Общие вопросы электроснабжения: понятия и определения

Лекция1. Общие вопросы электроснабжения: понятия и определения. Общая характеристика сист ем электроснабжения (СЭС) Электроснабжение – обеспечение потребителей электрической энергией.Источниками электроэнергии являются тепловые, гидравлические, атомные электростанции, которые расположены на определенном расстоянии от потребителей. Доля альтернативных станций в системе электроснабжения, таких как ветровые, солнечные, мала. Электрическая энергия от места её выработки передаётся до потребителей передается по электрическим сетям. Система электроснабжения (СЭС) – совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией. Или, СЭС – совокупность электрических сетей, источников их питания , электрических приемников и потребителей электрической энергии , соответствующих устройств защиты, автоматики, регулирования, объединенная единым процессом передачи, распределения и потребления электроэнергии. СЭС общего назначения с точки зрения характера функционирования и потребления ЭЭ делятся: - СЭС городов; - СЭС промышленных предприятий; - СЭС сельского хозяйства ( агропромышленного комплекса ). Особенности СЭС: 1. Многообразие потребителей со специфическими запросами. 2. Потребители рассредоточены по большой территории. 3. Электроустановки работают под воздействием многих внешних факторов. 4. Элементы СЭС располагаются в непосредственной близости от людей. Требования к СЭС: 1. Обеспечение пропускной способности. 2. Качество электрической энергии. 3. Надежность, бесперебойность электроснабжения. 4. Электробезопасность. 5. Экологичность. 6. Удобство эксплуатации и монтажа. 7. Экономичность . Общую структуру электроснабжения любого объекта ( рис 1.1.) можно условно разбить на три части: систему питания, систему распределения и систему потребления электроэнергии. Рис. 1.1. Структура электроснабжения объекта Структура электроснабжения объекта включает следующие элементы: - источник питания (ИП); -линии электропередачи (ЛЭП), осуществляющие транспорт электрической энергии от ИП к предприятию; -пункт приема электрической энергии (ППЭ); -распределительные сети; - электроприемники (ЭП). В качестве ИП могут быть: - электрическая станция ( ЭС) или трансформаторная подстанция (ТП) энергосистемы; - электрическая станция предприятия. Границы СЭС определяются точкой границы раздела потребитель–энергоснабжающая организация (граница балансовой принадлежности) до индивидуального электроприемника. ИП при централизованном электроснабжении — это сборные шины распределительных устройств ЭС и ТП электроэнергетических систем. Собственная электростанцияв СЭС строится в следующих случаях: - значительное использование тепловой энергии на технологические нужды предприятия (ТЭЦ ); - размещение предприятия в удаленных или труднодоступных районах и нецелесообразности создания электрических связей с энергосистемой; - наличие повышенных требований к надежности электроснабжения. При выборе ИП необходимо учитывать следующие основные факторы: - величину мощности и напряжения питания ЭП и ПЭЭ ; - удаленность предприятия от ИП ;. - требования к обеспечению надежностиэлектроснабжения - величину мощности и напряжения питания потребителей. В качестве ППЭ может быть: - подстанция глубокого ввода (ПГВ) – как правило, для питания локального объекта или мощного обособленного производства предприятия и находится в центре электрических нагрузок объекта (производства); - центр питания (ЦП) или главная понизительная подстанция (ГПП) – для питания нескольких потребителей (объектов); - центральный распределительный пункт ( ЦРП ) - для потребителей небольшой мощности и малом удалении от ИП. Схемы с одним ППЭ следует применять при отсутствии специальных требований к надежности питания ЭП и компактном их расположении на территории предприятия. Схемы с двумя и более ППЭ следует применять: - при наличии специальных требований к надежности электроснабжения; - при наличии на предприятиях двух и более относительно мощных обособленных групп потребителей; - во всех случаях, когда применение нескольких ППЭ целесообразно по экономическим соображениям; - при поэтапном развитии предприятия, когда для питания вновь вводимых мощных узлов нагрузок в будущем целесообразно сооружение отдельного ППЭ. Основные элементы электрических сетей : 1. Элементы канализации ЭЭ ; 2. Силовые и преобразовательные ТП; 3. Распределительные пункты ,РП . Электрические сети СЭС условно можно разделить на три типа : питающие сети , высоковольтные распределительные сети и низковольтные распределительные сети. Номинальное напряжение является одним из основных параметров, характеризующих электроустановки . Согласно ПУЭ все электроустановки делятся на низковольтные  установки напряжением до 1000 В и высоковольтные установки напряжением свыше 1кВ. К питающим сетям относятся ЦП 35 -220 кВ , воздушные и кабельные линии электропередачи ( ВЛ и КЛ ) напряжением 35 кВ и выше. Высоковольтные распределительные сети представлены ЛЭП напряжением 6-10-20 кВ и потребительскими ( распределительными , цеховыми ) ТП 6-10-20 кВ/0,4 кВ .Низковольтные распределительные сети — это наружные воздушные и кабельные сети и сети внутри помещений напряжением 0,4/0,23 кВ . Системы распределения электроэнергии в СЭС - это совокупность электрических сетей различных напряжений для электроснабжения потребителей , образующая многоступенчатую передачу электроэнергии от ИП до ЭП. Базовая система в настоящее время - это 3-х ступенчатая 110-220 /35/6-10-20/0,4 кВ, включающая три трансформации. Применяются также двухступенчатые подсистемы -110/10(6)/0,4 кВ и одноступенчатые- подсистемы - 35/0,4 кВ, 10(6)/0,4 кВ. Выбор системы распространения для объекта зависит от расположения, мощности, расстояния от центра питания. На рис 1.2 -1.4. представлена система распределения электроэнергии в СЭС промышленного предприятия . Электрические сети в СЭС работают , как правило , в следующих режимах заземления нейтрали : - с эффективно заземленной нейтралью — 110 -220 кВ ; - с изолированной или компенсированной нейтралью - 6-35 кВ ; - с глухозаземленной нейтралью — 0,4/0,23 кВ Рис 1.2. Трехступенчатая система распределения электроэнергии. Т1, Т2 — системные силовые трансформаторы; ГПП — главная понизительная подстанция; РП — распределительная подстанция; М — электродвигатели; 1 — приемник электроэнергии; 2 — шины распределительной сборки или магистрального шинопровода; 3 — шины распределительного устройства трансформаторной подстанции на напряжение до 1 кВ; 4 — трансформаторы на понижающей трансформаторной подстанции; 5 — шины распределительной подстанции (РП); 6 — шины ГПП; 7 — линии, питающие предприятие Рис 1.3 Характерные схемы электроснабжения при питании промышленных предприятий только от энергосистемы Рис 1.4. Характерные схемы электроснабжения при питании промышленных предприятий от энергосистемы и собственной электростанции 1.2. Основные характеристики ЭП и потребителей электроэнергии Электроприемник – устройство, механизм, прибор, в котором ЭЭ преобразуется в другие виды энергии. Потребитель электроэнергии – один или группа ЭП, размещенных на определенной территории и объединенных для выполнения конкретных задач. ЭП в зависимости от вида получаемой энергии можно разделить на следующие типы : - силовые (электродвигатели, выпрямители) – электрическая энергия преобразуется в механическую на вращающемся валу; - электросварочные установки); - электрические печи (электрические дуговые, индукционные) - электрическая энергия преобразуется в тепловую; - установки электрохимии (гальваника, электролиз); - осветительные и облучательные ( ультрафиолетовые , инфракрасные); - управления процессом (компьютеры). Основные параметры ЭП и ПЭЭ 1. Номинальное напряжение [кВ] : - 12,24,36,127,230(220),400(380),600 В ( низковольтные ЭП) - 3,6,10 кВ ( высоковольтные ЭП ). ЭП 12,24,36 В – работают в сложных опасных условиях поражения электрическим током (в металлических котлах, где большая влажность; условиях, где есть взрывоопасные вещества). ЭП 230, 400 – напряжение для однофазных приемников, подключенных на фазное , линейное напряжение. ЭП 400, 660 В и выше – трехфазные ЭП. 2. Род тока: - переменного тока; - постоянного тока (транспорт, электрохимия и гальваника, сварка). К сети переменного тока приемники подключаются через преобразовательно-выпрямительные устройства. 3. Частота переменного тока: - промышленная 50 Гц ; - пониженная; - повышенная . 4. Число фаз : - трехфазные; - однофазные. 5. Номинальная активная мощность [кВт] – длительно-допустимая по нагреву нагрузка, для всех приемников кроме асинхронных двигателей (АД) , потребляемая из сети или развиваемая на валу двигателя при номинальном напряжении. Для АД – это мощность на валу при . Для остальных приемников – это активная мощность, потребляемая из сети. Потребляемая мощность из сети для АД определяется по выражению 6 , где – мощность развиваемая на валу ; - коэффициент загрузки , учитывает загрузку рабочего механизма и каталожную неувязку при выборе двигателя: 6. Реактивная мощность [кВАр] – мощность, потребляемая из сети или отдаваемая в сеть (знак - ) при номинальном напряжении, номинальной активной мощности, номинальном токе возбуждения. Часто реактивная мощность задается с помощью номинального коэффициента мощности: или коэффициента реактивной мощности. 7. Способ размещения на территории: - стационарное ; - возможно перемещение в перспективе ; - передвижные ЭП ( например, краны) 8. Требование к надежности, бесперебойности электроснабжения: - ЭП 1-ой категории: перерыв в электроснабжении которых приводит к несчастным случаям, пожарам, гибели людей, массовому браку продукции, к расстройству сложного технологического производственного процесса, поломке дорогостоящего оборудования. Нужно обеспечивать питание от 2-х или 3-х независимых взаиморезервирующих источников ; время перерываэлектропитания – время автоматического ввода резерва (АВР)4 - ЭП 2-ой категории: перерыв ЭС приводит к массовому недоотпуску продукции, простою рабочих, механизмов, транспорта, нарушению нормального процесса жизнедеятельности больших групп населения ; рекомендуется обеспечивать питание от 2-х независимых взаиморезервирующих ИП; время перерыва электропитания- время ввода ручного резерва. - ЭП 3-ой категории не содержат признаки 1 и 2 категорий, может иметь один ИП ; время перерыва электропитания - время поиска и устранения повреждения , но не более 24 часов. 9. Продолжительность режима нагрузки ( работы) ЭП : - продолжительный режим (100 %-й); - повторно-кратковременный режим ( ПКР) ; - кратковременный режим . Графики изменения температуры при трех режимах работы ЭП приведены на рис 1.5-1.7. 1. 2. 3. 4.   Рис.1.5. Рис.1.6. Рис 1.7. Продолжительный режим  Такой режим работы электроприёмника продолжается столь длительное время, что превышение температуры нагрева всех её частей над температурой окружающей среды достигает установившегося значения τуст. После включения электроприёмника его температура начинает повышаться. Если бы отсутствовала отдача теплоты в окружающую среду, то температура непрерывно повышалась бы, и за время Т (постоянная времени нагрева) достигла бы максимального значения. При дальнейшей работе температура продолжала бы повышаться до разрушения оборудования. Но в результате, происходящего одновременно, процессу охлаждения оборудования наступает тепловое равновесие, при котором температура электроприёмника становится установившейся. Установившейся считается температура, изменение которой в течении одного часа не превышает 1○С. При выборе установок по нагреву необходимо, чтобы установившееся значение превышения температуры над температурой окружающей среды не превышало допустимого значения. Как правило, в продолжительном режиме работают электродвигатели вентиляторов, дымососов, большинства насосов и др. Кратковременный режим  характеризуется небольшими по времени периодами работы оборудования, когда температура не успевает достичь установившейся, а перерыв в работе такой продолжительности, что температура приёмника снижается до температуры окружающей среды. В кратковременном режиме работают электроприводы различных задвижек, вспомогательные механизмы станков и др. Повторно-кратковременный режим , при котором кратковременные режимы работы чередуются с паузами. При этом рабочие периоды не настолько длительные, чтобы оборудование нагрелось бы до установившегося значения, а во время пауз электроустановка не успевает остыть до температуры окружающей среды. В результате многократных циклов температура установки достигает некоторой псевдоустановившейся температуры, характерной именно для такого цикла. Следует отметить, что повторно-кратковременный режим может быть с неодинаковыми по длительности временами нагрева и остывания, так называемый плавающий цикл. Тогда псевдоустановившаяся температура может изменяться  в достаточно широких пределах. В таком режиме работают электроприводы подъёмно-транспортных механизмов, электросварка, некоторые электроприводы конвейеров и др. Для оценки загрузки приёмников с повторно-кратковременным режимом используется формула относительной продолжительности включения:                                   ,                                     где tв –длительность работы, tо – длительность отключения (пауза). Лекция2. Основные физические показатели и расчетные коэффициенты графиков электрических нагрузок ( ГН ) Графики нагрузок (ГН). Классификация ГН. ГН - это кривая или ломаная линия, которая определяет изменение нагрузки во времени. Рис. 3.1. Примеры ГН. Использование ГН для решения задач: - выбор параметров электрических установок, сечений проводов, мощности трансформаторов; - выбор напряжений сети и электрических схем; -расчет расходов и потерь ЭЭ; -оценка степени загрузки оборудования ; -выбор параметров параметров устройств регулирования (напряжения, мощности), режимов системы; -расчет устройств защиты и автоматизации; - планирование эксплуатации (организации ремонтных, профилактических работ); -обоснование резерва мощности и электроэнергии. Классификация ГН : 1.По виду нагрузки: P(t), S(t), I(t), Q(t). 2. По времени действия: - за наиболее загруженную смену; -почасовые Т=1 ч ; -сменные Т=8 ч; -суточные Т=24 ч (зимних PЗ(t) и летних PЛ(t) суток) ; -по месяцам ; -годовые.. 3.По числу приемников: -индивидуальные для отдельных ЭП ; -групповые , потребительские. Строятся ГН по показаниям приборов или на основе анализа функционирования ЭП и ПЭЭ в СЭС. При расчетах , проектировании СЭС используют ГН по продолжительности или упорядоченные диаграммы , а такжеи типовые ГН. Типовой суточный ГН приведен на рис. 3.2. . Рис.3.2. Построение годовых ГН по продолжительности. Разновидностью графиков нагрузки являются графики нагрузки по продолжительности или упорядоченная диаграмма( рис3.3.) – строится в порядке убывания значений нагрузок за период времени наблюдения. Рис.3.3. Упрядоченная диаграмма. Как правило, по замерам 2-х контрольных суток в году - зимнего максимума и летнего минимума - можно построить график (годовой) по продолжительности. Годовой график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. По оси ординат откладывают нагрузки, по оси абсцисс - часы от 0 до 8760 часов. Нагрузки на графике убывают от Рmax до Pmin, кВт. Построение годового графика продолжительности нагрузки производится на основании известных суточных графиков: зимнего (183суток ) и летнего (182 суток) показано на рис. 2.4. Годовой график продолжительности нагрузок применяют в расчётах технико-экономических показателей установки, расчетах потерь электроэнергии, при оценке использования оборудования в течение года. Рис 3.4..Построение годового ГН продолжительности . В современной теории оценка графиков электрических нагрузок производится на основе ряда коэффициентов и физических величин, отражающих закономерности изменения нагрузок во времени. Физические величины , характеризующие ГН и режим электропотребления. Средняя нагрузка для непрерывного и ступенчатого ГН средних нагрузках за определенный интервал осреднения Т определяется : - текущее значение ординат группового графика нагрузки Средняя нагрузка характеризует нижний предел ожидаемой суммарной нагрузки. Нагрузка может принимать различные значения в зависимости от положения интервала Т на графике, т.е. при разных значениях t в формуле. Наиболее распространенной длительностью интервала осреднения группового графика считается длительность наиболее загруженной смены Тсм или года Тг. Эффективная ( среднеквадратичная) нагрузка. Потери мощности в проводнике пропорциональны квадрату нагрузки, поэтому имеют значения квадратичные графики. Они характеризуются значениями эффективной нагрузки время Т: При неравномерно графике нагрузки среднеквадратичная нагрузка имеет большее значение по сравнению со средней нагрузкой за тот же период осреднения. Число часов использования максимальной нагрузки (время использования максимальной нагрузки) Тм, ч/год – время, в течение которого при максимальной нагрузке потребляется такое же количество электрической энергии, как и при реальной переменной нагрузке за реальное время расчетов Т. Чем равномернее ГН, тем больше Тм. Время Тм используется при выборе сечения проводников, при расчете потерь, недоотпусков ЭЭ. Есть в справочниках для различных групп потребителей в СЭС промышленных предприятий , городов и с.х. Время потерь τ, ч/год – время, в течениикоторого при передаче ЭЭ по элементу сопротивлением R при максимальной нагрузке теряется такое же количество ЭЭ как при реальной переменной нагрузке за реальное время. Средний квадратичный ток характеризует средний нагрев за переход Эмпирическая формула определения времени потерб: Коэффициент заполнения ГН: Максимальные нагрузки – максимальные значения нагрузки из средних за определенный интервал времени. Максимальные нагрузки различают по продолжительности своего действия: - кратковременные (пиковые) длительностью 1-2 сек, используемые для проверки колебаний напряжения в сетях, проверке сетей по условиям запуска и самозапуска ЭД, выбора параметров защиты при аварийных режимах . - максимальные длительные нагрузки различной продолжительности (10, 15, 30, 60 мин) ,определяемые для выбора электроустановок по нагреву и расчёта максимальных потерь мощности в них. Расчетная нагрузка по допустимому нагреву при заданном ГН В системах ЭС элементы выбирают по следующим условиям: 1. По механической прочности 2. По качеству напряжения 3. По экономическим показателям 4. По длительно-допустимому нагреву в длительном режиме работы При выборе электроустановок по нагреву должно выполняться следующее условие длительно-допустимый ток (нагрузка) элементов электроустановки по условиям их нагрева, задается в технических данных проводника. Для проверки условия необходимо воспользоваться графиком нагрузки и найти по нему постоянный - определяемая расчетная нагрузка заданного графика. Для выбора сечения проводника, согласно таблицам величин , по графику переменной нагрузки необходимо сначала заменить этот график эквивалентным по эффекту нагрева простейшим . У электронагрева возможны 2 конечных эффекта: 1. Максимальная t нагрева проводника (максимальный перегрев) 2. Максимальный тепловой износ изоляции Поэтому вводится понятие 2-х расчетных нагрузок по нагреву: расчет нагрузка по максимальной t и максимальному тепловому износу. Максимальной расчетной нагрузкой по максимальной t нагрева IРI проводника называется такая неизменная во времени условная длительная максимальная нагрузка, которая при протекании по проводнику вызывает такой же максимальный перегрев, как и при протекании реальной переменной нагрузки. Максимальная расчетная нагрузка по тепловому износу изоляции IРII – такая неизменная во времени условная максимальная нагрузка, которая вызывает в проводнике такой же максимальный тепловой износ изоляции, как и реальная переменная. Необходимо отметить, что эффекты нагрева – обуславливают ток, в расчётах же используют . Следует всегда иметь в виду, что , а – , поэтому есть некоторые допущения, и всегда в расчётах берут повышенный . Нагрев проводника является результатом воздействия на него нагрузки за некоторый период времени, поэтому средняя нагрузка за интервал времени Т более точно характеризует нагрев проводника, чем наибольшая пиковая нагрузка. Проблема - каким выбрать этот период Т. За смену пиковых нагрузок множество и проводник нагреваясь – остывает. Максимальная температура проводника может быть достигнута при протекании по нему тока Iр за время, равное трем постоянным нагрева проводника Т0, поэтому средняя максимальная нагрузка графика берется за время осреднения Т=3Т0, т.е. максимум средней нагрузки за скользящий интервал Т. Тоср=3То. Именно в этом случае перегрев проводника достигает 95% установившегося значения, затем падает. Чем меньше сечение, тем меньше и То и Тоср. Наибольшая из средних нагрузок за интервал времени Тоср=3То принимается в качестве расчётной нагрузки . В системах электроснабжения именно по этой величине (по условию нагрева) выбирается вся аппаратура – кабели, трансформаторы и т.п. По тепловому износу изоляции не используются т.к. нет информации у заводов изготовителей о числовых характеристиках устойчивости изоляции проводников по тепловому износу. Постоянная нагрева принята равной T0=10 мин и на практике расчетную нагрузку определяют как 30-ти минутный максимум , т.е как максимальное значение из средних значений по ГН за 30 минут. Для проводников большого сечения принимается больший интервал осреднения. Максимальная расчетная нагрузка по тепловому износу изоляции IРII – такая неизменная во времени условная максимальная нагрузка, которая вызывает в проводнике такой же максимальный тепловой износ изоляции, как и реальная переменная. Перегрев изменяет структуру изоляции и резко ухудшает ее свойства. Этот процесс называется старением. Изоляция становится хрупкой, ее электрическая прочность резко понижается. На поверхности возникают микротрещины, в которые проникает влага и грязь. В дальнейшем происходит пробой и выгорание части обмоток. При увеличении температуры срок службы изоляции резко снижается. Величина относительного износа изоляции за время t работы проводника: Пояснение формулы: при увеличение температуры на 8 градусов изоляция стареет в 2 раза быстрее. За единицу принимается износ, соответствующий работе проводника при постоянной температуре, равной максимально допустимой - нормальный износ. При переменном графике нагрузки c разными значениями токов на разных интервала времени износ изоляции будет таким же как при работе с длительно допустимой нагрузкой Iд, если соблюдается условие: И - общий относительный износ изоляции за время Если при заданном графике и сечении проводника И>1, то изоляция будет стареть быстрее нормального срока в И раз. При износе И<1 изоляция стареет медленнее нормального срока, что свидетельствует о недостаточном использовании проводника. Расчетная пиковая нагрузка – это максимальная кратковременная нагрузка, вызывающая в сети наибольшие потери напряжения в момент своего возникновения и колебания напряжения вследствие своей кратковременности. Пиковая нагрузка возникает при работе сварочных аппаратов, пусках АД , при работе электродуговых печей, при включении мощных газоразрядных источников света . Расчетные пиковые нагрузки служат для проверки сети по качеству напряжения и для выбора устройств защиты. – максимальный пусковой ток приемника – суммарная расчетная нагрузка по нагреву – коэффициент использования Расчетные коэффициенты ГН. Коэффициент использования: основной показатель режима работы одного (прописные буквы) или группы (заглавные буквы) ЭП. Коэффициент использования выражает отношение средней нагрузки к номинальной . Применительно к трем выражениям нагрузки различают коэффициенты использования по активной мощности и реактивной мощности . Значения коэффициента использования в результате статистической обработки приводятся в справочниках. Групповой коэффициент использования: Далее приводим формулы определения коэффициентов ГН активной нагрузки. Для реактивной и токовой нагрузки применяют аналогичные формулы Коэффициент загрузки отдельного ЭП определяется как отношение средних за время включения активной или реактивной мощности к их номинальным величинам. Средняя активная мощность за время включения больше средней мощности за цикл и обратно пропорциональна отношению времени включения к общей продолжительности цикла: Коэффициент загрузки по активной мощности: Для группового коэффициента загрузки: Коэффициент формы графика нагрузки – это отношение среднеквадратичной (эффективной) нагрузки к средней за данный период времени: Величина коэффициента формы характеризует неравномерность графика. Чем в большей степени отличается от 1, тем он менее равномерный. Наименьшее значение этого коэффициента, равное 1, соответствует неизменной во времени нагрузке. – расход электрической энергии за время Т, определяется по показаниям счетчика активной электроэнергии. Лекция 3 Электрические сети СЭС. Назначение и устройство воздушных линий напряжением 0,38 кВ с изолированными проводами (СИП) Воздушные линии электропередачи напряжением 0,38 кВ с изолированными проводами (ВЛИ 0,38 кВ), выполненные с применением  самонесущих изолированных проводов (СИП) относятся к электроустановкам напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью. Надежность работы ВЛИ по сравнению с ВЛ повышается за счет отсутствия стеклянной линейной изоляции, а также последствий климатических воздействий: исключены схлестывания проводов, как под непосредственным влиянием ветра и гололеда, так и вследствие касания веток деревьев; практически исключены обрывы проводов благодаря применению изолированных проводов повышенной механической прочности; отсутствуют отключения из-за набросов различных предметов на провода. Самонесущие изолированные провода в наружных электрических сетях напряжением ниже 1000 В. Основным назначением провода СИП (самонесущий изолированный провод) является передача и распределение электроэнергии переменного тока в сетях освещения и силовых сетях напряжением 0,4-1 кВ. Провод СИП получил широкое применение при строительстве магистральных воздушных линий электропередач и различных ответвлений к вводам во всевозможные жилые помещения и хозяйские постройки. Он представляет собой жгут скрученный из изолированных фазных жил, сделанных из алюминия и нулевой несущей жилы. Фазные жилы оснащены изоляцией, сделанной из светостабилизированного полиэтилена повышенного давления окрашенного в черный цвет, который обладает устойчивостью к ультрафиолетовым излучениям. В центре нулевой жилы находится стальной сердечник, скрученный вокруг алюминиевыми проволоками. Основные марки СИП. 1. Провода СИП-1 и СИП-1А. Состоят из алюминиевых токопроводящих фазных жил, покрытых термопластичной полиэтиленовой изоляцией, устойчивой к воздействию ультрафиолета. Также конструкция включает в себя несущую нулевую жилу, которая может быть как голой, так и изолированной, в зависимости от марки. Буква «А» в конце маркировки указывает на то, что нулевая жила изолированная. Токоведущие жилы самонесущих проводов обозначений СИП-1 и СИП-1А могут выдерживать длительный нагрев до 70°С. 2. Провода с маркировкой СИП-2 и СИП-2А имеют аналогичную с предыдущими марками конструкцию, за исключением изоляции, которая состоит из «сшитого» полиэтилена. Подобные марки получили применение в монтаже линий электропередач напряжением до 1000 В, которые подвержены воздействиям атмосферных факторов. Данный провод СИП используют для изготовления магистральных линий и ответвлений к местным пунктам потребления в районах, где преобладает умеренный и холодный климат. Для токоведущих жил проводов с маркировкой СИП-2, СИП-2А длительный нагрев до 90°С. 3. Марка СИП-3 состоит из одной жилы со стальным сердечником, обвитым проволоками из алюминиевого сплава марки AlMgSi. Изоляция этого провода представляет собой «сшитый полиэтилен», обладающий хорошей устойчивостью к воздействию ультрафиолетовых излучений. Самонесущий изолированный провод такой конструкции используется при строительстве воздушных линий передач электрической энергии напряжением около 20 кВ в местностях, где преобладает умеренный, холодный и тропический климат. Рабочая температура проводов данной марки составляет около 70°С, длительно допустимая - находится пределах от минус 20°С до плюс 90°С. 4.Следующие марки проводов СИП-4 и СИП-4н состоят из парных токопроводящих жил, при этом несущая нулевая жила у них отсутствует. Буквенное обозначение «н» в конце маркировки указывает на то, что для изготовления провода использовался алюминиевый сплав, если буквы нет – алюминий. Изоляция сделана из устойчивого к ультрафиолетовым излучениям термопластичного ПВХ. 5. Провода с маркировкой СИП-5, СИП-5н имеют аналогичную конструкцию, единое отличие – это изоляция, которая «сшита из полиэтилена». Это дает возможность на 30 процентов повышает длительность допустимой температуры эксплуатации. Применяются такие марки проводов для сооружения ЛЭП, напряжением до 2,5 кВ, подключения электричества к жилим строениям, для сетей освещения. Подвеска проводов: - на стандартных опорах для линий с голыми проводами - на совмещенных опорах - на специальных опорах пониженной высоты (изолированные провода) - по фасадам здания - по инженерным конструкциям СИП ЗАПРЕЩЕН ВНУТРИ ПОМЕЩЕНИЙ И В ЗЕМЛЕ (ВОДЕ). Достоинства ВЛИ и СИП: - высокая надежность - электробезопасность - не изымается земля - нет изоляторов - меньшие габариты - снижается воровство ЭЭ и хищение проводов Недостатки: - стоимость Линия считается необслуживаемой (работает 29 лет). Эксплуатация ВЛИ-0,38 кВ во многом упрощается и удешевляется благодаря конструктивному ее исполнению. Существенно повышается электробезопасность как обслуживающего персонала, так и населения вследствие отсутствия открытых токоведуших частей. Облегчается возможность выполнения работ (в том числе подключения новых потребителей) на ВЛИ-0,38 без снятия напряжения с минимальным использованием специальных защитных приспособлений. При строительстве ВЛИ, а также замене проводов на изолированные на существующих линиях необходимо предусматривать выполнение вводов в помещения изолированными проводами. При этом работы по замене вводов включаются в проектно-сметную документацию. Нагрузочная способность воздушных линий напряжением 0,38 кВ с изолированными проводами (СИП). Длительно допустимая температура нагрева токопроводящих жил током не должна превышать 70°С для проводов, изолированных термопластичным полиэтиленом, и 90°С для проводов, изолированных сшитым полиэтиленом. Длительно допустимые токовые нагрузки на провода зависят от их сечения, температуры окружающей среды и интенсивности солнечной радиации. Кратковременно допустимая температура жил при коротких замыканиях не должна превышать 130°С для проводов с изоляцией из термопластичного и 250°С - с изоляцией из сшитого полиэтилена. При неравномерной нагрузке фаз линии проверка на длительно допустимые токи производится для наиболее загруженной фазы. Замер нагрузок на ВЛИ должен производиться ежегодно при максимуме нагрузок по графику, утверждаемому главным инженером РЭС. Величина длительно допустимой нагрузки на линию и результаты измерений должны храниться в паспорте ВЛИ. Заземление воздушных линий напряжением 0,38 кВ с изолированными проводами. Для обеспечения нормальной работы электроприемников нормируемого уровня электробезопасности и защиты от атмосферных перенапряжений на ВЛИ должны быть выполнены заземляющие устройства. Грозозащитные заземления выполняются: на опорах через 120 м; на опорах с ответвлениями к вводам в помещения, в которых может быть сосредоточено большое количество людей (школы, ясли, больницы и др.) или представляющих большую хозяйственную ценность (животноводческие помещения, склады, мастерские и др.); на конечных опорах, имеющих ответвления к вводам; за 50 м от конца линии, как правило, на предпоследней опоре; на опорах в створе пересечения с воздушными линиями более высокого напряжения. Лекция 3. Высоковольтные электрические сети СЭС. Воздушные линии с защищенными проводами. Защищенный провод ВЛЗ - провод, токопроводящая жила которого покрыта изолирующей полимерной оболочкой, обеспечивающей работу воздушной линии при уменьшенных по сравнению с ВЛ 6-20 кВ расстояниях между проводами на опорах и в пролетах, исключающей замыкание между проводами при схлестывании и снижающей вероятность замыкания на землю. На ВЛЗ должны применяться защищенные провода: - с уплотненной жилой, скрученной из проволок из термоупрочненного алюминиевого сплава типа ABE, алдрей, альмелек; - с уплотненной жилой, скрученной из алюминиевых проволок и стального одно- или многопроволочного сердечника. Защитная оболочка должна быть устойчивой к атмосферным воздействиям, ультрафиолетовому излучению и воздействию озона в течение всего срока службы ВЛЗ. Опоры: - промежуточные (провод поддерживается) - анкерные (натяжение провода) При обрыве провода в промежуточных опорах, провод проскальзывает, в анкерных – удерживается. - угловые - концевые (не могут быть промежуточными) - ответвительные - деревянные (лиственница) 400 В, 10 кВ - железобетонные - стальные, металлические Выбор конструкции зависит от климатических условий района, от характеристики местности (гололед, ветер, грозовая деятельность, влажность). Достоинства ВЛЗ: 1)высокая надежность 2)удобство, быстрота сооружения эксплуатаций 3) меньше индуктивное сопротивление 4) невозможно хищение ЭЭ путем набросов проводов 5)невозможно воровство проводов 6)электробезопасность Недостатки: высокая стоимость. Кабельные линии в высоковольтных электрических сетях. Для КЛ различают конструкция кабеля и способы его прокладки. Достоинства кабельных линий: - кабельные линии значительно надежней воздушных - не изымается земля - выше электробезопасность Недостатки: - стоимость - трудность поиска места повреждения и его устранения 1 - токопроводящие жилы; 2 - изоляция жилы относительно других жил (фазная изоляция); 3 - жгуты; 4 - изоляция жил относительно оболочки; 5 - защитная оболочка; 6 - защитный покров оболочки; 7 - стальная броня; 8 - наружный защитный покров Силовой кабель - кабельное изделие, имеющее одну или несколько жил, помещенных в общую оболочку, которая имеет ряд защитных покровов в зависимости от условий прокладки, допускающих прокладку в воде, грунте и т.д. Материал токоведущих частей: медь, алюминий. Изоляция: бумаго-масляные; СПЭ - сшитый полиэтилен (прочный, температуроустойчивый) Оболочка: служит для защиты от внешних воздействий, не от механических -металлические: алюминий, свинец -пластмассовые: ПВХ Броня: для защиты от механических повреждений. Может быть выполнена в виде 2-х лент или в виде одной стальной ленты. Для брони нужен покров. Все нарушения ведут к пробою и повреждению кабеля. Прокладки (подушки): находятся между броней и жилами Основные способы прокладки кабелей. 1) земля, траншея (до 6 кабелей 6-10 кВ, до 3-х кабелей 35 кВ) -змейкой, на песчаную подушку 10 см -по характеристике земли 2) железобетонная конструкция, туннель Выбор способа прокладки кабельных сетей производят в зависимости от величины и размещения нагрузок, плотности застройки предприятия, компоновки электротехнических помещений, наличия технологических, транспортных коммуникаций, параметров и расположения источников питания, уровня грунтовых вод, степени загрязнения окружающей среды и грунта, назначения кабельной лини. Каждый вид специального сооружения для прокладки кабелей характеризуется максимальным количеством силовых кабелей, которое можно в нём проложить. Траншея - 6 кабелей, канал - 24, блок - 20, туннель - 72, галерея - 56, эстакада - 24. Кабельные линии промышленных предприятий можно разделить на внутрицеховые и внецеховые. К внутрицеховым кабельным сетям относятся прокладки кабелей открыто на конструкциях, в лотках, коробах, каналах, туннелях и в трубах. К внецеховым кабельным линиям относятся прокладки кабелей в каналах, туннелях, блоках, траншеях, на эстакадах и в галереях. Прокладка кабеля в траншеях недостаточно надёжна, из-за частого производства земляных работ. Поэтому при числе кабелей от 6 до 30 рациональна прокладка в каналах или блоках, при числе кабелей свыше 30 кабели прокладывают в специальных кабельных сооружениях - в туннелях, на эстакадах и в галереях. В помещениях открытая прокладка кабелей удобнее, т.к. наглядна, доступна, удобны для осмотра и замены кабелей. При открытой прокладке кабелей следует соблюдать меры по пожарной безопасности, обосновывать выбор марок кабелей и оболочек, правильно выбирать кабель по нагреву. По территории промышленных предприятий кабельные сети могут выполнятся подземными - в траншеях, каналах, туннелях и блоках или надземными на эстакадах и в галереях. Подземный способ прокладки кабельных сетей защищает их от грозовых и атмосферных воздействий. Кабели, проложенные под землёй в меньшей мере создают помехи. Однако прокладка кабельных подземных коммуникаций нецелесообразна при неблагоприятных грунтовых условиях - высоком уровне грунтовых вод, наличия химически активных веществ, разрушающих кабельные оболочки. Надземная прокладка кабелей рекомендуется во всех случаях, когда это позволяют условия среды, застройки предприятия и другие факторы. Надземные прокладки кабелей доступны при обслуживании, обеспечивают лёгкую замену и возможность дополнительной прокладки кабелей, облегчают работы по реконструкции сетей. Схемы разомкнутых высоковольтных электрических сетей. На рисунке схемы разомкнутых сетей: а, б, в - магистральная, радиальная и радиально-магистральная нерезервированные; г, д, е - магистральная, радиальная и радиально-магистральная резервированные. Разомкнутые нерезервированные сети применяются для передачи электроэнергии к потребителям 3-ей категории и в некоторых специально обоснованных технико-экономическими расчетами случаях для электроснабжения потребителей 2-ой категории. Разомкнутые сети часто делят на магистральные, радиальные и радиально-магистральные или разветвленные. На рис. (а) приведена схема магистральной нерезервированной сети. Магистральная линия предназначена для питания нескольких потребителей, расположенных в одном направлении. Недостаток такой сети  в низкой надежности. При аварии на головном участке и его отключении отключаются все потребители, питающиеся от одной магистрали. При аварии на промежуточном участке отключаются все потребители, расположенные за этим участком. В радиальной сети (рис. (б)) каждый потребитель питается по своему радиальному участку сети. Радиально-магистральная сеть (рис. (в)) содержит как магистральные, так и радиальные линии. Такие схемы широко применяются в сельских распределительных сетях, а также для электроснабжения бытовых потребителей небольших городов и поселков и промышленных потребителей 3-ей категории. Разомкнутые резервированные сети применяются для электроснабжения потребителей 1-ой и 2-ой категорий. Такие сети выполняются в виде двух параллельных или двухцепных линий. При выходе из строя одной цепи вторая остается в работе и потребители 1-ой, а в большинстве случаев и 2-ой категории, продолжают снабжаться электроэнергией. Разомкнутые резервированные сети можно разделить на магистральные (рис. (г)), радиальные (рис (д)) и радиально-магистральные или разветвленные (рис. (е)). Разомкнутые резервированные схемы широко применяют в питающих, а также в промышленных и городских сетях. Магистральная схема – «цепочка» Питающая ЛЭП 6-10 кВ заходит на все ТП. Применяют схему при линейном расположении ТП, когда расстояние между ТП меньше расстояния от головного выключателя до первой ТП.На цепочку не присоединяют более 3-4 ТП (по условию надежности). Магистральная схема с глухими ответвлениями. Эта схема широко применяется в сельских электрических сетях с ВЛ..Длина линий достигает 30-40 км, большое число присоединенных ТП 6-10/0,4 кВ. Для повышения надежности электроснабжения потребителей применяются меры: 1. Установка секционных разъединителей СР , что позволяет выделять участки ВЛ для проведения ремонтов, облегчает и ускоряет поиск места повреждения. 2. Установка секционирующих выключателей и пунктов АВР с выключателями, что значительно снижает недоотпуск электроэнергии потребителям при аварийных и ремонтных отключения. Для установки пункта АВР- реклоузера - сооружают перемычки для подключения к резервному ИП , как правило, к ВЛ с независимым питанием. Трансформаторные подстанции СЭС Трансформаторные подстанции ТП 10/0,4 кВ предназначены для преобразования электроэнергии на напряжение 0,4 кВ, которое используется у потребителей с большим количеством электроприемников, и распределяя её в низковольтной распределительной сети. Классификация трансформаторных подстанций по месту присоединения к электрической сети подразделяет их на: 1.Тупиковые, запитанные от одной электроустановки или питаемые по нескольким параллельным линиям. 2.Ответвительные подстанции могут, присоединяться к линиям при помощи глухой отпайки. 3.Проходные подстанции присоединяются в рассечкус запитыванием от резервных источников питания или без резервного питания. 4.Узловые подстанции используется для питания нескольких линий от нескольких электроустановок. Схема подстанция состоит из РУ ВН, трансформаторов, РУ НН. Количество трансформаторов на ТП определяется категорией потребителя по надежности электроснабжения. Принципиально схемы ТП отличаются друг от друга схемами распределительных устройств высокого напряжения. Существует три вида схем РУ ВН подстанции: при подключении к магистрали; при подключении её к радиальной сети; при подключении к кольцевой сети. Для электроснабжения электроустановок мощностью 25-1000 кВА в воздушных электрических сетях используются комплектные трансформаторные подстанции (КТП) различных модификаций (столбовые, киоскового или закрытого типа). Схемы электрических соединений Основное назначение схем электрических соединений энергообъекта - обеспечение связи его соединений между собой в различных режимах работы. Это определяет следующие основные требования к основным схемам: - надежность – при повреждение любого присоединения или внутреннего элемента не должны привести к потере питания и повреждению исправных присоединений; - ремонтопригодность – при выводе любого соединения или внутреннего элемента для ремонта, не должно по возможности приводить к потере питания соединений в исправном состоянии и снижению надежности их электроснабжения; - гибкость - осуществление быстрого восстановления питания исправных присоединений; - возможность расширения - подключение к схеме новых присоединений без существенных изменений существующей части; - простота и наглядность - уменьшение возможных ошибок обслуживающего персонала; - экономичность - минимальные затраты при соблюдении вышеуказанных требований. Основная электрическая схема подключения энергообъекта - это совокупность основного электрооборудования, распределительного устройства и токоведущих частей, отражающая последовательность их соединения. В целом элементы основной схемы подключения можно разделить на две части: 1) внешние присоединения разъединители, линии электропередачи; 2) внутренние элементы, которые в свою очередь делятся на: - схемообразующие - элементы, образующие структуру схемы: коммутационное оборудование - выключатели, разъединители, токоведущие части (шины, участки проводов); - вспомогательные - элементы, обеспечивающие нормальную работу трансформаторов тока и напряжения, разрядников и т. д. Самыми простыми и распространенными являются трансформаторные подстанции без РУ со стороны высокого напряжения. Трансформатор с линией 10 кВ подключается по принципу блок линия-трансформатор. Это схема глухого подключения трансформатора к распределительной сети. Самый распространенный тип схем - однолинейная схема трансформаторной подстанции на Рисунке 1. 1. Рис. 1.- Однолинейная схема трансформаторной подстанции В большинстве случаев трансформаторные подстанции строятся без распределительных устройств высокого напряжения. Исключение составляют схемы подключения высоковольтных электроприемников к по высокой стороне, и в этих случаях распределительные устройства организуются по упрощенным схемам - односекционная или несекционная шинная система. Такое подключение возможно при питании подстанции от относительно коротких радиальных кабельных линий (до 1 км). Установка коммутационных аппаратов на высокой стороне целесообразна в следующих случаях: - когда источник питания, от которого питается ТП находится в ведении другой организации; - если ТП находится на значительном расстоянии от источника питания (от 1 и более км); - если отключающий аппарат нужен по условиям выполнения защиты, например, для воздействия газовой защиты на выключатель нагрузки (если источник питания удален от ТП на расстоянии более 200м, в этом случае необходима прокладка не экономичной длинны контрольного кабеля для передачи отключающего импульса на выключатель, установленный в начале линии); - при питании от воздушной линии (это вызвано спецификой обслуживания и надежностью ВЛЭП); - практически во всех случаях при магистральных схемах соединения ТП. Глухое соединение трансформатора с сетью используется редко, поскольку повреждение трансформатора при такой схеме приведет к отключению всей основной линии выключателем на головном участке. Глухое соединение разрешено, и иногда используется на подстанциях с двумя трансформаторами, в тех случаях, когда при отключении одной магистрали питание подается по другой параллельной магистрали, которая питает вторые трансформаторы на подстанцях. На стороне 0,4 кВ в качестве защитных устройств устанавливаются автоматические выключатели или предохранители с рубильниками или в виде блоков. В каждой фазе на стороне вторичного напряжения устанавливаются трансформаторы тока для подключения измерительных приборов и приборов учета с целью контроля нагрузки, потребляемой мощности и расходом электроэнергии 2. а) б) в) Рис. 2 - Схема присоединения трансформатора а) через разъединитель; б) через выключатель; в) через выключатель нагрузки с предохранителями Подключение трансформаторов к сборным шинам РУ НН может производиться по схемам, приведенным на рис. 3. Со стороны вторичного напряжения секции сборных шин 0,4 / 0,23 кВ обычно эксплуатируются отдельно для уменьшения токов короткого замыкания. В некоторых случаях используется параллельная работа двух трансформаторов на ТП. На секционирующем автомате может быть установлен автоматическое включение резерва, который служит резервом в случае отключения одного из трансформаторов или линии. Рис. 3 - Схемы присоединения трансформатора к сборным шинам ТП Основное электрооборудование Комплектная трансформаторная подстанция - это многофункциональная установка, состоящая из комплектного распределительного устройства, силовых и измерительных трансформаторов, коммутационных аппаратов, измерительных приборов и другого вспомогательного оборудования, выполняющего функцию понижения напряжения путем приема и передачи электрического тока от линий высокого напряжения 6-10 кВ в напряжении 0,4 кВ. бытовые сети. Типовой комплект поставки включает конструкцию со встроенными модулями: Распределительное устройство высокого напряжения РУВН - 6 (10) кВ - комплекс узлов приема высокого напряжения и защиты оборудования от перенапряжения и больших токов; Распределительное устройство низкого напряжения РУНН - распределительное устройство 0,4 кВ - комплекс элементов коммутации, защиты и измерения параметров сети со стороны низкого напряжения; Силовой трансформатор - для преобразования тока высокого напряжения (масляного типа ТМЗ, ТМГ, сухого типа - ТСЗН, ТСЗГЛ) шинопровод - совокупность проводов, шинных соединений и гибких соединений. Расшифровка КТП означает комплектную трансформаторную подстанцию. Следует подробнее остановиться на термине «комплектность». В данном случае он обусловлен конструкционными характеристиками изготовления. Подразумевается выпуск подстанции для внешнего монтажа, которая включает в себя полный комплекс рабочих блоков. Они, в свою очередь, в совокупности представляют собой общую систему питания электроэнергией. Конструкция включает в себя корпус, электрические узлы, измерительные блоки. Она доставляется в пункт установки в собранном виде. Благодаря этому не требуется тратить много времени на сборку, также существенно упрощается монтаж конструкции и дальнейший ввод в эксплуатацию. КТП классифицируется по способу исполнения: 1. Мачтового типа. Имеют простую конструкцию, оснащаются одним трансформатором и используются для обеспечения электричеством небольших по объемам использования энергии объектов: улицы, строения небольшого производства, поселки. 2. Закрытого типа. Могут быть выполнены как отдельно стоящее сооружение; как сооружение примыкающее к какому-либо строению или непосредственно внутри какого-либо строения. Оснащены несколькими трансформаторами и служат для питания объектов с большой мощностью по потреблению тока. КТП закрытого типа могут изготавливаться в блочном (модульном) исполнении, что обуславливает простоту транспортировки готовых блоков КТП от завода изготовителя до объекта, а так же установку КТП непосредственно на объекте. Блоки этих КТП выполняются в таких вариантах, как: 1. Железобетонные конструкции; 2. Металлические конструкции; 3. Конструкции из сэндвич-панелей. КТП может, различаться по конструктивным особенностям силового трансформатора, который может быть выполнен маслонаполненного или сухого исполнения. При выборе оборудования КТП необходимо стремиться к унификации и ориентироваться на применение современных комплектных устройств (КРУ, КСО и др.) различных напряжений, мощности и назначения, что повышает качество электроустановки, надежность, удобство и безопасность ее обслуживания. Комплектные трансформаторные подстанции Комплектная трансформаторная подстанция - это подстанция, состоящая из трансформаторов и блоков (КРУ или КРУН и другие элементы), поставляемых в собранном виде или полностью подготовленными к сборке. Комплектные трансформаторные подстанции (далее - КТП) или их части, устанавливаемые внутри помещений, относятся к внутренним установкам, устанавливаемые вне помещений - к наружным. КТП, как правило, не имеют распределительного щита на стороне ВН, силовой кабель подключается к трансформатору через высоковольтный шкаф, который может содержать высоковольтный коммутационный аппарат (разъединитель или выключатель нагрузки), устройство защиты (предохранитель) и блок сборных шин, образующих цепь питания выше 1 кВ. Конструкция КТП включает силовой трансформатор и шкаф для оборудования высокого и низкого напряжения (0,38 / 0,22 кВ). КТП, как правило, не имеют распределительного щита на стороне ВН, силовой кабель подключается к трансформатору через высоковольтный шкаф, который может содержать высоковольтный коммутационный аппарат (разъединитель или выключатель нагрузки), устройство защиты (предохранитель) и блок сборных шин, образующих цепь питания выше 1 кВ. Глухое соединение (без коммутационного устройства) возможно только для радиальных цепей питания КТП, при переключении высоковольтного выключателя на питающем РУ для отключения / включения только одного трансформатора. При магистральной и смешанной схемах питания КТП обязателенj требуется коммутационное устройство на входе КТП. Это коммутационное устройство предназначено для снятия напряжения с вывода трансформатора и других элементов схемы, относящихся к этой секции шин, для ремонта. РУ НН состоит из набора шкафов: шкаф / шкафы ввода низкого напряжения, секционный шкаф (для КТП с двумя трансформаторами), линейные шкафы, содержащие соответствующие коммутационные устройства (вводные, секционные, линейные) - автоматические выключатели или предохранители с рубильниками. Электрические соединения оборудования подстанции и подключения к нему отходящих линий показаны на рис. 5 Рис. 5. Схема электрических соединений КТП Таблица.1. Наименование и функциональное назначение оборудования КТП. Обозначение на схеме Наименование и тип оборудования Назначение QS1 Разъединительный пункт РП IV Включение и отключение КТП TV Трансформатор ТМ-160/10 Преобразование напряжения 10 кВ в напряжение 0.38/0,22 кВ FU1 - FU3 Предохранитель ПК-10 Защита трансформатора от токов короткого замыкания FV1 - FV3 Разрядники РВО-10, РВН-0,5 Защита подстанций от атмосферных перегрузок на линиях с напряжением 10 и 0,38 кВ QS2 Рубильник Р-3243 Выключение низковольтного шкафа Продолжение таблицы 1. ТА1 - ТА5 Трансформатор тока ТК-20У3 Уменьшение тока с целью подключения счетчика электричества и реле защиты от чрезмерных нагрузок FU4 - FU6 Предохранитель Е-27 Защита линий уличного освещения от тока короткого замыкания КМ Магнитный пускатель ПМЕ-200 Включение и выключение освещения на улице в автоматическом режиме Р1 Счетчик СА4У Учет потребления активной энергии R1 - R3 Резистор ПЭ-50 Подогрев счетчика в холодное время SA1 Переключатель ПКП-10 Включение подогрева счетчика SA2 Переключатель ПКП-10 С целью проверки напряжения и освещения шкафа HL Лампа накаливания Проверка наличия напряжения на фазах, проверка освещения шкафа SA3 Переключатель ПКП-10 Выбор ручного или автоматического управления уличным освещением XS Штемпельная розетка Подключение устройств и электрического инструмента SQ Конечный выключатель ВПК-2110 Выключение линий с напряжением 0,38 кВ, если дверца открыта КК Тепловое реле ТРН-10 Защита трансформатора от токов перегрузок QF1 - QF3 Автоматические выключатели А3700 Включение и отключение линий напряжением 0,38 кВ КА1 - КА3 Токовое реле РЭ-571Т Защита линий напряжением 0,38 кВ от однофазных замыканий проводов на землю Комплектная трансформаторная подстанция столбовая подстанция (КТПС) представляет собой тип КТП. Столбовая подстанция предназначена для приема, трансформации и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока , частота которого достигает 50 Гц. Данные процессы осуществляются в системах с заземленным нейтралью трансформатора на стороне низкого напряжения в сельских электрических сетях. Рис.6.-Комплектная трансформаторная подстанция столбовая Рис.7.Схема электрическая столбовой КТП Комплектная мачтовая трансформаторная подстанция используется для электроснабжения жилых, сельскохозяйственных, промышленных и других объектов. КТП подключается к электрической сети через разъединитель, который устанавливается на ближайшей опоре. Размещение низковольтных шкафов КРУН и высоковольтного оборудования КТП осуществляется по типовым проектам. Разъединитель, силовой трансформатор, высоковольтные разрядники и предохранители поставляются с мачтовой КТП в комплекте. Принципиальная электрическая схема подстанции представлена ​​на рисунке. Рис.8.Комплектная трансформаторная подстанция мачтового типа Рис. 9 .Схема электрическая КТП мачтового типа.   ТП киоскового исполнения Киосковые КТП – это однотрансформаторные или двухтрансформаторные подстанции, предназначенные для наружного монтажа, служащие для приема электрической энергии от трехфазного тока частотой 50 Гц с напряжением 6 или 10 кВ, транзита (подстанция транзитного типа) и преобразования в электроэнергию напряжением 0,4 кВ для электроснабжения потребителей промышленных объектов и населенных пунктов. Используется данный вид ТП в регионах с умеренным климатом (с температурой от -45 до +40 ° С). Рис.10. КТП киоскового типа КТП киоскового типа изготавливаются мощностью 63-1000 кВ·А с номинальным напряжением ВН – 6(10) кВ, и НН – 0,4 кВ. Трансформаторная подстанция киоскового типа имеет три отсека - высоковольтный ввод, трансформаторный отсек и низковольтный отсек, в котором установлены автоматические выключатели для линии 0,4 кВ. КТП обеспечивает измерение активной энергии с помощью счетчика и соответствующих трансформаторов тока, имеет электрические и механические блокировки, обеспечивающие безопасную работу обслуживающего персонала. Для обеспечения нормальной работы электрооборудования на подстанции обогрев оборудования. Трансформаторные подстанции могут быть выполнены как в тупиковой, так и в проходной схеме, предусматривают как воздушные, так и кабельные варианты вводов и выводов ВН. Благодаря воздушному вводу КТП подключается к ЛЭП через разъединители, которые входят в комплект и устанавливаются на ближайшую опору. КТП изготавливаются в шкафном исполнении. Конструкция трансформаторной подстанции предусматривает ее установку на фундамент, утрамбованную площадку или бетонные блоки высотой 600 мм. Трансформаторная подстанция с воздушным вводом высокого напряжения подключается к ЛЭП через разъединитель, установленный на опоре ЛЭП, ближайшей к подстанции. На входе в РУНН ​​подстанции предусмотрена система учета активной электроэнергии. Для поддержания нормальных условий эксплуатации оборудования РУНН предусмотрена система электрообогрева и система внутреннего освещения отсеков подстанции. Для возможности подключения линий наружного (уличного) освещения в КТП предусмотрена система наружного освещения, работа которой возможна как в ручном, так и в автоматическом режиме. Устройства контроля тока и напряжения установлены на вводе в РУНН 0,4 кВ подстанции. Схема КТП предусматривает контроль тока и напряжения на стороне 0,4 кВ. Подстанция обеспечивает следующие виды защиты: • от атмосферных и коммутационных перенапряжений на стороне ВН и НН подстанции; • от межфазных КЗ на стороне ВН станции; • от перегрузки силового трансформатора; • от коротких замыканий во вспомогательных цепях подстанции (электрические цепи подогрева КТП, цепи внутреннего освещения); • от перегрузок и коротких замыканий отходящих линий 0,4 кВ; • газовая защита силового трансформатора для КТП 1000 кВА. ТП оснащены электрическими и механическими блокировками, обеспечивающими безопасную работу обслуживающего персонала. Высоковольтные цепи подстанций мощностью 63-1000 кВА динамически устойчивы к токам короткого замыкания и термически устойчивы к токам короткого замыкания. Цепи ВН ТП динамически устойчивы к токам короткого замыкания, термически устойчивы к токам короткого замыкания (до 3 с). Степень защиты, обеспечиваемая корпусом КТП, - IP34 (IP23 для шкафа трансформатора). Конструкция шкафа трансформатора и ввода трансформатора подстанции обеспечивает локализацию воздействия открытой электрической дуги в шкафу. Комплектные трансформаторные подстанции: • безвредены для окружающей среды; • иметь конструкцию, позволяющую производить быстрый монтаж и ввод в эксплуатацию на месте установки, а также быстрый демонтаж при смене места ее эксплуатации; • иметь резиновые уплотнители на дверях и на сборных стыках; • иметь эстетичный вид; • оснащены современными герметичными трансформаторами (серия ТМГ) собственного производства Таблица 3. Технические параметры киосковых КТП Наименование параметра Значение параметра Количество силовых трансформаторов один/два Мощность силовых трансформаторов, кВА 25-1250 Напряжение на стороне ВН, кВ 6; 10 Распределительное устройство высокого напряжения РУ ВН - 6(10) кВ: оборудование КСО, RM6 Ток термической стойкости на стороне ВН в течении 1с., кА 16 Ток электродинамической стойкости на стороне ВН, кА 41 Исполнение ВВ воздушный, кабельный Напряжение на стороне НН, кВ 0,4/0,23 Распределительное устройство низкого напряжения РУ НН - 6(10) кВ: оборудование ЩО-70 Ток термической стойкости на стороне НН на протяжении одной секунды 1с., кА 20 Ток электродинамической стойкости на стороне НН, кА 50 Исполнение НН воздушный, кабельный Степень изоляции согласно ГОСТ 1516.1 с масляным трансформатором нормальная изоляция с сухим трансформатором облегчённая изоляция Номинальный режим работы продолжительный Вид обслуживания периодический Рис. 11. Однолинейная схема тупиковой ТП Закрытые трансформаторные подстанции Закрытые трансформаторные подстанции номинальным напряжением 10 кВ предназначены для приема электрической энергии в трехфазном переменном токе частотой 50 Гц, преобразования ее в напряжение 0,4 кВ и распределения между потребителями, в основном в сельских электрических сетях. Закрытая трансформаторная подстанция должна быть установлена ​​в одноэтажном здании с кирпичными стенами, в котором находится все оборудование подстанции. В здании три помещения, в которых должно быть установлено: • в первом помещении установить панель 0,4 кВ; • во втором помещении - силовой трансформатор; • в третьем помещении - сборные распределительные камеры 10 кВ. В ЗТП со стороны высокого напряжения силовой трансформатор подключается к линии через предохранители и разъединитель. В схеме ЗТП проходного типа в цепях линий определены: разъединитель в линии основного питания и выключатель нагрузки в линии резерва. Линии 0,4 кВ подключены к шинам через автоматические выключатели. Схема предполагает: защиту от однофазных коротких замыканий на нулевой провод, aвтoмaтичecкoe yпpaвлeниe уличным ocвeщeниeм, защита от неполнофазных режимов работы. Все оборудование подстанции находится внутри помещений, в камере силового трансформатора РУ 10 и 0,4 кВ. Выходы линий 10 и 0,4 кВ могут быть воздушными и кабельными. ЗТП оснащены защитой которая обеспечивает безопасность обслуживающего персонала. Здание подстанции одноэтажное, самой простой конструкции. Несущие стены из кирпича, фундамент из стандартных бетонных блоков. В ЗТП возможна замена оборудования на оборудование других мощностей, типов и других заводов-изготовителей без изменения ТП. Камеры КСО используются в качестве сборных камер для распределительных устройств 10 кВ, которые предназначены для приема и распределения электроэнергии 10 кВ и содержат оборудование для главных цепей и сборных шин. Электрическая принципиальная схема приведена на рис.12. Рис.12. - Схема электрических соединений ЗТП имеет следующие виды защиты: а) со стороны высокого напряжения: - от атмосферных и коммутационных перенапряжений; - от многофазных коротких замыканий; б) на стороне низкого напряжения: - от атмосферных перенапряжений; - токов перегрузки и короткого замыкания в отходящих фидерах; - от короткого замыкания на нулевом проводе; - от неполнофазных сетевых режимов. Защита устройств от атмосферных и коммутационных перенапряжений обеспечивается на стороне ВН с помощью высоковольтных разрядников, а на стороне низкого напряжения - с помощью низковольтных разрядников для защиты от перенапряжений. Силовой трансформатор защищен предохранителями от многофазных коротких замыканий и перегрузок. Защита отходящих линий 0,4 кВ от многофазных коротких замыканий, токов перегрузки и однофазных коротких замыканий на нейтральный провод обеспечивается автоматическими выключателями с тепловыми и электромагнитными расцепителями и внешним реле тока, подключенным к нейтральному проводу с независимый расцепителем. Учет электричества измеряется на трехфазном вводе 0,4 кВ с помощью PI счетчика подключенного через трансформаторы тока ТА. Комплектные ТП в бетонной оболочке Комплектные трансформаторные подстанции в бетонном корпусе (БКТПБ) представляют собой однотрансформаторные или двухтрансформаторные подстанции наружной установки с служебным коридором и предназначены для приема электрической энергии переменного тока частотой 50 Гц с напряжением 6 (10) кВ, ее транзит и преобразование в электрическую энергию, предназначенные для сетей электроснабжения жилищно-коммунальных, промышленных объектов, а также коттеджных поселков и зон индивидуальной застройки. ТП может состоять из одного, двух и более блоков и выполняться в оболочках разных типоразмеров, что должно быть указано в протоколе обозначения подстанции при ее заказе и в документации другого изделия. Преимущества БКТПБ перед трансформаторными подстанциями других типов: БКТПБ компактны и состоят из модулей, минимальные сроки монтажа и ввода в эксплуатацию, а также возможность использования любых типов силовых трансформаторов с возможностью расширения одиночной трансформаторной подстанции до двухтрансформаторная подстанция и многое другое за счет добавления дополнительных модулей. Срок службы не менее 25 лет. Выбор числа трансформаторов. Число трансформаторов на подстанции определяется требованием надёжности электроснабжения. Установка двух трансформаторов, обеспечивает бесперебойное электроснабжение ПЭЭ любых категорий по надежности. Однако если на объекте установлены приёмники только II и III категории, то более экономичными, обычно, являются однотрансформаторные подстанции. При проектировании внутризаводских сетей установка однотрансформаторных подстанций выполняется в том случае, когда обеспечивается резервирование потребителей по сети низкого напряжения, а также когда возможна замена повреждённого трансформатора в течение одних суток.. Двухтрансформаторные подстанции применяются при значительном числе потребителей II категории, либо при наличии потребителей I категории. Кроме того, двухтрансформаторные подстанции целесообразны при неравномерном суточном  и годовом графике нагрузки предприятия, при сезонном режиме работы при значительной разницей нагрузки в сменах. Тогда при снижении нагрузки один из Задача выбора количества трансформаторов заключается в том, чтобы из двух вариантов выбрать вариант с лучшими технико-экономическими показателями. Оптимальный вариант схемы электроснабжения выбирается на основе сравнения приведённых годовых затрат по каждому варианту: Зi=Cэ,i+kн,эКi+Уi,   где Cэ,i –  эксплуатационные расходы i-го варианта, kн,э – нормативный коэффициент эффективности, Кi – капитальные затраты i-го варианта, Уi – убытки потребителя от перерыва электроснабжения. Установка двух трансформаторов обеспечивает надёжное питание потребителей. При повреждении одного трансформатора, второй, с учётом его перегрузочной способности, обеспечивает 100 % питания в течении времени, необходимого для ремонта трансформатора. Если мощность уже существующих двух трансформаторов становится недостаточной, для обеспечения питанием всех приёмников, например, при установке более мощного оборудования, изменение режима работы электроприёмников и т.п. ,то тогда рассматриваются варианты установки более мощных трансформаторов на подстанции, либо установки третьего трансформатора для покрытия возросшей мощности. Второй вариант кажется предпочтительней, поскольку увеличивается надёжность подстанции, отпадает необходимость реализовывать старые трансформаторы и капитальные затраты на установку третьего трансформатора, как правило, значительно меньше, чем при переоборудовании всей подстанции. Но такой вариант возможен не всегда, т.к. при плотной застройке территории предприятия для дополнительного трансформатора может не хватить места. Или происходит значительное усложнение схемы, которое может оказаться невозможной при работе трансформаторовпараллельно. Кроме требований надёжности при выборе числа трансформаторов следует учитывать режим работы ЭП и ПЭЭ. Так, например, при низком коэффициенте заполнения графика нагрузки бывает экономически целесообразна установка не одного, а двух трансформаторов. В ЦП , как правило, число трансформаторов выбирается не более двух. Это обусловлено, главным образом тем, что стоимость коммутационной аппаратуры на стороне высшего напряжения предприятия соизмерима со стоимостью трансформатора. Выбор номинальной мощности трансформаторов. Выбор мощности трансформаторов производится исходя из расчётной нагрузки объекта электроснабжения, числа часов использования максимума нагрузки, темпов роста нагрузок, допустимой перегрузки трансформаторов. Мощность силовых трансформаторов должна обеспечивать в нормальных условиях питание всех приёмников электроэнергии. При выборе мощности трансформаторов следует добиваться наиболее целесообразного режима работы и соответствующего обеспечения резервирования питания приёмников при отключении одного из трансформаторов. Надёжность электроснабжения достигается установкой на подстанции двух трансформаторов, которые, как правило, работают раздельно. Совокупность допустимых нагрузок, систематических или аварийных перегрузок определяет нагрузочную способность трансформаторов, в основу расчёта которой положен тепловой износ изоляции трансформаторов. Если не учитывать нагрузочную способность трансформатора, то можно необоснованно завысить выбираемую установленную мощность, что экономически нецелесообразно. Исследования показали, что систематические перегрузки трансформаторов не приводят к заметному сокращению их срока службы. Это объясняется компенсацией недоиспользования трансформатора с нагрузками ниже номинальных. Номинальной мощностью трансформатора называют мощность, на которую он может быть нагружен непрерывно в течение всего срока службы при нормальных температурных условиях окружающей среды. Если известны расчётная максимальная мощность объекта Sнагр и коэффициент допустимой перегрузки βдоп то номинальная мощность трансформатора: Коэффициент допустимой перегрузки обычно выбирается на основе опытных данных. Рекомендуемые значения βдоп указаны в таблице 4. После выбора трансформатора таким образом должна производиться проверка трансформатора по температурному режиму. При превышении температуры окружающей среды для имеющегося графика нагрузок определяют повышенный износ изоляции и решают вопрос о допустимости этого износа. Если такой износ недопустим, то нагрузка на трансформатор должна быть уменьшена. Таблица 4. Характер нагрузки и вид ТП βдоп Нагрузка первой категории на двухтрансформаторных ТП 0,7 Нагрузка второй категории на однотрансформаторных ТП 0,75 Нагрузка второй категории и при наличии резерва на складе 0,9 На крупных подстанциях, ГПП 0,5 Для выбора мощности трансформатора с учётом допустимых нагрузок и перегрузок следует пользоваться суточным графиком нагрузки, преобразованным в двухступенчатый (рис. 13.). Рис. 13. Суточный график нагрузки и преобразованный двухступенчатый. Как указывалось ранее , при расчёте мощности трансформатора необходимо учитывать его перегрузочную способность. Допускаются аварийная и систематическая перегрузки. Аварийная перегрузка. В соответствии с нормативными документами трансформатор длительно до 5 суток можно перегружать на 40 %, но суммарная перегрузка за сутки не должна превышать 6 ч. Систематическая перегрузка. Перегрузочная способность зависит от графика нагрузок, а именно коэффициентом заполнения: , где Sср – средняя мощность,  Smax – максимальная мощность. Допустимую нагрузку на трансформатор можно определить: Sдоп=Sном, п(1-kзап)0,3  Кроме того, трансформатор может быть перегружен зимой за счёт снижения его нагрузки в летнее время. В соответствии с этим допускается перегрузка в зимнее время на 1 % на каждый процент недогрузки в летнее время, но не более чем на 15%. В условиях эксплуатации, когда трансформаторы уже установлены, следует предусматривать экономически целесообразный режим работы трансформаторов, При наличии на ТП нескольких трансформаторов, число включенных в работу определяется условием, обеспечивающим минимум потерь мощности в этих трансформаторах. При этом учитываются не только потери активной мощности в трансформаторах, но и потери в смежном оборудовании. Эти потери называются приведёнными. Тогда расчётная нагрузка трансформатора будет определяться из выражения: , где n – количество трансформаторов на ТП, ∆Рх! – приведённые потери холостого хода, ∆Рк! – приведённые потери короткого замыкания. Шкала стандартных мощностей трансформаторов. В РФ принята единая шкала мощностей трансформаторов. ,которая включает мощности 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630, 1000 кВА и т. д. С учетом изложенного выбор числа и мощности трансформаторов для питания ТП производится в следующем порядке :: 1)    определяется число трансформаторов на ТП, исходя из обеспечения надёжности электроснабжения с учётом категории приёмников; 2)    выбираются наиболее близкие варианты мощности выбираемых трансформаторов (не более трёх) с учётом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузке перегрузки в аварийном режиме; 3)    определяется экономически целесообразное решение из намеченных вариантов. 4)    учитывается возможность расширения или развития ТП и решается вопрос о возможной установке более мощных трансформаторов на тех же фундаментах, либо предусматривается возможность расширения подстанции за счёт увеличения числа трансформаторов. Лекция 4. Выбор и проверка сечений воздушных и кабельных линий Выбор проводов и кабелей электрических сетей СЭС проводитсяпо следующим условиям: 1. по экономическим показателям — экономической плотности тока; 2. по допустимому нагреву 3. по допустимой потере напряжения 4. по термической стойкости токов КЗ 5. по условиям согласованности сечения проводников с уставками защитных аппаратов 6. по чувствительности к токам однофазных КЗ 7. по условиям запуска мощных КЗ АД 8. по условиям монтажа 9. по механической прочности Выбор сечений проводов и кабелей по экономической плотности тока. Сечение проводника должно обеспечивать минимум затрат на сооружение или эксплуатацию ЛЭП. Рассмотрим подробней выбор сечений проводов и кабелей по экономической плотности тока. Сечение является важнейшим параметром ЛЭП. Методики определения сечений проводов и кабелей основаны на поиске экономического сечения, соответствующего минимальным затратам. С увеличением сечения вырастают затраты на сооружение линии, отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание (на рис З1), но снижаются потери мощности и электроэнергии и связанные с ним затраты (на рис З2). На рис представлена зависимость затрат от сечения. Затраты линии: - коэффициент эффективности капитальных вложений. – нормативный коэффициент – амортизация (оценка износа линии) – текущее ремонтное обслуживание. – можно найти в справочнике. – капитальные вложения (тыс. руб./км), где – составляющая, не зависящая от сечения, – пропорциональна сечению. – время потерь, – стоимость потерь. C учетом формул получим: – экономическая плотность. - стандартное значение округляем до ближайшего значения (1) По экономической плотности тока не выбираются внутренние сети при времени максимальной нагрузки < 5-6 тыс. часов и временные сооружения. Выбор сечений проводников по допустимой потере напряжения. Метод применяется для выбора сечений в распределительных сетях, где очень важным является фактор потерь напряжения. – потеря напряжения. Потеря напряжения характеризует любой участок электросети Любую точку характеризует величина отклонения: На отклонение напряжения от номинальных значений в точках подключения ЭП существуют ограничения . Можно говорить о допустимых потерях напряжения, т.к. накладываются ограничения на . Индуктивное сопротивление мало зависит от сечения. Для 35 кВ и выше: ; 10 кВ – ВЛ: ; КЛ, ВЛИ: . Потери напряжения имеют активную и реактивную части: может быть сразу вычислена. Можно найти сечение: , где – момент активной нагрузки. Допустимые потери напряжения в сетях 0,38 кВ. Допустимой называется такая потеря напряжения, которую можно потерять в сети при условии, что в любом режиме работы (при любых нагрузках) отклонения напряжения у потребителей низковольтной сети не выйдут за допустимые пределы, которые для сельскохозяйственных потребителей принимаются ±5% от номинального напряжения. На величину допустимой потери напряжения влияют как отклонение напряжения у потребителей, так и режимы напряжения на шинах питающих районных подстанций и отклонения, создаваемые трансформаторами 6(10)/0,4 кВ. Трансформаторы 6(10)/0,4 кВ имеют как надбавки, - положительное отклонение, так и потери, - отрицательное отклонение. Допустимые потери напряжения в электросетях определяются по таблицам отклонений напряжения. В эту таблицу включат все элементы, начиная с шин питающей подстанции энергосистемы и заканчивая потребителями низковольтной сети, которые оказывают влияние на отклонения напряжения. Если допустимую потерю напряжения определяют для ВЛ 10 кВ, то в расчёт принимают «удалённый» трансформаторный пункт 10/0,4 кВ, то есть, находящийся в самом удалённом конце ВЛ 10 кВ, при этом одновременно определяется допустимая потеря напряжения () в низковольтной сети этого удалённого ТП. Иными словами при определении  в сети 10 кВ и 0,38 кВ удалённого ТП составляется одна и та же таблица. При составлении таблицы отклонений сначала рассматривается максимальный режим работы потребителей, или 100% режим. В этом режиме будут самые большие потери напряжения во всех звеньях системы передачи и, следовательно, наибольшее снижение напряжения у потребителей. Самое большое снижение напряжения будет у самого удалённого потребителя низковольтной сети, поэтому в 100% режиме рассматривается именно этот потребитель и у него принимается допустимое отклонение -5% от номинального напряжения. Выбор сечений проводов по чувствительности к т. к.з.и по запуску КЗ АД. По чувствительности к однофазному КЗ: – сопротивление петли фаза-ноль. Применение сложения полных сопротивле ний ведет к снижению расчетного значения. . По защитной характеристике и определяют время срабатывания tСРАБ. Время срабатывания меньше 0,4 с, иногда бывает меньше 5 с, когда нет тяжелого пуска. Если сечение увеличивается, то сопротивление уменьшается, следовательно, увеличивается ток однофазного КЗ. Способы повышения чувствительности : 1. сменить аппарат; 2. Можно увеличить сечение нулевого провода даже выше по значению, чем фазные; 3. Секционирование сетей 0,38 кВ (секционирование – разделение линии на участки с установкой защиты автоматики – уменьшение зоны действия защиты); 4. Можем воздействовать на заменой типа силового трансформатора (есть трансформаторы со схемой – зигзаг с нулем. Они имеют меньшее сопротивление ZТО отсюда следует, что токи КЗ больше, чем у схемы «звезда-ноль»). По условию запуска КЗ АД: если есть мощный КЗ АД, подключенный к небольшой мощности, могут быть проблемы запуска двигателя или длинная сеть 0,4 кВ выполнена малым сечением. Отклонение напряжения в момент пуска двигателя: - сопротивление сети Кроме того проверяется напряжение рабочих двигателей: VД1 ≤ 20 %. Увеличение сечения ведет к уменьшению сопротивления линии и уменьшению отклонения напряжения. Выбор сечений проводов и кабелей по нагреву. Для проводов в зависимости от конструктивного исполнения и способа прокладки существует длительно допустимая температура нагрева. Чем современней изоляция, тем выше температура (голые провода - 70ºС). Если нет изоляции, то температура определяется условиями механической прочности проводников. Эту температуру можно кратковременно превышать примерно в 1,5 раза. Для проводов приведена таблица длительно допустимых токов (ПУЭ). (конструкционное исполнение, способ прокладки, сечение, число фаз). где – коэффициент прокладки. Длительно допустимые токи в таблице приведены для - земля; -вода. Если условия прокладки отличаются от табличных вводится поправочный коэффициент: , где - коэффициент температуры; - число проложенных совместно проводов; - зависит от линии (2-цепная либо 1-цепная). – уравнение теплового баланса. – коэффициент теплоотдачи (конвекция, излучение, теплоотдача). Далее в справочных таблицах выбирают такое сечение с допустимым током , при котором выполнялось бы условие: . Этот метод применяется в сетях, где главным критерием является пожарная безопасность: для внутренней электропроводки, во внутризаводских сетях напряжением до 1000 В. В соответствие с ПУЭ по допустимому току можно выбирать сборные шины подстанций, кабели напряжением 0,4 кВ и кабели 6-10 кВ. Поправочные коэффициенты при выборе сечений проводников по нагреву. Для проводов в зависимости от конструктивного исполнения и способа прокладки существует длительно допустимая температура нагрева. Чем современней изоляция, тем выше температура (голые провода - 70ºС). Если нет изоляции, то температура определяется условиями механической прочности проводников. Эту температуру можно кратковременно превышать примерно в 1,5 раза. Для проводов приведена таблица длительно допустимых токов (ПУЭ). (конструкционное исполнение, способ прокладки, сечение, число фаз). где – коэффициент прокладки. Длительно допустимые токи в таблице приведены для - земля; -вода. Если условия прокладки отличаются от табличных вводится поправочный коэффициент: , где - коэффициент температуры; - число проложенных совместно проводов; - зависит от линии (2-цепная либо 1-цепная). Поправочный коэффициент, учитывающий изменения условий прокладки проводов и кабелей и равный произведению отдельных поправочных коэффициентов: Поправочные коэффициенты учитывают:  - фактическую температуру окружающей среды;  - число проложенных в траншее рабочих кабелей;  - условия кратковременного или повторно-кратковременного режима работы электроприемников;  - сечение кабеля и его месторасположение при прокладке в блоке;  - напряжение кабеля при прокладке в блоке;  - общую среднесуточную нагрузку кабелей при прокладке в блоке;  - прокладку кабелей, в двух параллельных блоках одинаковой конфигурации;  - прокладку проводов в коробах и лотках;  - увеличение допустимой нагрузки на кабели до 10 кВ при аварийном режиме;  - расположение шин на изоляторах.