузки (выше 0,5-0,7 кВ•А/м). Цеховые ТП с числом трансформаторов более двух экономически нецелесообразны и применяются в виде исключения, если имеются мощные электроприемники, сосредоточенные в одном месте, или если нельзя рассредоточить подстанции по условиям технологии или окружающей среды.

Загрузка цеховых трансформаторов зависит от категории надежности электроснабжения электроприемников, от числа трансформаторов и способа резервирования.

Коэффициенты загрузки трансформаторов на подстанциях приведены в табл. 4.1.

Коэффициенты загрузки в первых двух случаях определены исходя из необходимого взаимного резервирования при выходе из работы одного из трансформаторов с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора, резервирующего аварийный.

Допускается перегрузка одного трансформатора до 140 % в аварийном режиме продолжительностью до 5 суток, но не более 6 часов в сутки, т. е. при графиках средней плотности.

Таблица 4.1

Коэффициенты загрузки трансформаторов на подстанциях

Характер нагрузки и вид ТП	Кз
При преобладании нагрузок первой категории на двухтрансформаторных ТП	0,65-0,70
При преобладании нагрузки второй категории на однотрансформаторных ТП и взаимном резервировании трансформаторов по связям вторичного напряжения	0,70-0,80
При преобладании нагрузок второй категории и при наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов, а также при нагрузке третьей категории	0,80-0,95

Цеховые ТП выполняются комплектными (КТП) и во всех случаях, когда этому не препятствуют условия окружающей среды и обслуживания, устанавливают открыто внутри цеха или снаружи (КТПН).

Выбор КТП (КТПН) и типов трансформаторов производится по [6, 12]. Желательно, чтобы число типов трансформаторов было не более трех, видов охлаждения - один, один завод изготовитель КТП.

Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП производится на основании следующих исходных данных:

- расчетная нагрузка ТП за наиболее загруженную смену, кВ•А;

- категория надежности потребителей;

- экономическая плотность электрической нагрузки, кВ•А/м;

- величина реактивной нагрузки, кВ•Ар;

- коэффициент загрузки в нормальном режиме, К_з;

- коэффициент нагрузки в аварийном режиме, К_ав;

- допустимое число типогабаритов трансформаторов.

Следует иметь в виду, что при нагрузке в цехе S_р, меньшей 400 кВ•А, целесообразно решать вопрос об ее объединении с нагрузкой рядом расположенного цеха, а при S_р > 400 кВ•А в цехе рационально устанавливать свою ТП.

Экономически целесообразная мощность трансформаторов TП S_эт выбирается по экономической плотности нагрузки

, (4.1)

где F - площадь цеха.

Выбрав по табл. 4.2 S_эт, определяется необходимое количество трансформаторов для питания рассматриваемой нагрузки, шт.:

. (4.2)

Полученное число округляется до ближайшего большего целого числа. На основе анализа схемы электроснабжения и определения удельных затрат на передачу реактивной мощности с учетом постоянных капитальных затрат [4] находят экономически оптимальное число трансформаторов N_т.э. После уточнения полной мощности трансформатора по каталогам выбирают тип трансформатора, записывают его параметры.

Таблица 4.2

Экономически целесообразная мощность трансформаторов

Наименование величин	Значения величин
, кВ•А/м2	0,05	0,08-0,15	0,15-0,20	0,20-0,30	0,30-0,35
Sэт, кВ•А	400	630	1000	1800	2500

Примечание. При расчете потерь холостого хода в трансформаторах необходимо учитывать их увеличение при увеличении срока службы более 20 лет. Потери возрастают в среднем на 1,75 % в год [16].

5. РЕАКТИВНАЯ МОЩНОСТЬ В СЕТЯХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ И ЕЕ КОМПЕНСАЦИЯ

Одним из основных вопросов, решаемых как на стадии проектирования, так и на стадии эксплуатации систем промышленного электроснабжения, является вопрос о компенсации реактивной мощности (РМ), включающий выбор целесообразных источников, расчет и регулирование их мощности, их размещение в системе электроснабжения.

Количественные и качественные изменения, происходящие в промышленном электроснабжении за последние годы, придают этому вопросу особую значимость. В настоящее время прирост потребления реактивной мощности существенно превосходит прирост потребления активной мощности. При этом передача реактивной мощности на значительные расстояния от мест генерации до мест потребления существенно ухудшает технико-экономические показатели систем электроснабжения.

Понятие реактивной мощности.

Реактивная мощность - величина, характеризующая нагрузки, создаваемые в электротехнических устройствах колебаниями энергии электромагнитного поля. Для синусоидального тока она равна произведению действующих значений тока I и напряжения U на синус угла сдвига фаз между ними: Q = UIsinц.

Единица измерения - В•Ар.

Активная энергия, потребляемая электроприёмниками, преобразуется в другие виды энергии: механическую, тепловую, энергию сжатого воздуха и газа и т. п. Определённый процент активной энергии расходуется на потери.

Реактивная мощность не связана с полезной работой ЭП и расходуется только на создание переменных электромагнитных полей в электродвигателях, трансформаторах, аппаратах, линиях и т. д.

Для реактивной мощности приняты такие понятия, как генерация, потребление, передача, потери, баланс. Считается, что если ток отстает по фазе от напряжения (индуктивный характер нагрузки), то реактивная мощность потребляется и имеет положительный знак, а если ток опережает напряжение (емкостный характер нагрузки), то реактивная мощность генерируется и имеет отрицательное значение.

Основными потребителями реактивной мощности на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели (60-65 % общего потребления), трансформаторы (20-25 %), вентильные преобразователи, реакторы, воздушные электрические сети и прочие приемники (10 %).

Трансформаторы потребляют реактивную мощность в двух видах:

- намагничивающая мощность, необходимая для поддержания магнитного поля в магнитопроводе (достигает 2-3 % от номинальной мощности для распределительных трансформаторов и 1-2 % для мощных трансформаторов). Ее определяют с помощью тока холостого хода (выражаемого в процентах от номинального тока);

- мощность, связанная с потоками рассеяния трансформаторов (составляет до 4 % от мощности трансформаторов распределительной сети и 7-13 % у трансформаторов передающих сетей).

В среднем трансформаторы потребляют общую реактивную мощность, равную приблизительно половине активной мощности (средний tgц ? 0,5; cosц ? 0,9).

Другие потребители потребляют большее или меньшее количество реактивной мощности в зависимости от их конструкции (tgц = 0,5-1,0).

Передача реактивной мощности загружает электрические сети и установленное в ней оборудование, уменьшая их пропускную способность. Если сеть загружается на 25 % больше из-за передачи реактивной мощности, то потери в ней становятся на 56 % больше по сравнению с режимом передачи только активной энергии. Поэтому передача соответствующей реактивной мощности обходится довольно дорого.

Реактивная мощность генерируется синхронными генераторами электростанций, синхронными компенсаторами, синхронными двигателями (регулирование током возбуждения), батареями конденсаторов и линиями электропередачи. Реактивная мощность, вырабатываемая емкостью сетей, имеет следующий порядок величин:

- воздушная линия 20 кВ генерирует 1 кВ•Ар на 1 км трехфазной линии;

- подземный кабель 20 кВ - 20 кВ•Ар/км;

- воздушная линия 220 кВ - 150 кВ•Ар/км;

- подземный кабель 220 кВ - 3 МВ•Ар/км.

Коэффициент мощности и коэффициент реактивной мощности. Векторное представление величин, характеризующих состояние сети, приводит к представлению реактивной мощности Q вектором, перпендикулярным вектору активной мощности Р (рис. 5.2). Их векторная сумма дает полную мощность S.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 5.1. Треугольник мощностей

Согласно рис. 5.1 следует S2 = Р2 + Q2; tgц = Q/P; cosц = P/S.

До недавнего времени основным нормативным показателем, характеризующим реактивную мощность, был коэффициент мощности cosц. На вводах, питающих промышленное предприятие, средневзвешенное значение этого коэффициента должно было находиться в пределах 0,92-0,95. Однако выбор соотношения P/S в качестве нормативного не дает четкого представления о динамике изменения реального значения реактивной мощности. Например, при изменении коэффициента мощности от 0,95 до 0,94 реактивная мощность изменяется на 10 %, а при изменении этого же коэффициента от 0,99 до 0,98 приращение реактивной мощности составляет уже 42 %.

При расчетах удобнее оперировать соотношением k_рм = tgц = Q/P, которое называют коэффициентом реактивной мощности.

Введение новых директивных документов по компенсации реактивной мощности было направлено на повышение эффективности работы всей системы электроснабжения от генераторов энергосистемы до приемников электроэнергии. Непоказательное значение средневзвешенного коэффициента мощности было заменено значением реактивной мощности, которое может быть передано по сетям энергосистемы промышленному предприятию. Мощность, местоположение и режим работы компенсирующих устройств должны обосновываться технико-экономическими расчетами, например, по критерию минимума приведенных затрат на производство и распределение электроэнергии.

С введением коэффициента реактивной мощности стало возможным представлять потери активной мощности через активную или реактивную мощности: ?Р = (P²/U²)R(l + tg²ц); ?Р = (Q²/U²)R(l + 1/tg²ц).

Большинство потребителей нуждаются в реактивной мощности, поскольку они функционируют благодаря изменению магнитного поля. Для наиболее употребительных двигателей в нормальном режиме работы можно привести следующие примерные значения tgц.

Электродвигатели	tgц	cosц
Универсальный (обобщенный) двигатель	1,00-0,75	0,70-0,80
Однофазный асинхронный двигатель	1,30-0,90	0,61-0,74
Трехфазный асинхронный двигатель	1,00-0,50	0,70-0,89
Коллекторный двигатель	1,30-1,00	0,61-0,70

Угол между векторами мощностей Р и S соответствует углу ц между векторами активной составляющей тока I_а и полного тока I, который, в свою очередь, представляет собой векторную сумму активного тока I_а, находящегося в фазе с напряжением, и реактивного тока I_р, находящегося под углом 90° к нему. Это расположение токов является расчетным приемом, связанным с разложением на активную и реактивную мощности, которое можно считать естественным.

В момент пуска двигателей требуется значительное количество реактивной мощности, при этом tgц = 4-5 (cosц = 0,2-0,24).

Синхронные машины обладают способностью потреблять или выдавать реактивную мощность в зависимости от степени возбуждения.

В синхронных генераторах и двигателях размеры цепей возбуждения ограничивают возможность поставки реактивной мощности до максимальных значений tgц = 0,75 (cosц = 0,8) или до tgц = 0,5 (cosц = 0,9) (табл. 5.1).

Синхронные двигатели, выпускаемые отечественной промышленностью, рассчитаны на опережающий коэффициент мощности (cosц = 0,9) и при номинальной активной нагрузке P_ном и напряжении U_ном могут вырабатывать номинальную реактивную мощность Q_ном ? 0,5P_ном.

При недогрузке СД по активной мощности в = P/P_ном < 1 возможна перегрузка по реактивной мощности б = Q/Q_ном > 1.

Преимуществом СД, используемым для компенсации реактивной мощности, по сравнению с КБ является возможность плавного регулирования генерируемой реактивной мощности. Недостатком является то, что активные потери на генерирование реактивной мощности для СД больше, чем для КБ.

Дополнительные активные потери в обмотке СД, вызываемые генерируемой реактивной мощностью в пределах изменения cosц от 1 до 0,9 при номинальной активной мощности СД, равной P_ном, равны

?Р_ном = Q²_номR /U²_ном кВт,

где Q_ном - номинальная реактивная мощность СД, кВ•Ар; R - сопротивление одной фазы обмотки СД в нагретом состоянии, Ом; U_ном - номинальное напряжение сети, кВ.

Таблица 5.1

Зависимости коэффициента перегрузки по реактивной мощности синхронных двигателей

Серия, номинальное напряжение, частота вращения двигателя	Относительное напряжение на зажимах двигателя U/Uном	Коэффициент перегрузки по реактивной мощности б при коэффициенте загрузки в
		0,90	0,80	0,70
СДН, 6 и 10 кВ (для всех частот вращения) СДН, 6 кВ: 600-1000 об/мин 370-500 об/мин 187-300 об/мин 100-167 об/мин СДН, 10 кВ: 1000 об/мин 250-750 об/мин СТД, 6 и 10 кВ, 3000 об/мин СД и СДЗ, 380 В (для всех частот вращения)	0,95 1,00 1,05 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 1,10 0,95 1,00 1,05 1,10 0,95 1,00 1,05 1,10	1,31 1,21 1,06 0,89 0,88 0,86 0,81 0,90 0,86 1,30 1,32 1,12 0,90 1,16 1,15 1,10 0,90	1,39 1,27 1,12 0,94 0,92 0,88 0,85 0,98 0,90 1,42 1,34 1,23 1,08 1,26 1,24 1,18 1,06	1,45 1,33 1,17 0,96 0,94 0,90 0,87 1,00 0,92 1,52 1,43 1,31 1,16 1,36 1,32 1,25 1,15

В системах электроснабжения промышленных предприятий КБ компенсируют реактивную мощность базисной (основной) части графиков нагрузок, а СД снижают пики нагрузок графика.

Синхронные компенсаторы. Разновидностью СД являются синхронные компенсаторы (СК), которые представляют собой СД облегчённой конструкции без нагрузки на валу. В настоящее время выпускается СК мощностью выше 5000 кВ•Ар. Они имеют ограниченное применение в сетях промышленных предприятий, их используют для улучшения показателей качества напряжения у мощных ЭП с резкопеременной ударной нагрузкой (дуговые печи, прокатные станы и т. п.).

Статические тиристорные компенсирующие устройства. В сетях с резкопеременной ударной нагрузкой на напряжении 6-10 кВ рекомендуется применение не конденсаторных батарей, а специальных быстродействующих источников реактивной мощности (ИРМ), которые должны устанавливаться вблизи таких ЭП. Схема ИРМ приведена на рис. 5.3. В ней в качестве регулируемой индуктивности используются индуктивности LR и нерегулируемые ёмкости С1-С3.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 5.3. Быстродействующие источники реактивной мощности

Регулирование индуктивности осуществляется тиристорными группами VS, управляющие электроды которых подсоединены к схеме управления. Достоинствами статических ИРМ является отсутствие вращающихся частей, относительная плавность регулирования реактивной мощности, выдаваемой в сеть, возможность трёх- и четырёхкратной перегрузки по реактивной мощности. К недостаткам относится появление высших гармоник, которые могут возникнуть при глубоком регулировании реактивной мощности.

За счет дополнительных потерь мощности в сети, вызванных потреблением реактивной мощности, увеличивается общее потребление электроэнергии. Поэтому снижение перетоков реактивной мощности является одной из основных задач эксплуатации электрических сетей.

Наглядное представление о сущности компенсации реактивной мощности даёт рис. 5.4. На рис. 5.4, изображена схема электрической цепи (рис. 5.4,а). Пусть до компенсации потребитель имел активную мощность Р, соответственно ток (отрезок ОВ на рис. 5.4,б), и реактивную мощность от индуктивной нагрузки с соответствующим током (отрезок ВА). Полной мощности соответствует вектор (отрезок ОА). Коэффициент мощности до компенсации cosц₁.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 5.4. Векторная диаграмма компенсации реактивной мощности

После компенсации (рис. 5.4,в), т. е. после подключения параллельно нагрузке КУ (конденсатора) с мощностью (ток ), суммарная реактивная мощность потребителя будет уже (ток ) и соответственно снизится угол сдвига фаз с ц₁ до ц₂ и повысится коэффициент мощности с cosц₁ до cosц₂. Полная потребляемая мощность при той же потребляемой активной мощности Р (токе ) снизится с (ток ) до (ток ) (отрезок ). Следовательно, в результате компенсации можно при том же сечении проводов повысить пропускную способность сети при активной мощности Р.

Пути снижения потребления реактивной мощности:

- естественная компенсация без применения специальных компенсирующих устройств (КУ);

- искусственная компенсация, чаще называемая просто компенсацией.

Естественная компенсация реактивной мощности не требует больших материальных затрат и должна проводится на предприятиях в первую очередь. К естественной компенсации относятся:

- упорядочение и автоматизация технологического процесса, ведущие к выравниванию графика нагрузки и улучшению энергетического режима оборудования (равномерное размещение нагрузок по фазам, смещение времени обеденных перерывов отдельных цехов и участков, перевод энергоёмких крупных ЭП на работу вне часов максимума энергосистемы и вывод в ремонт мощных ЭП в часы максимума и т. п.);

- создание рациональной схемы электроснабжения за счёт уменьшения количества ступеней трансформации;

- замена трансформаторов и другого электрооборудования старых конструкций на новые, более совершенные, с меньшими потерями на перемагничивание;

- замена малозагруженных трансформаторов и двигателей трансформаторами и двигателями меньшей мощности и их полная загрузка;

- применение синхронных двигателей (СД) вместо асинхронных (АД), когда это допустимо по условиям технологического процесса;

- ограничение продолжительности режима холостого хода (ХХ) двигателя и сварочных трансформаторов, сокращение длительности и рассредоточение во время пуска крупных ЭП;

- понижение напряжения у двигателей, систематически работающих с малой загрузкой;

- применение наиболее целесообразной силовой схемы и системы управления вентильного преобразователя.

- улучшение качества ремонта электродвигателей, уменьшение переходных сопротивлений контактных соединений;

- отключение при малой нагрузке (например, в ночное время, в выходные и праздничные дни) части силовых трансформаторов.

Искусственная компенсация реактивной мощности, как всякое важное техническое мероприятие, может применяться для нескольких различных целей. Во-первых, компенсация реактивной мощности необходима по условию баланса реактивной мощности. Во-вторых, установка компенсирующих устройств необходима для снижения потерь электрической энергии в сети. И, в-третьих, компенсирующие устройства применяются для регулирования напряжения.

Во всех случаях при применении компенсирующих устройств необходимо учитывать ограничения по следующим техническим и режимным требованиям:

- обеспечение резерва реактивной мощности в энергосистеме;

- обеспечению баланса реактивной мощности в узлах нагрузки;

- отклонениям напряжения в узлах электрической сети;

- обеспечению пропускной способности элементов электрической сети.

С влиянием реактивной мощности, передаваемой по элементам сети, на напряжение и потери тесно связано понятие баланса реактивной мощности. Под балансом реактивной мощности понимают равенство генерируемой и потребляемой мощностей при допустимых отклонениях напряжения у приемников электроэнергии.

Генерация реактивной мощности. Для обеспечения баланса реактивной мощности необходима ее генерация. В основном реактивная мощность генерируется синхронными генераторами электрических станций и высоковольтными линиями электропередачи. Однако, в отличие от активной мощности, возможна и локальная генерация реактивной мощности (синхронными компенсаторами и электродвигателями, батареями конденсаторов).

Чрезмерная концентрация производства реактивной мощности во многих случаях экономически нецелесообразна по следующим причинам:

1. При передаче значительной реактивной мощности существенно возрастают дополнительные потери активной мощности и электроэнергии во всех элементах электрической сети от места генерации до потребителей, обусловленные загрузкой элементов ЭС реактивной мощностью.

2. Возрастают дополнительные потери напряжения , которые особенно существенны в сетях районного значения.

Напряжение на шинах потребителя тем ниже, чем больше потери напряжения, а, следовательно, и потребление реактивной мощности. Для иллюстрации на рис. 5.5 приведена осциллограмма изменения напряжения U_ш на шинах 10 кВ и реактивной мощности Q при работе мощного вентильного преобразователя.

Рис. 5.5. Осциллограмма напряжения и реактивной мощности

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

Компенсация реактивной мощности. Как было отмечено ранее, реактивная мощность может генерироваться не только генераторами, но и компенсирующими устройствами - конденсаторами, синхронными компенсаторами или статическими источниками реактивной мощности (ИРМ), которые можно установить на подстанциях электрической сети. При номинальной нагрузке генераторы вырабатывают лишь около 60 % требуемой реактивной мощности, 20 % генерируется в ЛЭП с напряжением выше 110 кВ, 20 % вырабатывают компенсирующие устройства, расположенные на подстанциях или непосредственно у потребителя.

Решение проблемы снижения потерь мощности и напряжения - в компенсации реактивной мощности. Компенсация реактивной мощности (КРМ) - одно из наиболее эффективных средств рационального использования электроэнергии.

Таким образом, РМ потребляется любым элементом электрической сети, в которой ток отстает от приложенного напряжения. Коэффициент мощности нагрузки обычно 0,7-0,8, при этом ЭП напряжением 380-660 В удалены от источников питания. Поэтому передача РМ в сеть напряжением до 1 кВ приводит к повышенным затратам на увеличение сечений проводов и кабелей, на повышение мощности трансформаторов, на потери мощности. Эти затраты можно уменьшить, если обеспечить компенсацию РМ непосредственно в сети напряжением до 1 кВ.

Источниками РМ могут быть синхронные двигатели и низковольтные конденсаторные батареи (НБК). Не скомпенсированная реактивная нагрузка покрывается из сети напряжением выше 1 кВ предприятия. Источники РМ на напряжение 6-10 кВ экономичнее источников до 1 кВ, но передача их РМ в сеть до 1 кВ может привести к увеличению числа трансформаторов и увеличению потерь электроэнергии в сети и трансформаторах. Поэтому оптимальный вариант выбора средств компенсации РМ для сетей промышленных предприятий можно определить только на основании технико-экономических расчетов [7, 12].

Если в цехе установлены синхронные двигатели, то рассматриваются их компенсирующие возможности. При работе СД с опережающим коэффициентом мощности его полная мощность, определяющая его стоимость, растет в гораздо меньшей степени, чем его компенсирующая способность.

Максимальная величина РМ, которую может генерировать СД

, (5.6)

где Р_н, tg_н, _н - номинальные данные СД;

_м - коэффициент наибольшей допустимой перегрузки СД по реактивной мощности (см. табл. 5.2).

Таблица 5.2

Значение коэффициента наибольшей допустимой перегрузки СД

Тип двигателя и номинальное напряжение	Значение коэффициента при
	= 0,90	= 0,80	= 0,70
СДИ, 6-10 кВ	1,21	1,27	1,33
СД, СДЗ, 380 В	1,15	1,24	1,32

В табл. 5.2 - коэффициент загрузки СД по активной мощности ( = Р_сд/Р_н).

РМ, генерированная СД, учитывается при определении расчетной нагрузки цеха Q_р.ц. и S_р.ц. в зависимости от уровня напряжения СД. Если СД установлены на стороне НН, то при определении Q_р.ц. РМ всех синхронных двигателей Q_сд берется со знаком «минус».

Экономически оправданная величина РМ, которую целесообразно передать со стороны 6-10 кВ ТП в сеть напряжением до 1 кВ без увеличения N_т.э. и мощности S_т трансформаторов, определяется исходя из пропускной возможности ТП:

, (5.7)

где - полная мощность, которую может обеспечить ТП;

- активная мощность нагрузки цеха.

Если при этом оказывается, что , то на ТП компенсацию реактивной мощности выполнять не имеет смысла и, следовательно, реактивная нагрузка ТП равна - расчетной реактивной нагрузке потребителей со стороны низкого напряжения.

Если , требуется установка на стороне низкого напряжения ТП дополнительных источников реактивной мощности. Чаще всего для этих целей применяются батареи статических конденсаторов (НБК).

Мощность устанавливаемых НБК

. (5.8)

Если в цехе устанавливаются несколько трансформаторов, то единичные мощности БК допускается определять по условиям равномерности распределения нагрузки между ними.

Величина стандартной мощности, тип и другие технические данные НБК, а также стандартная мощности комплектной конденсаторной установки (ККУ) находится по [6, 12].

В случае если установка БК на стороне НН ТП оказалась целесообразной, необходимо скорректировать величину его реактивной нагрузки:

, (5.9)

где - реактивная мощность БК выбранной стандартной ККУ.

Коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах трансформаторов находится

, (5.10)

а для двухтрансформаторных ТП. Для однотрансформаторных ТП коэффициент загрузки в аварийном режиме не определяется.

При определении нагрузки линий электропередач, питающих ТП, необходимо учитывать потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах. Нагрузка на стороне высокого напряжения ТП:

кВт; (5.11)

кВ•Ар; (5.12)

. (5.13)

Конденсаторные установки любой мощности рекомендуется присоединять непосредственно к шинам цеховой подстанции, если распределительная сеть выполнена только кабельными линиями. При питании от одного трансформатора двух и более магистральных шинопроводов к каждому из них присоединяется только по одной НБК.

Для схем с магистральными шинопроводами ККУ единичной мощностью до 400 кВ•Ар подключаются к сети без дополнительной установки отключающего аппарата, ввиду установки последнего в комплекте ККУ. При мощности ККУ более 400 кВ•Ар рекомендуется их подключать к шинам цеховой подстанции с использованием автоматического выключателя.

6. ВЫБОР ПРОВОДОВ И ЖИЛ КАБЕЛЕЙ

Требования по видам прокладки, марок кабелей и проводов изложены в [9, 13, 15]. При выборе марок кабелей и проводов следует руководствоваться [9]. Для присоединения к неподвижным электроприёмникам, как правило, следует применять кабели и провода с алюминиевыми жилами. Кабели и провода с медными жилами следует применять при открытой прокладке в чердаках со строительными конструкциями из горючих материалов и за подвесными потолками из горючих материалов, для присоединения к переносным, передвижным и установленным на виброизолирующих опорах электроприёмникам, а также в случаях, оговоренных ПУЭ.

Сечения проводов, жил кабелей и шин выбирают по следующим показателям [4, 7]:

- по нагреву длительно допустимым током;

- по нагреву кратковременным током КЗ;

- по падению напряжения от источника до приемника;

- по механической прочности;

- по экономической плотности тока.

При выборе по условию нагрева сечение проводов и кабелей напряжением до 1 кВ выбирается в зависимости от длительно допустимой токовой нагрузки [4]:

, (6.1)

где I_р - расчетный ток нагрузки; I_н.доп. - длительно допустимый ток на провода, кабели и шинопроводы (табл. 6.1-6.6); К₁ - поправочный коэффициент на условия прокладки проводов и кабелей (табл. 6.7); К₂ - поправочный коэффициент на число работающих кабелей, лежащих рядом в земле в трубах или без труб (табл. 6.8).

Таблица 6.1

Допустимый длительный ток для проводов с медными жилами с резиновой изоляцией в металлических защитных оболочках и кабелей с медными жилами с резиновой изоляцией в свинцовой, поливинилхлоридной, найритовой или резиновой оболочке, бронированных или небронированных

Сечение жилы, мм2	Ток Iн.доп., А, для проводов и жил
	одножильных	двухжильных	трехжильных
	при прокладке
	в воздухе	в воздухе	в земле	в воздухе	в земле
1,5	23	19	33	19	27
2,5	30	27	44	25	38
4,0	41	38	55	35	49
6,0	50	50	70	42	60
10,0	80	70	105	55	90
16,0	100	90	135	75	115
25,0	140	115	175	95	150
35,0	170	140	210	120	180
50,0	215	175	265	145	225
70,0	270	215	320	180	275
95,0	325	260	385	220	330
120,0	385	300	445	260	385
150,0	440	350	505	305	435

Расчетный ток нагрузки для одного двигателя

. (6.2)

Для магистрали (фидера), по которой передается энергия для нескольких потребителей, I_р определяется

, (6.3)

где S_р - расчетная мощность группы потребителей.

Определив сечение провода, кабеля, находят по справочникам его марку [9, 18].

Таблица 6.2

Допустимый длительный ток для проводов и шнуров с поливинилхлоридной и резиновой изоляцией

Сечение жилы, мм2	Iн.доп., А, на провода, проложенные
	открыто	в одной трубе
	c жилами из Cu	c жилами из Al	с медными жилами	с алюминиевыми жилами
			2 одножильных	3 одножильных	4 одножильных	1 двухжильный	1 трехжильный	2 одножильных	3 одножильных	4 одножильных	1 двухжильный	1 трехжильный
1,0	17	-	16	15	14	15	18	-	-	-	-	-
1,2	20	-	18	16	15	16	14,5	-	-	-	-	-
2,0	26	-	24	22	20	23	19	-	-	-	-	-
3,0	34	27	32	28	26	28	24	24	22	21	22	18
4,0	41	32	38	35	30	32	27	28	28	23	25	21
5,0	46	36	42	39	34	37	31	32	30	27	28	24
6,0	50	39	46	42	40	40	34	36	32	30	31	26
8,0	62	46	54	51	46	48	43	43	40	37	38	32
10,0	80	60	70	60	50	55	50	50	47	39	42	38
16,0	100	75	85	80	75	80	70	60	60	55	60	55
25,0	140	105	115	100	90	100	85	85	80	70	75	65
35,0	170	130	135	125	115	125	100	100	95	85	95	75
50,0	215	165	185	170	150	160	135	140	130	120	125	105
70,0	270	210	225	210	185	195	175	175	165	140	150	135
120,0	385	295	315	290	260	295	250	245	220	200	230	190

Проверка сечения S проводов и кабелей по условию допустимой потери напряжения. Она производится, главным образом, для осветительных сетей и для силовых сетей при сравнительно большой их протяженности.

Сечение проводов для трехфазной сети с сосредоточенной нагрузкой в конце линии, мм²:

, (6.4)

где Р_р - расчетная нагрузка, кВт;

U_н - линейное напряжение, В;

U - допустимая потеря напряжения, %;

l - общая длина линии, м;

- удельная проводимость, в расчетах принимается для алюминия 34,5 м/(Оммм²), для меди 57 м/(Оммм²).

Таблица 6.3

Допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с резиновой или пластмассовой изоляцией в свинцовой, поливинилхлоридной и резиновой оболочках, бронированых и небронированных

Сечение жилы, мм2	Iн.доп., А, для кабелей
	одножильных	двухжильных	трехжильных
	при прокладке
	в воздухе	в воздухе	в земле	в воздухе	в земле
2,5	23	21	34	19	29
4,0	31	29	42	27	38
6,0	38	38	55	32	46
10,0	60	55	80	42	70
16,0	75	70	105	60	90
25,0	105	90	135	75	115
35,0	130	105	160	90	140
50,0	165	135	205	110	175
70,0	210	165	245	140	210
120,0	295	230	340	200	295
150,0	340	270	390	235	335

Таблица 6.4

Токовые нагрузки на силовые кабели с пропитанной изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемые в воздухе

Сечение жилы, мм2	Токовые нагрузки, А, на кабель
	c жилами из Cu	с жилами из Al
	Одножильный до 1 кВ	Двухжильный до 1 кВ	Трехжильный до 10 кВ	Четырехжильный до 1 кВ	Одножильный до 1 кВ	Двухжильный до 1 кВ	Трехжильный до 10 кВ	Четырехжильный до 1 кВ
10	95	75	-	60	75	55	-	45
16	120	95	60	80	90	75	46	60
25	160	130	85	100	125	100	65	75
35	200	150	105	120	155	115	80	95
50	245	185	135	145	190	140	105	110
70	305	225	165	185	235	175	130	140
95	360	275	200	215	275	210	155	165
120	415	320	240	260	320	245	185	200
185	525	-	305	340	405	-	235	260

Таблица 6.5

Токовые нагрузки на силовые кабели с бумажной пропитанной изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемые в земле

Сечение жилы, мм2	Токовые нагрузки, А, на кабель
	c жилами из Cu	с жилами из Al
	Одножильный до 1 кВ	Двухжильный до 1 кВ	Трехжильный до 10 кВ	Четырехжильный до 1 кВ	Одножильный до 1 кВ	Двухжильный до 1 кВ	Трехжильный до 10 кВ	Четырехжильный до 1 кВ
10	140	105	-	85	110	80	-	65
16	175	140	95	115	135	110	75	90
25	235	185	120	150	180	140	90	115
35	285	225	150	175	220	175	115	135
50	360	270	180	215	275	210	140	165
70	440	325	215	265	340	250	165	200
95	520	380	265	310	400	290	205	240
120	595	435	310	350	460	335	240	270
150	675	500	355	396	520	385	275	305

Таблица 6.6

Основные технические данные шинопроводов переменного тока до 1 кВ

Тип шинопровода	Номинальный ток, А	Номинальное напряжение, В	Сопротивление, Ом/км	Динамическая стойкость к току к.з., кА
			фазного	нулевого
			R	X	R	X
Магистральные
ШМА76	1 600	660	0,031	0,017	0,072	0,098	70
ШМА68	2 500	660	0,027	0,023	0,260	0,450	70
	4 000	660	0,013	0,020	0,070	0,046	100
ШЗМ16	1 600	660	0,017	0,020	-	-	90
Распределительный
ШРА 73	250	380	0,200	0,100	0,180	0,150	15
	400	380	0,130	0,100	0,170	0,130	25
	630	380	0,085	0,075	0,100	0,129	35

Таблица 6.7

Поправочный коэффициент К₁

Расчетная температура среды, С	Нормируемая температура жил, С	Фактическая температура среды, С
		0	+10	+20	+30	+40	+50
15	80	1,11	1,04	0,96	0,88	0,78	0,68
25	80	1,20	1,13	1,04	0,95	0,85	0,74
25	70	1,24	1,15	1,05	0,94	0,81	0,67
15	65	1,14	1,05	0,95	0,84	0,71	0,55
25	65	1,27	1,17	1,06	0,94	0,79	0,61
11	60	1,15	1,06	0,94	0,82	0,67	0,41
25	60	1,31	1,20	1,07	0,93	0,76	0,54
15	55	1,17	1,07	0,93	0,79	0,61	0,36
25	55	1,35	1,23	1,08	0,91	0,71	0,41

Таблица 6.8

Поправочные коэффициенты К₂ на число работающих кабелей, лежащих рядом в земле (в трубах или без труб)

Расстояние в свету, мм	Коэффициент К2 при числе кабелей
	1	2	3	4	5	6
100	1	0,9	0,85	0,8	0,78	0,75
200	1	0,92	0,87	0,84	0,82	0,81
300	1	0,93	0,9	0,87	0,86	0,85

Для трехфазной сети с несколькими нагрузками (рис. 6.1) и одинаковыми сечениями проводов

(6.5)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 6.1. Трехфазная сеть с несколькими нагрузками и одинаковыми сечениями проводов

Допустимую потерю напряжения U от шин подстанции до наиболее отдаленной нагрузки можно принимать:

- для силовых сетей 5 %;

- для сетей электрического освещения промышленных предприятий и общественных зданий от +5 до -2,5 %;

- для сетей электрического освещения жилых зданий и наружного освещения 5 %.

В приведенных выше расчетах линий переменного тока (6.4 и 6.5) сделано допущение, что провод линии обладает только активным сопротивлением.

Сечение провода с учетом активного и индуктивного сопротивлений

мм², (6.6)

где - потеря напряжения в активном сопротивлении, %;

U_р - потеря напряжения в индуктивном сопротивлении, %;

, (6.7)

где - реактивная мощность, кВ•Ар;

S_р - полная нагрузка, кВ•А;

l - длина линии, км;

Х₀ - индуктивное сопротивление проводов, Ом/км (табл. 6.9).

Сечения проводников сетей должны быть проверены по экономической плотности тока [9, 13]. В расчетах электрических сетей до 1 кВ фактор экономической плотности тока не учитывается.

Таблица 6.9

Активные и индуктивные сопротивления для проводов и кабелей с медными и алюминиевыми жилами

Сечение провода, мм2	Сопротивление, мОм/м
	Активное R для жил	Индуктивное Х0
	медных	алюминиевых	3-х жильных кабелей с бумажной изоляцией до 1 кВ	Проводов в трубе	Проводов, проложенных открыто	Воздушных линий до 1 кВ
	температура, С
	30	50	30	45
1,5	12,300	13,30	-	-	0,1130	0,1260	0,374	-
2,5	7,400	8,00	12,5	13,3	0,1040	0,1160	0,358	-
4,0	4,630	5,00	7,81	8,34	0,0950	0,1070	0,343	-
6,0	3,090	3,34	5,21	5,56	0,0900	0,0997	0,330	-
10,0	1,850	2,00	3,12	3,33	0,0730	0,0990	0,307	-
16,0	1,160	1,25	1,95	2,08	0,0675	0,0947	0,293	0,354
25,0	0,741	0,80	1,25	1,33	0,0622	0,0912	0,278	0,339
35,0	0,530	0,57	0,89	0,951	0,0637	0,0879	0,268	0,33
50,0	0,371	0,40	0,62	0,666	0,0625	0,0854	0,256	0,317
70,0	0,265	0,29	0,45	0,447	0,0612	0,0819	0,245	0,307
95,0	0,195	0,21	0,33	0,351	0,0602	0,0807	0,236	0,297
120,0	0,154	0,17	0,26	0,278	0,0600	0,0802	0,229	0,293

Пример выбора кабельных линий, автоматического выключателя и предохранителя в сети 0,4 кВ приведен в прил. 5.

7. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫБОРУ АППАРАТОВ УПРАВЛЕНИЯ И ЗАЩИТЫ

При выборе аппаратов управления для установок до 1 кВ следует учитывать режимы их работы. Типы, технические данные аппаратов управления представлены в [6, 9]. Категории применения аппаратов в зависимости от рода тока и режимы работы (области использования) представлены в [9].

В качестве аппаратов защиты применяются плавкие предохранители или автоматические воздушные выключатели с встроенными тепловыми (для защиты от перегрузок) и электромагнитными (для защиты от токов короткого замыкания) реле.

Выбор автоматов производится:

– по напряжению установки U_уст U_н;

– по роду тока и его значению I_р I_н;

– по коммутационной способности I_к I_откл,

где U_уст - напряжение на установке; U_н - номинальное напряжение автомата; I_р - рабочий ток установки; I_н - номинальный ток автомата; I_к - ток короткого замыкания.

Номинальный ток теплового электромагнитного или комбинированного расцепителя автоматического выключателя выбирается только по расчетному току линии I_т I_дл.

Ток срабатывания (отсечки) электромагнитного расцепителя или комбинированного расцепителя I_ср.эл проверяется по максимальному кратковременному пиковому току I_ср.эл I_пикК.

Для автоматических выключателей с I_н 100 А коэффициент К 1,4, а с I_н 100 А К 1,25. Для одиночных двигателей пиковый ток равен пусковому току двигателя.

Выбор предохранителей производится:

- по напряжению U_уст U_н;

- по условиям перегрева I_н I_р;

- по току отключения I_к I_н.откл.

Токи плавких вставок предохранителей для линий с электродвигателями выбираются согласно условиям:

- при нормальном пуске, когда время пуска не превышает 5 с

; (7.1)

- при тяжелом пуске, когда время пуска более 5 с (например, вентиляторы с колесом большого диаметра)

. (7.2)

Для защиты линии с несколькими двигателями

, (7.3)

где I_р - расчетный ток группы двигателей; I_нб - ток наибольшего в группе двигателя; К - кратность пускового тока двигателя.

В [9] приводятся рекомендации по выбору пусковой и защитной аппаратуры (предохранители, выключатели, магнитные пускатели) на ответвлениях к асинхронным двигателям.

В качестве примера типовой релейной системы автоматического управления на рис. 7.1 представлена схема пуска, остановки и реверсирования асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором при помощи магнитного пускателя [17].



Рис. 7.1. Схема пуска, остановки и реверсирования асинхронного двигателя: КМ₁, КМ₂ - контакторы; SB₂, SB₃ кнопки управления, подающие команды на включение двигателя для вращения в условных направлениях «Вперед» и «Назад»; SB₁ - кнопка «Стоп», останавливающая двигатель

Магнитные пускатели широко используются для двигателей переменного тока до 75 кВт, работающих в основном в продолжительных или повторно-кратковременных режимах. Магнитным пускателем осуществляют дистанционное управление, а также тепловую (FR1, FR2) защиту двигателей. В схеме предусмотрена максимально-токовая мгновенная защита FU1- FU5. Если требуется пускать и останавливать двигатель, то устанавливается нереверсивный магнитный пускатель.

Выбор пусковой и защитной аппаратуры к асинхронным двигателям при напряжении сети 380 В можно производить по [9].

Схемы автоматического пуска и остановки синхронных двигателей низкого и высокого напряжений приведены в [3, 18]. На синхронных двигателях обязательно предусматриваются те же защиты, что и для асинхронных. Кроме того, они должны иметь защиту от асинхронного режима, дифференцированную защиту - от внутренних повреждений в обмотках двигателя; защиту от обрывов в роторной цепи; осуществлять контроль продолжительности пуска. На синхронных двигателях обязательно предусматриваются устройства автоматического регулирования возбуждения.