2 Розрахунково-конструкторська частина

В даній частині курсового проекту здійснюються основні розрахунки, на основі яких приймаються рішення щодо конструктивних рішень та вибору електричного обладнання для системи електропостачання цеху.

2.1 Аналіз місця розташування цехової трансформаторної підстанції та вибір схеми силової електричної мережі

В завданні до курсового проекту місце розташування цехової трансформаторної підстанції залано, тому необхідно зробити аналіз його раціональності на основі наведених нижче теоретичних положень і практичних рекомендацій.

Від місця розташування трансформаторної підстанції залежить архитектура електричної мережі, схема розподільного пристрою низької напруги та кількість приєднань до нього радіальних та (або) магістральних ліній.

При виборі місця для цехової трансформаторної підстанції враховують:

а) з метою зниження витрат кольорового металу на електричну мережу низької напруги та зменшення втрат електроенергії і напруги в цих мережах цехову підстанцію слід розміщувати в центрі електричних навантажень цеху, але при цьому може зростати довжина мереж, які живлять підстанцію;

б) на місці встановлення цехової підстанції не повинно бути технологічного устаткування та шляхів пересування механізмів;

в) характер середовища повинен відповідати вимогам виробника вибраного обладнання цехової трансформаторної підстанції;

г) центр електричних навантажень цеху не завжди збігається з вільним місцем (приміщенням), розміри якого достатні, а умови придатні для розміщення підстанції. В такому випадку пошук місця (приміщення) здійснюють в напрямку від центру електричних навантажень до джерела живлення, перевіряючи послідовно можливість виконання внутрішньої, вбудованої, прибудованої, зовнішньої, окремо розташованої, а також дахової, антресольної або підземної цехової трансформаторної підстанції.

У внутрішніх підстанціях все електрообладнання розташовується в середині виробничого або іншого приміщення цеху. Вони повинні застосовуватись головним чином у багатопрогінних цехах великої ширини з розміщенням переважно між колонами або у внутрішньоцехових приміщеннях, так щоб не займати площу цеху, яка обслуговується кранами (підйомно-транспортними засобами).

У вбудованих в споруду цеху підстанціях доступ до трансформаторів та електрообладнання середньої напруги здійснюється зовні (викочування назовні трансформаторів та вимикачів), а в прибудованих підстанціях із закритим встановленням трансформаторів доступ до електрообладнання здійснюється в приміщеннях, які прибудовані до споруди цеху (існують прибудовані підстанції з відкритим встановленням трансформаторів біля зовнішньої стіни цеху). Вбудовані та прибудовані підстанції повинні застосовуватись в цехах невеликої ширини або при розташуванні частини навантажень поза межами цеху, а також в разі недопустимості чи неможливості розміщення внутрішніх. Перевагу слід надавати підстанціям із зовнішнім встановленням трансформаторів біля цеху, якщо відсутні перешкоди з погляду архітектурного оформлення або забезпечення необхідних проїздів.

Зовні окремо розміщені підстанції, які споруджуються на деякій відстані від цехових споруд, доцільно застосовувати, якщо: повністю неможливо розмістити підстанцію всередині цеху або біля його зовнішньої стіни; прибудовані підстанції до одного з цехів (при живленні від однієї підстанції декількох цехів) або самостійні підстанції в кожному з цехів не виправдані з економічної точки зору.

Дахові підстанції розміщують на даху цеху.

Антресольні підстанції розміщують на спеціальних конструкціях поверх технологічного обладнання цеху.

Підземні цехові підстанції розміщують нижче рівня підлоги в підвалах.

В цехах з вибухонебезпечним середовищем підстанції виносяться за їх межі.

В першу чергу слід розглядати можливість застосування комплектної трансформаторної підстанції внутрішнього розташування, якщо це дозволяє характеристика цеху. В даному випадку відсутні значні капітальні витрати на будівельну частину підстанції, скорочується строк будівництва, а також зростає культура монтажу електрообладнання та його обслуговування.

Місце розташування центру електричних навантажень цеху [6] визначається в умовній системі координат, яка наноситься довільним чином з умовними одиницями виміру і здебільшого суміщається з нижнім лівим кутом площі цеху.

Координати центру електричних навантажень відносно цих осей обчислюють:

де – потужність і-го електроприймача, кВт;

та – координати і-го електроприймача, м.

У випадку неможливості розміщення трансформаторної підстанції в центрі електричних навантажень цеху (з технологічних, архітектурних або інших міркувань) надається обгрунтування її зміщення по території цеху, як правило, в бік наближення до джерела живлення. Після розрахунку навантажень цехової силової мережі в разі необхідності роблять корегування попередньо обраного варіанта.

Таким чином, в даному підрозділі курсового проекту необхідно ознайомитись з номенклатурою, схемами, конструктивним виконанням цехової трансформаторної підстанції та зробити висновок про раціональність розміщення.

За завданням цех, для якого проектується система електропостачання, отримує живлення від головної понижувальної підстанції, основні параметри мережі напругою понад 1 кВ відомі, а отже вибору не підлягають.

В даному підрозділі курсового проекту необхідно попередньо обгрунтувати вибір схеми цехової мережі напругою до 1 кВ, який за результатами розрахунків в наступних підрозділах курсового проекту може при необхідності корегуватись.

До схем електропостачання висуваються числені вимоги [7]. Вони залежать від величини підприємства та від споживаємої потужності. На схеми електропостачання впливають специфічні чинники, властиві окремим промисловим підприємствам, такі як наявність зон з забрудненим та агресивним середовищем, особливих груп електроприймачів, які вимагають підвищеної надійності електропостачання, електроприймачів з ударним навантаженням, що різко змінюється та ін. Дані чинники висувають додаткові вимоги до системи електропостачання. На схему електропостачання впливають особливості роботи окремих виробництв, особливо їх найбільш відповідальних агрегатів, нормальне функціювання яких забезпечує безперервність технологічних процесів. Недостатнє врахування даних чинників внаслідок поганої обізнаності щодо технології може призвести, наприклад, до недостатнього резервування або до невиправданих витрат на надмірне резервування.

Основними вимогами до цехової мережі є наступні [7]:

1) забезпечення на всіх ділянках схеми мінімально можливої довжини ліній, раціонального резервування та найменших змін при перерозподілі навантажень;

2) врахування впливу середовища, виключення можливості пошкодження ліній, врахування умов експлуатації мережі та її перспективного розвитку;

3) застосування економічно доцільних перерізів ліній живлення (виключення неприпустимого нагріву та пошкоджень для нормальних та аварійних режимів, мінімальні втрати електроенергії).

Цехове електрообладнання розділяють на силове (різноманітні верстати, автоматичні лінії, конвейєри, електрозварювальні установоки, вентилятори, інші механізми та апарати) та освітлювальне.

Електроприймачі постійного струму, змінного струму підвищеної або зниженої частоти та імпульсного струму приєднують до цехової мережі через індивідуальні перетворювачі, тому ці електроприймачі в комплекті з перетворювачами можна розглядати як електроприймачі змінного струму промислової частоти.

Якщо цех має електроприймачі 6-10 кВ, то їх живлення забезпечується від головної понижувальної підстанції або центрального розподільного пункту підприємства по окремій лінії.

Схема електропостачання повинна бути надійною і безпечною, зручною в експлуатації та економічною, тобто відповідати мінімуму розрахункових витрат на її спорудження, не повинна бути багатоступеневою та містити недовантажене обладнання, повинна забезпечувати селективність захисту, необхідно застосовувати найбільш простий спосіб прокладки мережі.

Розподільні пристрої необхідно розташовувати поблизу центрів навантаження. Мережі живлення повинні мати мінімальну довжину. Кожну ділянку цеху доцільно живити від своїх розподільних пристроїв, виключаючи по можливості підключення споживачів інших ділянок цеху.

В цехах з паралельними технологічними потоками рекомендується схему розподілу електроенергії будувати так, щоб аварійне відключення або відключення для ревізії або ремонту одного з елементів (трансформатора, розподільного пристрою та т.і.) призводило до відключення механізмів одного технологічного потоку.

Необхідно обрати схему живлення силових споживачів для заданого цеху (радіальну, магістральну, змішану) та обгрунтувати вибір на основі аналізу переваг і недоліків типових схем цехового електропостачання з урахуванням особливостей та вимог технологічного процесу [6].

Радіальні схеми – це схеми з таким розподілом електроенергії, при якому кожний електроприймач або зосереджена група електроприймачів живляться окремою лінією від того чи іншого пункту розподілу електроенергії.

В радіальних схемах проміжними пунктами розподілу електроенергії можуть бути силові розподільні шафи, силові розподільні пункти або силові збірки, тобто пристрої з обмеженою кількістю приєднань, у тому числі шини низької напруги цехової трансформаторної підстанції.

Переваги радіальних схем електропостачання: висока надійність; простота експлуатації; зручність автоматизації та захисту.

Недоліки радіальних схем: необхідність розвинутого розподільного пристрою низької напруги цехової трансформаторної підстанції, який займає велику площу і має багато електроапаратів (комутаційних і захисних); велика кількість ліній, що відходять від розподільного пристрою низької напруги цехової трансформаторної підстанції, знижує економічність через підвищені витрати провідникового матеріалу; обмежена гнучкість мережі при переміщенні виробничого устаткування, пов’язаного зі зміною технологічного процесу.

Радіальні схеми застосовуються для: відповідальних електроприймачів; зосереджених навантажень великої потужності; груп електроприймачів невеликої потужності, які живляться від пункту розподілу електроенергії; електроприймачів, які знаходяться у вибухонебезпечних і пожежнонебезпечних приміщеннях.

Магістральна схема – це така мережа, вздовж якої в будь-якій точці можуть бути приєднані споживачі електроенергії.

В даних схемах окремі електроприймачі та пункти розподілу електроенергії приєднуються до магістралей, якими є розподільні шинопроводи, силові розподільні шафи і модульні проводки, а для пунктів розподілу електроенергії – шинопровід або кабельні лінії, приєднані до розподільного пристрою низької напруги цехової трансформаторної підстанції.

Допускається як виняток приєднувати в «ланцюжок» до трьох електроприймачів одного технологічного призначення при невеликій їх потужності, якщо: в пункті розподілу електроенергії мало приєднань; електроприймачі розміщені поблизу один від одного, але значно віддалені від пункту розподілу електроенергії. Однофазні і трифазні електроприймачі в спільний «ланцюжок» не з’єднують [8].

Переваги магістральних схем: забезпечення найкоротшого шляху від джерела живлення до електроприймачів, що сприяє зменшенню втрат електроенергії; спрощення розподільного пристрою низької напруги цехової трансформаторної підстанції (менша кількість електроапаратів); гнучкість та універсальність мережі при виконанні її шинопроводами, так як можна переміщувати чи приєднувати нове устаткування без зміни мережі (при зміні технологічного процесу); використання уніфікованих елементів індустріального виготовлення для монтажу конструкцій.

Недоліки магістральних схем: менша надійність ніж у радіальних (одночасно вимикаються всі електроприймачі, які приєднані до ушкодженої магістралі); деяка перевитрата кольорового металу через застосування шинопроводів і модульної проводки постійного перерізу.

Магістральні схеми застосовуються для живлення: рівномірно розподіленого по площі цеху навантаження; технологічно пов’язаних електроприймачів; симетрично розташованих механізмів.

Якщо наведені вище умови дозволяють виконати мережу за радіальною чи магістральною схемами, то перевагу надають магістральній схемі.

Зазвичай цехова силова електрична мережа виконується за змішаною схемою, яка поєднує в собі елементи магістральної і радіальної – частина електроприймачів одержує живлення від магістралей (розподільних шинопроводів), частина – від силових розподільних шаф, які, в свою чергу, живляться від розподільного пристрою низької напруги цехової трансформаторної підстанції або від розподільного шинопроводу. Таке сполучення дозволяє більш повно використовувати переваги обох схем в реальних умовах розміщення електроприймачів по цеху.

Обов’язковою умовою є те, що за будь-яких схем живлення пристрій розподілу електроенергії слід так розміщувати так, щоб звести до мінімуму довжину живильної та розподільної цехової електричної мережі.

Для живлення рухомих підйомно-транспортних пристроїв (кранів, тельферів, візків) доцільно застосовати тролейні лінії, схеми живлення яких можуть бути: від одного джерела живлення для одного чи двох кранів; від двох джерел живлення для кранів, які належать до споживачів І-ї категорії надійності електропостачання. Живлення тролейної лінії здійснюється окремою лінією від шин низької напруги цехової трансформаторної підстанції, магістрального шинопроводу або від найближчого силової розподільної шафи чи розподільного шинопроводу.

Живлення електричного освітлення, як правило, здійснюється від спільних для силових та освітлювальних навантажень трансформаторів окремими лініями. Якщо в цеху є навантаження, які істотно погіршують показники якості електроенергії, їх живлення та освітлення здійснюють від різних трансформаторів.

В схемі електричного освітлення необхідно передбачити роздільне живлення робочого і аварійного освітлення. В цехах, де встановлено декілька трансформаторів, дані види освітлення живлять від різних трансформаторів, приєднаних до незалежних джерел. Якщо встановлений один трансформатор, живлення робочого та аварійного освітлення здійснюють окремими лініями.

2.2 Конструктивне виконання живильної і розподільної цехової силової мережі

Особливістю цехових силових мереж низької напруги є їх достатньо велика довжина та доступність, тому від їх устрою залежить безпека людей [5-8].

В трифазних мережах напругою до 1 кВ розрізняють мережі з ізольованою нейтраллю (трипровідні) і з глухозаземленою нейтраллю (чотирипровідні).

В мережах низької напруги найчастіше застосовуються такі співвідношення лінійних та фазних напруг: 0,38/0,22 та 0,66/0,38 кВ.

Система напруг 0,38/0,22 кВ є основною і застосовується для живлення від спільних трансформаторів електродвигунів потужністю від 0,1 до 350 кВт, різних однофазних електроприймачів та електричного освітлення.

Система 0,66/0,38 кВ застосовується, якщо це надає суттєві техніко-економічні переваги порівняно з напругою 0,38/0,22 кВ, але необхідно зважати на те, що на дану напругу виробляється дуже обмежений асортимент електрообладнання.

В цехових мережах застосовуються й інші напруги до 1 кВ.

Напруга 12 В (змінного чи постійного струму) застосовується лише за особливо несприятливих умов щодо безпеки людей.

Напруги 24, 36, 42 В (змінного та постійного струму) застосовуються в приміщеннях з підвищеною небезпекою для стаціонарного місцевого освітлення, ручних переносних світильників, переносного інструменту, живлення ланцюгів управління, сигналізації та автоматизації електроустановок.

Тип проводки та спосіб виконання цехової мережі залежить від умов навколишнього середовища, місця прокладання мережі, довжини окремих ділянок, розрахункового перерізу мережі та ін.

Конструктивно цехова живильна мережа виконується кабелями, шинопроводами, модульними проводками та рідше проводами.

В радіальних мережах при прокладанні кабелів всередині цехів застосовуються броньовані й частіше неброньовані без зовнішнього джутово-бітумного покриву (через пожежонебезпеку) кабелі марок АВВГ, АВРГ, АНРГ (чотирижильні для мереж з глухозаземленою нейтраллю або трижильні для мереж з ізольованою нейтраллю).

Кабельні лінії виконують так, щоб в процесі монтажу та експлуатації в кабелях не виникали небезпечні механічні напруги та пошкодження. Кабелі вкладають із запасом за довжиною, який достатній для компенсації теплових деформацій як самого кабелю при коливаннях струмового навантаження й температури навколишнього середовища, так і конструкцій, на яких кабель прокладений.

Спосіб прокладання кабелів вибирають залежно від кількості, наявності вибухонебезпечних газів та ін. рекомендується застосовувати відкрите прокладання кабелів. Бажано, щоб траса була прямолінійною та віддаленою від трубопроводів.

Кабелі розташовують на стінах, колонах, фермах, перекриттях, в лотках, в трубах, в коробах та в спеціальних кабельних каналах або тунелях.

Прокладання кабелів на стінах і перекриттях виконують за допомогою скоб. При прокладанні декількох кабелів потрібно застосовувати підвісні конструкції, які значно полегшують монтаж (наприклад, полиці, лотки).

Електропроводки в трубах і коробах надійні, але трудомісткі і дорогі, тому рекомендується їх уникати. При необхідності захисту від механічних пошкоджень слід прокладувати кабелі в трубах на одних ділянках й відкрито – на інших.

Прокладення кабелів в каналах або тунелях доцільне в разі їх значної кількості. Всередині кабелі вкладають на типові збірні конструкції, встановлені на бокових стінах. Перевагою такого прокладання кабелів є їх захист від механічних пошкоджень, зручність огляду та ремонту, а недоліком – значні капітальні витрати.

Магістральні мережі конструктивно виконуються у вигляді магістралей з шинопроводів та модульних проводок.

В електричних мережах напругою до 1 кв здебільшого застосовують закриті шинопроводи, які виготовляються на електротехнічних підприємствах та називають комплектними. Вони поставляються окремими збірними секціями, які складаються з трьох або чотирьох шин з ізоляторами в оболонці та комутаційних апаратів.

Шинопроводи типу ШМА випускаються секціями різної конфігурації – прямими 0,75; 1,5; 3,0; 4,5 та 6,0 м, кутовими, трійниковими, вивідними та ін. Відгалуження виконуються глухими або з автоматичними повітряними вимикачами (автоматами), які встановлені у відгалужувальній коробці [8]. Магістральні шинопроводи зазвичай кріплять на висоті 3-4 м над підлогою на кронштейнах чи спеціальних стійках. Це забезпечує невелику довжину спусків до електроприймачів.

Розподільні шинопроводи типу ШРА також випускаються секціями різної конфігурації. Для штепсельного приєднання відгалужувальних коробок на бічних сторонах прямих секцій шинопроводу виконані вікна. Відгалужувальні коробки комплектуються рубильниками, запобіжниками або автоматами. Для штепсельного приєднання передбачені вікна зі шторками, що закриваються автоматично. При відкриванні кришки коробки живлення електроприймача припиняється, що гарантує безпечне приєднання коробок до шинопроводу, який перебуває під напругою в процесі експлуатації [8].

Кріплення розподільних шинопроводів здійснюється кронштейнами до стін і колон, тросами до ферм будівель і на стійках на висоті 1,5 м над підлогою. Лінії від штепсельних коробок до електроприймачів виконуються ізольованими проводами в трубах, коробах та металорукавах, а також шланговими кабелями на тросі.

Приєднання ШРА до ШМА здійснюється кабельною перемичкою, яка з’єднує ввідну коробку ШРА з відгалужувальною коробкою секції ШМА. Ввідна коробка ШРА встановлена на кінці секції або в місці з’єднання двох секцій.

Модульні проводки використовують для живлення електроприймачів невеликої потужності при струмах в магістралі до 100 А. Ці кабельні (провідні) магістралі виконують в трубах, прокладених в підлозі з визначеним кроком (відстанню між сусідніми магістралями). Крок модульного розведення визначається розташуванням устаткування (частіше 1, 3 і 6 м). Вздовж магістралі з кроком 1-6 м встановлюються відгалужувальні коробки на 2-4 електроприймачі з глухим або штепсельним приєднанням через запобіжники або автомати. Лінії, які відходять від колонок до електроприймачів, виконують кабелями або проводами в гнучких металорукавах.

Конструктивно розподільну мережу в основному виконують проводами відкрито на ізолюючих опорах, в трубах (металевих або пластмасових) або кабелем.

При прокладанні проводів всередині цехів здебільшого використовуються одножильні ізольовані проводи марок АПВ, АПРТО (рідше ПВ, ПРТО) [8].

В цеховій трифазній мережі напругою 0,38/0,22 кВ (чотирипроводні мережі з глухозаземленою нейтраллю) застосовується захисне занулення. Необхідний нульовий провідник одночасно виконує функцію робочого нульового провідника живлення однофазних електроприймачів і функцію нульового захисного провідника, тому для трифазних електроприймачів проводка в металевих трубах повинна мати три проводи (четвертим є труба), в пластмасових трубах – чотири проводи, а кабель повинен бути чотирижильним.

Відкрите прокладання ізольованих проводів допускається в усіх приміщеннях, за винятком приміщень з вибухонебезпечним середовищем.

Прокладання ізольованих проводів в сталевих водогазопровідних трубах рекомендується використовувати у вогких приміщеннях та приміщеннях з хімічно активним середовищем.

Застосування пластмасових труб дозволяє економити сталеві труби та знизити трудоміскість трубних електропроводок. Застосування пластмасових труб заборонене у вибухонебезпечних і пожежонебезпечних приміщеннях та рекомендоване для схованої прокладки в вогких, курних, з хімічно активним середовищем приміщеннях.

Трубні проводки зазвичай виконують в підлозі перед заливанням його бетоном. Максимально можливий переріз проводів, що затягуються в трубу, залежить від її діаиетра, довжини і кількості вигинів, тому лінії роблять можливо короткими.

Кабельну лінію від пункту розподілу електроенергії до окремого електроприймача прокладають відкрито на стінах, фермах, а в місцях можливого механічного впливу захищають металевою трубою або коробом.

Для електричних мереж рухомих електроприймачів застосовують тролеї, для яких використовують комплектний тролейний шинопровід, кутову чи смугову сталь, неізольовані круглі чи профільовані сталеві або мідні провідники. Надійність прокладання сталевих тролеїв забезпечується їх механічною міцністю та жорстким кріпленням, що особливо важливо для кранів з великими швидкостями пересування.

Тролеї прокладаються вздовж підкранового шляху на ізоляторах встановлених на спеціальних конструкціях.

Якщо через несприятливі умови середовища або небезпеку ураження струмом в разі недостатньої висоти застосувати тролейні лінії неможливо, живлення рухомого електроприймача виконують гнучкими кабелями або проводами, які намотуються на барабан чи підвішуються до сталевого дроту за допомогою кілець або роликів.

Для живлення приводів машин і маніпуляторів, які рухаються по рейкам, тролеї монтуються в закритих каналах з щілиною, через яку проходить кронштейн зі струмоприймачами.

Навантаження, які створюються дуговим чи контактним електричним зварюванням, характеризується великим споживанням реативної потужності, через що необхідно застосовувати мережі з малою величиною індуктивного опору – мережі, які виконані багатожильними кабелями, закритими шинопроводами з розташуванням шин за схемами спарених фаз.

Застосування вільної прокладки одножильних проводів у трубах для живлення зварювального навантаження не рекомендується, бо змінний характер навантаження створює електродинамічні зусилля між проводами, які переміщуються один відносно одного й порушують ізоляцію. Тому частіше використовують гнучкі кабелі.

Якщо необхідна велика пропускна здатність кабелів (великі струми та мала напруга близько 16-80 В), то застосовують спеціальний шестижильний кабель з прямими і зворотніми жилами й малим індуктивним опором [8].

Цехові мережі електричного освітлення повинні відповідами всім вимогам ПУЭ до мереж напругою до 1 кВ та ще специфічним вимогам. Це обумовлено їх значною довжиною та доступністю, необхідністю забезпечення нормального ходу технологічного процесу, безпеки людей та пожежної безпеки.

Для виробничих приміщень використовують загальне, а також комбіноване (загальне та місцеве) освітлення.

На промислових підприємствах застосовують три види освітлення – робоче, аварійне та евакуаційне. Робоче освітлення виконується в усіх приміщеннях для створення на робочих поверхнях нормованої освітленості. Аварійне освітлення застосовується у випадках, коли при раптовому вимиканні робочого освітлення можливе виникнення вибуху або пожежі, масового травматизму, тривалого розладу технологічного процесу та ін. В аварійному режимі на робочих місцях повинна бути освітленість 5% від робочої, але не менше 2 лк. Евакуаційне освітлення необхідне для безпечної евакуації людей з приміщень в разі аварійного вимикання робочого освітлення і повинне становити не менше 0,5 лк [5]. Світильники аварійного та евакуаційного освітлення приєднуються окремими лініями до незалежного джерела живлення. Мережі від джерела живлення до групових щитків освітлення називаються живильними, а від групових щитків до світильників – груповими. Живильні мережі виконуються три- і чотирипровідними. Групові лінії залежно від довжини і потужності можуть бути дво-, три- і чотирипровідними.

Живильні мережі виконуються за магістральною або радіально-магістральною схемою. Рекомендується живити від однієї лінії не бідьше чотирьох-п’яти щитків.

В мережах освітлення промислових підприємств застосовують відкриті електропроводки на ізолюючих опорах, в трубах і безтрубні. Найбільш раціональними у виробничих приміщеннях цехів є тросові та струнні проводки, освітлювальні шинопроводи.

Для електричного освітлення виробничих приміщень використовуються лампи розжарювання, люмінісцентні лампи низького тиску та високого тиску типу ДРЛ (дугова ртутна лампа) і металогалогенні типу ДРІ.

Для аварійного освітлення слід застосовувати лампи розжарювання. Допустимо використовувати люмінісцентні лампи при мінімальній температурі в приміщенні не нижче 10С тепла, і напрузі на лампах не менше ніж 90% номінальної [4].

2.3 Розрахунок електричних навантажень цехової силової мережі

В даному підрозділі курсового проекту необхідно розрахувати електричні навантаження цехової силової мережі.

На даний час основним методом розрахунку електричних навантажень промислових підприємств є метод впорядкованих діаграм, рекомендований керівними матеріалами [9]. Метод може бути застосованим при відомих номінальних даних всіх електроприймачів та їх розташування на плані цеху.

Розрахункове навантаження споживача або елемента електричної мережі (активне , реактивне , повне , струм ) приймається рівним математичному сподіванню максимального навантаження за 30 хвилин і використовується: для вибору перерізів струмопровідних частин (кабелів, шинопроводів, проводів, тролеїв), номінального струму електроапаратури, потужності силових трансформаторів, пристроїв компенсації реактивної потужності та перетворювачів; визначення втрат і відхилень напруги, втрат потужності та електроенергії в цехових мережах. Середні за максимально завантажену зміну активне , реактивне і повне навантаження являють собою можливий нижній рівень групового навантаження, обумовлений неоднаковим завантаженням в даний момент часу окремих електроприймачів.

Фактичне значення розрахункового навантаження залежно від кількості електроприймачів у групі та їх режиму роботи перевищує середне, якщо розглядаються лише електроприймачі, або буде нижчим від середнього, якщо враховується імовірність одночасної роботи всього технологічного устаткування, тобто залежить від рівня в системі електропостачання, на якому визначається навантаження. Тому величину середнього навантаження за максимально завантажену зміну використовують для визначення розрахункового навантаження.

Пусковий та піковий струми необхідні для вибору уставок автоматів та плавких вставок запобіжників, визначення розмаху зміни напруги для оцінки допустимості коливань напруги та перевірки можливості самозапуску електродвигунів.

Кожен електроприймач характеризується номінальними параметрами, які гарантують безвідмовну його роботу протягом гарантованого строку та забезпечують йому найбільший коефіціент корисної дії.

Вихідними даними для розрахунку електричних навантажень цеху є наступні: номінальна напруга; коефіціент потужності; режим роботи; коефіціент використання активної потужності; фазність (трифазний або однофазний); спосіб приєднання однофазного електроприймача (на фазну або на лінійну напругу).

Для електроприймачів повторно-короткочасного режиму паспортна потужність повторно-короткочасного режиму повинна бути приведеною до номінальної потужності тривалого режиму.

В цехових системах електропостачання при розрахунку навантажень виділяють три рівні за характером формування навантажень [8].

Перший рівень електропостачання – це електричні мережі напругою до 1 кВ, які приєднують окремі електроприймачі до пункту розподілу електроенергії (шинопроводу, силової розподільної шафи, силового розподільного пункту).

Другий рівнень електропостачання – це електричні мережі напругою до 1 кВ, які приєднують розподільні шинопроводи, силові розподільні шафи, силові пункти та збірки до збірних шин низької напруги цехової трансформаторної підстанції або до магістральних шинопроводів.

Третій рівень електропостачання – це збірні шини низької напруги цехової трансформаторної підстанції та магістральні шинопроводи.

У розрахунку навантажень прийнято позначати малими літерами величини, які стосуються індивідуального електроприймача і великими – групового навантаження.

Силові навантаження на першому рівні електропостачання цеху є вихідними даними для обчислення силових навантажень на другому і третьому рівнях.

На першому рівні електропостачання навантаження на лінію (провід, кабель) створюється одним електроприймачем, тому для всіх таких приєднань при відомому фактичному коефіціенті завантаження електроприймача розрахункові активні і реактивні навантаження, а також повне навантаження і розрахунковий струм визначаються за наступними формулами:

(2.1)

(2.2)

(2.3)

(2.4)

де – відповідає паспортному значенню коефіціента потужності , яке характерне для даного електроприймача;

– номінальна напруга електричної мережі, кВ.

Якщо фактичний коефіціент завантаження електроприймача невідомий, то при проектуванні приймається рівним одиниці. Таким чином, за розрахункове активне навантаження приймається номінальна потужність електроприймача при тривалому режимі роботи (ТВ = 1).

Номінальний струм електродвигуна визначається як

, (2.5)

де – номінальна активна потужність електродвигуна;

– номінальний коефіціент потужності електродвигуна;

– номінальний коефіціент корисної дії електродвигуна.

Величини та визначаються за каталогами заводів-виробників або за відповідними довідниками. В разі відсутності паспортних даних двигунів їх коефіціент потужності можна прийняти за даними таблиці В.1 та [8], а номінальний коефіціент корисної дії прийняти рівним одиниці.

Доцільно для кожного електроприймача обчислити його пусковий струм

(2.6)

де – коефіціент пуску;

– номінальний струм електроприймача.

Для конкретних електроприймачів коефіціенти пуску приймають за паспортними даними. В разі їх відсутності величина пускового струму приймається: для асинхронних двигунів з короткозамкненим ротором та синхронних двигунів – ; для асинхронних двигунів з фазним ротором та двигунів постійного струму – ; для зварювальних і пічних трансформаторів, машин контактного зварюваня – .

Отримані результати для всіх електроприймачів цеху заносяться до таблиці 2.1.

Таблиця 2.1 – Розрахункове силове навантаження на першому рівні електропостачання

№ за планом	Найменування електроприймача	, кВт		Розрахункові дані
				, кВт	, квар	, кВА	, А	, А
1
...
n

На другому рівні електропостачання навантаження на лінію живлення створюється групою електроприймачів, які приєднані до пункту розподілу електроенергії. Оскільки всі електроприймачі не працюють з максимальним навантаженням одночасно, то результуюче навантаження завжди менше від суми їх номінальних потужностей і буде не меншим від середнього навантаження за максимально завантажену зміну, що характризується коефіціентами розрахункових активних та реактивних навантажень.

Коефіціент розрахункових активних навантажень залежить від ефективного числа електроприймачів , середньовиваженого коефіціенту використання активної потужності та сталої часу нагрівання електричної мережі , яка на другому рівні електропостачання приймається рівною 10 хвилинам (розрахунковий інтервал часу = 30 хв).

Ефективне число електроприймачів – це така умовна кількість однорідних за режимом роботи електроприймачів однакової потужності, яка обумовлює те саме значення розрахункового навантаження, як і група електроприймачів різних за режимом роботи і потужністю.

, (2.7)

де – кількість працюючих електроприймачів в групі;

– номінальна активна потужність і-го електроприймача при ТВ = 1.

Знайдені значення округляються до найближчого меншого цілого числа.

Число ефективних електроприймачів приймається рівним дійсному числу електроприймачів , якщо відношення активних потужностей найбільшого електроприймача групи до найменшого не перевищує трьох.

Для груп різних електроприймачів різної потужності та різного режиму роботи середньовиважений коефіціент використання активної потужності:

, 8)

де – кількість характериних груп електроприймачів;

– середня активна потужність за максимально завантажену зміну і-ї групи;

– номінальна активна потужність і-ї групи електроприймачів.

Середнє активне навантаження за максимально завантажену зміну і-ї групи:

, (2.9)

де – кількість електроприймачів в групі;

– коефіціент використання активної потужності і-го електроприймача;

– номінальна активна потужність і-го електроприймача при ТВ = 1.

Коефіціенти використання активної потужності наводяться в таблиці В.1, а також у відповідній довідковій літературі [7, 8].

Якщо у довідкових матерілах наведені інтервальні значення коефіціентів, то для розрахунку приймають їх найбільше значення.

Числові значення коефіціентів розрахункових активних навантажень на другому рівні електропостачання наводяться в таблиці В.2 та [8, 9].

На другому рівні електропостачання для електроприймачів в групі розрахункові силові навантаження: активне та реактивне визначаються наступним чином:

, (2.10)

, (2.11)

де – відповідно середні активна та реактивна потужності за максимально завантажену зміну і-го електроприймача;

– відповідає номінальному значенню коефіціента потужності .

Коефіціент розрахункових реактивних навантажень при числі ефективних електроприймачів приймається , а при приймається .

У випадках, коли розрахункове активне навантаження групи електроприймачів менше за номінальну потужність найбільш потужного електроприймача групи, слід приймати .

Якщо до вузла приєднано до трьох електроприймачів включно, то розрахункове навантаження приймається рівним сумі їх номінальних потужностей:

, (2.12)

, (2.13)

Розрахункове силове повне навантаження на другому рівні електропостачання:

(2.14)

Розрахунковий струм:

. (2.15)

де – номінальна напруга електричної мережі до 1 кВ.

Визначення розрахункового навантаження споживачів електроенергії доцільно виконувати за єдиною формою (таблиця 2.2). Перед заповненням таблиці необхідно:

– накреслити схему живлення з вузлами навантажень;

– записати в таблицю вихідні дані електроприймачів кожного вузла, які слід розглядати в послідовності їх приєднання за схемою електропостачання.

Електричні навантаження електроприймачів напругою до 1 кВ визначають для кожного пункту розподілу електроенергії (розподільного шинопроводу, силової розподільної шафи та ін.). При магістральній схемі розрахунок починається від останнього пункту розподілу електроенергії і при розрахунку наступних пунктів розподілу електроенергії враховуються навантаження попередніх пунктів.

До граф 1-4 таблиці 2.2 вносяться вихідні дані (згідно завдання), до граф 5, 6 – значення коефіціентів використання та потужності ( і ) для індивідуальних електроприймачів. При цьому всі електроприймачі групуються за характерними категоріями з однаковими і . В кожному окремому рядку зазначаються електроприймачі однакової потужності.

В графах 2 і 4 наводяться дані тільки робочих електроприймачів. Резервні та ремонтні електроприймачі, а також електроприймачі, які працюють короткочасно (засувки, вентилі, пожежні насоси та т.і.), не враховують при визначенні розрахункової потужності (за винятком випадків, коли протипожежні електроприймачі визначають вибір елементів мережі).

Номінальна потужність електродвигунів з повторно-короткочасним режимом роботи до тривалого режиму (ТВ = 1) не приводиться.

Однофазний електроприймач враховується в графі 3 як еквівалентний трифазний електроприймач з номінальною потужністю:

– при вмиканні на фазну напругу

, , (2.16)

– при вмиканні на міжфазну напругу

, , (2.17)

де – відповідно номінальна активна і реактивна потужності однофазного електроприймача.

Всі електроприймачі групуються рядками за характерними категоріями незалежно від потужності, а в підсумковому рядку графи 3 зазначаються максимальна і мінімальна потужнсті електроприймачів даного вузла живлення.

В графах 7 та 8 відповідно записуються рядками величини групової середньої активної потужності за максимально завантажену зміну і-ї групи електроприймачів та групової середньої реактивної потужності за максимально завантажену зміну , а в підсумковому рядку визначається сума цих величин.

Таблиця 2.2 – Визначення розрахункового навантаження споживачів електроенергії на другому і третьому рівнях електропостачання

Вихідні дані				Довідкові дані		Розрахункові дані				Розрахункові навантаження
Найменування вузлів живлення та груп електроприймачів
	од.	кВт	кВт			кВт	квар			кВт	квар	кВА	А
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14

Для кожного вузла живлення визначається середньовиважений коефіціент використання активної потужності за формулою (2.8) і заноситься до підсумкового рядку графи 5.

В графі 9 наводиться величина ефективного числа електроприймачів .

Залежно від середньовиваженого коефіціенту використання активної потужності , ефективного числа електроприймачів визначається коефіціент розрахункових активних навантажень з таблиці В.2 або [8, 9] та заноситься в чисельник дробу графи 10. Залежно від ефективного числа електроприймачів визначається коефіціент розрахункових реактивних навантажень і заноситься в знаменник дробу графи 10.

Розрахункове активне навантаження для приєднаних до вузла живлення електроприймачів напругою до 1 кВ визначається за (2.12) та заноситься до графи 11, а розрахункове реактивне навантаження – за (2.13) до графи 12.

Повне розрахункове навантаження силового устаткування для кожного вузла живлення заноситься до графи 13, а розрахунковий струм на стороні 0,38 кВ заноситься до графи 14.

На третьому рівні електропостачання результуюче навантаження завжди менше від суми їх номінальних потужностей та буде відрізнятись від середнього навантаження за максимально завантажену зміну, що характеризується коефіціентами розрахункових активних навантажень та розрахункових реактивних навантажень [9].

На цьому рівні електропостачання коефіціент розрахункових активних навантажень залежить від ефективного числа електроприймачів , середньо-виваженого коефіціента використання активної потужності та сталої часу нагрівання мережі, яка на даному рівні електропостачання приймається = 2,5 год.

На третьому рівні електропостачання через значну кількість електроприймачів допускається величину ефективного числа електроприймачів визначати за наступною спрощеною формулою:

, (2.18)

де – всі електроприймачі (без резервних), які живляться від шин низької напруги цехової трансформаторної підстанції або магістрального шинопроводу;

– номінальна активна потужність найбільш потужного електро-приймача з усієї групи електроприймачів, яка розглядається.

Значення округляється до найближчого меншого цілого числа. Якщо знайдене значення , то приймається .

Середньовиважений коефіціент використання активної потужності визначається для всіх працюючих електроприймачів.

. (2.19)

Числові значення коефіціентів розрахункових активних навантажень наводяться в таблиці В.3 та у відповідній літературі [8, 9].

На третьому рівні електропостачання розрахункове силове активне навантаження:

. (2.20)

На третьому рівні електропостачання коефіціенти розрахункових активних та реактивних навантажень приймаються рівними ( ), тому розрахункове реактивне навантаження:

, (2.21)

де відповідає середньовиваженому коефіціенту потужності .

Розрахункове силове повне навантаження цеху на третьому рівні електропостачання:

. (2.22)

Розрахунковий струм:

, (2.23)

де – номінальна напруга електричної мережі до 1 кВ.

Вихідні дані та результати розрахунку силового навантаження на третьому рівні електропостачання окремими рядками заносяться в таблицю 2.2.

Загальне електричне освітлення виробничих приміщень виконується світильниками, які розподіляють рівномірно між фазами трифазної електричної мережі, тому електричне освітлення можна розглядати як трифазне навантаження.

Розрахункове навантаження загального електричного освітлення виробничого цеху промислового підприємства визначається, як правило, за методом коефіціента попиту [6-10], для цього слід врахувати встановлене (номінальне) навантаження загального освітлення цеху, яке більш точно можна визначити тільки після проведення світлотехнічного розрахунку. У попередніх розрахунках встановлене (номінальне) навантаження загального освітлення:

, кВт, (2.24)

де – коефіціент, який враховує потужність пускових приладів залежно від джерела світла (для ламп розжарювання ; для ламп типу ДРЛ ; для люмінісцентних ламп низького тиску стартерних , безстартерних ) [8];

– питома встановлена потужність загального освітлення цеху, Вт/м²;

– площа цеху, яка підлягає освітленню, м².

Орієнтовні величини наведені в таблиці В.4 та [8].

При виборі джерела світла для загального внутрішнього освітлення слід використовувати переважно газорозрядні лампи з найбільшою світловою віддачею.

Розрахункове активне навантаження загального освітлення цеху:

, (2.25)

де – коефіціент попиту загального освітлення.

Для виробничих будівель, з окремих приміщень , для окремих великих прогонів – , для невеликих виробничих будівель – .

Розрахункове реактивне навантаження загального освітлення цеху:

, (2.26)

де відповідає значенню коефіціента потужності .

Для ламп розжарювання , для люмінісцентних ламп низького тиску , для люмінісцентних ламп високого тиску типу ДРЛ .

Розрахункове повне навантаження загального освітлення цеху:

(2.27)

Розрахунковий струм:

, (2.28)

де – номінальна напруга електричної мережі до 1 кВ.

Розрахункове навантаження аварійного освітлення цеху приймається 10% від робочого.

Результати розрахунку окремими рядками заносяться до таблиці 2.2.

Загальне розрахункове активне навантаження цехової підстанції:

. (2.29)

Загальне розрахункове реактивне навантаження цехової підстанції:

. (2.30)

Розрахункові активне та реактивне навантаження сусіднього цеху (ділянки цеху) приймається відповідно до завдання на курсове проектування.

Розрахункове повне навантаження цехової трансформаторної підстанції:

. (2.31)

Розрахунковий струм:

. (2.32)

де – номінальна напруга електричної мережі до 1 кВ.

Результати розрахунку сумарного навантаження окремим рядком заноситься до таблиці 2.2.

2.4 Вибір числа, коефіціента завантаженості та потужності трансформаторів цехової підстанції з урахуванням компенсації реактивної потужності

В даному підрозділі курсового проекту необхідно здійснити вибір кількості, коефіціента завантаження та потужності трансформаторів цехової підстанції з урахуванням компенсації реактивної потужності, а також визначити потужності конденсаторних установок з номінальною напругою 0,4 кВ і здійснити їх розподіл.

Кількість трансформаторів цехової трансформаторної підстанції визначається заданим рівнем надійності електропостачання та потужністю електроприймачів.

Однотрансформаторні цехові підстанції, як правило, застосовують в разі навантажень, які допускають перерви живлення на час доставки складського резерву (електроприймачі 3-ї категорії надійності) та при можливості резервування на вторинній напрузі. В останньму випадку, коли переважають електроприймачі 3-ї категорії та є електроприймачі 2-ї категорії, доцільно здійснювати взаємне резервування на стороні низької напруги між найближчими сусідніми цеховими трансформаторними підстанціями [5-8].

Двотрансформаторні цехові підстанції застосовують: в разі наявності більшості електроприймачів 1-ї та 2-ї категорій надійності, а також електроприймачів особливої групи; великого навантаження (великої питомої густини навантаження більше 0,5-0,7 кВА/м²); нерівномірних добових графіках навантаження; економічних перевагах порівняно з однотрансформаторними.

Для двотрансформаторних цехових підстанцій також потрібен складський резерв на випадок тривалого ремонту одного з трансформаторів.

Коефіціент завантаження треба вибирати відповідно до умов необхідного резервування з урахуванням перевантажувальної спроможності [5-8].

Рекомендуються наступні коефіціенти завантаження трансформаторів:

а) для двотрансформаторних підстанцій, які живлять переважно електроприймачі 1-ї категорії надійності – = 0,65-0,7;

б) для однотрансформаторних підстанцій, які живлять переважно електроприймачі 2-ї категорії надійності, при взаємному резервуванні на стороні низької напруги – =0,7-0,8;

в) для однотрансформаторних підстанцій, які живлять переважно електроприймачі 2-ї категорії надійності, за наявності складського резерву, а також для електроприймачів 3-ї категорії надійності – =0,9-0,95.

Крім того, нині для живлення електроприймачів 2-ї категорії надійності або електроприймачів 2-ї та 3-ї категорій надійності застосовують двотрансформаторні підстанції. При коефіціентах завантаження цих трансформаторів 0,7 у випадку вимикання одного з трансформаторів з урахуванням допустимого перевантаження трансформаторів вимикають частину електроприймачів 3-ї категорії надійності.

При виборі потужності трансформаторів цехової підстанції слід враховувати їх навантажувальну здатність. Потужність трансформаторів вибирають за розрахунковим навантаженням. Оскільки воно на шинах 0,38 кВ належить до 3-го рівня електропостачання і визначається за середньозмінним навантаженням за найбільш завантажену зміну, то ця умова виконується, так як потроєна стала часу трансформатора (3 = 32,5 = 7,5 год) порівняна з тривалістю зміни.

Потужність трансформатора вибирають з урахуванням необхідного резервування всіх електроприймачів 1-ї категорії надійності та основних електроприймачів 2-ї категорії в результаті роботи автоматичного вмикання резерву на секційному автоматі або вмикання резервної перемички від сусідньої підстанції.

Мінімальна потужність трансформаторів буде, коли через них реактивна потужність не передається, а повністю компенсується на стороні до 1 кВ. Це базовий варіант, при якому розрахункове реактивне навантаження цехової підстанції дорівнює всій встановленій потужності низьковольтних конденсаторів .

Номінальну потужність трансформаторів вибирають за розрахунковим активним навантаженням з урахуванням прийнятого коефіціенту завантаження трансформатора за наступною формулою [8]:

, кВА, (2.33)

де – повна номінальна розрахункова потужність трансфрматора;

– сумарне розрахункове активне навантаження підстанції;

– кількість трансформаторів на підстанції.

Вибирається найближча більша стандартна номінальна потужність трансформатора за даними таблиці В.5 або [8].

В більшості випадків , тому через трансформатори 6-10/0,4 кВ доцільно передавати реактивну потужність від її джерел 6-10 кВ у мережу напругою до 1 кВ для забезпечення бажаного коефіціента завантаження .

Ця реактивна потужність визначається:

, квар. (2.34)

Якщо величина під коренем зі знаком мінус, то приймають .

Потужність низьковольтних конденсаторів з номінальною напругою 0,4 кВ:

, квар. (2.35)

Якщо потужність низьковольтних конденсаторів , то встановлювати конденсатори з номінальною напругою 0,4 кВ не потрібно.

Якщо цехова живильна мережа виконується тільки кабелями, то комплектні конденсаторні установки рекомендується приєднувати до шин розподільного пристрою низької напруги цехової трансформаторної підстанції.

Для застосування приймається найближча стандартна величина потужності комплектної конденсаторної установки , яка вибирається з каталогів заводів-виробників та з таблиці В.6 або [8].

При двох трансформаторах на підстанції кількість комплектних конденсаторних установок має бути парною.

Якщо при встановленні низьковольтних конденсаторних установок залишається некомпенсована реактивна потужність, то її компенсують за допомогою додаткових високовольтних конденсаторних установок напругою 6,3 або 10,5 кВ, які встановлені на шинах цехової трансформаторної підстанції або головної понижувальної підстанції.

Величина цієї некомпенсованої реактивної потужності для кожної цехової трансформаторної підстанції незначна, що обумовлено достатньо близьким кроком стандартних величин потужності комплектних конденсаторних установок, але в разі наявності на підприємстві великої кількості цехових підстанцій частка її зростає.

Некомпенсовану реактивну потужність визначають за формулою:

, квар (2.36)

Критерієм доцільності розподілу низьковольтних конденсаторних установок в електричних мережах напругою до 1 кВ є додаткове зниження втрат потужності та електроенергії від реактивних навантажень з урахуванням компенсації та технічних можливостей їх приєднання.

Досить часто в цехових мережах сучасних промислових підприємств використовуються магістральні схеми (особливо схема «трансформатор-магістраль»).

При живленні від одного силового трансформатора одного магістрального шинопроводу слід передбачати встановлення не більше двох близьких за потужністю низковольтних конденсаторних установок.

Якщо основні реактивні навантаження приєднані до другої половини магістрального шинопроводу, то слід встановлювати лише одну низьковольтну конденсаторну установку.

Точка її приєднання визначається за умовою:

, (2.37)

де – найбільше реактивне навантаження, квар, магістрального шинопроводу відповідно перед вузлом h та після нього.

В разі приєднання до магістрального шинопроводу двох низьковольтних конденсаторних установок точка їх приєднання визначається за умов:

– точка f приєднання дальньої низьковольтної конденсаторної установки

(2.38)

– точка f приєднання ближньої низьковольтної конденсаторної установки

. (2.39)

В разі живлення від одного трансформатора двох або більше магістральних шинопроводів до кожного з них приєднують лише одну низьковольтну конденсаторну установку.

Загальна розрахункова потужність розподіляється між шинопроводами пропорційно їх сумарного реактивного навантаження.

Для схем з магістральними шинопроводами комплектні конденсаторні установки одиничною потужністю до 400 квар приєднуються до мережі без додаткового комутаційного апарату, бо він є в комплекті, а при потужності більше 400 квар – через комутаційни апарат з дотриманням вимог ПУЭ.

Сугубо радіальні схеми в живильних цехових мережах застосовуються рідко. При виборі цехових низьковольних конденсаторних установок прагнуть, щоб їх потужність була максимально близькою до реактивних навантажень цехових силових розподільних шаф, до яких приєднуться низьковольтні конденсаторні установки.

Величина , яка приєднується до силової розподільної шафи 1:

, (2.40)

де – сумарна реактивна потужність, яка розподіляється;

– еквівалентний опір мережі;

– опір радіальної лінії, яка живить дану силову розподільну шафу.

Еквівалентний опір мережі:

. (2.41)

Аналогічно визначаються низьковольтні конденсаторні установки для всіх інших силових розподільних шаф.

2.5 Вибір перерізу ліній живлення цехової трансформаторної підстанції

В даному підрозділі курсового проекту необхідно розрахувати параметри і вибрати кабельну лінію, яка з’єднує трансформатори цехової підстанції з головною понижувальною підстанцією підприємства.

Вибір перерізу кабельної лінії напругою 10 (6) кВ здійснюється за нормальним режимом навантаження, а перевірка вибраного перерізу – за максимальним режимом навантаження і на стійкість за аварійним режимом. Перевірку за умовами корони та на механічну міцність жил кабелів робити не потрібно, бо мінімальний переріз алюмінієвої жили 2,5 мм², мідної – 1,5 мм², що відповідає мінімальному перерізу.

При виборі перерізу кабелю, який живить цехову трансформаторну підстанцію, як струм нормального режиму незалежно від числа трансформаторів (один або два) приймається номінальний первинний струм трансформатора з таблиці В.5 або з відповідного каталога чи з [8]:

, А, (2.42)

де – номінальна потужність трансформатора, кВА;

– номінальна первинна напруга трансформатора, кВ.

Економічно вигідний переріз кабелів визначається як:

, мм², (2.43)

– нормоване значення економічно вигідної густини струму, А/мм², визначається з таблиці В.7 або [4, 8].

Розрахунковий економічно вигідний переріз округляється до найближчого стандартного перерізу , мм².

В режимі максимального навантаження кабелів допустимий для даного кабелю струм з урахуванням умови прокладки та відхилення параметрів середовища від стандартних умов та коефіціентів допустимого перевантаження , які наводяться в таблиці В.8 та В.9, а також у [4, 8], порівнюють зі струмом його форсованого режиму з урахуванням коефіціента резервування :

, А, (2.44)

В курсовому проекті залежно від прийнятого графіка навантаження можна обчислити коефіціент попереднього навантаження для визначення коефіціента допустимого перевантаження .

Якщо графік навантаження не задається, то можна прийняти = 1.

Допустимий тривалий струм для силових кабелів в електричних мережах напругою 10 (6) кВ з урахуванням умов прокладення та величин відхилення реальних параметрів навколишнього середовища від стандартних умов при тривалому характері даних відхилень визначається наступним чином:

, А, (2.45)

де – поправковий коефіціент на температуру навколишнього середовища, якщо вона відмінна від стандартної (таблиця В.10, [4, 8]);

– поправковий коефіціент на кількість кабелів, що лежать поруч в землі (таблиця В.11 або довідкові дані з [4, 8]);

– допустимий тривалий струм провідника стандартного перерізу для стандартних умов (для однієї окремої лінії при стандартних температурах для землі і води 15С та 25С для повітря) залежно від матеріалу жил, їх ізоляції, способу прокладання, А (наводиться в таблицях В.12, В.13, а також [4, 8]).

Поправковий коефіціент на температуру середовища можна обчислити:

, (2.46)

де – нормовані тривало допустимі температури жили та сережовища;

– фактична температура навколишнього середовища ( в курсовому проекті приймається залежно від реальних даних або задається керівником).

Допустимі температури нагрівання провідників залежать від їх конструкції, а також від режиму та наведені в таблиці В.14.

Струм форсованого режиму для двотрансформаторних підстанцій виникає через аварію в одному з трансформаторів або кабелів, які їх живлять, а також під час ремонту одного з трансформаторів. В цих випадках приймається коефіціент резервування =1,4. для однотрансформаторних підстанцій з резервуванням між сусідніми підстанціями за допомогою кабельних перемичок при напрузі до 1 кВ приймається =1,3, при резервуванні за допомогою шинних перемичок низької напруги – =1,4, без резервування – коефіціент систематичного перевантаження або =1,0 за відсутності даних [8].

В разі невиконання умови, зазначеної у формулі (2.44), необхідно прийняти нове значення найближчого стандартного перерізу кабелю, зробити нові розрахунки та впевнитись, що умова виконується.

При напрузі понад 1 кВ кабелі, які захищаються запобіжниками, на термічну стійкість при короткому замиканні не перевіряються.

Термічна здатність може бути оцінена найменшим перерізом кабелю (мм²), термостійким до струмів короткого замикання, наступним чином:

, мм², (2.47)

де – тепловий імпульс струму короткого замикання, А²с;

– температурний коефіціент, який враховує обмеження допустимої температури кабелю (наводиться в таблиці В.15, довідниках та [8]), Ас^1/2/мм²;

– початкове значення періодичної складової струму трифазного короткого замикання, А;

– дійсний час вимикання короткого замикання, с.

В курсовому проекті величина початкового значення періодичної складової струму трифазного короткого замикання на шинах джерела живлення приймається залежно від реальних даних або надається керівником у вихідних даних.

Величина дійсного часу вимикання короткого замикання складається з часу дії основного релейного захисту , часу вимикання вимикача (0,05 с) і сталої часу аперіодичної складової струму короткого замикання ( = 0,05 с)

, с. (2.48)

На лініях до цехових трансформаторних підстанцій, які відходять від головної понижувальної підстанції, застосовується двоступеневий релейний захист, який складається зі струмової відсічки і максимального струмового захисту.

Основним захистом для радіальних схем живлення цехової трансформаторної підстанції без електроапаратів на вводі (глухий ввід) при коротких лініях, що характерно для промислових підприємств, є струмова відсічка. В цьому випадку дійсний час вимикання короткого замикання можна прийняти = 0,2 с.

Основним захистом для магістральних схем живлення цехової трансформаторної підстанції є максимальний струмовий захист. для одноступеневої схеми при магістральному живленні цехової трансформаторної підстанції дійсний час вимикання короткого замикання можна прийняти = 0,6 с.

Для двоступеневої радіальної схеми при магістральному живленні цехової трансформаторної підстанції рід шин розподільного пристрою (другий ступінь) дійсний час вимикання можна також прийняти = 0,6 с, а при магістральному живленні цехової підстанції від шин джерела живлення (перший ступінь) дійсний час вимикання короткого замикання – = 0,9 с.

Якщо після розрахунку за формулою (2.47) виконується умова , то залишається стандартний переріз кабелю. Якщо в результаті розрахунку , то необхідно прийняти нове найближче більше значення стандартного перерізу кабелю.

Для остаточно вибраного кабелю записується його марка, напруга, кількість жил і переріз жили, довжина, наприклад, ААШв-10(325), 100 м. Кабель марки ААШв застосовують досить часто. Він має алюмінієві жили, паперову просочену маслоканіфольну та нестікаючу масами ізоляцію, алюмінієву оболонку, шланг поверхневий полівінілхлоридний.

2.6 Вибір перерізу провідників живильної та розподільної мережі до 1 кВ

В даному підрозділі курсового проекту необхідно вибрати переріз кабелів і шинопроводів живильної (другий рівень електропостачання), а також кабелів та проводів розподільної (перший рівень електропостачання) мережі напругою до 1 кВ.

Основною умовою вибору перерізу провідників є величина їх нагрівання електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах. Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то незалежно від величини перевищення й тривалості часу елемент може бути пошкоджений, що спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку (загорання ізоляції) може призвести до пожежі. Тому для всіх видів провідників та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.

Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної температури й тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення максимально допустимої температури, якщо графік навантаження рівномірний, більшу увагу слід приділяти складовій теплового зносу ізоляції. Гранично допустима температура нагрівання провідників наведена в таблиці В.14.

Вибір перерізу кабелю при нагріванні в нормальному режимі полягає у визначенні мінімального перерізу, який допускає струм не менше розрахункового:

, (2.49)

де – розрахунковий струм 2-го рівня електропостачання.

Допустимий тривалий струм для кабелів з врахуванням умов прокладення та відхилення параметрів навколишнього середовища від стандартних умов при їх довготривалому характері визначається з урахуванням поправкового коефіціенту:

, (2.50)

де – поправковий коефіціент.

Для чотирьохжильних кабелів з пластмасовою ізоляцією напругою до 1 кВ, якщо допустимі тривалі струми взяті з таблиці 1.3.7 ПУЭ як для трижильних, або з таблиці В.16, вибирається поправковий коефіціент .

Для кабелів, прокладених в повітрі всередині або поза цехом, за будь-якої їх кількості при нормованій температурі середовища 25С поправковий коефіціент приймається рівним одиниці.

Вибір перерізу лише за умов допустимого нагрівання призводить до великих втрат активної потужності та напруги. Для остаточного вибору перерізу кабелю слід провести всі перевірки відповідно до вимог ПУЭ.

Втрата напруги в кабелях у відсотках визначається як

, (2.51)

де і – максимальні розрахункові активне і реактивне навантаження 2-го рівня електропостачання відповідно, кВт і квар;

і – активний і реактивний опір кабелю, Ом;

– номінальна напруга електричної мережі, кВ.

Активний і реактивний опори кабелю обчислюють за формулами:

, (2.52)

, (2.53)

де і – питомі активний і реактивний опори, Ом/км (таблиця В.17);

– довжина кабелю, км.

Перевірка за умовою відповідності до захисного апарата виконується після вибору захисних апаратів. Таким чином, остаточно за умовами нагрівання вибирається лише той переріз кабелю, для якого тривалий допустимий струм, визначений за формулою (2.50), буде більшим, а також виконуються умови допустимої втрати напруги й відповідності до захисного апарата.

При виборі перерізу кабелів іноді замість одного кабелю більшого перерізу доцільно вибрати два (навіть три) кабелі меншого перерізу, що полегшує умови прокладення. Крім того, допустимий струм кабелю більшого перерізу менше ніж у двох (трьох) кабелів такого самого сумарного перерізу.

В цехових електричних мережах крім мідних та алюмінієвих дротів широко застосовують також комплектні шинопроводи типу ШМА, для розподільних магістралей – комплектні шинопроводи типу ШРА [8]. Застосування сталевих шинопроводів дає суттєву економію кольорового металу, але призводить до значних втрат напруги в мережі, які зумовлені тим, що при проходженні змінного струму по сталевим провідникам виникають додаткові внутрішні і зовнішні індуктивні опори.

Комплектні шинопроводи типу ШМА вибирають за струмом форсованого режиму силового трансформатора, до якого вони приєднані, за формулою:

, (2.54)

де – номінальний струм шинопроводу;

– струм форсованого режиму;

– коефіціент резервування, який враховує тривале перевантаження трансформатора залежно від кількості трансформаторів на підстанції та умов резервування на стороні низької напруги;

– номінальний вторинний струм трансформатора.

Номінальний вторинний струм трансформатора визначається як

, (2.55)

де – номінальна потужність трансформатора, кВА;

– номінальна вторинна напруга трансформатора, кВ.

Для ШМА втрата напруги у відсотках:

, (2.56)

де – сума моментів струмових навантажень шинопроводу, Акм;

і – питомі активний та індуктивний опори ШМА, Ом/км (наводиться в довідниках та в таблицях В.18, В.19).

Номінальний струм комплектних шинопроводів типу ШРА вибирають за розрахунковим струмом 2-го рівня електропостачання:

(2.57)

Для ШРА з рівномірним навантаженням втрата напруги у відсотках:

(2.58)

де – розрахунковий струм ШРА (струм 2-го рівня електропостачання), А;

– довжина ШРА, км;

і – питомі активний та індуктивний опори ШРА, Ом/км (наводиться в довідниках та в таблицях В.20-В.22).

Довжина шинопроводу враховується повністю, якщо секція вводу розташована на його початку. В інших випадках приймається більша довжина шинопроводу, а при розташуванні секції вводу посередині – враховується половина.

Перевірка шинопроводів на електродинамічну стійкість виконується за умови:

(2.58)

де – допустимий ударний струм короткого замикання (таблиці В.18-В.22);

– розрахунковий ударний струм короткого замикання у місці приєднання живлення (визначається при розрахунках струмів короткого замикання).

Розрахунок тролейних ліній з кутової сталі або шинопроводів типу ШТМ полягає у виборі розмірів кутової сталі або серії ШТМ за нагріваням тривалим струмом навантаження й перевіряється на втрату напруги [8].

При виборі за нагріванням розрахунковий струм приймається рівним струму тридцятихвилинного навантаження:

, (2.59)

де – споживана активна потужність, кВт;

– коефіціент попиту активної потужності (рисунок В.23);

– розрахункова активна потужність, кВт;

– розрахункова реактивна потужність, квар;

– номінальна напруга, кВ.

Споживана активна потужність кранових електродвигунів визначається як

, (2.60)

де – сумарна номінальна активна потужність електродвигунів, кВт;

– номінальний коефіціент корисної дії кранових електродивгунів.

Розрахункові активна і реактивна потужності визначаються за формулами:

, (2.61)

. (2.62)

Значення приймається залежно від коефіціента потужності , який для кранів з невеликою вантажепідйомністю, на яких встановлені асинхронні двигуни з короткозамкненим ротором, становить , а для кранів достатньо великої вантажепідйомності, на яких встановлені асинхронні двигуни з фазним ротором – .

Таким чином, за умов нагрівання:

, (2.63)

де – допустимий струм для тролеїв, який визначається з таблиці В.24 для тролеїв із сталевих профілів, для шинопроводів серії ШТМ з таблиці В.25).

Вибрані сталеві тролеї перевіряються на втрату напруги при найбільш несприятливому розташуванні кранів в прогоні цеху:

, (2.64)

де – втрата напруги на 100 А пікового струму та 100 метрів довжини тролею, В/(Ам), яка визначається з таблиці В.26 або [4];

– піковий струм електроприймачів тролейної лінії, А;

– відстань від точки приєднання живильної лінії до найбільш віддаленого кінця тролейної лінії, м.

Піковий струм електроприймачів тролейної лінії, якщо від неї живиться більше п’яти електродвигунів, визначається за формулою:

, (2.65)

де – розрахунковий струм всіх електроприймачів тролейної лінії (розрахунковий струм 2-го рівня електропостачання);

– коефіціент використання електродвигуна з найбільшим пусковим струмом;

– номінальний струм електродвигуна з найбільшим пусковим струмом при тривалості вмикання ТВ = 1.

Для невеликих за вантажепідйомністю кранів піковий струм визначається:

, (2.66)

де – найбільший з пускових струмів одного кранового електродвигуна за його паспортними даними;

– сумарний номінальний струм групи електроприймачів без урахування номінального струму найбільшого за потужністю електродвигуна.

Кратність пускового струму для асинхронних двигунів з короткозамкненим ротором приймається , з фазним ротором .

При живленні від днієї тролейної лінії двох кранів розрахункову довжину тролеїв множать на 0,8, трьох кранів – на 0,7, таким чином враховується мала імовірність роботи кранів в кінці лінії.

В разі неможливості забезпечення допустимої втрати напруги застосовують підживлення тролейної лінії кабелем або проводом в трубах (безіндукційне підживлення), алюмінієвою стрічкою, яка прокладається паралельно тролеям безпосередньо на тримачах (індукційне підживлення, бо між тролеями та підживленням виникає взаємоіндукція) [8].

Техніко-економічними розрахунками, проведеними в провідних науково-дослідних установах, визначено, що при підживленні алюмінієвою стрічкою витрата алюмінію на 25% більша, але за капітальними витратами та простотою монтажних робіт цей спосіб має значні переваги порівняно з кабельним безіндукційним підживленням і тому застосовується найчастіше [8].

В електричних мережах напругою до 1 кВ переріз проводу (кабелю) розподільних мереж вибирається за умовою нагрівання в нормальному режимі:

, (2.67)

де – розрахунковий струм 1-го рівня електропостачання (номінальний струм окремого електроприймача).

Допустимий тривалий струм для проводів з полівінілхлоридною ізоляцією з алюмінієвими жилами залежно від перерізу, способу прокладання, кількості проводів в трубі наводиться в таблиці В.27 або [4, 8].

Для остаточного вибору перерізу проводу слід провести всі перевірки відповідно до вимог ПУЭ та прийняти найбільший.

За умовою механічної міцності мінімальний переріз алюмінієвих проводів повинен становити – 2,5 мм², мідних – 1,5 мм².

Втрата напруги в проводах у відсотках визначається як:

, (2.68)

де – розрахункові активне і реактивне навантаження 1-го рівня електропостачання, кВт і квар;

– активний і реактивний опори проводів, Ом;

– номінальна напруга електричної мережі, кВ.

Активний і реактивний опори проводів обчислюють за формулами:

, (2.69)

, (2.70)

де – активний і реактивний питомі опори кабелю відповідно, Ом/км (наводиться в таблиці В.17 та довідниках);

– довжина проводу, км.

Зварювальні установки працюють у повторно-короткочасному режимі. При цьому тривалість циклу (тривалість робочого часу плюс тривалість паузи) не більше 10 хвилин. Короткочасний струм, приведений до тривалого режиму, визначається:

, (2.71)

де – номінальний струм зварювальної установки при номінальній тривалості включення ТВ = 1, А;

– паспортна тривалість вмикання, в.о (стандартні значення для зварювальних установок 15, 25, 40, 60 %).

Відповідно [4], якщо тривалість робочого періоду не більше 4 хв (40%) від загальної тривалості циклу 10 хв (100%), то за розрахунковий струм, для вибору перерізу провідників за нагріванням, приводиться до тривалого режиму.

Таким чином, переріз проводу або кабелю вибирається за формулою:

. (2.72)

Але слід також урахувати наступні положення ПУЭ [4]:

– для мідних провідників перерізом до 6 мм² та алюмінієвих провідників перерізом до 10 мм² струм приймається як для установок з тривалим режимом;

– для мідних провідників перерізом більшим 6 мм² та алюмінієвих провідників перерізом більшим 10 мм² струм визначається як

. (2.73)

За формулою (2.72) цей струм порівнюється з допустимим.

Для остаточного вибору перерізу проводу необхідно провести всі перевірки відповідно до вимог ПУЭ [4].

2.7 Розрахунок струмів короткого замикання

В даному підрозділі курсового проекту з метою врахування аварійних режимів при обгрунтуванні остаточного вибору шинопроводів, кабелів, комутаційної апаратури та іншого електрообладнання, а також чутливості захисту здійснити розрахунок струмів короткого замикання в мережі напругою до 1 кВ.

Коротким замиканням є будь-яке випадкове (навмисне), не передбачене нормальним режимом роботи, електричне з’єднання різних точок установки між собою або землею, при якому струми в колах електроустановки різко зростають, перевищуючи найбільший допустимий струм тривалого режиму.

В системі трифазного змінного струму можуть відбуватись замикання між трьома фазами – трифазні короткі замикання, між двома фазами – двофазні короткі замикання. Якщо нейтраль електроенергетичної системи з’єднана з землею можливі однофазні короткі замикання. Частіше за все виникають однофазні короткі замикання (60-90% загальної кількості), рідше трифазні короткі замикання (1-7%) [8].55555

Як правило, трифазні короткі замикання створюють в пошкодженому колі найбільші струми, тому під час вибору апаратури в якості розрахункового струму приймають струм трифазного короткого замикання.

Причинами коротких замикань можуть бути: механічні пошкодження ізоляції, пошкодження фарфорових ізоляторів; падіння опор повітряних ліній; старіння (зношення) ізоляції; зволоження ізоляції; перекриття між фазами внаслідок атмосферних перенапруг. Коротке замикання може виникнути при неправильних оперативних перемиканнях, наприклад при відключенні навантаженої лінії розчеплювачем, коли виникаюча дуга перекриває ізоляцію між фазами. Розрізняють стійкі короткі замикання, умови виникнення яких зберігаються під час безструмової паузи комутаційного апарату, та нестійкі, які самоліквідуються під час безструмової паузи комутаційного апарату, тобто після зняття напруги.

Наслідками коротких замикань є різке збільшення струму в короткозамкненому колі та зниження напруги в окремих точках системи. Дуга, яка виникає в місці короткого замикання, призводить до повної або часткової руйнації машин, апаратів та інших пристроїв. Збільшення струму в сусідніх з місцем короткого замикання колах електроустановки, створює істотний механічний вплив на струмопровідні частини та ізолятори, на обмотки електричних машин. Проходження великих струмів викликає підвищений нагрів струмопровідних частин та ізоляції, що може призвести до пожежі і буде причиною подальшого розвитку аварії.

Зниження напруги призводить до порушення нормальної роботи механізмів, при напрузі нижче 70% номінальної електродвигуни гальмуються, робота механізмів припиняється. Щоб запобігти цьому, необхідно:

а) визначити величину струмів короткого замикання;

б) перевірити допустимість цих струмів для вибраних електричних апаратів та струмопровідних частин (якщо струми виявляються більші за допустимі, необхідно вибрати елемент, що має більшу стійкість або обмежити струми шляхом збільшення індуктивного опору ланцюга);

в) розрахувати захист для селективного вимикання пошкодженої ділянки.

Відповідно до вимог ПУЭ щодо режиму короткого замикання на стійкість до впливу струмів короткого замикання в електроустановках до 1 кВ повинні перевірятись розподільні щити, струмопроводи та силові шафи.

Для вибору і перевірки стійкості електроапаратів і струмопровідних частин до струмів короткого замикання розрахунку підлягають:

– найбільше початкове діюче значення періодичної складової струму трифазного короткого замикання ;

– ударний струм трифазного короткого замикання.

При виборі і перевірці апаратури щодо її стійкості до струмів короткого замикання розрахунковим вважається максимальний режим, за якого струми короткого замикання мають максимальні значення.

При розв’язанні завдань захисту розрахункові умови залежать від двох цілей розрахунку: вибір параметрів спрацювання захистів; перевірка чутливості.

Для перевірки чутливості розрахункові умови відповідають найменшим значенням струмів короткого замикання в місці встановлення захисту (мінімальний режим роботи живильної енергосистеми, найбільша кількість послідовно ввімкнених елементів між джерелами генерації і точкою короткого замикання).

Для цілей вибору параметрів спрацьовування захисту визначають найбільші та для перевірки чутливості найменші значення періодичної складової струму в місці короткого замикання в елементах мережі, яка проектується.

Розрахунок здійснюється для початкового моменту часу короткого замикання.

Розрахунковим видом короткого замикання є:

– при виборі електроапаратури і провідників за їх стійкістю до дії струмів короткого замикання – трифазне коротке замикання;

– при виборі захисту – трьох-, двох- і однофазні короткі замикання.

В даному курсовому проекті релейний захист не розраховують. Струми короткого замикання визначаються тільки для одного ступеня напруги до 1 кВ в іменованих одиницях. В розрахункових формулах приймаються наступні розмірності величин: напруга – В, опір – мОм (1 мОм = 10^-3 Ом).

Струми короткого замикання в електричних мережах напругою до 1 кВ впливають на вибір перерізу проводів і жил кабелів, конструкції струмопроводів, характеристики комутаційних та захисних апаратів. З метою забезпечення раціонального проектування внутрішньоцехового електропостачання необхідно виконати достовірний розрахунок струмів короткого замикання згідно загальній методиці визначеній у ГОСТ 28249-89 «Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ» [11] та «Руководящие материалы по расчету токов короткого замыкания и выбору електрооборудования» [12].

Для вибору апаратури і захистів, перевірки селективності їх дії визначають максимальний струм трифазного металевого короткого замикання, в цьому випадку перехідні опори дуги не враховують. Для перевірки чутливості захистів знаходять мінімальний струм короткого замикання; при цьому враховують всі перехідні опори контактів (рубильників, автоматів, уставних контактів, болтових з’єднань) і опір дуги в місці пошкодження шляхом введення в схему заміщення активного опору.

При розрахунках струмів короткого замикання в електроустановках змінного струму напругою до 1 кВ допускається:

1) застосовувати спрощені методі розрахунків, якщо похибка не вище 10 %;

2) максимально спрощувати та еквівалентувати всю зовнішню мережу до місця короткого замикання, індивідуально враховувати лише автономні джерела та електродвигуни, які безпосередньо приєднані до місця короткого замикання;

3) не враховувати струми намагнічування трансформаторів;

4) не враховувати насичення магнітних систем електричних машин;

5) приймати коефіціенти трансформації трансформаторів, що дорівнюють відношенню середніх напруг ступенів мережі, які зв’язують трансформатори;

6) не враховувати синхронні та асинхронні двигуни і комплексне навантаження, якщо їх сумарний номінальний струм не перевищує 1,0% від початкового діючого значення періодичної складової струму трифазного короткого замикання без урахування підживлення від електродвигунів або комплексного навантаження.

До особливостей розрахунку струмів короткого замикання в електричних мережах напругою до 1 кВ можна віднести:

– початкове діюче значення періодичної складової струму трифазного короткого замикання можна вважати незмінним ;

– активні опори елементів ланцюга короткого замикання мають суттєве значення і можуть навіть перевершувати реактивні.

Методика розрахунку початкового діючого значення періодичної складової струму короткого замикання залежить від способу електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела живлення.

Для розрахунку струмів короткого замикання необхідно скласти розрахункову схему, яка відповідає нормальному режиму роботи системи електропостачання при паралельному включенні всіх джерел живлення. За розрахунковою схемою складають схему заміщення, на якій всі магнітозв’язані електричні мережі заміняють еквівалентним електрично зв’язаним ланцюгом. До схеми заміщення вводяться всі джерела, які живлять місце короткого замикання, та всі опори, по яким проходить розрахунковий струм короткого замикання. При складанні схеми доцільно записувати опори у вигляді дробу: в чисельнику вказується порядковий номер елементу, в знаменнику – величина опору.

В схемі заміщення обирають імовірні точки для розрахунку струмів короткого замикання. Як правило, розрахунковими точками є виводи вищої напруги понижуючих трансформаторів, ділянки між виводами нижчої напруги трансформаторів та реакторами, збірні шини розподільних пристроїв, виводи вимикачів відходящих ліній, а також виводи електроприймачів. Розрахункова точка трифазного короткого замикання в мережі 6-10 кВ – на шинах вторинної напруги головної понижувальної підстанції. Розрахункова точка трифазного короткого замикання в мережі до 1 кВ – безпосередньо за автоматичним вимикачем трансформатора. Точки короткого замикання нумеруються від джерела живлення.

Схема мережі містить один або декілька ступенів трансформації. Для еквівалентної схеми заміщення обирається основний (базовий) ступінь трансформації і всі величини інших ступенів приводяться до напруги основного ступеня.

Для визначення струмів короткого замикання використовують співвідношення.

Струм трифазного короткого замикання, кА:

, (2.74)

де – лінійна напруга в точці короткого замикання, кВ;

– повний опір до точки короткого замикання, Ом.

Струм двофазного короткого замикання, кА:

. (2.75)

Струм однофазного короткого замикання, кА:

, (2.76)

де – фазна напруга в точці короткого замикання, кВ;

– повний опір петлі «фаза-нуль» до точки короткого замикання, Ом;

– повний опір трансформатора однофазному короткому замиканню, Ом.

Ударний струм, кА:

, (2.77)

де – ударний коефіціент, який визначається за графіком В.28.

Діюча величина ударного струму, кА:

(2.78)

де – коефіціент діючого значення ударного струму

(2.79)

Опори схеми заміщення визначаються наступним чином.

Для силових трансформаторів активні, реактивні та повні опори визначаються по таблиці В.29 або розрахунково:

(2.80)

, (2.81)

, (2.82)

де – втрати потужності короткого замикання, кВт;

– напруга короткого замикання, %;

– лінійна напруга трансформатора на низькій стороні, кВ;

– повна потужність трансформатора, кВА.

Для трансформаторів струму опори визначаються за даними, наведенеми в таблиці В.30.

Для комутаційних і захисних апаратів опори визначаються по таблиці В.31. Опори залежать від апарату. Опір запобіжників не враховується, а для рубильників враховується тільки перехідний опір контактів.

Для ступенів розподілу електроенергії опори визначаються по таблиці В.32.

Для ліній електропостачання за співвідношеннями:

(2.83)

де – питомі активний і індуктивний опори, мОм/м;

– довжина лінії, м.

Питомі опори для обчислення трифазних та двофазних струмів короткого замикання визначаються за таблицями В.33 – В.35.

За відсутності даних можно визначити розрахунковим шляхом:

, (2.84)

де S – переріз провідника, мм²;

 – питома провідність матеріалу, м/(Оммм²).

Приймається:

 = 30 м/(Оммм²) – для алюмінію;

 = 50 м/(Оммм²) – для міді;

 = 10 м/(Оммм²) – для сталі.

За відсутності даних можно прийняти:

= 0,4 мОм/м – для повітряних ліній;

= 0,06 мОм/м – для кабельних ліній;

= 0,09 мОм/м – для проводів;

= 0,15 мОм/м – для шинопроводів.

При розрахунках однофазних струмів короткого замикання питомі індуктивні опори петлі «фаза-нуль» приймаються:

= 0,6 для повітряних ліній до 1 кВ;

= 0,15 мОм/м – для кабельних ліній до 1 кВ та проводів в трубах;

= 0,4 мОм/м – для ізольованих відкрито прокладених проводів;

=0,2 мОм/м – для шинопроводів.

Питомий активний опір петлі «фаза-нуль» для будь-яких ліній визначається як:

(2.85)

Для нерухомих контактних з’єднань опори визначаються за таблицею В.36.

В розрахунках можно використовувати наступні значення :

= 1,2 – при короткому замиканні на шинах низької напруги трансформаторів потужністю до 400 кВА;

= 1,3 – при короткому замиканні на шинах низької напруги трансформаторів потужністю більше 400 кВА;

= 1 – при більш віддалених точках;

= 1,8 – при коротких замиканнях в мережах високої напруги, де активний опір суттєво не впливає.

Опори елементів на високій напрузі приводяться до низької по формулам:

, (2.86)

де – опори, приведені до низької напруги, мОм;

– опори на високій напрузі, мОм;

– напруги низька та висока, кВ.

На величину струму короткого замикання в мережі до 1 кВ можуть впливати асинхронні двигуни потужністю більше 100 кВт, якщо вони підключені поблизу місця короткого замикання. Пояснюється це тим, що при короткому замиканні різко знижується напруга, а асинхронний двигун, обертаючись по інерції, генерує струм в місці короткого замикання. Даний струм швидко затухає, а тому враховується в початковий момент при визначенні періодичної складової та ударного струму.

, (2.87)

де – номінальний струм одночасно працюючих асинхронних двигунів.

Результати розрахунків заносяться до зведеної таблиці 2.3.

Таблиця 2.3 – Результати розрахунків струмів короткого замикання

Точка КЗ	, мОм	, мОм	, мОм				, кА	, кА	, кА	, мОм	, кА
К1
К2
К3

2.8 Вибір основного електроустаткування в мережі напругою до 1 кВ

В даному підрозділі курсового проекту необхідно здійснити вибір комутаційних і захисних електроапаратів: в шафі вводу цехової трансформаторної підстанції (ЦТП), а для двотрансформаторної підстанції також і в секційній шафі; в лінійних шафах ЦТП, а також для розподільної мережі напругою до 1 кВ.

Розподільні пристрої низької напруги комплектних трансформаторних підстанцій (КТП) складаються з набору стандартних силових шаф: шафа низьковольтна ввідна (ШНВ), шафа низьковольтна лінійна (ШНЛ), а також шафа низьковольтна секційна (ШНС) для двотрансформаторної КТП. У ШНВ обов’язково є автомат вводу та лінійні автомати, а в ШНС – секційний автомат і лінійні автомати. В ШНЛ для відгалужувальних ліній встановлюють лінійні автомати або блоки «запобіжник-вимикач» (БЗВ) на КТП з потужністю до 630 кВА. Крім того, в шафах встановлюють трансформатори струму, вимірювальні прилади. Тому шафи розподільного пристрою низької напруги вибирають з номенклатури тих типів, якими комплектується комплектна трансформаторна підстанція.

При виборі електричних апаратів необхідно врахувати:

1) вибирають тип шаф розподільного пристрою низької напруги цехової трансформаторної підстанції та пункту розподілу електроенергії, фіксують наявні в них електричні апарати, а потім їх вибирають;

2) якщо параметри електричних апаратів не задовільняють вимогам, то придатний електричний апарат необхідно вибирати з номенклатури того самого типу шаф розподільного пристрою низької напруги або розглядати іншу серію, якщо в даній серії відсутні електричні апарати з необхідними параметрами;

3) всі електричні апарати силового ланцюга в межах однієї шафи або ШМА, ШРА, СРШ мають однакову пропускну спроможність і розраховані на визначену стійкість, тому в першу чергу слід ознайомитись з характеристиками самої шафи, ШМА, ШРА, СРШ (наприклад, номінальний струм, наскрізний струм короткого замикання електродинамічної і термічної стійкості та ін.).

В комплектних трансформаторних підстанціях з номінальною потужністю трансформаторів 630, 1000 кВА в ШНВ встановлюють автомати вводу номінальною напругою 0,66 кВ типу ВА серії 55 та номінальними струмами 1000 А або 1600 А (таблиці В.37, В.38) та два лінійні автомати на номінальний струм 630 А; в ШНЛ встановлюють автомати типу ВА серії 51, 52, 53, 55 номінальною напругою 0,66 кВ і номінальними струмами 250 і 630 А (таблиці В.39, В.40).

В комплектних трансформаторних підстанціях іншої серії з номінальною потужністю трансформаторів від 630 до 2500 кВА в ШНВ і ШНС (таблиця В.41) встановлюють автомати напругою 0,66 кВ типу «Электрон» (таблиця В.42) і номінальними струмами 1600 А (Э16), 2500 А (Э25), 4000 А (Э40), а в ШНЛ автомати Э06 з номінальним струмом 630 А (таблиця В.43) та автомати типів А3720, А3730Ф, А3790, А3794Б, А3794С.

В комплектних трансформаторних підстанціях з номінальною потужністю трансформаторів від 630 кВА й менше встановлюють для відгалужувальних ліній БЗВ (БЗВ-2 з номінальним струмом запобіжника 250 А та БЗВ-4 з номінальним струмом запобіжника 400 А) або рубильник з запобіжником.

Силові розподільні шафи ПР8501 напругою до 0,66 кВ змінного струму частотою до 60 Гц при номінальному струмі на вводі 630 А випускаються без вимикача і з вимикачами на вводі типу ВА51-39, ВА55-39, ВА56-39 (таблиця В.44). Для відгалужувальних ліній встановлені автомати типу ВА51-31 з розчеплювачами на струми від 16 до 100 А або ВА51-35 з розчеплювачами на струми від 100 до 250 А.

В силових розподільних шафах типу ШР11 (таблиця В.45) на вводі встановлений рубильник Р18-353 на номінальний струм 250 А або Р18-373 на номінальний струм 400 А, а для відгалужувальних ліній встановлені запобіжники типу НПН2 (номінальний струм 60 А) і ПН2 (номінальні струми 100 і 250 А).

Шини розподільних шаф ПР8501 стійкі до наскрізних струмів короткого замикання до 50 кА, а розподільних шаф ШР11 – до 25 кА.

Відгалужувальні коробки ШМА комплектуються автоматами, ШРА – автоматами або запобіжниками.

На даний час в силових низьковольтних шафах та силових розподільних шафах найпоширеніший автомат типу ВАХХ-YY, який має розшифровку:

ВА – вимикач автоматичний;

ХХ – номер уніфікованої серії;

51 – неструмообмежувальні з електромагнітними й тепловими розчеплювачами або тільки з електромагнітними розчеплювачами;

52 – струмообмежувальні з електромагнітними і тепловими розчеплювачами чи тільки з електромагнітними розчеплювачами;

53 – струмообмежувальні неселективні з напівпровідниковими й електромагнітними розчеплювачами;

54 – струмообмежувальні з високою комутаційною здатністю з напівпровідниковими й електромагнітними розчеплювачами;

55 – селективні з напівпровідниковими розчеплювачами;

56 – без максимальних розчеплювачів;

75 – селективні з напівпровідниковими розчеплювачами;

YY – умовні позначення номінального струму: 25 – 25 А, 29 – 63 А, 30 – 80 А, 31 – 100 А, 32 – 125 А, 33 – 160 А, 35 – 250 А, 37 – 400 А, 39 – 630 А, 41 – 1000 А, 43 – 1600 А, 45 – 2500 А, 47 – 4000 А.

Автомати нової серії ВА88 (таблиця В.46) відрізняються винятково компактними розмірами, універсальністю в застосуванні, міцністю, простотою установки й передовою технологією. Вони призначені для проведення струму в нормальному режимі та вимикання струму в разі короткого замикання, перевантажень, неприпустимих знижень напруги, а також допускають до 30 вмикань та вимикань електричних ланцюгів за добу й розраховані для експлуатації в електричних установках з номінальною робочою напругою до 400 В змінного струму частотою 50 Гц.

Мікропроцесорний розчеплювач, який використовується в автоматі ВА88-43, забезпечує точність та надійність, а також можливість оперативного настроюваня в процесі експлуатації.

За способом установки автомати серії ВА88 можуть бути стаціонарного, втичного та висувного виконання, за способом приєднання – переднього або заднього приєднання.

Технічні дані автоматів наведені в таблицях В.38, В.40, В.41, В.46-В.49, запобіжників в таблицях В.50 і В.51 та іншій довідковій літературі [5, 8, 13, 14].

Вибір і перевірка всіх електричних апаратів напругою до і понад 1 кВ мають відповідати наступним умовам:

1) міцності ізоляції для роботи в тривалому режимі та при короткочасних напругах

(2.88)

де – номінальні напруги електроапарату та електричної мережі, в якій застосовується даний апарат;

2) допустимого нагрівання струмами в тривалому режимі

(2.89)

де – номінальний струм електроапарата і струм форсованого режиму, тобто тривалий максимальний робочий струм, який може через нього протікати;

3) відповідності навколишньому середовищу (нормальне, пожежонебезпечне, вибухонебезпечне та ін.), роду установки (внутрішня, зовнішня) і конструктивному виконанню (висувна, стаціонарна) та ін.;

4) параметрам основної функціональної характеристики: комутаційні електроапарати – номінальний струм вимикання (вмикання) при короткому замиканні (комутаційна здатність), електроапарати захисту – номінальний струм плавкої вставки запобіжника або розчеплювача автомата.

Перевірку вибраних електричних апаратів проводять за їх стійкістю та працездатністю при наскрізних струмах короткого замикання. Повинні виконуватись наступні умови:

5) струм електродинамічної стійкості електроапарата

(2.90)

де – розрахунковий ударний струм;

6) допустимий струм термічної стійкості апарата , за допустимий час термічної стійкості

, (2.91)

де – розрахункові параметри струму короткого замикання да дійсного часу вимикання короткого замикання.

Умови вибору за пунктами 1, 2 та 3 однакові для всіх електричних апаратів. Особливості вибору за пунктом 4 та перевірки за пунктами 5 і 6 для різних апаратів наведени нижче.

В електричні мережі напругою до 1 кВ вибір комутаційної апаратури, апаратури захисту і перерізу провідників взаємопов'язаний.

Для захисту електричних мереж застосовують автоматичні повітряні вимикачі (автомати) і плавкі запобіжники.

ПУЕ регламентує в електроустановках до 1 кВ за режимом короткого замикання перевіряти лише розподільні щити, струмопроводи і силові шафи.

Струмообмежувальні запобіжники та автомати, а також автомати, у яких струм вимикання перевищує найбільше можливе значення струму короткого замикання, не вимагають перевірки їх стійкості до наскрізних струмів короткого замикання (на електродинамічну стійкість).

Типи автоматів та запобіжників не вибирають, бо вони є елементами шаф розподільного пристрою низької напруги трансформаторної підстанції, силових розподільних шин, силових пунктів та збірок, шинопроводів, тому для автоматів вибирають номінальний струм автомата та розчеплювачів, струми спрацювання розчеплювачів, а для запобіжників – номінальні струми патрону і плавкої вставки.

Вибір автоматів та запобіжників зумовлений місцем їх встановлення в схемі електропостачання.

Автоматичний повітряний вимикач (автомат) – це комутаційний апарат, призначений для автоматичного розмикання електричних ланцюгів при ненормальних режимах (струмах короткого замикання) або перевантаження) та нечастих вмиканнях і розмиканнях в нормальних режимах роботи.

Для виконання захисних функцій в автоматах застосовуються розчеплювачі: тільки теплові або тільки електромагнітні, комбіновані (тапловий та електромагнітний), напівпровідникові, мікропроцесорні. Теплові розчеплювачі здійснюють захист від струмів перевантаження, електромагнітні – від струмів короткого замикання. Напівпровідниковий розчеплювач має канал захисту в зоні струмів перевантаження, який видає команду на вимкнення автомату з витримкою часу, а канал захисту в зоні короткого замикання спрацьовує з витримкою часу, яка не залежить від струму, і вихідний сигнал діє на котушку незалежного розчеплювача, що викликає спрацювання автомата. Напівпровідникові розчеплювачі мають кращі характеристики за швидкодією, чутливістю, селектривністю та надійністю.

Автомати мають нерегульовані та регульовані розчеплювачі. В нерегульованих розчеплювачах уставки відрегульовані на заводі-виготовлювачі. У регульованих розчеплювачів уставки регулюють шляхом впливу на механічну систему автомата або на спеціальний пристрій, який змінює час спрацьовування автомата.

Номінальна напруга автомата – це вказана в паспорті напруга, яка відповідає напрузі мережі, де цей автомат може працювати.

Номінальний струм автомата – це найбільший струм, при протіканні якого автомат працює протягом тривалого часу без ушкоджень.

Номінальний струм розчеплювача автомата – це струм, при протіканні якого протягом тривалого часу не відбувається спрацювання розчеплювача.

Струм уставки розчеплювача – це найменший струм, при протіканні якого розчеплювач спрацьовує.

Для пояснення вибору автоматів в характерних місцях схеми внутрішньоцехового електропостачання наведений рисунок 2.1.

Рисунок 2.1 – Схема для вибору автоматів

в характерних місцях внутрішньоцехового електропостачання

Вибір автоматів QF1, QF2, QF3, полягає в дотриманні умов за пунктами 1-2.

Номінальна напруга цих автоматів вибирається як

(2.92)

Номінальний струм автоматів та номінальні струми розчеплювачів не повинні бути меншими за струм форсованого режиму

(2.93)

(2.94)

У формулах (2.93) і (2.84) беруться найближчі значення номінальних струмів автоматів і розчеплювачів.

Автомати зазвичай мають декілька номінальних струмів розчеплювача. Найбільше значення номінального струму розчеплювача дорівнює номінальному струму автомата, тому

(2.95)

Струм форсованого режиму визначається за формулою

(2.96)

де – коефіціент резервування;

– розрахунковий струм (вибирається залежно від місця розташування автомата в схемі електропостачання.

Стум форсованого режиму дорівнює: для автомата вводу QF1 двотрансформаторної підстанції 1,4 , для однотрансформаторної підстанції – струму систематичного перевантаження або 1,4 при резервуванні шинною перемичкою між кінцями двох ШМА при схемі БТМ, або 1,3 при резервуванні кабельною перемичкою між найближчими сусідніми підстанціями; для лінійного автомата QF2 – розрахунковому струму 2-го рівня електропостачання ; для автомата QF3 до окремого електроприймача – розрахунковому струму 1-го рівня електропостачання (при його номінальному струму ).

Уставка струму спрацювання від перевантаження (уставка струму теплового розчеплювача ) вибирається за умови

(2.97)

де К – коефіціент, який приймається 1,1 для автомата вводу QF1 і для автомата QF2, 1,25 – для автомата QF3 або 1,0 на лініях до силових електроприймачів, які не мають в своєму складі електродвигунів.

У формулі (2.97) для автомата вводу QF1 як розрахунковий струм приймається струм форсованого режиму трансформатора ; для автомата QF2 – розрахунковий струм 2-го рівня електропостачання ; для автомата QF3 – розрахунковий струм 1-го рівня електропостачання одного електроприймача (номінальний струм електроприймача при ).

В лініях з лампами ДРЛ (ДРІ) за умов кратності пускового струму 2,25-3,00 та його тривалості 60-90 с уставка струму спрацьовування від перевантаження (уставка струму теплового розчеплювача) вибирається так:

(2.98)

де – розрахунковий струм лінії освітлення, А.

Для ламп розжарювання і люмінісцентних ламп низького тиску уставка струму спрацьовування від перевантаження (уставка струму теплового розчеплювача):

(2.99)

Для люмінісцентних ламп низького тиску пускові струми не враховуються, бо їх ьривалість становить 6-8 с, і за цей час окремі лампи мають різночасне вмикання. Лампи розжарювання мають пускові струми до 6 номінальних струмів, але їх тривалість всього декілька мілісекунд.

Автомати не повинні вимикати ділянки, які захищають, при короткочасних перевантаженнях (пускові струми, пікові струми та ін.).

Для автомата вводу QF1 спрацьовування відсічки розчеплювача миттєвої дії:

, (2.100)

де – номінальний струм трансформатора на стороні низької напруги.

У формулі (2.100) більші кратності приймаються для трансформаторів з малою номінальною потужністю ( = 400 кВА і менше), які мають більші опори та відповідно менші струми короткого замикання.

Умова перевірки захисту від пікових струмів для групи електроприймачів (автомат QF2) і від пускових струмів для одного електроприймача (автомат QF3) полягає у виборі уставки спрацьовування відсічки розчеплювача миттєвої дії (уставки струму електромагнітного розчеплювача )

(2.101)

(2.102)

В лініях з комплектними конденсаторними установками (ККУ) струм спрацьовування відсічки (електромагнітного розчеплювача) вибирається як

, (2.103)

де – номінальний струм ККУ, який обчислюється за формулою (4.13).

Як комутаційний апарат автомати перевіряють щодо здатності вимикання

, (2.104)

де – номінальний струм вимикання автомата при нормованих умовах;

– початкове діюче значення періодичної складової струму трифазного короткого замикання, до того ж для автоматів вводу й секційних автоматів цей струм визначають для металевого короткого замикання без перехідних опорів, а для інших автоматів (QF2 і QF3) – з урахуванням опору контактів.

Відповідно до функціонального призначення з метою забезпечення чутливості захисту (надійного його спрацьовування) мінімальний струм короткого замикання (зазвичай це струм однофазного короткого замикання в найбільш віддаленій точці лінії, яка захищається) має перевищувати уставки розчеплювачів залежно від їх типів у наступних співвідношеннях:

– для розчеплювачів миттєвої дії з номінальним струмом більше 100 А

(2.105)

при струмі до 100 А включно

, (2.106)

– для розчеплювача уповільненої дії

(2.107)

Вибірковість дії послідовно встановлених автоматів забезпечується за умови, що їх захисні характеристики на карті селективності не повинні перетинатись, до того ж уставки струму розчеплювачів уповільненої й миттєвої дії в автомата, розташованого ближче до електроприймача, мають бути в 1,5 рази менші, ніж у більш віддаленого автомата.

Результати вибору автоматів подаються у вигляді таблиць.

Таблиця 2.4 – Каталожні та розрахункові дані автомата вводу

Умови вибору	Каталожні дані автомата типу …….	Розрахункові дані
За номінальною напругою
За номінальним струмом автомата
За номінальним струмом розчеплювача
За номінальним струмом автомата та його розчеплювачів
За номінальним струмом теплового розчеплювача
За умовою відстройки від пікових струмів
За номінальним струмом вимикання автомата
За умовою чутливості

Таблиця 2.5 – Каталожні та розрахункові дані лінійного автомату

Умови вибору	Каталожні дані автомата типу …….	Розрахункові дані
За номінальною напругою
За номінальним струмом автомата
За номінальним струмом теплового розчеплювача
За номінальним струмом автомата та його розчеплювачів
За струмом уставки теплового розчеплювача
За умовою відстройки від пікових струмів
За номінальним струмом вимикання автомата
За умовою чутливості

Результати вибору автоматів для окремих електроприймачів (електродвигунів) подаються наступним чином: для одного – в розгорнутому вигляді (таблиця 2.6), для всіх інших – зводяться в таблицю 2.7.

Таблиця 2.6 – Каталожні та розрахункові дані автомату електродвигуна

Умови вибору	Каталожні дані автомата типу …….	Розрахункові дані
За номінальною напругою
За номінальним струмом автомата
За номінальним струмом теплового розчеплювача
За номінальним струмом автомата та його розчеплювачів
За струмом уставки теплового розчеплювача
За умовою відстройки від пускових струмів
За номінальним струмом вимикання автомата
За умовою чутливості

Таблиця 2.7 – Результати вибору автоматів

Розподільна лінія	Тип автомата	, В	, А	, А	, А	, А	, А
до електроприймача № …..
…….
до електроприймача № …..

Запобіжник – це комутаційний апарат, призначений для автоматичного однократного вимикання електричного ланцюга при струмах короткого замикання або перевантаженнях, але в основному запобіжники застосовуються для захисту від струмів короткого замикання. Запобіжники є найпростішими апаратами струмового захисту, дія яких основана на руйнуванні плавкої вставки.

Розрізняють номінальний струм запобіжника та номінальний струм плавкої вставки, які вказуються на корпусі запобіжника і на плавкій вставці.

Номінальний струм запобіжника ( ) – це набільший струм, на який розраховані його струмовідні частини (патрон, контактні стійки). Цей струм дорівнює найбільшому із номінальних струмів плавких вставок, які встановлюються в даному запобіжнику. Номінальний струм плавкої вставки ( ) – це найбільший струм, при якому виготовлювачем гарантується робота плавкої вставки без розплавлювання невизначений час, але досить значний. Плавка вставка не повинна розплавлятись протягом однієї години при струмі (1,3-1,5) і повинна розплавлятись при струмі (1,5-2,0) .

Використовують плавкі вставки з малою тепловою інерцією (безінерційні) та з великою тепловою інерцією (інерційні). Частіше застосовують безінерційні вставки, які здійснюють швидкодіючий захист, але чутливі до струмових перевантажень.

Для пояснення вибору запобіжників в характериних місцях схеми електропостачання наведений рисунок 2.2.

Рисунок 2.2 – Схема вибору запобіжників

в характерних місцях внутрішньоцехового електропостачання.

Номінальна напруга запобіжників F1 і F2 вибирається за умови відповідності номінальної напруги запобіжника номінальній напрузі мережі і вибирається як

(2.108)

Плавка вставка не повинна перегорати при струмі форсованого режиму, а також при експлуатаційних струмах пуску електродвигунів, вмикання трансформаторів, конденсаторних батарей та ін. Відповідно до цих режимів номінальний струм плавкої вставки вибирають як більший з них.

Для першої умови вибір номінального струму плавкої вставки запобіжників виконується за нагріванням в тривалому режимі умовою

(2.109)

Відповідно до другої умови номінальний струм плавкої вставки має бути таким, щоб за час дії пікового струму струм плавлення вставки за її часострумовою характеристикою перевищував піковий струм не менше ніж в два рази, тобто

(2.110)

Вибрати номінальний струм плавкої вставки можна без розгляду часострумової характеристики, але з обов’язковим дотриманням наступних умов:

для захисту лінії, яка живить групу електродвигунів (запобіжник F1)

(2.111)

для захисту одиночного електродвигуна (запобіжник F2)

(2.112)

де К – коефіціент, який при рідких пусках або тривалості пуску не більше 2,5 с (електродвигуни металорізальних верстатів, вентиляторів) К = 2,5; при частих пусках або при тривалості пуску більше 2,5 с (електродвигуни кранів та ін.) К = 1,6;

Для захисту лінії з конденсаторною установкою

(2.113)

де К – коефіціент, який враховує кидок струму при вмиканні ККУ (К = 1,6).

Номінальний струм плавкої вставки запобіжника для захисту відгалуження до зварювального апарата при перерізі більше 10 мм² вибирають за формулою:

, (2.114)

де – номінальний струм зварювального трансформатора при номінальній тривалості вмикання, А.

Для захисту ліній з лампами розжарювання і люмінісцентними низького тиску:

. (2.115)

Для ліній з лампами ДРЛ (ДРІ):

. (2.116)

За наведених умов (2.109), (2.111) і (2.112) вибирають більше значення, і за ним для забезпечення чутливого та селективного захисту визначають мінімально можливий струм плавкої вставки. Оскільки в патрон запобіжника не може бути встановлена плавка вставка на більший струм, ніж номінальний струм патрона запобіжника , то повинна виконуватись умова:

. (2.117)

Запобіжники НПН2 і ПН2 з малою тепловою інерцією (безінерційні) мають струмообмежувальну дію – значення струму короткого замикання не досягає максимально очікуваного розрахункового значення, тому на стійкість наскрізним струмам короткого замикання за пунктами 5 і 6 їх перевіряти не треба.

Відповідно до пункту 4 перевіряється умова здатності вимикання, в якій номінальний струм вимикання не повинен бути меншим за початкове діюче значення періодичної складової струму короткого замикання (згасання не враховують)

. (2.118)

Для надійного захисту електричного ланцюга запобіжником мінімальний струм короткого замикання має перевищувати не менш ніж у три рази номінальний струм плавкої вставки

. (2.119)

Якщо електрична мережа має декілька ступенів розподілу електроенергії, то кожен ступінь захисту, який лежить вище, має, за можливості, слугувати резервом для найближчого нижчого ступеня, для чого з метою селективності витримка часу має бути в декілька разів більшою.

Умова селективності має вигляд:

, (2.120)

де і – час плавлення більшої і меншої вставок при струмі короткого замикання за часострумовими характеристиками розглянутої серії запобіжників.

Плавка вставка інерційних запобіжників, які нині застосовуються рідко, виконується зі сплавів з великою теплоємністю, тому номінальний струм плавкої вставки незалежно від характеру навантаження, яке приєднане до лінії, яка захищається, вибирають за розрахунковим струмом, бо плавка вставка не перегоряє навіть при великих пускових струмах:

(2.121)

Результати вибору запобіжників, які захищають живильні лінії, подаються: для одного – в розгорнуто (таблиця 2.8), для всіх інших – зводяться в таблицю 2.9.

Таблиця 2.8 – Каталожні та розрахункові дані лінійних запобіжників

Умови вибору	Каталожні дані запобіжника типу …….	Розрахункові дані
За номінальною напругою запобіжника
За номінальним струмом запобіжника
За номінальним струмом плавкої вставки
За номінальним струмом запобіжника та його плавкою вставкою
За номінальним струмом вимикання запобіжника
За умовою чутливості

Таблиця 2.9 – Зведені дані лінійних запобіжників

Живильна лінія	Тип запобіжника	, В	, А	, А	, кА
до …….
…….
до ……

Результати вибіру запобіжників, для окремих електроприймачів, подаються: для одного – в розгорнуто (таблиця 2.10), для всіх інших – зводяться в таблицю 2.11.

Таблиця 2.10 – Каталожні та розрахункові дані запобіжників

Умови вибору	Каталожні дані запобіжника типу …….	Розрахункові дані
За номінальною напругою запобіжника
За номінальним струмом запобіжника
За номінальним струмом плавкої вставки
За номінальним струмом запобіжника та його плавкою вставкою
За номінальним струмом вимикання запобіжника
За умовою чутливості

Таблиця 2.11 – Зведені дані запобіжників, які захищають окремі електроприймачі

Розподільна лінія	Тип запобіжника	, В	, А	, А	, кА
до електроприймача № …..
…….
до електроприймача № …..

Рубильник – це неавтоматичний вимикач з ручним приводом для вмикання і вимикання електричних мереж напругою до 1 кВ, який одночасно забезпечує створення видимого розриву ланцюга для безпечного проведення ремонтних робіт.

Нині замість рубильників застосовують вимикачі навантаження, які виконують функцій оперативних комутацій та гарантованого розриву. Поняття гарантованого розриву введене замість поняття видимого розриву, створення якого в просторово обмежених умовах розподільних пристроїв низької напруги є небезпечним, тому від застосування рубильників відмовляються, але вони ще застосовуються.

Результати вибору рубильників подаються у вигляді таблиць, окремо для кожного типу рубильника.

Таблиця 2.12 – Каталожні та розрахункові дані рубильника

Умови вибору	Каталожні дані рубильника типу …….	Розрахункові дані
За номінальною напругою рубильника
За номінальним струмом рубильника
За струмом електродинамічної стійкості
За термічною стійкістю

Переріз кабелів і проводів, які вибирались за нагріванням за допустимим тривалим струмом з урахуванням умов прокладання та відхилення параметрів навколишнього середовища від стандартних умов , перевіряють за умовою узгодження відповідності вибраним апаратам захисту за формулою:

, (2.122)

де – нормована ПУЕ кратність допустимого струмового навантаження на провідники щодо параметрів захисних апаратів (визначається з таблиці В.53 залежно від прийнятого виду захисту, вимог до захисту електричної мережі, характеру мережі, ізоляції кабелів і проводів та вимог до їх прокладення);

– струм апарата захисту.

Це співвідношення в електричних мережах, які захищаються від струмів перевантаження, часто є вирішальним при виборі перерізу провідників.

Згідно з ПУЕ для електричних мереж, які обов’язково повинні мати захист від перевантаження, умови узгодження наступні:

а) для запобіжників та автоматів тільки з розчеплювачами миттєвої дії для проводів з резиновою та аналогічною за тепловими характеристиками ізоляцією у вибухо-пожежонебезпечних приміщеннях, житлових, торгівельних приміщеннях та приміщеннях інших цивільних споруд:

(2.123)

(2.124)

де – струм уставки (спрацьовування) електромагнітного розчеплювача миттєвої дії (відсічка);

б) для запобіжників та автоматів тільки з розчеплювачами з нерегульованою обернено залежною від струму характеристикою (незалежно від наявності відсічки) для провідників всіх марок:

(2.125)

(2.126)

в) для автоматів з тепловим розчеплювачем з нерегульованою обернено залежною від струму характеристикою (незалежно від наявності відсічки) для провідників всіх марок:

(2.127)

де – номінальний струм нерегульованого теплового розчеплювача;

г) для автоматів з регульованою обернено залежною від струму характеристикою для проводів з резиновою та аналогічною за тепловими характеристиками ізоляцією:

(2.128)

для кабелів з паперовою ізоляцією:

(2.129)

де – струм зрушування регульованого теплового озчеплювача, який приймається в 1,3 рази більшим за струм уставки теплового розчеплювача .

Для електричних мереж, які не вимагають захисту від перевантаження (захист тільки від струмів короткого замикання), умови узгодження такі:

а) для запобіжників:

(2.130)

б) для автоматів тільки з електромагнітними розчеплювачами миттєвої дії:

(2.131)

в) для автоматів з регульованою обернено залежною від струму характеристикою (тепловий розчеплювач):

(2.132)

В електричних мережах, які вимагають захисту від перевантаження, слід застосовувати переважно автомати з тепловими або комбінованими розчеплювачами. Не потрібно в цих мережах застосовувати автомати, які мають лише електромагнітний розчеплювач миттєвої дії (відсічка). За формулами (2.124) і (2.126) це призводить до різкого збільшення перерізу провідників.

За аналогією з цієї причини на відгалуженнях до асинхронних двигунів з короткозамкненим ротором не рекомендується встановлення автоматів, які мають тільки електромагнітний розчеплювач (відсічка).

В курсовому проекті рекомендується для лінійних автоматів КТП використовувати автомати типу ВА52 – струмообмежувальні з комбінованим розчеплювачем, які мають нерегульовану обернено залежну від струму характеристику), тому для узгодження вибраного перерізу провідників відповідно вибраним апаратам захисту слід користуватись формулою (2.127).

Для автоматів, які встановлені в СРШ і ШРА та мають нерегульовану обернено залежну від струму характеристику, слід також для узгодження користуватись формулою (2.127), для тих, які мають регульовану обернено залежну від струму характеристику, – формулу (2.128).

Безінерційні запобіжники (НПН2 та ПН2), які широко застосовуються в електричних мережах внутрішньоцехового електропостачання, здійснюють швидкодіючий захист, але вони чутливі до струмових перевантажень, тому для узгодження вибраного перерізу провідників відповідності вибраним апаратам захисту слід користуватись формулою (2.130).

При невиконанні умов узгодження вибраного перерізу провідників відповідності вибраним апаратам захисту вибирається нове найближче більше значення стандартного перерізу за допустимим тривалим струмом.

Результати узгодження подаються в табличній формі.

Таблиця 2.13 – Результати узгодження перерізу кабелів живильної мережі з апаратами захисту

Живильна лінія	Вибраний переріз кабелю, мм2	, А	, А	Остаточно вибраний кабель	, А
до …..
……
до …..

Таблиця 2.14 – Результати узгодження перерізу кабелів розподільної мережі з апаратами захисту

Розподільна лінія	Вибраний переріз кабелю, мм2	, А	, А	Остаточно вибраний кабель	, А
до ЕП № …
……
до ЕП № …

За результатами виконання даного підрозділу курсового проекту необхідно зробити висновки щодо раціональності вибору апаратури та узгодження перерізу кабелів живильної та розподільної мережі з апаратами захисту.

2.9 Розрахунок заземлення цехової трансформаторної підстанції

В даній частині курсового проекту необхідно розрахувати пристрій заземлення цехової трансформаторної підстанції, тобто визначити тип заземлювачів, їх кількість та місце розміщення, а також переріз заземлюючих провідників.

Під час обслуговування електроустановки небезпечними для людини є не тільки неізольовані струмопровідні частини, а й конструктивні частини електричного обладнання, які нормально не знаходяться під напругою, але можуть потрапити під напругу при пошкодженні ізоляції (корпуси електродвигунів, пускачів, баки трансформаторів, металеві каркаси щитів та т.і.).

Розрізняють два види дотику до струмопровідних частин: двополюсне, коли людина торкається одночасно двох фаз, та однополюсне, коли людина, яка стоїть на землі або заземленій конструкції, торкається тільки однієї фази. Найбільш небезпечні випадки двополюсного дотику, так як людина підпадає під дію лінійної напруги:

(2.132)

Випадки двополюсного дотику в практиці зустрічаються зрідка. Набагато частіше трапляється однополюсний дотик, при якому:

, (2.133)

де – струм, що проходить крізь тіло людини, А;

– лінійна і фазна напруга, В;

– електричний опір тіла людини, включеного в коло електричного струму.

Електричний опір тіла людини в залежності від багатьох чинників змінюється в широких межах (від 500 до 100000 Ом), але при розрахунках зазвичай приймається рівним 1000 Ом. Наслідки від електротравми залежать від величини струму та тривалості його проходження. Небезпечним для людини є струм будь-якого роду, але найбільшу небезпеку становить змінний струм промислової частоти (50 Гц).

Захисні заходи і засоби захисту від ураження електричним струмом повинні створюватись з урахуванням гранично допустимих для людини величин струму при певній тривалості та відповідним цим струмам напруг дотику, які визначаются державним стандартом [12], та наведені в таблиці В.54.

Для захисту людей від ураження електричним струмом при пошкодженні ізоляції застосовується один з наступних захисних заходів: заземлення, занулення, захисне відключення, розділюючий трансформатор, подвійна ізоляція, невелика напруга, вирівнювання потенціалів.

Захисне заземлення – це навмисне електричне з’єднання з землею або її еквівалентом (вода річки або моря, кам’яне вугілля в корінному заляганні) металевих неструмовідних частин електроустановки, які можуть опинитись під напругою внаслідок замикання на корпус або по іншим причинам (індуктивний вплив сусідніх струмовідних частин, винос потенціалу та ін.) для забезпечення електробезпеки.

Електричне замикання на корпус – це випадкове електричне з’єднання струмовідної частини з металевими неструмовідними частинами електроустановки, яке може бути результатом, наприклад, пошкодження ізоляції, випадкового дотику струмовідної частини до корпусу машини, падіння дроту, який знаходиться під напругою, на неструмовідні металеві частини.

Призначення захисного заземлення – відвернення небезпеки ураження електричним струмом у випадку дотику до корпусу електроустановки та інших неструмовідних металевих частин, які опинились під напругою внаслідок замикання на корпус або з інших причин.

Вирізняють три види заземлення: захисне, яке гарантує безпечне обслуговування електроустановки; робоче, яке забезпечує нормальну роботу електроустановки в обраних режимах; заземлення блискавковідводів і розрядників, яке забезпечує захист електроустановки від атмосферних перенаруг.

В нормальному режимі, коли ізоляція не пошкоджена, на корпусі установки потенціал відсутній, дотик до неї безпечний. При пошкодженні ізоляції установки та стікання на землю струму через пристрій заземлення потенціал розподіляється по поверхні грунту. На пристрої заземлення виникає напруга, В:

(2.134)

де – струм замикання на землю, А;

– опір заземлювача, Ом.

Можна вважати, що всі заземлені корпуси знаходяться під напругою .

Під час дотику людина попадає під різницю потенціалів:

(2.135)

де – потенціали точок грунту, на яких стоїть людина.

Напруга дотику може бути зменшеною при вирівнюванні потенціалу шляхом контурного заземлення та прокладки смуг заземлення в середині контуру.

Напруга кроку – це напруга між двома точками землі при одночасному дотику до них ногами людини.

Задачею захисного заземлення є зниження до безпечної для людини величини напруг заземлення , дотику та кроку .

Захисним зануленням в електроустановках напругою до 1 кВ називається навмисне з’єднання частин установки, які нормально не знаходяться під напругою, з глухозаземленою нейтраллю трансформатора в мережах трьохфазного струму або з глухозаземленою середньою точкою джерела в мережах постійного струму.

При пошкодженні ізоляції (замиканні на корпус) виникає однофазне коротке замикання. Струм короткого замикання, який проходить по петлі «фаза-нульовий провідник», повинен призвести до негайного відключення пошкодженої ділянки.

Задачею занулення є створення найменшого опору для струму однофазного короткого замикання, який забезпечує надійне відключення автоматичних вимикачів, магнітних пускачів, запобіжників.

Захисне відключення, яке застосовується в установках до 1 кВ, забезпечує автоматичне відключення всіх фаз ділянки мережі при замиканнях на корпус або зниженні рівня ізоляції нижче певного допустимого рівня.

Заземлення або занулення необхідно виконувати в усіх електроустановках з напругою змінного струму 380 В і вище та постійного струму 440 В і вище. В приміщеннях з підвищеною небезпекою та в зовнішніх установках заземлення або занулення виконується при номінальних напругах вище 42 В змінного та 110 В постійного струму. У вибухонебезпечних зонах будь-якого класу заземлення (занулення) виконується в електроустановках при всіх напругах змінного і постійного струму. В електроустановках до 1 кВ з глухозаземленою нейтраллю повинно виконуватись занулення. Не дозволяється застосовувати заземлення корпусів без їх зв’язку з глухозаземленою нейтраллю джерела, так як це може призвести до появи небезпечної для людини напруги на заземленому корпусі пошкодженого обладнання, а відключення електроустановки не відбудеться чрезе великий опір в колі струму замикання. В електроустановках до 1 кВ з ізольованою нейтраллю повинне виконуватись заземлення у сполученні з контролем ізоляції мережі або захисне відключення. В електроустановках вище 1 кВ з ефективно заземленою нейтраллю повинне виконуватись заземлення.

В електроустановках заземлюють (занулюють): корпуси електричних машин, трансформаторів, електричних апаратів, приводів, вторинні обмотки вимірювальних трансформаторів, каркаси розподільних щитів, пультів, шаф, металеві конструкції розподільних пристроїв, металеві корпуси кабельних муфт, металеві оболонки та броню силових і контрольних кабелів, кожухи та опорні конструкції шинопроводів, лотки, короби та інші металеві конструкції, на яких встановлюється електричне обладнання, металеві корпуси пересувних і переносних електроприймачів, металеві конструкції будівель та споруд, підкранові рельсові шляхи, металеві корпуси технологічного обладнання та інші металеві конструкції, пов’язані з установкою електрообладнання. Заземлювати слід усі металеві частини електрообладнання, які в звичайному стані не перебувають під напругою, але можуть опинитись під нею в разі пошкодження ізоляції. Деякі виключення з переліченого наведені в ПУЭ, § 1.7.48.

ПУЭ регламентує наступні опори пристрою заземлення:

– в електроустановках до 1 кВ з ізольованою нейтраллю, де використовується заземлення електрообладнання, опір має бути не більшим ніж 4 Ом (установки із сумарною потужністю генераторів і трансформаторів 100 кВА і менше можуть мати опір не більший ніж 10 Ом);

– в електроустановках напругою до 1 кВ із глухозаземленою нейтраллю опір пристрою заземлення, до якого приєднують нейтралі трансформаторів, генераторів або виводи джерела однофазного струму, має бути не більший ніж 2, 4, 8 Ом відповідно при лінійних напругах 660, 380, 220 В джерела трифазного струму або 380, 220, 127 В джерела однофазного струму;

– в електроустановках напругою понад 1 кВ із глухозаземленою нейтраллю з великими струмами на землю опір повинен бути не більший ніж 0,5 Ом;

– в електроустановках напругою понад 1 кВ із ізольованою нейтраллю з малими струмами на землю опір має задовільняти умові:

(2.136)

де = 250 В, якщо пристрій заземлення використовується тільки для електроустановок з напругою понад 1 кВ;

=125 В, якщо пристрій заземлення одночасно використовується і для електроустановок з напругою до 1 кВ;

– розрахунковий струм замикання на землю, А.

В обох випадках опір пристрою заземлення має бути не більший ніж 10 Ом.

Захисне заземлення слід відрізняти від робочого заземлення і заземлення захисту від блискавки.

Робоче заземлення – навмисне з’єднання з землею окремих точок електричного кола, наприклад нейтральних точок обмоток генераторів, силових та вимірювальних трансформаторів, дугогасних апаратів, а також фази при використанні землі в якості фазного чи зворотнього провідника. Робоче заземлення призначене для забезпечення належної роботи електроустановки в нормальних (аварійних) умовах і здійснюється безпосереднім з’єднанням провідником заземлюємих частин з заземлювачем або через спеціальні апарати – пробивні запобіжники, розрядники, резистори та ін.

Заземлення захисту від блискавки – навмисне з’єднання з землею приймачів блискавки і розрядників з метою відведення від них струмів блискавки в землю.

Пристроєм заземлення називається сукупність заземлювача – провідників (електродів), які з’єднані між собою і знаходяться в безпосередньому контакті з землею, та заземлюючих провідників, які з’єднують заземлювані частини електроустановки з заземлювачем.

В залежності від місця розташування заземлювача відносно обладнання, яке заземлюється, розрізняють виносні та контурні пристрої заземлення.

Виносний пристрій заземлення характеризується тим, що його заземлювач винесений за межі майданчику, на якій розташоване заземлюване обладнання, або зосереджений в деякій частині цього майданчику. Тому виносний пристрій заземлення ще називають зосередженим.

Суттєвий недолік виносного пристрою заземлення – віддаленість заземлювача від обладнання, яке захищається, внаслідок чого на всій або на частині захищаємої території коефіціент дотику дорівнює одиниці. Тому пристрої заземлення даного типу застосовуються тільки при малих струмах замикання на землю в установках до 1 кВ де потенціал заземлювача не перевищує допустимої напруги дотику. Крім того, при великих відстанях до заземлювача може істотно зрости його сумарний опір за рахунок опору заземлючих провідників.

Перевагою виносного пристрою заземлення є можливість вибору місця розташування електродів заземлювача з найменшим опором грунту (вологі місця в низинах, глинистий грунт та т.і.).

Необхідність в облаштуванні виносного заземлення може виникати в наступних випадках: при неможливості через певні причини розмістити заземлювач на території, яка захищається; при високому опорі землі на даній території (пісчаний або скелястий грунт) та наявності поза даною територією місць із значно кращою провідністю землі; при розсередженому розташуванні захищаємого обладнання.

Контурний пристрій заземлення характеризується тим, що електроди його заземлювача розташовуються по контуру (периметру) майданчика, на якому знаходиться обладнання, а також всередині майданчика. Електроди намагаються розподілити по майданчику по можливості рівномірно, тому контурний пристрій заземлення називається також розподіленим.

Безпека при розподіленому пристрої заземлення може бути забезпеченою не тільки зменшенням потенціалу, а й вирівнюванням потенціалу на території, яка захищається, до такого значення, щоб максимальні напруги дотику та шагу не перевищували допустимих. Це досягається шляхом відповідного розташування окремих заземлювачів по території, яка захищається. Всередині приміщень вирівнювання потенціалу здійснюється природнім шляхом завдяки металевим конструкціям, трубопроводам, кабелям, які електрично зв’язані із розгалуженою мережею заземлення. Арматура залізобетонних споруд також сприятливо впливає на вирівнювання потенціалу.

Заземлювачі можуть бути штучними, призначеними виключно для цілей заземлення, та природніми – металевими конструкціями (предметами) іншого призначення, що знаходяться в землі. Перевагу слід віддавати природнім заземлювачам, так як крім економії металу, ще й відпадає потреба в значному обсязі земляних і монтажних робіт. В якості заземлювача використовують в першу чергу такі природні заземлювачі: прокладені в землі сталеві водогінні труби; труби артезіанських скважин; сталеву броню та свинцеві оболонки силових кабелів, прокладених в землі; металеві конструкції будівель і споруд, які мають надійний контакт з землею; різні трубопроводи, прокладені в землі. В якості природніх пристроїв заземлення в системах цехового електропостачання можно застосовувати залізобетонні фундаменти будівель і споруд, в яких завчасно заготовлені заземлювачі вкладають на дно котлованів під час будівельних робіт. Завдяки капілярному підсмоктуванню вологи захисний шар бетону набуває проводимість близьку до проводимості довколишнього грунту, що забезпечує стабільний опір розтіканню металевої арматури, яка відіграє роль заземлювача.

Природні заземлювачі можно застосовувати без штучних, якщо вони забезпечують розтіканню струму на рівні, який вимагає ПУЕ.

Недоліками природніх заземлювачів є доступність деяких з них неелектро-технічному персоналу та можливість порушення безперервності з’єднання довгих заземлювачів (наприклад, під час ремонтних робіт).

Не допускається використовувати в якості природніх заземлювачів трубопроводи горючих рідин, газів, алюмінієві оболонки кабелів, алюмінієві провідники і кабелі, прокладені в блоках, тунелях, каналах.

Якщо природніх заземлювачів недостатньо, застосовують штучні заземлювачі. Найчастіше використовуються вертикальні заземлювачі виготовлені з круглої сталі діаметром 12-20 мм та довжиною 3-5 м при вкручуванні або довжиною 3 м при забиванні. Їх з’єднують на глибині 0,6-0,8 м від поверхні землі за допомогою зварювання з горизонтальними заземлювачами, які виконують зі смугової сталі товщиною 440 мм або з круглої сталі діаметром 12-20 мм.

В грунтах з малою провідністю застосовують глибинні заземлювачі (сталеві стрижні довжиною 10-12 метрів і більше, які дозволяють досягнути шарів землі з необхідною проводимістю), а також укладення навколо електродів грунту з підвищеною проводимістю та спеціальну обробку грунту.

Провідність грунту характеризуться питомим опором , Омм, який залежить від складу грунту, вологості, температури та інших показників і може змінюватись в достатньо широкому діапазоні. Питомий опір грунту – це опір між протилежними сторонами кубу грунту з ребром 1 м.

Обробка грунту і укладення грунту з підвищеною проводимістю здійснюється зазвичай навколо електродів, оскільки, як відомо, основний опір струму оказують найбільш близькі до електроду шари грунту. Матеріалом для обробки грунту може слугувати сіль, розчинена у воді. При додаванні 0,1% солі до маси вологи в суглинку його питомий опір зменшується на 60-80%. Але сіль викликає інтенсивну корозію заземлювачів та може вимиватись з грунту атмосферними опадами.

В якості заземлюючих провідників призначених для з’єднання заземлюємих частин з заземлювачами застосовують, як правило, смугову або круглу сталь.

Переріз заземлюючих провідників в електроустановках вище 1 кВ з ефективно заземленою нейтраллю визначається їх термічною стійкістю при проходженні по ним найбільших струмів однофазного замикання на землю. При цьому короткочасний нагрів провідників, відповідний часу дії основного релейного захисту та повному часу відключення вимикача, не повинен перевищувати 400С.

В мережах напругою до і вище 1 кВ з ізольованою нейтраллю заземлюючі провідники повинні мати провідність не менше 1/3 провідності фазних провідників. Найменший переріз сталевої прямокутної шини складає 24 мм² при прокладенні всередині будівлі та 48 мм² при прокладенні зовні або в землі; для круглої сталі найменший діаметр складає 5 мм при прокладенні в будівлях, 6 мм – в зовнішніх установках, 10 мм – в землі.

У виробничих приміщеннях з електроустановками напругою до і вище 1 кВ магістралі заземлення (заземлюючий провідник з двома або більше відгалуженнями) повинні мати переріз не менше 100 мм². Допускається використання круглої сталі тієї самої провідності. В усіх випадках переріз має бути не менше 120 мм² для сталевих провідників, 35 мм² – для алюмінієвих і 25 мм² – для мідних.

Рекомендується з метою економії металу використовувати в якості провідників заземлення так звані природні провідники – металеві конструкції будівель і споруд, ферми, колони, підкранові путі, каркаси розподільних пристроїв, шахти підйомників, ліфтів та елеваторів, а також сталеві труби електропроводок, алюмінієві оболонки кабелів, металеві кожухи та опорні конструкції шинопроводів, металеві стаціонарні відкрито прокладені трубопроводи всіх призначень (крім трубопроводів займистих і вибухонебезпечних рідин і газів, а також каналізації та центрального опалення).

Прокладання заземлюючих провідників здійснюється відкрито по конструкціям будівель, в тому числі по стінах. При цьому в приміщеннях сухих без агресивного середовища заземлюючі провідники допускається прокладати безпосередньо по стінах. У вологих приміщеннях, а також у приміщеннях з агресивним середовищем заземлюючі провідники слід прокладати на відстані не менше 10 мм від стін. Дана вимога не розповсюджується на оболонки кабелів, арматуру залізобетонних конструкцій, а також на заземлюючі провідники, прокладені в трубах, коробах або безпосередньо в будівельних конструкціях (замонолічені). Відгалуження від магістралей до електроприймачів напругою до 1 кВ допускається прокладати приховано безпосередньо в стіні, під чистою підлогою з їх попереднім захистом від впливу агресивного середовища. Такі відгалуження не повинні мати з’єднань.

В зовнішніх установках заземлюючі провідники допускається прокладати в землі, в підлозі, а також по краю фундаментів технологічних установок.

Приєднання обладнання до магістралі заземлення здійснюється за допомогою окремих провідників. Послідовне підключення обладнання, не допускається.

Заземлення електродвигунів та апаратів, які встановлені безпосередньо на верстатах та мають надійний контакт з металом верстатів, може здійснюватись шляхом приєднання станини верстата до магістралі заземлення.

З’єднання заземлюючих провідників між собою, а також з заземлювачами і конструкціями, що заземлюються, виконується, як правило, зварюванням, а з корпусами апаратів, машин та іншого обладання – зварюванням або за допомогою болтів. При цьому приєднання магістралі заземлення до заземлювача – штучного або природнього – виконується обов’язково в двох місцях.

Відкрито прокладені заземлюючі та нульові захисні провідники повинні мати фарбування – по зеленому фону жовта смуга вздовж провідника. Заземлюючі провідники в приміщеннях повинні бути доступними для огляду.

Розрахунок пристрою заземлення полягає у визначенні опору розтікання струму штучних заземлювачів, який не перевищить нормованого значення і залежить від провідності грунту, конструкції заземлювача та глибини його закладання.

Розрахунок пристрою заземлення зводиться головним чином до розрахунку самого заземлювача, так як провідники заземлення в більшості випадків обираються за умовами механічної міцності та стійкості до корозії. Виключення складають тільки установки з виносним пристроєм заземлення.

Алгоритм розрахунку пристрою заземлення.

1) Заповнити таблицю вихідних даних (таблиця 2.15)

Таблиця 2.15 – Вихідні дані для розрахунку пристрою заземлення

Трансформаторна підстанція
Режим нейтралі на стороні 10 кВ
Режим нейтралі на стороні до 1 кВ
Найбільший розрахунковий струм замикання на землю
Грунт в місці спорудження
Кліматичний район
Опір природніх заземлювачів

2) Встановити відповідно до ПУЕ допустимий опір пристрою заземлення . Якщо пристрій заземлення є спільним для декількох електричних установок, то розрахунковим опором є найменший з необхідних.

3) Визначити необхідний опір штучного заземлювача з урахуванням використання природнього паралельного заземлювача:

ПУЕ рекомендує використовувати в першу чергу природні заземлювачі. Якщо їх опір більший, ніж нормована величина опору пристрою заземлення , то необхідну величину опору штучних заземлювачів визначають як

(2.137)

4) Визначити розрахунковий питомий опір грунту з урахуванням коефіціентів підвищення, які враховують підсихання грунту влітку та підмерзання взимку. Навесні та восени питомий опір грунту нижчий, ніж узимку та влітку.

ПУЕ рекомендує визначати питомий опір грунту шляхом безпосередніх вимірів в місці, де будуть розташовуватись заземлювачі. В разі відсутності даних виміру для розрахунків користуються приблизними значеннями питомих опорів грунтів, які наводяться в довідковій і технічній літературі [5, 6, 8], та в таблиці В.55. Коефіціенти підвищення для різних кліматичних зон наведені в таблиці В.56.

5) Визначити розрахунковий опір розтіканню одного вертикального електроду за формулами, наведеними в таблиці В.57.

6) Визначити приблизну кількість вертикальних заземлювачів n при попередньо прийнятому коефіціенті використання:

, (2.138)

Коефіціенти використання вертикальних заземлювачів без урахування горизонтальних смуг зв’язку наведені в таблиці В.58.

7) Визначити опір розтіканню горизонтальних електродів за формулами, наведеними в таблиці В.57. Коефіціенти використання горизонтальних електродів для попередньо прийнятої кількості вертикальних електродів, які розташовані в ряд або по контуру, приймаються за даними таблиці В.59.

8) Уточнити необхідний опір вертикальних електродів з урахуванням провідності горизонтальних з’єднувальних електродів:

, (2.139)

де – опір розтіканню горизонтальних електродів, визначений в п.7;

9) Уточнити кількість вертикальних електродів

(2.140)

10) Остаточно визначити необхідну кількість вертикальних електродів в пристрої заземлення за умовами розташування.

11) Навести пропозиції щодо експлуатації, поточного нагляду та перевірки мережі заземлення щодо дотримання вимог правил технічної експлуатації.