100 М трассы (на всех поворотах, у каждой муфты и при входах в сооружения).

Кабельные муфты маркируют опознавательными знаками (пикетами), устанавливаемыми в виде столбиков из бетона, которые делают через 100-150 м трассы, на всех поворотах и у мест нахождения соединительных муфт. Допускается опознавательные знаки в виде надписей на стенах постоянных сооружений.

Вдоль кабельной линии не должно быть ненужных предметов, мешающих проведению работ по ликвидации аварий и ремонту кабелей, проложенных в земле. Поверхностный слой земли на трассе не должен иметь провалов, размывов и других неровностей, которые могут вызвать повреждение кабелей. Следует обращать внимание на обеспечение сохранности кабелей при выполнении земляных работ вблизи кабельных трасс. Работы можно производить по предварительному согласованию с главным энергетиком предприятия.

Периодичность осмотров устанавливает главный энергетик предприятия, руководствуясь местными условиями.

Необходимо учитывать, что ПТЭ предписывает следующую периодичность осмотров кабельных трасс: кабелей в траншеях, коллекторах и туннелях – 1 раз в 3 месяца; кабелей в колодцах и концевых муфт на линиях напряжения 1 кВ – 1 раз в 6 месяцев; концевых муфт кабелей напряжением до 1 кВ – 1 раз в 12 месяцев; кабельных муфт в трансформаторных помещениях, распределительных пунктах - одновременно с осмотром другого оборудования. Для учета неисправностей, выявленных при осмотрах кабельных трасс, и контроля за своевременным их устранением на предприятиях ведется специальный журнал, заполненный персоналом, осуществляющим работы на трассах.

В туннелях, коллекторах и аналогичных кабельных сооружениях обращают внимание на содержание их в чистоте (отсутствие остатков материалов и т.д.). Осмотр этих сооружений обычно проводят два лица, сначала проверяя с помощью газоанализатора отсутствие в них газов. Затем проверяют состояние освещения и вентиляции; измеряют внутреннюю температуру, которая не должна превышать температуру наружного более чем на 10⁰С; осматривать антикоррозионные покровы кабелей, внешнее состояние муфт; следят за отсутствием натяжений, смещений, провесов кабелей и т.п.

При эксплуатации кабелей следят за их номинальной нагрузкой. Систематические перегрузки кабелей приводят к ухудшению состояния изоляции и сокращает срок их службы. Поэтому при эксплуатации КЛ периодически контролируют соответствие нагрузки проекту. Максимально допустимые нагрузки для кабелей приведены в ПУЭ по участку трассы, имеющему наихудшие тепловые условия при длине не менее 10 м.

Нагрузку кабелей контролируют в сроки, определяемые главным энергетиком предприятия, но не менее 2 раз в год. Один раз контроль осуществляют в период осенне-зимнего максимума нагрузки. Наблюдения проводят по показаниям амперметров на питающей подстанции, а при их отсутствии – с помощью токоизмерительных клещей.

Для кабелей напряжением до 10 кВ допускаются перегрузки 15-30% только на время ликвидации аварий, но не более чем на 5 суток. Перегрузки допускаются только в том случае, если в период, предшествующий аварии, максимальная нагрузка кабеля не превышает 80% допустимой.

При прокладке кабелей в почве, агрессивной по отношению к их металлическим оболочкам, возникает почвенная коррозия свинцовых оболочек, что приводит к их разрушению. В этих случаях проверяют коррозионную активность грунта относительно свинцовой оболочки кабелей. Проверку осуществляют, сравнивая фактическое удельное электрическое сопротивление и данные анализа проб грунта и воды с соответствующими допускаемыми значениями, приведенными в Правилах защиты подземных металлических сооружений от коррозии.

Б8-2. Потери и КПД трансформатора.

В процессе трансформирования электрической энергии часть энергии теряется в трансформаторе на покрытие потерь. Потери в трансформаторе разделяются на электрические и магнитные.

Электрические потери обусловлены нагревом обмоток трансформатора при прохождении по этим обмоткам электрического тока. Мощность потерь пропорциональна квадрату тока и определяется суммой электрических потерь в первичной и вторичной обмоток. Электрические потери определяют опытом короткого замыкания. Электрические потери называют переменными, так как их величина зависит от нагрузки трансформатора.

Магнитные потери происходят в основном в магнитопроводе трансформатора. Причина этих потерь – систематическое перемагничивание магнитопровода переменным магнитным полем. Это перемагничивание вызывает в магнитопроводе два вида магнитных потерь: потери от гистерезиса, связанные с затратой энергии на уничтожение остаточного магнетизма в ферромагнитном материале магнитопровода и потери от вихревых токов, наводимых переменным магнитным полем в пластинах магнитопровода. С целью уменьшения магнитных потерь магнитопровод трансформатора выполняют из магнитно-мягкого ферромагнитного материала – анизотропной холоднокатаной тонколистовой электротехнической стали. При этом магнитопровод делают шихтованным в виде пакетов из тонких пластин (полос), изолированных с двух сторон тонкой пленкой лака.

Магнитные потери от гистерезиса прямо пропорциональны частоте перемагничивания магнитопровода, т.е. частоте переменного тока, а магнитные потери от вихревых токов пропорциональны квадрату этой частоты. Величина магнитных потерь зависит также от магнитной индукции в стержнях и ярмах магнитопровода. При неизменном первичном напряжении магнитные потери постоянны, т.е. не зависят от нагрузки трансформатора. Значение удельных магнитных потерь указаны в ГОСТ на электротехническую сталь.

Таким образом, активная мощность, поступающая из сети в первичную обмотку трансформатора, частично расходуется на электрические потери в этой обмотке. Переменный магнитный поток вызывает в магнитопроводе трансформатора магнитные потери. Оставшаяся после этого мощность, называемая электромагнитной мощностью, передается во вторичную обмотку, где частично расходуется на электрические потери в этой обмотке.

Коэффициент полезного действия трансформатора определяется как отношение активной мощности на выходе вторичной обмотки (полезная мощность) к активной мощности на входе первичной обмотки (подводимая мощность).

η = Р₂ / Р₁ = Р₂ / (Р₂+ΣР) = (Р₁- ΣР) / Р₁,

где ΣР – сумма потерь в трансформаторе.

Полезная мощность потребителя связана с полной мощностью следующей зависимостью: Р₂ = β_т S_н соsφ₂, где β_т = I₂/ I_2н - коэффициент нагрузки трансформатора;

соsφ₂ – коэффициент мощности нагрузки.

Если известны коэффициенты мощности и нагрузки трансформатора, КПД его можно найти по формуле: η_ф = β_т S_н соsφ₂ / (β_т S_н соsφ₂ + Р_ст(хх)+ β_т² Р_м(кз)),

где Р_ст(хх) и Р_м(кз) – потери мощности, указанные в справочных данных и соответствующие потерям холостого хода и короткого замыкания.

Обычно КПД трансформатора имеет максимальное значение при коэффициенте нагрузки равном от 45 до 65%. Максимальное значение КПД соответствует нагрузке, при которой магнитные потери равны электрическим.

Б8-3.

Б9. Электрооборудование установок нагрева сопротивлением.

В основе работы установок лежит нагрев изделий и материалов с помощью электрической энергии. Количество теплоты, выделяющейся в проводнике, при прохождении по нему электрического тока зависит от сопротивления проводника, электрического тока в цепи, времени его прохождения.

Q = I²Rt = P = U²S / ρl.- Закон Джоуля-Ленца.

Источником теплоты в установках являются нагревательные элементы. Выбор материала и конструкции нагревательных элементов определяется особенностями технологического процесса и конструкции установки.

По температурным пределам работы нагревательных элементов подразделяются на 3 группы:

• Низкотемпературные, нагрев до 230-430^оС;

• Среднетемпературные, нагрев до 630-1030^оС.

• Высокотемпературные, нагрев до 2230-3030^оС.

Для изготовления нагревательных элементов с рабочей температурой до 1230^оС наиболее распространенным материалом являются:

• Нихромы –сплав никеля (75-78%) и хрома (около 25%).

• Фехрали – сплав железа (73%), хрома (13%), алюминия (4%).

• Хромоникелевые жаропрочные стали – сплав железа (до 61%), хрома (22-27%), никеля (17-20%).

По форме среднетемпературные нагревательные элементы выполняются в виде зигзагов (проволочных и ленточных) или спиралей, а высокотемпературные – в виде стержней круглого или квадратного сечения и труб.

Для низкотемпературного нагрева широко применяются трубчатые электронагреватели – ТЭНы, которые представляют собой металлическую трубку, заполненную теплопроводным электроизоляционным материалом, в которой находится электронагревательная спираль. ТЭНы электробезопасны, могут работать в любой среде, стойки к вибрациям.

Примерами электроустановок нагрева сопротивлением являются: электрические печи сопротивления и различные нагревательные устройства, обеспечивающие технологические процессы производства.

Электроустановки нагрева сопротивлением применяются для технологических операций в машиностроении, металлургии, легкой промышленности и т.д.

По исполнению печи выпускаются косвенного и прямого действия, по назначению – нагревательные и плавильные, по режиму работы – периодически и непрерывно действующие.

По конструкции: периодического действия – колпаковые, элеваторные, камерные, шахтные.

Непрерывного действия – конвейерные, толкательные, протяжные.

Электрооборудование: силовое, аппаратура управления и контрольно-измерительная.

К силовому электрооборудованию относятся:

• Силовые понижающие трансформаторы и регулировочные автотрансформаторы.

• Силовые электроприводы вспомогательных механизмов с электротормозом (для подъема и опускания двери камеры, реверсивный).

• Силовая коммутационная (контакторы подъема и опускания двери камеры) и защитная аппаратура( автоматические выключатели и предохранители)

К аппаратуре управления относятся комплектные станции управления с коммутационной аппаратурой.

К контрольно-измерительной относятся приборы (устройства) контроля, измерения и сигнализации. Обычно вынесены на щит.

Все промышленные печи сопротивления работают в режиме автоматического регулирования температуры. Регулирование рабочей температуры в печи производится изменением подводимой мощности.