Метод коэффициента спроса.

Вопросы на экзамен по Электроснабжению предприятий.

1. Современное состояние и основные проблемы систем электроснабжения.

Пути решения:

1. Питание промышленных предприятий только от электростанций энергосистемы (энергогенерирующих компаний). –это для крупных городов и крупных промышленных узлов. Одновременно осуществляется энерго и теплоснабжение.

2. Питание одновременно от сет. систем и своих собственных электростанций.

3. Питание промышленных предприятий только от своих собственных станций промышленного и городского значения (малые и недоступные районы).

Основные проблемы:

-Оптимизация этих систем, которых включает в себя также важнейшие задачи:

1. выбор рационального числа трансформаторов

2. выбор рационального напряжения

3. выбор рационального размещения подстанций

4. выбор рационального числа и мощности иловых трансформаторов

5. выбор рационального сечения и жил кабелей

6. выбор рациональных средств компенсации реактивной мощности и их размещение.

7. обеспечение требуемой надежности

2. Технико-экономические расчеты в системах электроснабжения.

При выборе элементов в системе электроснабжения выполняют ТЭР (технико-экономический расчёт). Основным параметром при сравнении, являются годовые затраты: З [т. руб/год]. З= Ен٠ Ке+Ин; Ен – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений Ен = 0, 12 Ен=1/Токн; Токн – нормативный коэффициент средней окупаемости; Ке – одновременные капиталовложения с учётом монтажа и строительства [руб]; Ин – издержки производства [руб/год].

Ин=Иа+Им+Иэ; Иа – затраты на амортизацию; Им – затраты на электроэнергию (стоимость потерь); Иэ – затраты на эксплуатацию (ремонт и обслуживание).

Иа = Еа٠ Ке; Им=m٠ Δ Рм + m0٠ Δ Р0, где m – стоимость одного кВТ потерь на холостой ход [руб/кВт٠ год]; Δ Рм – максимальная потребляемая мощность в системе электроснабжения [МВт]; Δ Р0 – потери на холостой ход [МВт]. Стоимость одного кВт птерь зависит от числа часов использования максимальных потерь τ м [ч/год] и коэффициент мощности ; где Тм – число часов использования максимальной нагрузкой (справочные данные); α – основная ставка двухставочного тарифа [руб/кВт]; β – дополнительная плата за один кВт٠ ч [руб/кВт٠ ч]; α и β – принимаются по справочнику (“Cправочник по проектированию ЭсПП”, Барыбин, 91г, стр80). Тв, Тм, τ м – берутся из той же литературы на этой же странице.

Им=m٠ Δ Рм; m=C0٠ τ м – стоимость потерь электроэнергии; С0 – стоимость электроэнергии; Иэ = Етр٠ Ке – состоит из затрат на ремонт оборудования и обслуживания в процентах от капитальных затрат;

З=(Ен+Еа+Етр) ٠ Ке + Им = Е ٠ Ке+ m٠ Δ Рм; Им= m٠ Δ Рм = Δ Рм٠ C0٠ τ =Δ W٠ C0

З = Е٠ К+ Им; Е – суммарный процент отчисений от капитальных затрат – даётся в справочнике. Если при сравнении вариантов, затраты отличаются в пределах 5 %, то сравнение вариантов производят по качественным показателям: а) величина питающего напряжения; б) потери мощности электроэнергии; в) надёжность; г) удобство в эксплуатации; д) индустриальные меры монтажа; е) качество электроэнергии.

3. Потребители электроэнергии и их классификация.

Все потребители классифицируются: 1) силовые; 2) электротехнические;

3) транспорт; 4) Эл. Освещение.

В свою очередь потребители классифицируются: 1) по роду потребляемой мощности (активная, реактивная); 2) по роду тока ( ~3-ф, ~1-фазный, постоянный); 3) по напряжению ( до 1000В и выше 1000В); 4) по частоте 50 Гц и по нестандартной; 5) по режиму работы (р.р.) ( а) приёмники длительного р.р.- это такие, температура которых не превышает допустимой, при длительной их работе; б) приёмники кратковременного р.р.- это те приёмники, у которых за рабочие периоды температура нагрева не успевает достичь установившегося значения, и за время пауз охлаждается до температуры окружающей среды ( это различного рода задвижки, вспомогательное оборудование металлорежущих станков); в) приёмники повторно- кратковременного р.р.- это такие приёмники, у которых за рабочие периоды t нагрева не успевает достичь установившегося значения, а за время пауз не успевает остыть до t окр. ср. Характеристика этих приёмников задаётся продолжительностью включения (например, ПВ - 40% )(крановые приёмники, сварочные аппараты); 6) по стабильности установки (станок и экскаватор); 7) По надёжности работы приёмники подразделяются: а) приёмники 1-ой категории – приёмники, перерыв в электроснабжении которых связан с расстройством всего технического процесса, массовым браком продукции, значительным народно- хозяйственным ущербом и опасностью для жизни людей. Такие приёмники требуют для своего питания 2 источника питания и допускают перерыв на время автоматического переключения с одного источника на другой (АВР); б) приёмники 2- ой категории- приёмники, перерыв в электроснабжении которых связан с простоем людей и транспорта, массовым недовыпуском продукции. Такие приёмники допускают перерыв на время ручного переключения с одного источника на другой (30 минут). Приёмники 2-ой категории допускают питание от одного источника, но по двум кабелям. В этом случае необходимо иметь резерв по низкой стороне от соседней трансформаторной подстанции; в) приёмники 3-ей категории – приёмники, не входящие в первые две категории, допускают перерыв в питании на время замены повреждённого элемента (не более суток). На предприятиях, занимающихся производством взрывчатых веществ, военно- промышленных компаниях и т.п., количество источников не ограничено; 8) по видам промышленности. Каждая отрасль промышленности отличается потреблением электроэнергии, например, металлургические предприятия характеризуются большими мощностями, значительными пусковыми токами. Химическая промышленность также характеризуется большим потреблением мощности, однако существенная разница заключается в том, что хим. промышленность характерна агрессивностью окружающей среды и это влияет на построение схем электроснабжения. Машиностроительная промышленность характеризуется непостоянством потребляемой мощности, часто с изменением техпроцесса. Это обстоятельство приводит к тому, что схема э/снабжения строится универсальной, т.е. схема электроснабжения не изменяется при изменении тех. процесса (перестановки электрооборудования).

4. Закономерности нагрева проводников при токовых нагрузках.

Tуст- установившееся превышение температурына температурой ОС

Tц- допустимое превышение температуры (нормативное)

Т указывается в ПУЭ

-для шин и голых проводов 70

-для кабелей с бумажной изоляцией до 3кВ 80

6кВ 65

10кВ 60

25-35кВ 50

-для кабелей с резиновой и пластмассовой изоляцией 65

Тнорм воздуха +25, земли+15

Критерии износа изоляции:

-по тепловому износу

-по предельно допустимой Т

Срок службы изоляции

-действие Т

-время воздействия Т

-воздействие эл.поля

5. Классификация графиков электрических нагрузок.

Основной характеристикой электроприёмника является номинальная мощность. Под ном. мощностью понимают ту мощность, которую приёмник потребляет при номинальных условиях работы ( ). Под номинальной мощностью электродвигателя понимается мощность, которую двигатель развивает на валу при номинальном напряжении и номинальной частоте. Не следует пользоваться потребля-емой мощностью. Мощность, потребляемую из сети, называют электрической нагрузкой. В зависимости от режима работы приёмника меняется потребляемая мощность. График изменения потребляемой мощности во времени называется графиком электрических нагрузок.

Обычно графики нагрузок строятся по показаниям счётчиков. Для этого записываются через час показания счётчика и считают, что в промежутке времени между одним и другим (следующим) замером, потребляемая мощность постоянна Графики нагрузки классифицируются: 1) по роду потребляемой мощности (активная, реактивная); 2) по продолжительности: суточные, сменные, годовые. Наиболее часто применяют график нагрузок за максимально-загруженную смену. Максимально-загруженной сменой называется смена с максимальным выпуском продукции и максимальным расходом электроэнергии; 3) индивидуальные и групповые; 4) по виду производства: промышленное производство, подстанции цехов; 5) по отраслям промышленности(каждая отрасль имеет свой график нагрузок в о.е. или %.

Назначение графиков нагрузки:

1) в условиях эксплуатации (1.1. для определения максимальных нагрузок; 1.2. для определения потребления электроэнергии; 1.3. для планирования внепланово - предупредительных ремонтов; 1.4. для выбора времени пуска и остановки отдельных приёмников); 2) при проектировании ( 2.1. определение расчётных электрических нагрузок; 2.2. для определения потерь мощности в трансформаторе; 2.3. определение кол-ва и мощности трансформаторов цеховых и заводских подстанций; 2.4. для определения сечения проводников; 2.5. для определения необходимой мощности компенсирующих устройств ( ).

6. Средние, среднеквадратичные, максимальные и расчетные нагрузки.

Суммарная средняя нагрузка всех приемников дает возможность приблизительно определить нижний предел возможных значений расчетных нагрузок

По продолжительности max нагрузки:

-длительные (от 10мин и < )для выбора элементов СЭС и расчета max потерь мощности)

-кратковременные (от 0.1 с до 10с) для определения падения напряжения и выбора уставок релейной защиты

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву - длительно изменяющаяся нагрузка элементов СЭС, которой эквивалентны отдельные нагрузки по наиболее тяжелому воздействию

Допускается принимать расчетный коэффициент мощности = ср. взвешанному коэффициенту за наиболее нагруженную смену. При переменном графике нагрузки в качестве расчетной принимается ср. нагрузки за период различной продолжительности

7. Коэффициенты, характеризующие приемники электрической энергии и графики их нагрузок.

Коэффициентом использования активной мощности приемника k_{и, а} или группы приемников K_{и, а}, называется отношение средней активной мощности отдельного приемника (или группы их) к ее номинальному значению.

; .

Коэффициентом включения приемника k_в, называется отношение продолжительности включения приемника в цикле t_в ко всей продолжительности цикла t_ц. Время включения преемника за цикл складывается из времени работы t_р и времени холостого хода t_x.

Коэффициентом включения группы приемников K_в, называется средневзвешенное (по номинальной активной мощности) значение коэффициентов включения всех приемников входящих в группу.

Коэффициентом загрузки приемника k_{з, а} по активной мощности, называется отношение фактически потребленной им средней активной мощности p_{с, в} (за время включения t_в в течение времени цикла t_ц ).

Аналогично коэффициенты загрузки по реактивной мощности и току:

, .

Групповым коэффициентом загрузки по активной мощности называется отношение группового коэффициента использования к групповому коэффициенту включения K_в.

Коэффициентом формы индивидуального или группового графика нагрузок k_{ф, I}, K_{ф, I}, называется отношение среднеквадратичного тока (или среднеквадратичной полной мощности) приемника или группы приемников за определенный период времени к среднему значению его за тот же период времени.

, .

Коэффициентом максимума активной мощности k_{м, а}, K_{м, а}, называется отношение расчетной активной мощности p_р, P_р к средней нагрузке p_с, P_с за исследуемый период времени.

, .

Коэффициент спроса, как и коэффициент максимума, относится обычно к групповым графикам. Коэффициентом спроса по активной мощности К_{с, а}, называется отношение расчетной (в условиях проектирования) или потребляемой Р_п (в условиях эксплуатации) активной мощности к номинальной (установленной) активной мощности группы приемников.

, .

Коэффициентом заполнения графика активных нагрузок К_{з, г, а}, называется отношение средней активной мощности к максимальной за исследуемый период времени.

. Если учесть, что Р_м = Р_р, то .

Коэффициент разновременности максимумов активных нагрузок К_{р, м, а}, называется отношение суммарного расчетного максимума активной мощности узла системы электроснабжения к сумме расчетных максимумов активной мощности отдельных групп приемников, входящих в данный узел системы электроснабжения.

8. Методы определения расчетных нагрузок.

Метод коэффициента спроса.

Для определения расчетных нагрузок по этому методу необходимо знать установленную мощность Рном группы приемников и коэффициенты мощности cosj и спроса Кс данной группы, определяемые по справочным материалам.

Расчетную нагрузку группы однородных по режиму работы приемников определяют по формулам:

Рр=КсРном

Qр=Рр

где соответствует данной группы приемников.

Расчетную нагрузку узла системы электроснабжения, содержащего группы приемников электроэнергии с различными режимами работы, определяют с учетом разновременности максимумов нагрузки отдельных групп

где и - соответственно сумма расчетных активных и реактивных мощностей отдельных групп электроприемников; Кр, м - коэффициент разновременности максимумов нагрузок отдельных групп приемников.

Значение Кр, м можно приближенно принять равным 0, 9. При этом суммарная расчетная нагрузка узла системы электроснабжения не должна быть меньше его средней нагрузки.

Определение расчетной силовой нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса является приближенным методом расчета, поэтому его применение рекомендуют для предварительных расчетов и определение общезаводских нагрузок для 5УР-6УР.

Потери активной мощности.

Они состоят из двух составляющих:

1) потерь, идущих на нагревание обмоток трансформатора D Р, зависящих от тока нагрузки,

2) потерь, идущих на нагревание стали D Р_ст, не зависящих от тока нагрузки.

Потери мощности, идущие на нагревание обмоток трансформатора

При этом полные активные потери

где Rт - активное сопротивление (0м) обмоток трансформатора, определяемое по величине потерь в меди D Р_х (кВт), мощности трансформатора Sном (кВА), номинальному напряжению Uном (кВ) обмотки трансформатора, присоединенной к рассчитываемой линии:

Потери реактивной мощности.

Они состоят из двух составляющих:

1) потерь, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе D Q, зависящих от квадрата тока нагрузки,

2) потерь, идущих на намагничивание трансформатора D Qm, не зависящих от тока нагрузки, которые определяются током х.х.

Потери мощности, вызванные рассеянием магнитного потока

При этом полные реактивные потери

где Хт - реактивное сопротивление обмоток трансформатора, определяемое напряжением короткого замыкания uкз, % и сопротивлением Rт.

С помощью каталожных данных потери мощности в трансформаторах можно определить иначе. Если даны потери короткого замыкания D Р_{м, ном} соответствующие потерям в меди при номинальной нагрузке трансформатора Sном, и известна его фактическая загрузка S, то активные потери

где кз - коэффициент загрузки трансформатора.

Сопротивление и реактивные потери трансформатора могут быть определены также по каталожным данным:

где uкз - напряжение короткого замыкания, %; Iхх - ток холостого хода трансформатора, %; Sном - номинальная мощность, кВA.

Ограничение токов К.з.

При питании электроустановок пром. Предприятий от мощных энергосистем приходится значительно повышать сечение токоведущих частей и габариты аппаратов, выбирать их по условиям как нормального так и динамич. и термич. устойчивости.

Наиболее распростр. Способами ограничения токов к.з. являются:

А) раздельная работа трансформаторов и пит. Линий

Б) включение в сеть доп. Сопротивлений-реакторов

В) применение трансформаторов с защищенной обмоткой

Наиболее целесообразна и эффективна установка реакторов на линиях потребителей, подключаемых непосредственно на шины электрический станций, а так же на районных подстанциях большой мощности, питающих маломощные заводские подстанции.

25. Защитные свойства плавких предохранителей и автоматических выключателей.

Предохранитель — электрический аппарат, выполняющий защитную функцию. В цепи обозначается буквами «FU» (международное обозначение, от слова англ. Fuse) или прямоугольником со сплошной линией в центре. Обычно предохранители бывают плавкими. Плавкие предохранители — это электрические аппараты, защищающие установки от перегрузок и токов короткого замыкания. Плавкий предохранитель обычно представляет из себя стеклянную или фарфоровую оболочку, на основаниях которой располагаются контакты, а внутри находится тонкий проводник из относительно легкоплавкого металла. Определённой силе тока срабатывания соответствует определённое поперечное сечение проводника. Если сила тока в цепи превысит максимально допустимое значение, то легкоплавкий проводник перегревается и расплавляется. Основными элементами предохранителя являются плавкая вставка, включаемая в рассечку защищаемой цепи, и дугогасительное устройство, гасящее дугу, возникающую после плавления вставки.

«автомат» — это механический коммутационный аппарат, способный включать, проводить и отключать токи при нормальном состоянии цепи, а также включать, проводить в течение заданного времени и автоматически отключать токи в указанном аномальном состоянии цепи, таких как токи короткого замыкания. Автоматические выключатели предназначены для защиты электрических установок от перегрузок и коротких замыканий, а также для нечастых включений и отключений электрических цепей. Некоторые модели обеспечивают защиту от других аномальных состояний, например, от недопустимого снижения напряжения.

Автоматические выключатели выполняют одновременно функции защиты и управления. Независимо от выполняемых функции автоматические выключатели подразделяются по собственному времени срабатывания tс, в (времени с момента подачи команды до начала размыкания контактов) на:

быстродействующие, обладающие токоограничивающим эффектом (tс, в не более 0, 005 с),
нормальные tc=0, 02…0, 1 с,
селективные (tc, в регулируется до 1 с).

Автоматический выключатель конструктивно выполнен в диэлектрическом корпусе. Автоматический выключатель, рассчитанный на небольшие токи, часто имеет крепление для монтажа на DIN-рейку. Механизм расцепления приводится в действие одним из двух расцепителей: тепловым или магнитным.

Тепловой расцепитель представляет собой биметаллическую пластину (5), нагреваемую протекающим током. При протекании тока выше допустимого значения биметаллическая пластина изгибается и приводит в действие механизм расцепления.

Магнитный (мгновенный) расцепитель представляет собой соленоид (7), подвижный сердечник которого также может приводить в действие механизм расцепления. Ток, проходящий через выключатель, течет по обмотке соленоида и вызывает втягивание сердечника при превышении заданного порога.

Отключение может происходить без выдержки времени или с выдержкой.

26. Релейная защита максимального тока.

Релейная защита — это комплекс автоматических устройств, предназначенных для быстрого выявления и отделения от сети поврежденных элементов этой сети при их повреждениях и в аварийных ситуациях с целью обеспечения нормальной работы исправной части сети.

Как правило, МТЗ используются в электрических сетях с односторонним питанием. Они устанавливаются в начале каждого контролируемого объекта со стороны источника питания

Максимальная токовая защита (МТЗ)— вид релейной защиты, действие которой связано с увеличением силы тока в защищаемой цепи при возникновении короткого замыкания на участке данной цепи. Данный вид защиты применяется практически повсеместно и является наиболее распространённым в электрических сетях.

Принцип действия МТЗ аналогичен принципу действия токовой отсечки. В случае повышения силы тока в защищаемой сети защита начинает свою работу. Однако, если токовая отсечка действует мгновенно, то максимальная токовая защита даёт сигнал на отключение только по истечении определённого промежутка времени, называемого выдержкой времени. Выдержка времени зависит от того, где располагается защищаемый участок. Наименьшая выдержка времени устанавливается на наиболее удалённом от источника участке. МТЗ соседнего (более близкого к источнику энергии) участка действует с большей выдержкой времени, отличающейся на величину, называемую ступенью селективности. Ступень селективности определяется временем действия защиты. В случае короткого замыкания на участке срабатывает его защита. Если по каким-то причинам защита не сработала, то через определённое время (равное ступени селективности) после начала короткого замыкания сработает МТЗ более близкого к источнику участка и отключит как повреждённый, так и свой участок. По этой причине важно, чтобы ступень селективности была больше времени срабатывания защиты, иначе защита смежного участка отключит как повреждённый, так и рабочий участок до того, как собственная защита повреждённого участка успеет сработать. Однако важно так же сделать ступень селективности достаточно небольшой, чтобы защита успела сработать до того, как ток короткого замыкания нанесёт серьёзный ущерб электрической сети. Уставку (или величину тока, при которой срабатывает защита) выбирают, исходя из наименьшего значения тока короткого замыкания в защищаемой сети (при разных повреждениях токи короткого замыкания отличаются). Реализация

Реализуется МТЗ, как правило, с помощью реле тока. Реле тока могут быть как мгновенного действия, так и срабатывающие с выдержкой времени, определяемой величиной тока, в этом случае для обеспечения необходимой выдержки времени дополнительно используют реле времени. В современных схемах релейной защиты и автоматики чаще всего используются микропроцессорные блоки защиты, которые сочетают в себе свойства этих реле.

27. Токовая дифференциальная защита, направленная защита, защита минимального напряжения. Защита силовых трансформаторов.

Токовые дифференциальные защиты действуют при изменении соотношения токов в двух или трех точках электрической цепи. Обычно проверяют равенство токов вторичных обмоток трансформаторов тока, включенных в точках цепи; такая проверка показывает: есть характерные повреждения внутри защищаемой зоны или их нет. На сквозные аварийные токи, проходящие через защищаемую зону, защита не реагирует. При равенстве вторичных токов их разность равна нулю и через катушку реле, включенную на эту разность, ток не протекает. В случае аварии внутри защищаемой зоны разность токов не равна нулю и реле срабатывает.

Защита минимального напряжения исключает возможность самозапуска электродвигателя или работы его при резко пониженном напряжении сети. Эту защиту называют иногда нулевой. При значительном снижении напряжения в сети или его исчезновении двигатели, как правило, должны автоматически отключаться специальной защитой минимального напряжения. Защита минимального напряжения (нулевая защита) в схемах контакторно-релейного управления двигателями осуществляется линейными контакторами, электромагнитными пускателями или специальными реле минимального напряжения.

Для силовых трансформаторов с обмоткой высшего напряжения больше 1000 В предусматривается релейная защита от следующих видов повреждении и ненормальных режимов работы: 1 )многофазных замыканий в обмотках и на их выводах, 2 )внутренних повреждений: применяется газовая защита с действием на сигнал при слабых и на отключение при интенсивных газообразованиях, 3 ) Защита от однофазных замыканий на землю повышающих трансформаторов мощностью 1000 кВА и более, присоединенных к сетям с большими токами замыкания на землю, а также на понижающих трансформаторах с заземленной нейтралью предусматривается максимальная токовая защита нулевой последовательности от токов внешних замыканий на землю, действующая на отключени, 4 )сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними короткими замыканиями предусматривается максимальная токовая защита без пуска или с пуском от реле минимального напряжения, действующая на отключение выключателя 5 )понижения уровня масла.

28. Что такое класс точности трансформаторов тока и от чего он зависит.

Класс точности - это одна из важнейших характеристик трансформатора, которая обозначает, что его погрешность измерений не превышает значений, определенных нормативными документами. А погрешность, в свою очередь, зависит от множества факторов.

Определение – Обобщенная характеристика трансформатора тока, определяемая установленными пределами допускаемых погрешностей при заданных условиях работы.

Класс точности обозначается числом, которое равно пределу допускаемой токовой погрешности (погрешности напряжения) в процентах при номинальном первичном токе.

Трансформаторы тока характеризуются токовой погрешностью ∆ I=(I2K-I1)*100/I1 (в процентах) и угловой погрешностью (в минутах). В зависимости от токовой погрешности измерительные трансформаторы тока разделены на пять классов точности: 0, 2; 0, 5; 1; 3; 10. Наименование класса точности соответствует предельной токовой погрешности трансформатора тока при первичном токе, равном 1—1, 2 номинального. Для лабораторных измерений предназначены трансформаторы тока класса точности 0, 2, для присоединений счетчиков электроэнергии — трансформаторы тока класса 0, 5, для присоединения щитовых измерительных приборов -классов 1 и 3.

Класс точности каждой обмотки выбирается, в первую очередь, исходя из ее назначения. Все обмотки испытываются индивидуально, и для каждой из них предусмотрена своя программа испытаний. Так, обмотки, предназначенные для коммерческого учета электроэнергии классов точности 0, 5S, 0, 2S, проверяются по пяти точкам в диапазоне от 1 до 120% от номинального тока. Обмотки для измерений классов 0, 5, 0, 2 и редко используемого класса 1 испытываются на соответствие ГОСТу по четырем точкам - от 5 до 120%. И, наконец, обмотки, предназначенные для защиты (10Р и 5Р), - всего по трем точкам - 50%, 100% и 120% номинального тока. Такие обмотки должны соответствовать классу точности «3».

Погрешность трансформатора тока во многом определяется его конструкцией, то есть такими параметрами, как: геометрические размеры и форма магнитопровода, количество витков и сечение провода обмотки. Кроме того, одним из наиболее важных факторов, влияющих на погрешность трансформатора, является материал магнитопровода.

Таково свойство магнитных материалов, что при малых первичных токах (1-5% от номинального) погрешность обмотки максимальная. Поэтому основная задача для конструкторов, проектирующих трансформаторы тока, - добиться соответствия классу точности именно в этом диапазоне.

В настоящее время при изготовлении обмоток, предназначенных для коммерческого учета, используется не электротехническая сталь, а нанокристаллические (аморфные) сплавы, обладающие высокой магнитной проницаемостью. Именно это свойство позволяет добиться высокой точности трансформатора при малых первичных токах и получать классы точности 0, 5S и 0, 2S.

Зависимость погрешности трансформатора от первичного тока не линейна, поскольку напрямую зависит от характеристики намагничивания магнитопровода, которая для магнитных электротехнических материалов тоже не линейна. Поэтому требования к классам точности представляют собой некий диапазон, в который должны укладываться погрешности трансформатора. Чем выше класс точности, тем уже диапазон. Разница же между классами 0, 5 и 0, 5S (или 0, 2 и 0, 2S) состоит в том, что погрешность обмотки класса 0, 5 не нормируется ниже 5% номинального тока. Именно при таких токах происходит недоучет электроэнергии, который можно сократить в несколько раз, применяя трансформаторы классов точности 0, 5S и 0, 2S.

Ужесточение требований к учету электроэнергии значительно сказалось на рынке измерительных трансформаторов тока и даже отразилось на конструкции большинства моделей. Более того, потребность в автоматизации и разделении цепей учета и измерения вызвала появление новых разработок, основными принципами которых стали: малые габариты, увеличенное число обмоток, защита информации, технологичность, надежность, многовариантность характеристик.

29. Трансформаторы тока. Их выбор и проверка на термическую и динамическую стойкость.

Трансформа́ тор то́ ка — трансформатор, первичная обмотка которого подключена к источнику тока.

Измерительный трансформа́ тор то́ ка — трансформатор, предназначенный для преобразования тока до значения, удобного для измерения. Первичная обмотка трансформатора тока включается последовательно в цепь с измеряемым переменным током, а во вторичную включаются измерительные приборы. Ток, протекающий по вторичной обмотке трансформатора тока, пропорционален току, протекающему в его первичной обмотке.

Трансформаторы тока широко используются для измерения электрического тока и в устройствах релейной защиты электроэнергетических систем, в связи с чем на них накладываются высокие требования по точности. Трансформаторы тока обеспечивают безопасность измерений, изолируя измерительные цепи от первичной цепи с высоким напряжением, часто составляющим сотни киловольт.

К трансформаторам тока предъявляются высокие требования по точности. Как правило, трансформатор тока выполняют с двумя и более группами вторичных обмоток: одна используется для подключения устройств защиты, другая, более точная — для подключения средств учёта и измерения
В трехфазных сетях с напряжением 6-10 кВ устанавливаются трансформаторы как во всех трех фазах, так и только в двух (A и C). В сетях с напряжением 35 кВ и выше трансформаторы тока в обязательном порядке устанавливаются во всех трех фазах.

В случае установки в три фазы вторичные обмотки трансформаторов тока соединяются в «звезду» (рис.1), в случае двух фаз — «неполную звезду» (рис.2). Для дифференциальных защит трансформаторов с электромеханическими реле трансформаторы подключают по схеме «треугольника»

Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока предназначен для преобразования тока до значения удобного для измерения, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Для питания измерительных приборов и устройств релейной защиты и автоматики целесообразно использовать трансформаторы тока (ТА) с несколькими сердечниками. Класс точности измерительного трансформатора тока выбирается в зависимости от его назначения. Если к трансформатору тока подключаются расчетные счетчики электроэнергии, то класс точности его работы должен быть 0, 5. Если же к трансформатору тока подключаются только измерительные приборы, то достаточен класс точности единица.
Трансформаторы тока, предназначенные для питания измерительных приборов, выбираются:
а) по напряжению;
б) по току.

Номинальный первичный ток трансформатора тока должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;
в) по конструкции и классу точности.
Выбранные трансформаторы тока должны быть проверены:
а) по электродинамической стойкости

б) по термической стойкости

в) по вторичной нагрузке

Термическая и динамическая устойчивость аппаратов проверяется в соответствии с величинами токов короткого замыкания, рассчитанными для данной установки.

Термическая и динамическая устойчивость автомата определяются его предельной коммутационной способностью.

Термическая и динамическая устойчивость выключателя должна соответствовать условиям короткого замыкания в точке сети, где он устанавливается; иначе при его эксплуатации приходится вводить некоторые ограничения. Такой выключатель, если он не защищен стенкой или металлическим листом, можно включать только дистанционно или только после проверки отключившегося объекта.

Термическая и динамическая устойчивость трансформаторов тока стандартом не нормируется.

Термической и динамической устойчивости, а также Достаточны для обеспечения защитного отключения. Необходимым условием экономичности является также выбор конструктивного решения сети, соответствующего конкретным условиям работы.

30. Трансформаторы напряжения (конструкция, принцип работы, выбор трансформаторов).

Трансформатор напряжения — трансформатор, питающийся от источника напряжения. Типичное применение - преобразование и гальваническая развязка высокого напряжения в низкое в измерительных цепях. Применение трансформатора напряжения позволяет изолировать логические цепи защиты и цепи измерения от цепи высокого напряжения. Он состоит из стального сердечника, набранного из пластин листовой электротехнической стали, первичной обмотки и одной или двух вторичных обмоток.
На первичную обмотку подается высокое напряжение U1, а на напряжение вторичной обмотки U2 включен измерительный прибор. Начала первичной и вторичной обмоток обозначены буквами А и а, концы — X и х. Такие обозначения обычно наносятся на корпусе трансформатора напряжения рядом с зажимами его обмоток.
Отношение первичного номинального напряжения к вторичному номинальному напряжению называется номинальным коэффициентом трансформации трансформатора напряжения Кн = U1ном / U2ном

Принцип работы трансформатора связан с принципом электромагнитной индукции. Ток поступающий на первичную обмотку создает в магнитопроводе магнитный поток.
Работа трансформатора основана на явлении электромагнитной индукции. На одну из обмоток, называемую первичной обмоткой подаётся напряжение от внешнего источника. Протекающий по первичной обмотке переменный ток создаёт переменный магнитный поток в магнитопроводе, сдвинутый по фазе, при синусоидальном токе, на 90° по отношению к току в первичной обмотке. В результате электромагнитной индукции, переменный магнитный поток в магнитопроводе создаёт во всех обмотках, в том числе и в первичной, ЭДС индукции пропорциональную первой производной магнитного потока, при синусоидальном токе сдвинутой на 90° по отношению к магнитному потоку. Когда вторичные обмотки ни к чему не подключены (режим холостого хода), ЭДС индукции в первичной обмотке практически полностью компенсирует напряжение источника питания, поэтому ток через первичную обмотку невелик, и определяется в основном её индуктивным сопротивлением. Напряжение индукции на вторичных обмотках в режиме холостого хода определяется отношением числа витков соответствующей обмотки w2 к числу витков первичной обмотки w1:
U2=U1w2/w1.
При подключении вторичной обмотки к нагрузке, по ней начинает течь ток. Этот ток также создаёт магнитный поток в магнитопроводе, причём он направлен противоположно магнитному потоку, создаваемому первичной обмоткой. В результате, в первичной обмотке нарушается компенсация ЭДС индукции и ЭДС источника питания, что приводит к увеличению тока в первичной обмотке, до тех пор, пока магнитный поток не достигнет практически прежнего значения. В этом режиме отношение токов первичной и вторичной обмотки равно обратному отношению числа витков обмоток
I1=I2w2/w1,
отношение напряжений в первом приближении также остаётся прежним. В результате, мощность, потребляемая от источника в цепи первичной обмотки практически полностью передаётся во вторичную.

31. Автоматическое повторное включение и основные требования к нему, автоматический ввод резерва (АВР).

Автомати́ ческое повто́ рное включе́ ние (АПВ) — одно из средств релейной защиты, повторно включает отключившийся выключатель через определённое время, бывает однократного, двукратного и трехкратного действия ( в некоторых современных схемах возможно до восьми циклов АПВ).

Включение отключенного участка сети под напряжение называется повторным включением. В зависимости от того, остался ли этот участок сети в работе или же снова отключился, повторные включения разделяют на успешные и неуспешные. Соответственно, успешное повторное включение указывает на неустойчивый характер повреждения, а неуспешный на то, что повреждение было устойчивым.

Для того чтобы ускорить и автоматизировать процесс повторного включения применяют устройства автоматического повторного включения (АПВ).

Устройства АПВ получили широкое применение в электрических сетях. Их использование в сочетании с другими средствами релейной автоматики позволило полностью автоматизировать многие подстанции, избавляя от необходимости держать там оперативный персонал. Кроме того, в ряде случаев АПВ позволяет избежать тяжелых последствий от ошибочных действий обслуживающего персонала или ложных срабатываний релейной защиты на защищаемом участке.

В ПУЭ указано, что устройствами АПВ должны в обязательном порядке снабжаться все воздушные и кабельно-воздушные линии с рабочим напряжением 1кВ и выше. Кроме того, устройствами АПВ снабжаются трансформаторы, сборные шины подстанций и электродвигатели.

Принцип действия АПВ Реализация схем АПВ может быть различной, это зависит от конкретного случая, в котором схему применяют. Однако основной принцип заключается в сравнении положения ключа управления выключателем и состояния этого выключателя. То есть, если на схему АПВ поступает сигнал, что выключатель отключился, а со стороны управляющего выключателем ключа приходит сигнал, что ключ в положении «включено», то это означает, что произошло незапланированное (например, аварийное) отключение выключателя. Этот принцип применяется для того, чтобы исключить срабатывание устройств АПВ в случаях, когда произошло запланированное отключение выключателя.

Требование к АПВ К схемам и устройствам АПВ применяется ряд обязательных требований, связанных с обеспечением надёжности электроснабжения. К этим требованиям относятся:

§ АПВ должно обязательно срабатывать при аварийном отключении на защищаемом участке сети.

§ АПВ не должно срабатывать, если выключатель отключился сразу после включения его через ключ управления. Подобное отключение говорит о том, что в схеме присутствует устойчивое повреждение, и срабатывание устройства АПВ может усугубить ситуацию. Для выполнения этого требования делают так, чтобы устройства АПВ приходили в готовность только через несколько секунд после включения выключателя. Кроме того, АПВ не должно срабатывать во время оперативных переключений, осуществляемых персоналом.

§ В схемах АПВ должна присутствовать возможность выведения их для ряда защит (например, после действия газовой защиты трансформатора, срабатывание устройств АПВ нежелательно)

§ Устройства АПВ должны срабатывать с заданной кратностью. То есть однократное АПВ должно срабатывать 1 раз, двукратное — 2 раза и т. д.

§ После успешного включения выключателя, схема АПВ должна обязательно самостоятельно вернуться в состояние готовности.

§ АПВ должно срабатывать с выставленной выдержкой времени, обеспечивая наискорейшее восстановление питание в отключенном участке сети. Как правило, эта выдержка равняется 0, 3-0, 5 с. Однако, следует отметить, что в ряде случаев целесообразно замедлять работу АПВ до нескольких секунд.

Автомати́ ческий ввод резе́ рва (Автомати́ ческое включе́ ние резе́ рва, АВР) — способ обеспечения резервным электроснабжением нагрузок, подключенных к системе электроснабжения, имеющей не менее двух питающих вводов и направленный на повышение надежности системы электроснабжения. Заключается в автоматическом подключении к нагрузкам резервных источников питания в случае потери основного.

Общие требования к АВР

§ АВР должно срабатывать за минимально возможное после отключения рабочего источника энергии время.

§ АВР должно срабатывать всегда, в случае исчезновения напряжения на шинах потребителей, независимо от причины. В случае работы схемы дуговой защиты АВР может быть блокировано, чтобы уменьшить повреждения от короткого замыкания. В некоторых случаях требуется задержка переключения АВР. К примеру, при запуске мощных двигателей на стороне потребителя, схема АВР должна игнорировать просадку напряжения.

§ АВР должно срабатывать однократно. Это требование обусловлено недопустимостью многократного включения резервных источников в систему с не устранённым коротким замыканием.

принцип действия В качестве измерительного органа для АВР в высоковольтных сетях служат реле минимального напряжения, подключённые к защищаемым участкам через трансформаторы напряжения. В случае снижения напряжения на защищаемом участке электрической сети реле даёт сигнал в схему АВР. Однако, условие отсутствия напряжения не является достаточным для того, чтобы устройство АВР начало свою работу. Как правило, должен быть удовлетворён еще ряд условий:

§ На защищаемом участке нет неустранённого короткого замыкания. Так как понижение напряжения может быть связано с коротким замыканием, включение дополнительных источников питания в эту цепь нецелесообразно и недопустимо.

§ Вводной выключатель включён. Это условие проверяется, чтобы АВР не сработало, когда напряжение исчезло из-за того, что вводной выключатель был отключён намеренно.

§ На соседнем участке, от которого предполагается получать питание после действия АВР, напряжение присутствует. Если обе питающие линии находятся не под напряжением, то переключение не имеет смысла.

После проверки выполнения всех этих условий логическая часть АВР даёт сигнал на отключение вводного выключателя обесточенной части электрической сети и на включение межлинейного (или секционного) выключателя. Причём, межлинейный выключатель включается только после того, как вводной выключатель отключился.

В низковольтных сетях одновременно в качестве измерительного и пускового органа могут служить магнитные пускатели или модуль АВР-3/3. Либо предназначенный для управления схемами АВР микропроцессорный контроллер АВР.

32. Выбор электрических аппаратов и их проверка на действие токов КЗ.

1. Выбор электрических аппаратов и кабелей на напряжение 3000 (3300) В производят по номинальному напряжению и рабочему току цепи без учета токов кратковременных перегрузок, а их проверку - по режиму короткого замыкания.

2. Проверку электрических аппаратов на коммутационную способность в целях обеспечения надежного отключения максимальных токов короткого замыкания, которые могут возникнуть в защищаемом присоединении, производят исходя из условия

I_o  1, 2I_(3)к.з, (13)

где I_o - предельно отключаемый ток защитного аппарата, А;

I_(3)к.з - расчетный максимальный ток трехфазного короткого замыкания на выходе этого аппарата, А; определяют по формуле (1).

Отключение максимальных токов короткого замыкания на выходе контакторов на напряжение 3000 (3300) В, установленных на комбайне, для которых условие (13) не выполняется, должен осуществлять выключатель (контактор) в распредустройстве низшего напряжения ПУПП (комплектном устройстве (станции) управления).

3. Проверку кабелей по термической стойкости в целях обеспечения пожаробезопасности кабелей при дуговых коротких замыканиях в подземных выработках посредством выбранных защитных аппаратов с заданным быстродействием отключения максимальных токов трехфазного короткого замыкания производят исходя из условия

I_пр  1, 2I_(3)к.з, (14)

где I_пр - предельно допустимый кратковременный ток короткого замыкания в кабеле, А;

I_(3)к.з - расчетный максимальный ток трехфазного короткого замыкания в начале проверяемого кабеля (на выводе аппарата), А; определяют по формуле (1).

Значения тока I_пр определяют по формуле (15)

где с - коэффициент, учитывающий конечную температуру нагрева жил кабеля при коротком замыкании, А с^1/2 мм^-2;

F - принятое сечение основной (силовой) жилы кабеля, мм²;

t_п - приведенное время отключения короткого замыкания, с.

Значение коэффициента с для кабелей с резиновой изоляцией принимают равным 105 - 143 (соответственно при допустимой температуре нагрева жил - длительной 75 - 90 °С и кратковременной 150 - 250 °С), для кабелей с ПВХ изоляцией - 115 А с^1/2 мм^-2.

Для выключателей напряжением 3000 (3300) В, установленных в распредустройстве низшего напряжения ПУПП, и контакторов на это напряжение, установленных в комплектных устройствах (станциях) управления (магнитных станциях, пускателях, многоконтакторных центрах и т.п. - далее по тексту «комплектные устройства (станции) управления») с защитой от токов к.з., времяt_п определяют как

t_п = t_отк, (16)

где t_отк - время отключения токов короткого замыкания, включая время действия основной защиты, установленной у ближайшего к месту короткого замыкания выключателя (контактора), и полное время отключения этого выключателя (контактора) с учетом времени горения дуги, с.

Значение времени t_отк указывается в инструкции по эксплуатации (техническом описании) ПУПП, комплектных устройств (станций) управления напряжением 3000 (3300) В, а при их отсутствии принимают равным 0, 2 с.

Кабели на напряжение 3000 (3300) В при их присоединении к ПУПП мощностью 1250 - 2000 кВА с временем отключения защитой от токов короткого замыкания не более 0, 2 с удовлетворяют требованиям по термической стойкости, если сечение их основных (силовых) жил принято не меньшим чем 25 мм².

33.Схемы электрических соединений электростанций и подстанций.

Главные схемы электрических соединений станций и подстанций представляют собой совокупность электрического оборудования (генераторов,, силовых и измерительных трансформаторов, сборных шин, коммутационных аппаратов и т. д.),

Существует большое разнообразие главных схем, которое обосновывается типом станции или подстанции (станции: конденсационные КЭС, теплофикационные ТЭЦ, атомные АЭС, гидравлические ГЭС; подстанции: узловые, проходные, по упрощенным схемам), Структуры главных схем. В состав каждой главной схемы станции или подстанции обычно входит несколько распределительных устройств (РУ) разных стандартных ступеней напряжения. Между РУ имеются трансформаторные или автотрансформаторные связи. На станциях вырабатываемая генераторами электрическая энергия поступает на сборные шины РУ, а в случае блочных установок она выдается непосредственно в сеть энергосистемы. На подстанциях электрическая энергия принимается из энергосистемы, как правило, на шины РУ высшего напряжения (ВН), трансформируется и распределяется между потребителями в РУ низшего напряжения (НН), а также в ряде случаев передается на шины РУ среднего напряжения (СН).
Такова в общем виде структура главных схем станций и подстанций. Имеются, однако, и особенности, характерные для станций и подстанций определенного типа и мощности.
Теплофикационные станции (ТЭЦ), структурные схемы которых показаны на рис. 2, обычно размещаются в центрах потребления тепловой и электрической энергии. Связь с энергосистемой осуществляется воздушными и кабельными линиями 110 — 220 кВ. Распределение электрической энергии, выработанной ТЭЦ, или ее значительной части производится на генеральном напряжении 6—10 кВ. Для этого на ТЭЦ предусматриваются главные распределительные устройства ГРУ НН, к сборным шинам которых присоединяются генераторы, трансформаторы связи с энергосистемой, линии потребителей электрической энергии (рис. 2). Трансформаторы связи обычно работают в реверсивном режиме, передавая в сеть энергосистемы избыток генерируемой мощности или, наоборот, принимая мощность от энергосистемы при ее дефиците на шинах генераторного напряжения.
При установке на ТЭЦ турбогенераторов мощностью 100 — 250 МВт они присоединяются обычно к шинам ВН по блочной схеме генератор-трансформатор (рис. 2, б).
Типовыми схемами ГРУ, получившими преимущественное распространение, являются схемы с одной секционированной (по числу генераторов) системой сборных шин, с двумя системами сборных шин и одним выключателем на цепь и многие другие схемы, рассмотренные в § 2.

Рис. 2. Структурные схемы ТЭЦ:
а — связь с энергосистемой на стороне ВН; б —то же на стороне ВН и СН; 1 — линия потребителей электрической энергии; 2 — блок генератор — трансформатор (автотрансформатор); 3 — трансформатор связи; 4 — линия связи с энергосистемой

Конденсационные станции (КЭС) (исторически получившие наименование государственных районных электрических станций ГРЭС) выработанную электрическую энергию выдают в сеть энергосистемы на повышенном напряжении.

Рис. 3. Структурные схемы КЭС:
а — связь с энергосистемой на стороне ВН; б — то же на стороне ВН и СН; 1 — блок генератор — трансформатор — линия; 2 — блок генератор — трансформатор; 3 — автотрансформатор связи РУ ВН и РУ СН; 4 —линии связи с энергосистемой
Особенность структурных схем КЭС (рис. 3) состоит в том, что они не имеют ГРУ. Схемы выполняются по блочному принципу с питанием собственных нужд (с. н.) от ответвлений на генераторном напряжении (на рис. 3 не показано).
Учитывая значимость и ответственную роль КЭС в энергосистемах, к схемам РУ КЭС предъявляются требования высокой надежности. Основными видами схем РУ являются схемы: с двумя основными и третьей обходной системой шин; с полутора выключателями на цепь; с двумя системами сборных шин и двумя выключателями на цепь; четырехугольников, объединенных двумя перемычками с выключателями в них; построенные по блочному принципу и др.
Атомные электростанции (АЭС) работают как конденсационные, и их схемы во многом подобны схемам КЭС. Всю вырабатываемую ими электрическую энергию, за исключением потребляемой на собственные нужды, они выдают в сеть повышенного напряжения. В РУ применяются схемы высокой надежности.
Гидравлические станции (ГЭС) всю вырабатываемую электрическую энергию, за вычетом потребляемой на с. н., выдают в сеть повышенного напряжения энергосистемы, что определяет собой построение главных схем по блочному принципу.
Получили распространение укрупненные блоки с включением нескольких генераторов на один простой трансформатор связи с энергосистемой или трансформатор с расщепленными обмотками. На стороне повышенного напряжения нередко применяются упрощенные схемы с уменьшенным числом выключателей, обладающие в то же время достаточной надежностью и гибкостью.
Понижающие подстанции размещаются в центрах нагрузок. По местоположению и роли в энергосистемах подстанции, как уже отмечалось, делят на три типа; узловые — это мощные коммутационные узлы энергосистем с тремя-четырьмя ступенями стандартных напряжений, на них связываются сети различных уровней напряжений энергосистемы, от них питается также нагрузка; проходные (транзитные) подстанции — с относительно небольшим числом транзитных линий и выключателей в схемах; по упрощенным схемам (в большинстве случаев без выключателей на стороне ВН). К этому типу подстанций относятся также тупиковые, ответвительные и даже проходные подстанции небольшой мощности.
На подстанциях всех типов, как правило, устанавливается не менее двух трансформаторов. Лишь тупиковые и ответвительные подстанции иногда выполняются одно трансформаторными. Структурные схемы подстанций показаны на рис. 4.
Наиболее высокие требования по надежности предъявляются к узловым подстанциям, так как авария на такой подстанции может на длительное время нарушить электроснабжение больших районов нагрузки, а при развитии может привести к системной аварии. Поэтому на мощных узловых подстанциях 220 — 750 кВ применяются схемы РУ высокой надежности: многоугольников, с полутора выключателями на цепь и др.
На проходных подстанциях 110 кВ применяются следующие схемы РУ: с одной секционированной системой сборных шин и обходной системой, с двумя системами сборных шин и обходной системой с одним выключателем на цепь, мостиков с выключателем в цепи перемычки и др.

Рис. 4. Структурные схемы подстанций:
а —выдача электрической энергии на стороне НН; б —то же на стороне НН и СН; 1 — линия потребителей электрической энергии на стороне НН; 2 — то же на стороне СН; 3 — трансформатор; 4 — линия, связывающая подстанцию с энергосистемой (питающая линия)

В энергосистемах эксплуатируется большое число подстанций, выполненных по упрощенным схемам на отделителях, снабженных специальными устройствами, благодаря которым автоматически восстанавливаются схемы электроснабжения потребителей при отключении релейной защитой одной из питающих линий.

34. Молниезащита электроустановок. Защита от перенапряжений.

Перенапряжением называется повышение напряжения до значения, опасного для изоляции электроустановки, рассчитанной на рабочее напряжение.

Перенапряжения делятся на две группы: коммутационные и атмосферные.

Коммутационные перенапряжения возникают в электроустановках при изменениях режима их работы, например при отключении короткого замыкания, включении или отключении нагрузки, внезапном значительном изменении нагрузки. При этом выделяется запасенная в установке энергия. Эта энергия определяет кратность перенапряжения, представляющую собой отношение величин амплитуд перенапряжения и номинального напряжения. Коммутационные перенапряжения вызываются разрывом цепи переменного тока, содержащей индуктивности и емкости, например при отключении токов холостого хода трансформаторов, асинхронных двигателей, линий электропередачи и др.

Атмосферные перенапряжения возникают вследствие воздействия на электроустановки грозовых разрядов. В отличие от коммутационных они не зависят от значения рабочего напряжения электроустановки.

Атмосферные перенапряжения делятся на:

Индуцированные перенапряжения образуются при грозовом разряде вблизи электроустановки и линии электропередачи за счет индуктивных влияний.

Перенапряжения от прямого удара молнии наиболее опасны. Измерения показывают, что токи молнии изменяются от 10 до 250 кА, чаще всего их значение порядка 25 кА.

Для защиты электроустановок от атмосферных перенапряжений применяют молниеотводы, защитные тросы, разрядники.

Молниеотводом называется устройство, защищающее сооружение от прямых ударов молний. Стержневой молниеотвод представляет собой высокий столб с проложенным вдоль него стальным проводом, который соединен с заземлителем. Чем выше над защищаемым объектом расположен молниеотвод, тем больше его защитная зона, в которой молниеотвод как бы перехватывает молнию и отводит ее в землю.

Тросовые молниеотводы защищают линию на всей протяженности тросов. При этом малые сопротивления заземления опор должны обеспечивать хороший отвод токов молнии в землю и защиту линейной изоляции от вторичных перекрытий.

Тросовая защита предусматривается только для линий напряжением-110—220 кВ и выше, выполненых на металлических и железобетонных опорах.

Линии напряжения 35 кВ с изолированной нейтралью, выполненные на металлических и железобетонных опорах, тросом не защищаются. Однако опоры этих линий, так же как и опоры лини 110—220 кВ, должны быть заземлены.

Линии напряжением 20—110 кВ, выполненные на деревянных опорах, также не защищаются тросом. Опоры этих линий не заземляются, так как древесина опор значительно повышает импульсную прочность изоляции линии между проводами и в особенности между проводами и землей.

Разрядники являются защитными аппаратами. Они предназначены для защиты изоляции электрооборудования от перенапряжений. В распределительных устройствах электроустановок применяются вентильные разрядники, на линиях электропередачи — трубчатые.