Основные определения: электрические и энергетические сис-мы, электрические станции. Харак-ка энергетической и электрической сис-м. Потребители электроэнергии. Номинальный ряд напряжений (стр. 3 )

Система возбуждения предназначена для питания обмотки возбуждения синхронной машины по­стоянным током и соответствующего

регулирования тока возбуждения.

Систему возбуждения принято характеризовать номинальным напряжением возбуждения на кольцах ротора и номинальным то­ком в обмотке возбуждения, которые соответствуют номинально­му режиму работы электрической машины; номинальной мощностью

возбуждения, которая обычно составляет 0,2— 0,6% номинальной мощности маши­ны; форсировочной способностью (кратностью форсировки); быстродействием системы возбуждения во время аварий в энергосистеме и быстротой развозбуждения генера­тора в случаях его повреждений.

Выбор номинального напряжения возбуждения определяется: мощностью возбуждения предельными

токами, которые могут быть пропущены через контактные коль­ца и щетки; предельными напряже­ниями, при которых возбудители ра­ботают надежно и т. д. Номиналь­ное напряжение возбуждения современных генераторов составляет, 80—600 В. Нижний предел относит­ся к генераторам мощностью не­сколько мегаватт, верхний к гене­раторам большой мощности.

Номинальный ток возбуждения также зависит от мощности генера­тора. Для генераторов небольшой мощности он составляет несколько десятков или сотен ампер, а для ге­нераторов мощностью более 200 МВт достигает 2000—8000 А.

Под форсировочной способностью по напряжению понимают от­ношение наибольшего установившегося напряжения (потолка)

возбудителя (присоединенного к об­мотке возбуждения генератора) к номинальному напряжению возбуж­дения а под форсировочной способностью по току понимают отношение предельного (наибольшего допускаемого по нагреву обмотки ротора) тока возбуждения соз­даваемого возбудителем в режиме форсировки, к номинальному току возбуждения .

В зависимости от источника энергии используемого для возбуждения синхронной машины, все системы можно подразделить на три основные группы:

1) Системы возбуждения, в которых источником энергии является генератор постоянного тока.

2) Системы возбуждения, в которых источником энергии является генератор переменного тока. Этот переменный ток преобразуется в постоянный при помощи полупроводниковых управляемых или не управляемых выпрямителей.

3) Системы возбуждения, в которых используется энергия самой возбуждаемой машины (самовозбуждение). Эта энергия преобразуется при помощи специальных трансформаторов и п-п выпрямителей.

12. АРВ

Согласно ПТЭ (правил технической эксплуатации) все генераторы независимо от их мощности должны иметь устройство релейной форсировки возбуждения, а генераторы мощностью 3 МВт и выше должны быть так же оснащены АРВ. Простейшим устройством для быстрого увеличения возбуждения генератора в аварийном режиме является релейная форсировка возбуждения рис1.

Рис1. Схема релейной защиты АРВ2.

Принцип действия форсировки состоит в том, что при значительном снижении напряжения на зажимах генератора (обычно ниже 85% от номинального) реле минимального напряжения замыкает свои контакты и приводит в действие контактор форсировки, который срабатывая закорачивает сопротивление шунтового реостата в цепи возбудителя ШР. В результате ток возбуждения возбудителя быстро возрастает до максимального значения и возбуждение генератора достигает предельного значения.

Широко распространёнными АРВ являются устройства компаундирования в сочетании с корректором напряжения (рис.2).

Рис2. Схема АРВ генератора.

Термин компаундирование обозначает автоматическое регулирование тока возбуждения машины в зависимости от тока статора.

В нормальном режиме в случае увеличении тока статора напряжение генератора уменьшается, но устройство компаундирования автоматически увеличивает ток возбуждения возбудителя, а следовательно и ток ротора генератора, благодаря чему напряжение на зажимах статора восстанавливается. Устройство компаундирования успешно работает и в аварийных режимах генератора, когда Uген снижается, а ток в статоре значительно возрастает. В схему компаундирования входят трансформаторы тока, вторичная обмотка которых включена на промежуточный трансформатор Uтп. Так же выпрямитель V1, который выпрямляет ток компаундированием перед подачей в ОВВ. Ток компаундирования Ik пропорционален без учёта коррекции току Iг(генераторов), компаундирование в чистом виде не может обеспечить достаточно точное поддержание напряжения генератора. Поэтому одновременно с АРВ по току статора генератора, применяется АРВ по напряжению. Для введения регулирующего импульса по напряжению применяется трансформатор напряжения УТП – универсальный трансформатор с подмагничиванием, оснащён цифрами 2 и 4. см. рис 2.а. Ток в обмотке 2 пропорционален Uг. Фаза тока Iн подобрана так, что ток Iн совпадает по фазе с реактивной составляющей тока генератора, поэтому при чисто активной нагрузке МДС обмотки взаимно сдвинуты на угол 90°. а при чисто реактивной нагрузке они совпадают по фазе. Вследствие этого ток компаундирования при неизменном Iг, Uг получается тем больше, чем ниже или выше реактивная нагрузка генератора – это фазовое компаундирование, которое обеспечивает более точное поддержание напряжения, так как ток компаундирования зависит не только ор не только от абсолютного значения тока генератора, но и от .

Через обмотку подмагничивания 4 УТП производится окончательная коррекция тока компаундирования

12.

относительно напряжения генератора при помощи корректора напряжения. В общем случае в состав корректора напряжения входят изменяемые элементы И1 и И2, включаемые в цепь УАТ(управляемого АТ).

Принцип действия изменяемого корректора (рис 2.б). Выпрямленный ток I1 на выходе изм. элемента И1 прямопропорционален входному напряжению, поэтому этот элемент является линейным. Выпрямленный ток I2 на выходе элемента И2, который называется нелинейным, он имеет нелинейную зависимость. Оба тока поступают на усилитель У, который реагирует на их разность и усиливает её. Ток выхода корректора поступает в обмотку 4 – подмагничивание Uтп. Из рис2.б видно, что при снижении напряжения на входе изм. элементов менее U1 под действием разности токов I1-I2, ток выхода корректора увеличивается. Корректор поддерживает то напряжение генератора, которое соответствует напряжению U1. На выходе с помощью Uат можно изменить настройку корректора.

Рассмотренная схема относится к группе регуляторов пропорционального действия, реагирующих на отклонение тока статора и напряжения статора. Разработаны и находятся в эксплуатации АРВ сильного действия, реагирующие на скорос2тные изменения параметров регулирования или даже на их ускорение. Устройство АРВ сильного действия в сочетании с быстродействующей системой возбуждения, имеющая высокие скорости изменения напряжения возбуждения и большие напряжения потолочного напряжения возбудителя обеспечивают значительное повышение устойчивости параллельной работы генераторов. При этом регулятор будет по-настоящему эффективен, если изменение возбуждения будет производиться и с учётом частоты изменения ЭДС генератора.

Структурная схема АРВ сильного действия показана на рис3.

Рис. 3 – Структурная схема АРВ сильно действия.

АРВ состоит из двух основных звеньев: измерительного звена и усилителя сумматора. В измерительное звено входят: блок измерения напряжения (БИН), блок измерения частоты (БИЧ). Блок БИН содержит включенный элемент БКТ, в котором происходит автоматическая коррекция измеряемого напряжения в зависимости от реактивной составляющей тока напряжения.

После БКТ сигнал поступает в измерительные элементы - отклонение напряжения, U’- производная напряжения. Выход которых пропорционален указанным величинам. Блок БИЧ имеет измерительные элементы, выход которых пропорционален и . Усилитель сумматор представляет собой двухкаскадный магнитный усилитель, выходной сигнал которого направляется на управление рабочей и форсировочной группами тиристоров быстродействующих систем возбуждения. Для улучшения характеристик АРВ в схему регулятора вводят обратную связь.

13. АГП

После внезапного отключения генераторов или компенсаторов необходимо их развозбудить, то есть погасить поле. При к. з внутри генераторов и компенсаторов или на их выводах быстрое автоматическое гашение поля позволяет уменьшить размеры повреждений обмотки и активной стали.

Гашение магнитного поля гене­раторов и компенсаторов, осуществляется с помощью специальных устройств — автоматов гашения поля (АГП), которые вводятся в действие от релейной защиты. Процесс гашения поля можно считать законченным, если амплитуда э. д. с. статора снизилась до 500 В; при этом происхо­дит естественное погасание дуги переменного тока в месте повреж­дения машины. Амплитуда э. д.с. статора, обусловленная остаточным намагничиванием ротора, примерно равна 300 В. Время, в течение ко­торого э. д. с, создаваемая током возбуждения, снизится до 500—300 = 200 В, называется временем гашения поля.

К устройствам АГП предъяв­ляют ряд требований: время гаше­ния поля должно быть возможно меньшим; при действии АГП нап­ряжение на обмотке возбуждения не должно превосходить допускае­мого напряжения.

Существует несколько способов гашения поля. До недавнего вре­мени широко применялась схема с переключением обмотки возбужде­ния синхронной машины на разряд­ный резистор r с помощью контактов 2 автомата га­шения поля. В нормальном режиме работы машины ее обмотка возбу­ждения подключена к возбудителю через контакты 1. При подаче им­пульса на отключение АГП сначала замыкаются контакты 2, а потом размыкаются контакты 1, благода­ря чему исключается разрыв цепи обмотки возбуждения и устраняется опасность возникновения больших перенапряжений на этой обмотке. Электромагнитная энергия, запа­сенная в обмотке возбуждения, вы­деляется главным образом в разря­дном резисторе. В этом случае вре­мя гашения составляет несколько секунд.

В настоящее время широко ис­пользуются автоматы гашения по­ля завода «Электросила». При использовании этих автоматов гашение поля про­текает в 4—6 раз быстрее, чем с помощью постоянного сопротивле­ния. В системах возбуждения с уп­равляемыми вентилями возможно гашение поля путем перевода вен­тилей в инверторный режим, при котором энергия, накопленная в об­мотке возбуждения, отдается воз­будителю или выпря­мительному трансформатору. При этом процесс гашения поля оказывается аналогичным про­цессу гашения с помощью дугогасительной решетки. Разница состоит лишь в том, что перевод вентилей в инверторный режим происходит почти мгновенно, без разрыва цепи возбуждения. При наличии двух групп вентилей в инверторный ре­жим переводится форсировочная группа вентилей (а рабочая отклю­чается), так как более высокое на­пряжение вентилей форсировочной группы позволяет быстрее погасить поле. Поскольку напряжение фор­сировочной группы выбирают рав­ным предельному напряжению воз­буждения, которое составляет не более (2—4) что меньше наи­большего допустимого напряжения, то время гашения магнитного поля в этом случае несколько больше, чем при использовании дугогасительной решетки.

14. СИНХРОННЫЕ КОМПЕНСАТОРЫ

Синхронный компенсатор пред­ставляет собой ненагруженный син­хронный двигатель, который в зави­симости от тока возбуждения может либо вырабатывать (в режиме пе­ревозбуждения), либо потреблять (в режиме недовозбуждения) реак­тивную мощность. Особенностью синхронных компенсаторов являет­ся возможность работы как с положительным, так и с отрицательным возбуждением.

Синхронные компенсаторы обыч­но выполняют с явнополюсным ротором, и конст­руктивно они аналогичны гидроге­нераторам, только у всех синхрон­ных компенсаторов вал расположен горизонтально. При таком исполне­нии уменьшаются масса, размеры и стоимость компенсатора; монтаж и ремонт возможны без крана (для монтажа и ремонта компенсатора с вертикальным валом требуется кран большой грузоподъемности); фун­дамент оказывается проще и де­шевле.

Для повышения устойчивости параллельной работы синхронных компенсаторов их выполняют со значительным моментом инерции. Поэтому валы синхронных компен­саторов несмотря на малый вращаю­щий момент (нагрузка на валу от­сутствует) имеют значительные раз­меры. Для повышения механической прочности валы выполняют кова­ными.

В настоящее время отечествен­ная промышленность изготовляет явнополюсные синхронные компен­саторы на 750 и 1 000 об/мин с но­минальными мощностями (при опе­режающем токе): 10; 16; 25; 32; 50; 100; 160; 350 МB-А. При указанных частотах вращения синхронные ком­пенсаторы в явнополюсном испол­нении имеют меньшую стоимость и меньшие потери энергии, чем в неявнополюсном исполнении, поэтому последние не нашли широкого при­менения. Для облегчения пуска явнополюсных синхронных компенса­торов их выполняют с пусковой обмоткой, которая состоит из стерж­ней, уложенных в полузакрытые па­зы на полюсах ротора. Изготовление стержней из сплавов с повышенным активным сопротив­лением — латуни, алюминиевой бронзы и др.— позволяет получить достаточно большой пусковой мо­мент (см. гл. 20). На торцах полюсов стержни замыкают накоротко медными или латунными сегментами, а сегменты соседних полюсов объединяют электрически в общее короткозамыкающее кольцо. Сече­ние стержней и сегментов выбира­ют, исходя из значений пусковых то­ков и длительности пуска.

При работе синхронного компен­сатора в режиме потребления реак­тивной мощности имеет место более глубокое проникновение потоков рассеяния лобовых частей обмотки статора в торцевую зону сердечни­ка статора. Это увеличивает потери мощности и соответственно нагрев не только торцовой зоны сердечни­ка статора, но и нажимных плит, кронштейнов, бандажных колец и др. Поэтому у синхронных компен­саторов, которые рассчитаны на по­требление реактивной мощности бо­лее 50% номинальной, нажимные плиты, кронштейны, бандажные кольца и другие конструктивные элементы выполняют из немагнит­ных материалов.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТУРБО– И ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ В РЕЖИМЕ СИНХРОННОГО КОМПЕНСАТОРА

Турбо - и гидрогенераторы могут работать в режиме синхронного компенсатора. Обычно гидрогенераторы используют как компенсаторы в периоды маловодья, а турбогене­раторы — при продолжительном ре­монте турбин или при низких техни­ко-экономических показателях аг­регатов, а в последнее время — в часы наименьших нагрузок энерго­систем. Генераторы чаще работают в режиме перевозбужденного син­хронного компенсатора с выдачей реактивной мощности в сеть, когда потребители находятся вблизи элек­тростанции. В таком режиме гене­раторы могут работать неограни­ченное время. В часы наименьших нагрузок, а также в тех случаях, когда электростанция связана с по­требителями длинными линиями электропередачи, возникает необхо­димость использования генераторов в режиме недовозбужденного син­хронного компенсатора (при токах возбуждения меньше тока холосто­го хода) с потреблением реактивной мощности из сети. Возможность продолжительного использования генератора в таком режиме должна быть доказана для каждого отдель­ного случая.

Турбогенератор может работать в режиме синхронного компенсато­ра вместе с турбиной и без нее. Од­нако в первом случае создаются опасные перегревы лопаток турби­ны. Для их устранения, а также для уменьшения активной мощности, потребляемой из сети, целесообраз­но отсоединять генератор от турби­ны путем расцепления соединитель­ной муфты. При необходимости создания в системе вращающегося резерва, а также при чередовании работы агрегата в режиме генера­тора и режиме синхронного компен­сатора генератор оставляют соеди­ненным с турбиной. В этом случае охлаждение лопаток турбины про­изводят путем пропуска небольшого количества пара, определяющего наименьшую допускаемую актив­ную мощность (ее обычно называют техническим минимумом), с кото­рой может длительно работать тур­бина и соответственно турбогенера­тор. Эта мощность зависит от типа и мощности турбины и примерно равна 10—20% ее номинальной мощности.

14.

Вертикальные гидрогенераторы из-за особенностей своей конструк­ции работают в режиме синхронно­го компенсатора только совместно с турбиной. Для уменьшения актив­ной мощности, потребляемой из се­ти, необходимо, чтобы лопатки тур­бины вращались не в воде, а в воз­духе (опасности перегрева лопаток в таком режиме не возникает). Во­ду из камеры гидротурбины отжи­мают сжатым воздухом. С этой це­лью на гидростанциях предусматри­вают специальную установку со сжатым воздухом. В течение всего периода работы гидрогенератора в режиме синхронного компенсатора в камере поддерживается избыточ­ное давление.

Пуск агрегата, работающего в режиме синхронного компенсатора совместно с турбиной, производят так же, как и при работе в режиме генератора, путем подачи воды или пара в турбину. После включения генератора в сеть количество воды или пара, поступающего в турбину, уменьшают до допустимого значе­ния и генератор переходит в режим синхронного компенсатора. В неко­торых случаях может быть исполь­зован метод асинхронного пуска от сети.

Включение турбогенератора для работы в режиме синхронного ком­пенсатора без турбины может быть осуществлено путем асинхронного пуска непосредственно от сети или путем частотного пуска от специаль­но выделенного для этой цели тур­богенератора.

15. ВКЛЮЧЕНИЕ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ И КОМПЕНСАТОРОВ НА ПАРАЛЛЕЛЬНУЮ РАБОТУ

Включение синхронных машин в сеть на параллельную работу производят либо способом точной син­хронизации, либо способом грубой синхронизации, который для генераторов обычно называют способом самосинхронизации, а для син­хронных компенсаторов и двигате­лей асинхронным пуском. Иногда применяют и несинхронное вклю­чение генераторов.

Способ точной синхронизации

Этот способ используют при включении в сеть синхронных гене­раторов. Он состоит в том, что ге­нератор сначала разворачивают турбиной до частоты вращения, близкой к синхронной, а затем возбуждают и при определенных условиях включают в сеть. Условиями, необходимыми для включения ма­шины, являются: 1) равенство на­пряжений включаемого генератора и работающего генератора или сети; 2) совпадение фаз этих напряжений; 3) равенство частот включае­мого генератора и работающего генератора или сети. Первое условие обеспечивается путем регулирова­ния тока возбуждения машины, а для выполнения второго и третьего условий необходимо изменение вра­щающего момента на ее валу, что достигается изменением количества пара или воды, пропускаемых че­рез турбину.

Выполнение условий точной син­хронизации можно осуществить вручную или автоматически. При ручной синхронизации все операции по регулированию возбуждения и подгонке частоты выполняет дежур­ный персонал, а при автоматиче­ской синхронизации — автоматиче­ские устройства. Применяется так­же ручная синхронизация с автоматическим контролем синхро­низма, который запрещает включе­ние выключателя синхронизируемой машины при несоблюдении условий синхронизации. При точной ручной синхронизации напряжения и ча­стоты контролируют по установлен­ным на щите управления двум вольтметрам и двум частотомерам, а сдвиг по фазе напряжений — по синхроноскопу; последний позволя­ет не только уловить момент совпа­дения фаз напряжений, но также определить, вращается ли включа­емый генератор быстрее или мед­леннее, чем работающие. Указанные приборы объединяют в так на­зываемую «колонку синхронизации». Вольтметр и частотомер, относя­щиеся к синхронизируемому гене­ратору, подключают к его транс­форматору напряжения, а вольт­метр и частотомер, относящиеся к работающим генераторам (или се­ти), обычно подключают к транс­форматору напряжения сборных шин станции. Синхроноскоп под­ключают одновременно к обоим трансформаторам напряжения.

При соблюдении всех вышеука­занных условий, т. е. при синхрон­ном включении разность между на­пряжениями генератора и сети рав­на нулю, поэтому уравнительного тока между включенным генерато­ром и другими генераторами не возникает. Точной ручной синхро­низации свойственны следующие недостатки: 1) сложность процесса включения из-за необходимости подгонки напряжения по модулю и фазе, а также частоты генератора;

2) большая длительность включе­ния — от нескольких минут в нор­мальном режиме до нескольких де­сятков минут при авариях в систе­ме, сопровождающихся изменением частоты и напряжения, когда осо­бенно важно обеспечить быстрое включение генератора в сеть;

3) возможность механических по­вреждений генератора и первичного двигателя при включении агрегата с большим углом опережения.

Способ самосинхронизации

Он исключает необходимость точной подгонки частоты и фазы напряжения включаемой синхрон­ной машины. Последнюю разворачивают до частоты вращения, незначительно отличающейся от синхронной с прочностью до нескольких процентов), и невозбужденной включают в сеть. При этом обмотку возбуждения замыкают на раз­рядный резистор, используемый при гашении поля, либо на специально предусмот­ренный для этой цели резистор,

либо на якорь возбудителя, чтобы избежать появления в обмотке возбуждения напряжений, опасных для ее изоля­ции. После включения генератора в сеть подают импульс на включение. АГП и машина возбуждается.

В момент включения невозбуж­денной синхронной машины в сеть имеют место бросок тока статора и снижение напряжения в сети.

Однако ток и соответствую­щая электродинамическая сила

меньше, чем при к. з. на выво­дах генератора. Это объясняется тем, что ток статора в момент

включения определяется только напряжением сети Uc (так как генератор не возбужден и его э. д. с. равна нулю),котороё меньше ЭДС нормального режима, и суммарны­ми сопротивлениями и, которые больше соответствующих сопротивлений генератора и за счет сопротивлений сети. Кроме того, при самосинхронизации затухание свободных периодических составляющих тока проис­ходит быстрее, чем при К. З., так как в первом случае ротор замкнут на разрядный резистор. Поэтому даже ошибочное включение маши­ны в сеть с большим скольжением, когда длительность действия повы­шенных токов достаточно велика, 15.

не представляет опасности. Испытания показали, что обмот­ка статора в механическом отноше­нии не реагирует на первый пик тока включения; деформация до­стигает наибольшего значения толь­ко спустя несколько периодов по­сле включения. Учитывая также быстрое затухание свободной сверхпереходной составляющей тока статора, можно при оценке допу­стимости самосинхронизации началь­ное значение периодической составляющей тока и напряжение U на выводах генератора определять по переходному сопротивлению:

, и .

Электродинамические силы,

воздействующие на обмотку стато­ра неявнополюсных машин при самосинхронизации, больше, чем явнополюсных, так как неявнопо-люсные машины имеют относитель­но большие полюсные деления, большие вылеты лобовых соедине­ний обмотки статора и меньшие реактивные сопротивления (опре­деляющие начальное значение то­ка включения), чем явнополюсные машины.

Магнитный поток, создаваемый током статора, наводит в роторе
ток, вследствие чего в машине воз­никает соответствующий магнит­ный поток ротора. Взаимодействие указанных магнитных потоков при­
водит к созданию электромагнит­ного вращающего момента. Наибольшую опасность для машины представляет знакопеременный

вращающий момент, возникающий в первые периоды времени после включения невозбужденной маши­ны в сеть. Наибольшее значение этого момента равно:

т. е. оно тем меньше, чем больше сопротивление сети хс и чем мень­ше разница между и . Поэтому турбогенераторы с массивным ротором и явнополюсные машины с демпферными обмотками по обеим осям на роторе подвергаются меньшему воздействию знакопеременных моментов вращения, чем явнополюсные машины без демпферных обмоток.

обмоток.

16. НАГРЕВ ПРОВОДНИКОВ И АППАРАТОВ ТОКАМИ РАБОЧИХ РЕЖИМОВ.

В проводниках и аппаратах име­ют место потери мощности и энер­гии различных видов. Сюда отно­сятся:

1) потери в проводниках, пропорциональные квадрату тока;

2) потери в диэлектриках, пропор­циональные квадрату напряжения;

3) потери в магнитопроводах транс­форматоров и электромагнитов от вихревых токов и гистерезиса;

4) потери в массивных ферромаг­нитных деталях, расположенных в сильных магнитных полях, от ин­дуктированных токов. Потерянная энергия выделяется в виде тепла, которое частично поглощается про­водником, аппаратом, частично рассеивается в окружающую сре­ду— твердую, жидкую или газооб­разную.

Температура проводников и час­тей аппаратов зависит от мощности потерь, условий теплоотдачи в ок­ружающую среду и от режима ра­боты. При рассмотрении вопросов нагревания проводников и аппара­тов в нормальных режимах послед­ние удобно делить на продолжи­тельный и кратковремен­ный. Продолжительным называют режим работы с некоторой постоян­ной нагрузкой в течение неограни­ченного времени. При этом рас­сматриваемый элемент оборудова­ния, проводник, аппарат находятся в установившемся тепловом состоя­нии. Кратковременным называют режим работы с постоянной нагруз­кой в течение некоторого ограни­ченного времени, недостаточного для того, чтобы температура про­водника, аппарата достигла уста­новившейся. Как показано в § В-2, нагрузки генераторов, трансформа­торов, линий изменяются в течение суток и года ступенями. Продолжи­тельности отдельных ступеней и соответствующие, нагрузки могут быть весьма различными, В зависи-

мости от постоянной времени на­гревания (см. § 3-5) рассматривае­мого элемента оборудования — аппарата или проводника — тепло­вой режим на отдельных ступенях многоступенчатого графика при­ближается к условиям продолжи­тельного или кратковременного ре­жима.

Допускаемые температуры. Тем­пературу проводников, частей аппа­ратов в нормальных режимах огра­ничивают, чтобы, во-первых, обес­печить экономически целесообраз­ный срок службы изоляции; во-вто­рых, обеспечить надежную работу контактов; в-третьих, не допустить заметного снижения механических характеристик металлов. В зависи­мости от вида изоляции, назначения и устройства аппарата допускаемая температура в нормальных режи­мах определяется первым либо вто­рым требованием. Третье требова­ние обычно перекрывается первыми двумя. Так, например, срок службы и надежность изолированных про­водников и кабелей определяются в основном качеством и условиями работы изоляции, надежность рабо­ты коммутационных аппаратов — конструкцией контактной системы и дугогасительного устройства. До­пускаемые температуры для этих частей устанавливают, исходя из этого требования. Третье условие механической прочности относится в основном к нагреванию при к. з.

Следует различать наблюдаемые температуры и темпе­ратуры в наиболее нагре­тых точках аппарата, машины. Под наблюдаемыми температурами понимают температуры, найденные измерением. Они отличаются от температур в наиболее нагретых точках, поскольку последние обыч­но недоступны и применяемые ме­тоды измерения несовершенны. Разность между температурой в наиболее нагретой точке и наблюдаемой составляет от 5 до 15° С в за­висимости от типа аппарата и ме­тода измерения. Принято нормиро­вать наблюдаемые температуры, поскольку это удобно для практи­ческого использования в эксплуата­ции. Однако в основу нормирования наблюдаемых температур изолиро­ванных проводников и частей аппа­ратов, машин положены длитель­ные допускаемые температуры в наиболее нагретых точках для ос­новных видов изоляционных мате­риалов. Эти температуры для изо­ляционных материалов различных классов (ГОСТ 8865-70) состав­ляют:

Класс	У	A	E	B	F	H	C
Длит. допустимая температура,°С	90	105	120	130	155	180	180

Примечание:

Класс У — непропитанные и непогруженные в жидкий электроизоляционный материал волокнистые материалы из целлюлозы и шелка.

Класс А — пропитанные и погруженные в жидкий электроизоляционный со­став волокнистые материалы из целлюлозы или шелка.

Класс Е — некоторые синтетические и орга­нические пленки.

Класс В — материалы на основе слюды (в том числе на органических подложках), асбеста и стеклово­локна, применяемые с органиче­скими связующими и пропитыва­ющими составами.

Класс Р — материалы на основе слюды, ас­беста и стекловолокна, применя­емые в сочетании с синтетически­

16.

ми связующими и пропитываю­щими составами.

Класс Н — материалы на основе слюды, ас­беста и стекловолокна, применя­емые в сочетании с кремнийорганическими связующими и про­питывающими составами и др.

Класс С —- слюда, керамические материалы, стекло, кварц, применяемые без связующих составов или с неор­ганическими или кремнийорганическими связующими составами и др.

Таким образом, изоляцию ос­новных видов делят в отношении нагревостойкости на семь классов, для которых устанавливают допус­каемые температуры, исходя из приемлемого срока службы. Одна­ко нагревостоикость изоляции является не единственным критерием при нормировании допускаемой температуры для изолированных проводников, кабелей и частей ап­паратов. Так, например, для кабе­лей с бумажной изоляцией класса А (нагревостоикость 105° С) прини­мают более низкие допускаемые температуры (в пределах от 50 до 65° С), что объясняется возмож­ностью образования при более вы­сокой температуре воздушных включений (вследствие периодичес­кого изменения температуры кабе­лей). Вместе с тем опыт показыва­ет, что нормированная температура для изоляции класса А (105° С) мо­жет быть превышена в течение ограниченного времени. При этом необходимо учитывать ускоренный износ изоляции, экономически оправданный требованием непре­рывности электроснабжения в анор­мальных условиях работы сети или электроустановки. Это относится, например, к силовым трансформа­торам и кабелям с изоляцией клас­са А. Допускаемая температура для неизолированных медных и алюминиевых шин внутренних РУ принята равной 70° С (т. е. относи­тельно низкой), чтобы обеспечить надежную работу контактов и не допустить чрезмерного нагревания изолированных частей аппаратов, к которым они примыкают. Дли­тельно допускаемые (наблюдае­мые) температуры для контактов электрических аппаратов приведе­ны в табл.

Длительно допускаемые температуры для контактов электрических аппаратов высокого напряжения:

Наименование частей аппарата	Наиб. доп темп.	Превышение температуры
В воздухе	В масле	В возд.	В масле
Контактные соединения: a) из меди и её сплавов без покрытия серебром. б) из меди и её сплавов с покрытием серебром. в) из серебра или накладными припаянными пластинами серебра.	80 85 100	80 85 100	45 50 65	45 50 55

Существенное значение имеет нормирование температуры окружающей среды (воздух, масла, воды, земли), что видно из следующего. Температура υ проводника аппарата может быть представлена в виде суммы ,