Содержание

Список использованных источников 88

Введение

Проектирование систем электроснабжения связано с решением таких вопросов, как выявление мест расположения потребителей энергии, определение величин нагрузок и категорийности потребителей, номинальных напряжений и схем электрических сетей высокого и низкого напряжения, определение мест расположения подстанций, выбор трансформаторов, коммутационной аппаратуры и оборудования, сечений и марок проводников, определение величин отклонений и колебаний напряжения у приемников, выбор средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности и их размещение в сети, выбор способа прокладки и конструкции электросети, выбор и размещение устройств релейной защиты и автоматики.

Техническое задание на проектирование систем электроснабжения (СЭС) ставит целью обеспечение передачи и отпуска электроэнергии, необходимой для функционирования определенного народнохозяйственного объекта. При этом должны соблюдаться существующие технические нормативы надежности электроснабжения, безопасности установки и качества электроэнергии. Критерием оптимальности принимаемых технических решений являются требования сокращения капитальных затрат на сооружение установок СЭС и снижение ежегодных издержек на ее эксплуатацию. При равноэкономичных решениях предпочтение должно отдаваться вариантам более надежным, удобным в эксплуатации и позволяющим развивать СЭС без коренного переустройства.

Электроснабжение предприятий принято разделять на внешнее и внутреннее. Под внешним понимают комплекс сооружений, обеспечивающих передачу электроэнергии от энергосистемы до приемных подстанций предприятия, под внутренним – комплекс сетей и подстанций, включающий распределительную сеть высокого напряжения и цеховые электросети низкого напряжения.

Проектирование внешнего электроснабжения отдельного предприятия проводится в тесной связи с перспективным планированием развития энергосистемы (ЭЭС) данного промышленного района. В проекте развития ЭЭС намечаются источники электроснабжения для предприятий района, их мощность и срок ввода.

Разработка проекта электроснабжения промышленного предприятия начинается с изучения технологии и оценки расчетных ожидаемых нагрузок его цехов и крупных технологических агрегатов. Затем определяется нагрузка предприятия в целом и ее рост по годам в перспективе на 5-10 лет вперед. Если у предприятия есть потребители тепловой энергии, или в его технологическом цикле имеются вторичные энергоресурсы, то при проектировании энергоснабжения предприятия рассматриваются вопросы, связанные с сооружением и эксплуатацией собственной ТЭЦ, и определяется ее электрическая мощность.

После определения расчетных нагрузок предприятия, требований к надежности электроснабжения и выявления графика нагрузки производится выбор точек присоединения к ЭЭС. В соответствии с Правилами пользования электрической энергией по согласованию с энергосистемой устанавливаются технические условия на присоединение.

В технических условиях на присоединение указываются:

• предполагаемые нагрузки предприятия на ближайшие пять лет,

• электрическая мощность собственной ТЭЦ, если она необходима,

• данные о других потребителях в районе проектируемого предприятия,

• точки присоединения к энергосистеме (подстанция, станция или линия электропередачи),

• напряжения, при которых возможно выполнение питающих воздушных или кабельных линий электропередачи,

• ожидаемый уровень напряжения в точке присоединения,

• требования к числу цепей и трассам линий, учитывающие перспективы энергетического строительства района,

• необходимость развития станций и подстанций ЭЭС,

• расчетные величины токов короткого замыкания в точке присоединения,

• требования к релейной защите, автоматике, изоляции и защите от перенапряжений на участках от ЭЭС до приемных подстанций предприятия включительно,

• рекомендуемые мероприятия по повышению коэффициента мощности и регулированию напряжения.

На основании технических условий на присоединение к ЭЭС проектируемого предприятия разрабатываются технический проект электроснабжения и рабочие чертежи. Путем сопоставления вариантов по технико-экономическим показателям в техническом проекте определяют число и расположение на генеральном плане главных понизительных подстанций (ГПП) и подстанций глубоких вводов (ПГВ), а также их схемы. Определяются схема сетей и конструктивное исполнение, размещение цеховых подстанций на территории предприятия, число и мощность трансформаторов. Выбираются номинальные напряжения сетей и средства регулирования напряжения, компенсации реактивной мощности, защиты и автоматики. В проекте должны учитываться условия загрязнения изоляции открытых распределительных устройств 35 – 220 кВ. Таким образом, при техническом проектировании решаются все вопросы получения и распределения электроэнергии по территории предприятия.

По спецификациям утвержденного технического проекта осуществляется заказ основного электрооборудования: главных понизительных трансформаторов подстанции 35 – 220 кВ, высоковольтных выключателей, отделителей и короткозамыкателей, измерительных трансформаторов тока и напряжения, синхронных компенсаторов, разрядников, кабелей напряжением 6 – 10 кВ и комплектных трансформаторных подстанций для цехов.

Важный элемент технического проекта – строительные задания на проектирование строительной части подстанций, кабельных туннелей, эстакад и др.

Основными чертежами в проектах ЭЭС промышленного предприятия являются:

• ситуационный план района с указанием расположения электрических сетей ЭЭС, ТЭЦ и ГПП,

• генеральный план предприятия с размещением основных подстанций и межцеховых сетей,

• планы отдельных цехов предприятия с размещением всех цеховых подстанций и сетей низкого напряжения,

• схемы электроснабжения для различных напряжений и различного назначения,

• схемы размещения защиты в сетях 6 – 10 кВ и выше,

• принципиальные однолинейные схемы подстанций,

• принципиальные схемы управления и защиты питающих линий и трансформаторов.

Проектирование по курсу дисциплины "Электроснабжение отрасли" для специальности 140613 – Техническая эксплуатация и обслуживание электрического и электромеханического оборудования (по отраслям) – осуществляется в форме курсового проекта. Курсовой проект является эскизной проработкой основных вопросов технического проекта электроснабжения предприятия или цеха, согласно выданному студентам заданию. Количество учебных часов на выполнение курсового проекта – 30.

Материал в настоящих указаниях расположен в соответствии с порядком выполнения курсового проекта.

При выполнении курсового проекта необходимо пользоваться справочной литературой и каталогами электропромышленности.

1 Выбор схемы питающей и распределительной сети

Внешнее электроснабжение предприятия по условиям бесперебойности осуществляют, как правило, по двум и более питающим линиям, присоединенным к подстанциям ЭЭС. Эти линии должны по возможности получить питание от независимых источников. К независимым источникам питания относятся такие, на которых сохраняется напряжение при исчезновении его на других источниках. Независимыми источниками являются шины распределительных устройств двух электростанций или подстанций. Если две секции сборных шин получают питание от независимых источников и секции не связаны между собой или имеют автоматический выключатель, действующий при повреждении одной из секций, то эти секции также считаются независимыми источниками.

При небольшой потребляемой мощности (800-3000 кВт), компактном расположении потребителей и отсутствии особых требований к бесперебойности электроснабжения (2 и 3 категории) вся электроэнергия может быть подведена к одному ТП или РП. При большой мощности и значительной разбросанности приемников, а также повышенных требованиях надежности питание следует подводить к двум и более приемным пунктам (ГПП, РП, ТП).

В случае близости источника питания и потребляемой мощности в пределах пропускной способности линий 6-10 кВ электроэнергия подводится к РП. От РП электроэнергия распределяется по цеховым ТП и подводится к электроприемникам высокого напряжения. Номинальные напряжения питающей сети в этих случаях одинаковы.

Если предприятие потребляет значительную мощность (более 40 МВ•А), а источник питания удален, то питающие линии и приемные подстанции (ГПП и ПГВ) выполняются на напряжение 35, 110 и 220 кВ. Главной понизительной подстанцией (ГПП) называется подстанция, получающая питание непосредственно от ЭЭС и распределяющая энергию на более низком напряжении по всему предприятию или району. Подстанция глубокого ввода (ПГВ) – это подстанция 35-110 кВ, выполненная по упрощенным схемам соединений на высшем напряжении и предназначенная для питания отдельного объекта или района предприятия.

Пункты приема электроэнергии обычно связываются между собой в сеть. При построении схем питающих сетей проводится глубокое секционирование шин во всех звеньях передачи и распределения. Схемы питающих и распределительных сетей должны предусматривать постоянную нагрузку всех линий с условием, чтобы при аварии на одном из участков сети оставшиеся в районе элементы обеспечивали питание всех потребителей 1 и 2 категорий. Специальные резервные линии и трансформаторы нецелесообразны. Подстанции (ГПП и ПГВ) 35 – 220 кВ проектируются, как правило, без сборных шин и выключателей на стороне высшего напряжения, с короткозамыкателями и отделителями или с предохранителями.

Сети, связывающие между собой районные подстанции и ПГВ, выполняются по магистральным схемам (три-четыре ПГВ на одной линии 35 – 220 кВ). Для питания ГПП возможно применение как радиальных, так и магистральных схем. Питающие линии могут выполняться двухцепными и одноцепными.

Сети, связывающие между собой ГПП (ПГВ) и ТП, выполняются по радиальным, магистральным и смешанным схемам. Выбор схемы зависит от требуемой степени надежности, мощности подстанций и территориального их размещения. Радиальные схемы надежны, поэтому они применяются при питании подстанций с крупными сосредоточенными нагрузками 1 и 2 категорий. Они дороже магистральных. Магистральные схемы рекомендуются при небольших мощностях подстанций и приемниках 2 и 3 категорий. Число трансформаторов 250 – 630 кВ•А, присоединяемых к одной магистрали, не должно превышать трех-четырех.

Глухое присоединение цехового трансформатора (без коммутационной аппаратуры 6 – 10 кВ) производят при радиальном питании кабельными линиями (блок линия – цеховой трансформатор). Исключение составляют случаи питания от источника, находящегося в ведении другой организации, питания от весьма удаленного источника (например ТП береговой насосной) и необходимости установки аппаратуры по условиям защиты и безопасности. Сборные шины на ТП не делают.

В техническом проекте СЭС обычно разрабатывается несколько вариантов схем сетей предприятия. Окончательный выбор осуществляется после расчета и выбора оборудования во всех рассматриваемых вариантах на основе сравнения величин приведенных затрат и показателей надежности вариантов. В случае, когда приведенные затраты вариантов отличаются не более чем на 15%, предпочтение отдается наиболее надежному. При одинаковой надежности вариантов (отличие в пределах погрешности определения показателей надежности) выбирается наиболее экономичный вариант. В случае значительного отличия вариантов по затратам и надежности необходима оценка величины вероятного ущерба от перерывов электроснабжения. Для ориентировочного выбора числа и напряжения цепей передачи в схемах внешнего электроснабжения и распределительных сетях в таблице 1.1 приведены предельные значения передаваемой мощности Р_нб и длины L_нб линий переменного тока высокого напряжения.

Таблица 1.1 - Области применения линий электропередачи переменного тока высокого напряжения

Uн, кВ	Тип линии	Передаваемая мощность на цепь Рнб, МВт	Длина Lнб, км
6	Воздушная	0,5 – 2	10 – 0,5
	Кабельная	13 – 6	8 – 0,2
	Шинопровод	15 – 110	1,5 – 1
10	Воздушная	1 – 3	15 – 2
	Кабельная	2 – 8	10 – 0,25
	Шинопровод	25 – 180	2,5 – 1,5
35	Воздушная	5 – 15	60 – 30
	Кабельная	20 – 30	20 – 10
	Токопровод	80 – 120	5 – 2,5
110	Воздушная	25 – 50	150 – 50
	Кабельная	60 – 200	40 – 10
220	Воздушная	100 – 200	250 – 150
	Кабельная	160 – 330	50 – 10
330	Воздушная	300 – 400	300 – 200
500	Воздушная	700 – 900	1200 – 800
750	Воздушная	1800 – 2200	2000 – 1200

2 Расчет электрических нагрузок

Одним из основных методов является метод упорядоченных диаграмм. Расчёт ведётся от низших ступеней системы электроснабжения к высшим. Перед началом расчёта необходимо в зависимости от мощности электроприёмников выбрать напряжение и составить примерную схему электроснабжения.

Для выбора трансформаторов необходимо определить мощность электроприёмников, получающих питание от данных трансформаторов, для расчёта РП необходимо знать мощность приёмников, получающих питание от данного РП.

При составлении схемы снабжения и определении минимального числа трансформаторов необходимо учесть категорийность электроприёмников. Электроприёмники металлургических заводов в большинстве случаев относятся к потребителям 1 и 2 категории, для которых нужно не менее 2 источников питания, хотя по ПЭУ и допускается для приёмников 2 категории применение одного источника (трансформатора, линии) при возможности быстрой замены повреждённого элемента.

Р_н – номинальная мощность одного приёмника – это мощность, обозначенная на заводской табличке или в паспорте двигателя, силового или специального трансформатора, на колбе или цоколе лампы.

Мощность приёмников повторно – кратковременного режима приводится к продолжительности 100%, за исключением тех случаев, когда в таблице коэффициент использования указан для другой продолжительности включения.

Для трансформаторов электропечей

Р_н = S _паспр  cos  _паспр, кВт.

Для сварочных трансформаторов

Р_н = S _паспр  cos  _паспр , кВт.

Перед началом расчёта необходимо составить таблицу, которая в дальнейшем сократит лишнюю писанину и избавит от многих ошибок, так как все расчётные величины будут перед глазами.

Р_см – средняя мощность за наиболее загруженную смену, кВт,

Р_см = К_и  Р_н, кВт,

Р_р – расчётная мощность Р_р = Р_см  К_р, кВт,

Q_см – сменная реактивная мощность Q_см = Р_см  tg , кВАр,

Q_р – расчётная реактивная мощность Q_р = К_р  Q_см, кВАр,

n_э – эффективное число электроприёмников, условное число приёмников одинаковой мощности, оказывающие тот же нагрев как и действительное число приёмников разной мощности, шт.

Порядок расчета

• в графу 1 записываем наименование групп электроприёмников, начиная с низковольтных,

• в графу 2 записываем количество приёмников данной группы,

• в графу 3 записываем номинальную мощность одного приёмника. Если приёмники одной группы имеют разные мощности, записываем значения мощности самого мелкого и самого крупного,

• в графу 4 записываем суммарную мощность электроприёмников данной группы,

• в графу 5 записываем значение коэффициента использования,

• по тем же таблицам находим значение cos , которое заносим в графу 7, по значениям cos  находим значения tg , которые заносим в ту же графу,

• по формуле Р_см = К_и  Р_н находим сменную мощность данной группы электроприёмников, заносим в графу 6,

• по формуле Q_см = P_см  tg  находим сменную реактивную мощность и записываем значение в графу 8,

• аналогичный расчёт производим для других групп электроприёмников (силовых),

• находим суммарную номинальную мощность приёмников, принадлежащих данному расчетному узлу (суммируем значение графы 4),

• находим суммарную активную мощность сменную (суммируем значение графы 6),

• находим суммарную реактивную мощность (суммируем значение графы 8),

• находим групповой коэффициент использования (делим итог графы 6 на итог графы 4),

• находим эффективное число электроприёмников по формуле:

n_э = , если найденное по формуле число n_э больше фактического следует принять

n_э = n_факт.

• в зависимости от эффективного числа электроприёмников и группового коэффициента по таблицам находим коэффициент максимума К_р для активных нагрузок,

• для реактивных нагрузок К_р принимаем равным 1, при n_э  10

К_р принимается равным 1,1 при n_э  10

• по формуле Р_р = Р_см  К_р находим максимальную активную мощность силовых электроприемников расчетного узла и записываем значение в графу 11,

• по формуле Q_р = К_р  Q_см находим максимальную реактивную мощность силовых электроприёмников расчётного узла и заносим значение в графу 12,

• в графу 1 записываем электрическое освещение,

• в графу 4 записываем общую мощность освещения,

• в графу 5 записываем коэффициент спроса, в зависимости от характера помещения,

• в графу 6 записываем значение Р_{см осв} = К_с  Р_н, это же значение пишем в графу 11,

• в графу 7 записываем значение cos  ,

• в графу 8 записываем значение Q_{см осв} = Р_{см осв}  tg , это же значение пишем в графу 12,

• суммируем максимальные силовые активные и осветительные нагрузки (итог в графу 11),

• суммируем максимальные силовые реактивные и осветительные нагрузки (итог в графу 12),

• находим полную максимальную мощность. Результат заносим в графу 13. По этой мощности выбираем мощность и число трансформаторов,

• после выбора трансформаторов находим активные и реактивные потери в них. Значение потерь заносим соответственно в графы 11 и 12,

• вновь сложив результаты в графах 11 и 12 находим общую активную и реактивную мощности и затем по формуле находим полную потребляемую мощность.

Таблица 2.1 – Результаты расчета электрических нагрузок

Наименование групп электро-приемников	n, шт.	Рн, кВт		Ки	Рсм, кВт	cos φ	Q см, кВАр	ηэ, шт.	Кр	Рр, кВт	Qр, кВАр	Sр, кВА	Iр, А
		1 прие мник	сумма			tg φ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14

Таблица 2.2 - Значения коэффициентов нагрузки Кр на шинах низкого напряжения цеховых трансформаторов и для магистральных шинопроводов напряжением до 1 кВ

пэ	Ки
	0,1	0,15	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7 и более
2	5,01	3,44	2,69	1,9	1,52	1,24	1,11	1,0
3	2,94	2,17	1,8	1,42	1,23	1,14	1,08	1,0
4	2,28	1,73	1,46	1,19	1,06	1,04	1,0	0,97
5	1,31	1,12	1,02	1,0	0,38	0,96	0,94	0,93
6 – 8	1,2	1,0	0,96	0,95	0,94	0,93	0,92	0,91
9 – 10	1,1	0,97	0,91	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
10 – 25	0,8	0,8	0,8	0,85	0,85	0,85	0,9	0,9
25 – 50	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,8	0,85	0,85
Более 50	0,65	0,65	0,65	0,7	0,7	0,75	0,8	0,8

Таблица 2.3 - Значение коэффициента одновременности Хо для определения расчётной нагрузки на шинах 6 (10) кВ РУ и ГПП

Средневзвешенный коэффициент использования	Число присоединений 6 (10) кВ на сборных шинах РУ и ГПП
	2 + 4	5 + 8	9 + 15	16 + 25	более 25
Ки  0,3	0,95	0,9	0,85	0,8	0,75
0,3  Ки  0,5	1,0	0,95	0,95	0,9	0,85
0,5  Ки  0,8	1,0	1,0	0,95	0,95	0,9
Ки  0,8	1,0	1,0	1,0	1,0	0,95

Таблица 2.4 - Значения коэффициентов расчетной нагрузки Кр

nэ	Ки
	0,1	0,15	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8
2	8,0	5,3	4,0	2,66	2,0	1,6	1,33	1,14	1,0
3	4,52	3,2	2,55	1,9	1,58	1,41	1,28	1,14	1,0
4	3,42	2,47	2,0	1,53	1,3	1,24	1,14	1,08	1,0
5	2,84	2,1	1,78	1,34	1,16	1,15	1,08	1,03	1,0
6	2,64	1,96	1,62	1,28	1,14	1,12	1,06	1,01	1,0
7	2,5	1,87	1,54	1,25	1,12	1,10	1,04	1,0	1,0
8	2,37	1,78	1,48	1,19	1,10	1,08	1,02	1,0	1,0
9	2,26	1,7	1,43	1,16	1,08	1,07	1,01	1,0	1,0
10	2,18	1,65	1,4	1,13	1,06	1,05	1,0	1,0	1,0
11	2,1	1,6	1,35	1,1	1,05	1,04	1,0	1,0	1,0
12	2,04	1,59	1,32	1,08	1,04	1,03	1,0	1,0	1,0
13	1,98	1,52	1,29	1,06	1,03	1,02	1,0	1,0	1,0
14	1,93	1,49	1,27	1,05	1,02	1,01	1,0	1,0	1,0
15	1,9	1,46	1,25	1,03	1,01	1,0	1,0	1,0	1,0
16	1,85	1,43	1,23	1,02	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
17	1,81	1,4	1,2	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
18	1,78	1,38	1,19	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
19	1,75	1,35	1,17	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
20	1,72	1,34	1,16	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
21	1,7	1,33	1,15	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0

Продолжение таблицы 2.4.

nэ	Ки
	0,1	0,15	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8
22	1,66	1,3	1,13	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
23	1,65	1,29	1,12	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
24	1,62	1,28	1,11	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
25	1,6	1,27	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
30	1,51	1,21	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
35	1,44	1,16	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
40	1,4	1,13	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
45	1,35	1,1	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
50	1,3	1,07	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
60	1,25	1,03	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
70	1,2	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
80	1,16	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
90	1,13	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
100	1,1	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0

3 Определение местоположения подстанции

Расчетные нагрузки предприятия в первом приближении (при эскизном проектировании) могут определяться аналогично нагрузкам цеха. После выбора схемы СЭС, питающих линий и размещения ГПП, РП и ТП, а также выбора их трансформаторов расчетные нагрузки всех подстанций вычисляются последовательным суммированием нагрузок приемников низкого напряжения каждой ТП, нагрузок высоковольтных двигателей, питаемых от этих ТП, и потерь в распределительных сетях 6 – 10 кВ. Суммарная нагрузка всех ТП, включая потери в сетях и трансформаторах ГПП, и составит расчетную максимальную нагрузку предприятия.

Для размещения ГПП (или ТП) на плане необходимо установить центры электрической нагрузки групп приемников, цехов и предприятия.

Для большей наглядности на план наносятся картограммы электрических нагрузок. Для каждой группы приемников, связанных технологически (агрегат, участок, цех), в соответствии с ее расчетной нагрузкой S_{м i} определяют радиус окружности, площадь которой в выбранном масштабе пропорциональна нагрузке.

Методика расчета

Определить местоположение подстанции – это значит найти координаты центра нагрузок:

• по исходным данным построить оси X и Y генплана и нанести центры электрических нагрузок (ЦЭН) каждого цеха,

• с учетом размеров территории генплана выбрать масштаб нагрузок, ориентируясь на наибольшую и наименьшую, приняв удобный радиус:

, ,

, ,

где m – масштаб нагрузок, кВт/км² или кВАр/км², Р_нб, Q_нб – наибольшая мощность цеха, кВт , кВАр, Р_НМ, Q_НМ – наименьшая мощность цеха, кВт , кВАр, R_НМ – наименьший визуально воспринимаемый радиус картограммы нагрузки, км.

Величина m округляется и принимается как для активных, так и для реактивных нагрузок.

• определяются радиусы кругов активных и реактивных нагрузок всех цехов:

,км ,км

где R_а и R_р - радиусы реактивной и активной нагрузок, км, Р и Q – активная и реактивная нагрузки цехов, кВт , кВАр, m_а и m_р - масштаб нагрузок активной и реактивной, кВт/км² , кВАр/км² .

Если даны только Р и cosφ, то

Q = P tgφ.,кВАр

• определяются основные координаты ЦЭН всего предприятия:

,км ,км

А (X_а0, Y_а0) – местоположение ГПП,

,км ,км

В (Х_р0, Y_р0) – местоположение ККУ, где Х_а0, Y_а0 – координаты ЦЭН активных, км,

Х_р0, Y_р0 – координаты реактивных, км.

• составляется картограмма нагрузок, на которую наносятся все необходимые данные.

4 Выбор трансформаторов и расположение подстанций

Напряжение каждой ступени СЭС должно выбираться с учетом смежных звеньев. Так, выбор напряжения для питающих линий и высшего напряжения ГПП диктуется условиями подключения к ЭЭС, напряжением источников питания. Наиболее распространенными являются напряжения 6, 10, 35, 110,154 и 220 кВ.

Для заводских распределительных сетей высокого напряжения применяются номинальные напряжения 6, 10 и 20 кВ. При этом наиболее предпочтительным по экономичности сетей является напряжение 10 кВ. Напряжение 6 кВ применяется при наличии значительного количества электроприемников 6 кВ (не менее 25% от S_М по заводу в целом), а также заводской ТЭЦ с генераторным напряжением 6 кВ. Напряжение 20 кВ (и выше) используется в случае необходимости питания отдаленных объектов (карьеров, соседних предприятий и населенных пунктов).

Трансформаторные подстанции должны размещаться с максимальным приближением к центру электрических нагрузок питаемых потребителей. Тип подстанции, количество и мощность трансформаторов определяются в зависимости от величины электрической нагрузки S_р, состава потребителей по категориям бесперебойности, размещения оборудования потребителей, архитектурно-строительных условий, окружающей среды, условий пожарной и электробезопасности. Как правило, применяются комплектные трансформаторные подстанции (КТП), комплектные распределительные устройства (КРУ) и щиты заводского изготовления.

Однотрансформаторные цеховые подстанции используются при нагрузках потребителей III категории, допускающих длительные перерывы питания. В случае установки в цехе нескольких однотрансформаторных подстанций предусматривается резервирование потребителей II и III категории по сетям низкого напряжения.

Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяются в случае преобладания потребителей I и II категории и отсутствия резервирования по сетям низкого напряжения.

Подстанция с числом трансформаторов более двух в СЭС не применяются.

На ГПП предприятий обычно устанавливаются два трансформатора. Если на предприятии несколько ГПП, то ГПП, питающие потребителей 3 категории, могут иметь один трансформатор.

Выбор силовых трансформаторов производят по максимальной расчетной нагрузке питаемых потребителей с учетом перегрузочной способности трансформаторов.

С учетом непредвиденных и аварийных увеличений нагрузки и перспектив расширения мощности трансформатора однотрансформаторной подстанции принимают по условию:

S_НТ ≥ S_М / (0,7….0,9), кВА.

На двухтрансформаторной подстанции мощность трансформатора выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из трансформаторов, другой воспринял бы на себя всю нагрузку без недопустимой перегрузки. Допускается аварийная перегрузка трансформатора с масляным охлаждением на 40% сверх номинального тока на время максимумов нагрузки (не более 6 ч в сутки в течение пяти суток). При этом начальная загрузка трансформатора не должна превышать 93%. Следовательно, для выбора номинальной мощности можно записать следующие условия:

, кВ А,

где S_m – ориентировочная мощность трансформатора, кВА,

Р_р – наибольшая расчетная суммарная нагрузка группы трансформаторов, кВт,

β_T – оптимальный коэффициент загрузки трансформаторов.

1,4 S_НТ ≥ 0,75 S_р.

Номинальные мощности трехфазных силовых трансформаторов, устанавливаемых в ТП 6 – 10 кВ, составляют следующий ряд: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВА. КТП 6 – 10 кВ могут быть наружного и внутреннего исполнения, в последнем случае они размещаются внутри цеха между колоннами или в отдельном помещении.

5 Компенсация реактивной мощности

5.1 Нормативные значения коэффициента мощности

Выбор способа повышения коэффициента мощности, типа и мощности компенсирующих устройств в промышленных электроустановках и их размещение в точках сети предприятия – сложная и важная задача. Оптимальная степень компенсации определяется на основе единого плана развития электрификации района ЭЭС с учетом баланса активных и реактивных мощностей, уровней напряжения и возможности регулирования.

Руководящие указания по повышению мощности в установках потребителей энергии рекомендуют следующие значения средневзвешенного коэффициента мощности, которыми следует пользоваться при определении необходимой мощности компенсирующих устройств в проекте электроснабжения:

0,85 – при питании от генераторов электростанции на генераторном напряжении,

0,93 – при питании от районных сетей 110 – 220 кВ и от сетей 35 кВ, питающихся от электростанций,

0,95 – при питании от сетей 35 кВ, питающихся от районных сетей 110 – 220 кВ.

Эти нормативные значения отнесены к шинам вторичного напряжения ГПП (6 – 10 кВ) или к шинам РП, ЦРП или ТП при питании последних непосредственно от энергосистемы.

При проектировании схем электроснабжения промышленных предприятий в первую очередь необходимо рассматривать и внедрять мероприятия по повышению коэффициента мощности, не требующие специальных компенсирующих устройств: упорядочение технологического режима, переключение статорной обмотки асинхронных двигателей, загруженных менее чем на 40%, с треугольника на звезду, ограничение холостого хода асинхронных двигателей, применение синхронных двигателей вместо асинхронных, замена или отключение трансформаторов, загруженных менее, чем на 30%, замена мало загруженных асинхронных двигателей на двигатели меньшей мощности.

При выборе специальных компенсирующих устройств предпочтение следует отдавать установкам с косинусными конденсаторами. При этом важно оптимально распределить их мощность по различным ступеням СЭС. Установка конденсаторов непосредственно у приемников ведет к разгрузке питающих сетей и трансформаторных подстанций от передачи реактивной энергии. Однако, чрезмерное дробление мощности конденсаторных установок приводит к увеличению затрат на коммутационную аппаратуру и измерительные приборы и к менее эффективному использованию установленной мощности конденсаторов из-за их отключения при отключении приемника. Установка конденсаторов на напряжении 6 – 10 кВ на ГПП или РП не разгружает от реактивной мощности питающие линии и трансформаторы.

Основные рекомендации по применению конденсаторов сводятся к следующему:

• применение батареи конденсаторов мощностью менее 400 кВАр (на 6-10 кВ), если она подсоединяется через специальный выключатель, экономически не оправдывается,

• применение батареи конденсаторов 6 – 10 кВ мощностью менее 100 кВАр, если она подсоединяется через общий выключатель с трансформатором или другим приемником, экономически не оправдывается,

• мощность батареи конденсаторов 0,22 – 0,66 кВ должна составлять не менее 30 кВАр,

• на напряжении 0,22 – 0,66 кВ конденсаторы целесообразно устанавливать в цехах у групповых распределительных щитков или присоединять к магистральным токопроводам,

• централизованная установка конденсаторов 0,22 – 0,66 кВ на щите ТП или в головной части шинопроводов нецелесообразна,

• централизованная установка конденсаторов 6 – 10 кВ на ГПП может быть оправдана только при наличии глубокого ввода 110 – 220 кВ, когда ГПП совмещает в себе функции РП 6 – 10 кВ,

• установка конденсаторов 6 – 10 кВ на цеховых ТП, трансформаторы которых присоединены наглухо или через разъединитель нецелесообразна,

• конденсаторы 6 – 10 кВ рекомендуется устанавливать либо на РП, либо на ТП, имеющих РУ 6 – 10 кВ.

5.2 Методика расчета

Суммарная расчетная мощность низковольтных компенсирующих устройств определяется по минимуму приведенных затрат двумя последовательными расчетными этапами:

1. Выбор экономически оптимального числа трансформаторных подстанций.

2. Определение дополнительной мощности батарей ниже 1 кВ в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 6 – 10 кВ предприятия, питающей эти трансформаторы.

Суммарная расчетная мощность батарей ниже 1 кВ равна:

Q_НК = Q_НК1 + Q_НК2, кВАр,

где Q_НК1 и Q_НК2 – суммарные мощности батарей, определенные на указанных этапах расчета, кВАр.

По выбранному количеству трансформаторов определяют наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до1 кВ:

, кВАр,

где Q_Т - наибольшая реактивная мощность, кВАр, N – число цеховых трансформаторов, шт.

Суммарная мощность батарей ниже 1 кВ для данной группы трансформаторов

Q_НК1 = Q_р – Q_Т, кВАр,

где Q_р– суммарная расчетная реактивная нагрузка ниже 1 кВ за наиболее нагруженную смену, кВАр.

Если окажется, что Q_НК1 < 0, то по первому этапу расчета установка низковольтных компенсирующих устройств не требуется и Q_НК1 принимается равным нулю.

Мощность батарей конденсаторов в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах Q_НК2 определяется по формуле:

Q_НК2 = Q_р - Q_НК1 – γ N S_Т, кВАр,

где γ – расчетный коэффициент, определяемый в зависимости от показателей К₁, К₂ схемы питания цеховой подстанции.

Если окажется, что Q_НК2 < 0, то для данной группы трансформаторов реактивная мощность Q_НК2 принимается равной нулю и в дальнейшем расчете не учитывается.

Q_ККУ = , кВАр.

Полученную величину мощности округляем до ближайшей стандартной мощности ККУ и в зависимости от средневзвешенного коэффициента мощности определяем оптимальную мощность компенсирующих устройств.

Величина суммарной мощности компенсирующих устройств в сетях предприятия определяется по формуле:

Q_ККУ = Р_ср(tgφ₁ – tgφ₂), кВАр,

где Р_ср – средняя нагрузка предприятия за год, кВт, tgφ₁ – тангенс угла сдвига фаз тока и напряжения, отвечающий естественному средневзвешенному коэффициенту мощности за год, tgφ₂ – тангенс угла сдвига фаз, отвечающий нормативному, или заданному, значению коэффициента мощности.

Защита батарей выбирается с учетом отстройки от токов включения и разряда конденсаторов. При защите батарей предохранителями ток плавкой вставки I_пв определяется по формуле:

, А.

При защите автоматическим выключателем последний должен иметь комбинированный расцепитель, обеспечивающий защиту с плавной регулировкой уставки тока. Уставка тока I_У, выбираемая исходя из перегрузочной способности конденсаторов, не должна превышать 130%. Она определяется так:

, А.

При наличии в сетях высших гармоник проверяется вероятность перегрузки конденсаторов по току в резонансных или близких к ним режимах и предусматриваются мероприятия по предотвращению резонансных явлений.

Для быстрого разряда конденсаторов после их отключения применяются индуктивные или активные разрядные сопротивления R, Ом, подключаемые параллельно конденсаторной батарее:

, Ом,

где U_Ф – фазное напряжение сети, кВ, Q_ККУ – номинальная мощность конденсаторной батареи, кВАр.

6 Выбор схемы и расчет цеховых сетей низкого напряжения

6.1 Схемы цеховых сетей

Цеховые сети подразделяются на силовые и осветительные, а также на питающие и распределительные. Цеховые сети низкого напряжения проектируются по радиальным, магистральным и смешанным схемам.

Р

1 – щит ТП, 2 – распределительный пункт

Рисунок 6.1 – Радиальная схема питания распределенных нагрузок

адиальные схемы (рисунки 6.1 и 6.2) наиболее часто используются для питания отдельных сосредоточенных потребителей (крупные электродвигатели, печи, компрессорные, насосные, вентиляционные и т.д.), кроме того, они предпочтительнее для взрывоопасных, пожароопасных и пыльных помещений. Они также применяются при разбросанном расположении силового оборудования (ремонтные мастерские, отдельные участки с непоточным производством и т.п.). К преимуще-

1,2 – много-двигательный привод; 3,4 – электродви-гатель асинхронный; 5 – шкаф силовой

Рисунок 6.2 – Радиальная схема питания сосредоточенных нагрузок

ствам радиальных схем относятся: высокая надежность питания и легкая приспособляемость к автоматизации переключений и защиты.

Рисунок 6.3 – Схема блока трансформатор - магистраль

При выполнении радиальных схем приходится сооружать распределительные щиты (пункты) с большим количеством защитных автоматов и большой щит низкого напряжения в ТП. Применение в радиальных сетях проводки, выполненной кабелем или проводом в трубах, ограничивает возможность перемещения оборудования при перестройке или реконструкции производства.

Магистральные схемы, отличающиеся простотой и экономичностью, используются при нагрузке, равномерно распределенной по площади цеха (рисунки 6.3 и 6.4).

П рименение магистральных схем позволяет отказаться от развитого распределительного щита в ТП и выполнить сеть в виде блока "трансформатор - магистраль".

Т

Рисунок 6.4 – Схема магистральной сети с нормально разомкнутой перемычкой

акие схемы отличаются универсальностью и приспособляемостью к перемещению цехового оборудования. С помощью нормально разомкнутых перемычек между магистралями разных ТП в местах их сближения можно обеспечить надежное питание потребителей 2 и даже 1 категории.

К недостаткам магистральных схем относятся: снижение надежности питания (по сравнению с радиальными схемами) и перерасход проводникового материала, который, однако, быстро окупается.

Н

1 – щит низкого напряжения ТП; 2 – присоединение цепочкой; 3 – магистральный токопровод; 4 – распределительный токо-провод; 5 – силовой распределительный пункт.

Рисунок 6.5 – Схема смешанной сети

аибольшее распространение в цеховых сетях получили смешанные схемы, конфигурация которых меняется в зависимости от характера производственных помещений (рисунок 6.5).

В местах расположения токоприемников с определенной последовательностью размещения применяются распределительные токопроводы, которые присоединяются к магистральным токопроводам через автоматический выключатель, разъединитель или наглухо. Токоприемники с помощью отдельных распределительных линий (ответвлений) подсоединяются к распределительному шинопроводу через автоматический выключатель или предохранитель.

В тех отделениях цеха, где по характеру расположения оборудования прокладка шинопровода нецелесообразна, для питания приемников устанавливаются распределительные щиты (пункты), которые подключаются к ближайшему распределительному или магистральному шинопроводу, или щиту низкого напряжения ТП.

Группы менее ответственных электроприемников, удаленные от распределительного пункта или шинопровода, запитываются цепочкой. В цепочку не рекомендуется соединять электроприемники различных технологических потоков или различного технологического назначения. Не рекомендуется также соединять в цепочки более трех-четырех приемников.

П итание электродвигателей цеховых подъемно-транспортных механизмов (кранов, кран-балок и т.д.) производится с помощью неизолированных проводников – троллеев. В зависимости от расчетной нагрузки троллейные линии питаются от щита ТП или от распределительного пункта, либо от магистрального или распределительного шинопровода. В начале или в конце ответвления к троллейной линии устанавливается рубильник или блок рубильник – предохранитель (рисунок 6.6).

1 – троллейная линия; 2 – рубильник; 3 – подпитка; 4 – секционный рубильник; 5 – ремонтная секция.

Рисунок 6.6 – Троллейная линия для питания двух кранов.

Для удобства эксплуатации при наличии двух и более кранов производится секционирование троллейных линий. Подвод питания лучше осуществлять к средней части секции троллея. Допустимо подводить питание к любой точке троллея, если это не противоречит условиям потери напряжения и рационально с точки зрения конструкции сети.

Питание осветительной нагрузки, как правило, производится от тех же ТП, которые питают силовую нагрузку, на напряжении 380/220 В с глухозаземленной нейтралью сети. Если номинальное напряжение силовой сети отличается от 380 В, для питания осветительной нагрузки применяют трансформаторы со вторичным напряжением 220/127 В, к которым подводится питание от цеховых силовых сетей или от распределительной сети 6 – 10 кВ.

Л

1 – щит низкого напряжения ТП; 2 – магистраль силовой сети; 3 – переключатель; 4 – распределительная линия освещения; 5 – групповой осветительный щиток; 6 – групповая осветительная сеть.

Рисунок 6.7 – Схема осветительной сети

инии питания освещения не связывают с силовыми линиями и обычно подсоединяют к щиту низкого напряжения ТП при радиальной схеме или к головному участку магистрального шинопровода. В осветительных сетях для питания групп светильников наибольшее применение находят радиальные схемы. Распределительная сеть освещения выполняется по магистральным и смешанным схемам (рисунок 6.7).

Выбор напряжения для питания силовых и осветительных электро-приемников осуществляется взаимосвязано. Наиболее часто применяют напряжение 380/220 В с питанием от трансформаторов, общих для силовой и осветительной нагрузки. Напряжение 220/127 В целесообразно в схемах освещения при силовой сети 660 В. применение напряжения 660 В позволяет сократить расход проводникового материала, число цеховых трансформаторных подстанций и потери энергии в сети. Напряжение 660 В дает возможность увеличить мощность цеховых трансформаторов до 1800 и 2500 кВ•А, что очень важно при высокой удельной плотности нагрузки и большой протяженности сетей низкого напряжения. Такое положение наиболее характерно для предприятий угольной, нефтяной, химической промышленности. согласно ПУЭ установки и сети трехфазного тока 660 В должны работать с изолированной нейтралью.

6.2 Конструктивное выполнение цеховых сетей и подстанций

Радиальные цеховые сети выполняются, как правило, проводами или кабелями с медными жилами, проложенными в стальных тонкостенных трубах по стенам и конструкциям (открытая прокладка), либо в бетонной подготовке пола (скрытая прокладка). В помещениях со взрывоопасной средой используются провода и кабели с медными жилами. Распределительные щиты (пункты) устанавливаются в местах, удобных для обслуживания, возможно ближе к центру нагрузок присоединенных приемников. Конструктивно щиты могут быть размещены на полу, у стенок, колонн, на стенках, в нишах. Типы выпускаемых щитов приведены в справочниках и каталогах.

В магистральных и распределительных сетях применяются открытые шинопроводы, которые прокладываются не ниже 3,5 м от уровня пола, а в крановых пролетах – не ниже 2,5 м от уровня настила мостового крана. Закрытые шинопроводы прокладываются не ниже 2,5 м от пола. Шинопроводы крепятся к стенам, колоннам и фермам.

Присоединение приемников к шинопроводу производится с помощью ответвлений, выполненных кабелями или проводами, проложенными в трубах. В головной части ответвления устанавливаются ответвительные коробки с предохранителями или автоматическими выключателями. Распределительные шинопроводы подключаются к магистральным с помощью вводных коробок. Магистральные шинопроводы подключаются к распределительному щиту ТП через автоматические выключатели или разъединители. При блочных схемах типа "трансформатор - магистраль" магистральный токопровод может подключаться к трансформатору наглухо.

В цехах промышленных предприятий обычно устанавливаются комплектные трансформаторные подстанции с одним или двумя трансформаторами. КТП состоят из распределительного устройства или вводного шкафа высокого напряжения, трансформатора и шкафов низкого напряжения. При радиальных схемах трансформатор подсоединяют без защитной аппаратуры на стороне 6 – 10 кВ.

Распределительное устройство низкого напряжения для КТП комплектуется из шкафов ШН, ШД, панелей типа ЩО – 59 и др. В них устанавливаются вводные, секционные и линейные автоматические выключатели, а также плавкие предохранители с рубильниками или блоки предохранитель – выключатель, предназначенные для отключения и защиты линий и АВР секций. При установке трансформаторов снаружи здания цеха распределительное устройство низкого напряжения соединяется с ним закрытым шинопроводом, проходящим сквозь стену.

6.3 Расчет цеховых сетей

Сечения проводников цеховых сетей выбираются по расчетному току, исходя из условия, чтобы проводники при работе в длительном режиме при нормальной температуре окружающей среды (воздух, земля) не перегревались сверх допустимой температуры. Выбранные по этому условию проводники проверяются по потере напряжения. Если число часов использования максимума превышает 5000, сечение проводников, проверяется по экономической плотности тока.

Величина расчетного тока для начала участка сети определяется по формулам:

, А (для недвигательной нагрузки),

, А (для двигательной нагрузки),

, А (постоянный ток),

где S_Р, Р_Р – расчетная полная и активная мощности в начале линии, кВ•А и кВт,

U_Н – номинальное напряжение, кВ.

Сечение проводников должно выбираться по таблицам допустимой нагрузки ПУЭ из условия:

I_Р ≤ I_ДОП,

где I_ДОП – длительно допустимый ток на провода, кабели и шины данного сечения, А.

Расчет сетей на потерю напряжения должен обеспечить необходимый уровень напряжения на зажимах электроприемников как в максимальном, так и минимальном режиме нагрузки (п.1.2. 2 – 1.2.24 ПУЭ) и необходимую величину моментов вращения электродвигателей при сниженном напряжении в момент пика нагрузки.

Уровни и отклонения напряжения регламентируются п.п.1.2.23 и 5.3.55, 5.3.58 ПУЭ. Указаниями по проектированию силового электрооборудования промышленных предприятий установлены следующие допустимые отклонения от номинального эксплуатационного напряжения U_Н на зажимах электроприемников (таблица 6.1).

Таблица 6.1 - Допустимые отклонения напряжения на зажимах приемников

Приемники и режим их работы	Снижение в % от UН	Повышение в % от UН
Электродвигатели
длительная работа в установившемся режиме – нормальная расчетная величина	5	10
длительная работа в установившемся режиме для отдельных особо удаленных электродвигателей в нормальных условиях	8 – 10
то же, но в аварийных условиях	10 – 12
Кратковременная работа в установившемся режиме при пуске соседнего крупного двигателя	20 – 30
на зажимах пускаемого электродвигателя:
при частом пуске	10
при редком пуске	15
Печи сопротивления
в условиях длительной работы, нормальная расчетная величина	5	5
Индукционные печи; получающие питание от преобразователя	как электродвигатели
Дуговые печи
длительная работа	5	5
Кратковременная работа	не лимитируется

Продолжение таблицы 6.1

Приемники и режим их работы	Снижение в % от UН	Повышение в % от UН
Сварочные аппараты	8 –10
Краны
на переменном токе	8 – 9
на постоянном токе	11 – 12

Для определения допустимого отклонения напряжения на зажимах электроприемника низкого напряжения следует учесть потерю напряжения в питающем нагрузку трансформаторе, предполагая при этом, что напряжение холостого хода трансформатора на 5% выше эксплуатационного напряжения (400 В против 380 В). Потеря напряжения (%) в трансформаторе определяется по формуле

, В,

что соответствует потере напряжения.

, В,

где U_ХХ – напряжение холостого хода, В.

Напряжение на зажимах удаленного от трансформатора электродвигателя:

, В,

где U_СЕТИ – потеря напряжения в сети низкого напряжения, В.

6.4 Расчет сети трехфазного тока

Расчет ведется в зависимости от схемы по формулам:

• для линии с одним приемником на конце:

, В.

• для магистрали с несколькими нагрузками:

, В,

, В.

При одинаковом сечении проводов по длине

, В.

6.5 Расчет троллейных линий

Для троллейных линий из стали

, кВт,

где R_а – активное сопротивление, Ом,

X_внутр и X_внеш – внутреннее и внешнее сопротивления стального проводника, Ом.

Таблица 6.2 - Длительно допустимые нагрузки для стальных троллеев в амперах

	Переменный ток, I	Постоянный ток, I
∟40 × 40 × 4	245	410
∟50 × 50 × 5	313	566
∟60 × 60 × 6	388	740
∟75 × 75 × 8	508	1085

Если сечение стали окажется недостаточным по потере напряжения, применяют индукционную (из алюминиевой полосы) и безындукционную (из проводов или кабеля) подпитки.

Коэффициент мощности при пиковом токе для кранов малой грузоподъемности рекомендуется принимать равным 0,5, для кранов большой грузоподъемности – 0,6.

Теоретически наивыгоднейшее сечение питающей линии для троллея определяется из соотношения:

,

а значение К для линий, выполненных проводами и кабелями с алюминиевыми жилами, при cos φ = 0,6 и U_Н = 380 В принимается равным:

Таблица 6.3 – Значения К для линий, выполненных проводами и кабелями с алюминиевыми жилами

Сечение, мм2	К	Сечение, мм2	К
16	0,603	95	0,126
25	0,348	120	0,105
35	0,292	150	0,090
50	0,213	185	0,077
70	0,160	240	0,066

7 Выбор защитной аппаратуры в сетях низкого напряжения

В эксплуатации электросетей возможны следующие ненормальные по току режимы работы:

• увеличение длительно протекающего тока сверх допустимого, не связанное с характером технологического процесса (например, естественное возрастание нагрузки в жилом доме со старой подводкой за счет включения новых электроприемников),

• кратковременное протекание тока перегрузки I_пер, связанное с нормальным технологическим процессом (например, пуск асинхронных двигателей и т.п.),

• протекание тока короткого замыкания, значительно превышающего длительно допустимый ток нагрузки проводника.

Токи ненормальных режимов, значительно превышающие допустимые, чрезмерно нагревают проводники сети, что приводит к преждевременному износу изоляции, повреждениям отдельных участков сети, пожарам и т.п. Для предупреждения этого применяют защитные устройства – плавкие предохранители, автоматические воздушные выключатели (автоматы), магнитные пускатели.

Плавкие предохранители и автоматы должны обеспечить:

• надежную работу сети при протекании как максимальных рабочих токов I_мах, так и возможных максимальных токов кратковременных перегрузок I_пер, обусловленных нормальным технологическим процессом (пик тока при кратковременных технологических перегрузках, пусковой ток электродвигателя),

• отключение токов короткого замыкания и допустимых длительных токов перегрузки, не связанных с характером технологического процесса; при этом отключение должно происходить тем быстрее, чем больше ток ненормального режима превышает допустимый.

Отключение токов короткого замыкания должно быть по возможности селективным, т.е. при коротком замыкании должен отключаться только поврежденный участок сети, а остальные неповрежденные линии сети должны оставаться в работе.

Время работы защитных устройств определяется по их защитным характеристикам, дающим зависимость времени отключения от кратности тока перегрузки, или тока короткого замыкания по отношению к номинальному току защитного элемента, или просто от величины протекающего тока. Защитные характеристики плавких предохранителей и автоматов приводятся в соответствующих каталогах.

Плавкие предохранители следует выбирать с соблюдением следующих условий:

• номинальный ток плавкой вставки предохранителя I_пв для линии без электродвигателей не должен быть меньше максимального рабочего тока цепи, т.е.:

I_пв ≥ I_р.

Для электрических аппаратов и проходных изоляторов установлена следующая шкала номинальных токов:

1; 2,5; 4; 6; 10; 15; 25; 40; 60; 100; 150; (200); 250; (300); 400; 600; (800); 1000; 1500; 2000; 2500; 3000; 4000; 5000; 6000; 8000; 10000; 12000; 15000А.

Примечание: В скобках указаны значения токов, не рекомендуемые ГОСТ к широкому применению.

• при выборе плавких предохранителей в цепях электродвигателей следует учитывать их пусковой ток. Опытом эксплуатации установлено, что при нормальных условиях пуска, т.е. сравнительно небольшой частоте пусков и при длительности их не более 8 – 10 сек, номинальный ток плавкой вставки может быть выбран из условия:

, А.

При тяжелых условиях пуска, т.е. при частых пусках и длительности пусков до 40 сек, следует исходить из условия:

, А.

В обоих случаях принимают следующие значения тока I_пуск:

• в цепи одного электродвигателя: I_пуск = К_пуск.  I_{н дв}, А,

• в цепи, питающей несколько электродвигателей или электродвигатели и другие электроприемники:

I_пик ≥ I_{пуск. тах} × I_р – К_и × I_н.тах, А,

где второй член правой части равенства является наибольшим током нагрузки цепи от всех электроприемников и электродвигателей, за исключением тока нагрузки того электродвигателя, который дает наибольший прирост пускового тока,

I_пуск – пусковой ток максимального электродвигателя по мощности, А,

К_и – коэффициент использования этого электродвигателя,

I_р – расчетный ток группы электроприемников, А.

Возможность одновременного пуска двух или более электродвигателей не учитывают.

Для линии к сварочному трансформатору:

, А,

где I_СВ – ток сварочного трансформатора, А.

• избирательная работа предохранителей практически выполняется, если номинальный ток плавкой вставки предохранителя на головном участке на 1 – 2 ступени стандартной шкалы токов превышает номинальный ток плавкой вставки предохранителя на ответвлениях к электроприемникам (одна ступень при малых токах в ответвлении к электроприемникам и две ступени – при больших токах). При этом учитываются обычно значения токов короткого замыкания в разветвленных сетях, питаемых трансформаторами до 1000 кВА включительно, и средние отклонения истинных параметров плавких вставок предохранителей от их типовых характеристик.

При кратности перегрузки примерно 1,6 предохранители не отключаются длительное время. При этом имеют место перегрев проводников примерно в 2,6 раза выше нормального и ускоренное старение изоляции, что недопустимо.

Для обеспечения более надежной защиты проводов от перегрузок выбирают плавкие вставки предохранителей с номинальным током по меньшей мере на 20% меньше допустимой нагрузки провода, а провода нагружают не более чем на 80% длительно допустимой для них нагрузки. Это ведет к плохому использованию материала проводов, и к такому положению прибегают лишь в тех случаях, когда сети не находятся под наблюдением квалифицированного персонала и могут быть перегружены.

Для сетей промышленных предприятий, обслуживаемых квалифицированным персоналом, для экономии материалов проводов выбирают предохранители так, чтобы они защищали сети от повреждений при токах короткого замыкания.

Таким образом, при защите сетей предохранителями сечение проводов и кабелей должно определяться не только по условию I_доп, но должно также согласовываться с номинальным током плавкой вставки предохранителя, защищающего сеть, согласно условию:

, А,

где Кз – кратность допустимого длительного тока проводника по отношению к номинальному току или току срабатывания защитного аппарата I_З.

Для промышленных сетей и силовых сетей в жилых зданиях Кз = 0,33.

• для обеспечения безопасности людей:

, А,

где I_КЗ⁽¹⁾ – ток однофазного короткого замыкания в конце защищаемого участка сети, А.

Автоматические выключатели (автоматы) используют для защиты линий, питающих электропотребители, от перегрузок и от токов короткого замыкания. Автомат отключается расцепителем, имеющим определенный ток срабатывания I _{н расц.}. Если ток в цепи, защищаемой автоматом, равен или превышает ток срабатывания расцепителя, последний освобождает подвижную систему автомата и он отключается.

Применяют расцепители тепловые, электромагнитные и комбинированные.

Комбинированный расцепитель состоит из теплового и электромагнитного элементов, действующих независимо на отключение автомата.

Тепловой расцепитель состоит из биметаллической пластины, выполненной из двух металлов с разными коэффициентами линейного расширения. При сильном нагреве током перегрузки эта пластина расцепителя изгибается и освобождает подвижную систему автомата, который отключается.

На том же принципе выполняются и тепловые реле магнитного пускателя.

Автоматы с тепловыми расцепителями и магнитные пускатели с тепловым реле хорошо защищают линии электросети только от перегрузок, но не защищают их от токов короткого замыкания, так как обладают большой тепловой инерцией. Поэтому для защиты от токов короткого замыкания последовательно с такими автоматами включают плавкие предохранители, а последовательно с магнитными пускателями – также предохранители или автоматы с электромагнитными расцепителями.

Электромагнитный расцепитель отключает автомат при токе, равном или превышающем ток срабатывания автомата, причем действует он мгновенно независимо от степени этого превышения. Очевидно, что автомат с электромагнитным расцепителем может защищать линию электросети только от токов короткого замыкания, но не от перегрузок.

Основными достоинствами автоматов и магнитных пускателей по сравнению с плавкими предохранителями является более совершенная защита от перегрузок и токов короткого замыкания, а также одновременное отключение всех трех фаз сети и исключение работы электродвигателей на двух фазах, ведущей к перегреву. Последнее возможно при перегорании предохранителя в одной фазе линии.

Автоматы выбираются согласно условиям:

IН.А.  IН.Р.;	Iн.расц  Iр– для линии без ЭД,
VН.А.  VС ;	Iн.расц.  1,1Iр– для линии с одним ЭД, для автоматов, устанавливаемых вне щитов и сборок,
	Iн.расц  Iр / 0,85 – для автоматов устанавливаемых внутри шкафов и сборок,

где I_Н.А. – номинальный ток автомата, А,

I_н.расц – номинальный ток расцепителя автомата, А,

I_р– длительный расчетный ток в линии, А,

V_Н.А. – номинальное напряжение автомата, В,

V_С – напряжение сети, В.

Защита от короткого замыкания осуществляется выбором уставки тока электромагнитного расцепителя: