Методичні вказівки щодо виконання розділів проекту

3.1 Складання схеми електропостачання цеху.

Під час розробки схеми електропостачання споживачів цеху керуються нижче - перерахованими положеннями.

Цехові мережі ПП виконуються на напругу до 1 кВ (частіше 380В).

На вибір схеми і конструктивне виконання цехової мережі впливають такі фактори, як категорія надійності живлення ПЕЕ, розміщення на території цеху, номінальні струми і напруги. При виборі ступеня захисту (1PXX) застосовуваного устаткування необхідно враховувати мікроклімат виробничого приміщення ([1], стор.171).

Цехові мережі розподілу електроенергії повинні:

- забезпечувати необхідну надійність електропостачання ПЕЕ залежно від їхньої категорії;

- бути зручними і безпечними в експлуатації;

- мати конструктивне виконання, що забезпечує застосування індустріальних і швидкісних методів монтажу.

Схеми цехових мереж поділяються на магістральні й радіальні.

Магістральні схеми застосовуються при рівномірному розподілі навантаження по площі цеху. Розрізняють головну магістраль і розподільні магістралі.

Розподільні магістралі призначені для живлення приймачів малої й середньої потужності, які рівномірно розподілені вздовж лінії магістралі. Такі схеми виконують за допомогою комплектних шинопроводів типу ШРА на струми до 630А (додатки 1 табл. Д1.6 й Д1.8; [1] табл.7.4; [2] табл.5.1; [7] табл.3.4-3.7). Живлення їх здійснюють від головних магістралей або РУ нижчої напруги цехових ТП ([7] табл. П.3.4-3.6).

Широко застосовують магістральні схеми типу блока трансформатор-магістраль (БТМ), де відсутнє РУ нижчої напруги на цехові ТП, а магістраль підключається безпосередньо до цехового трансформатора через вступний автоматичний вимикач (АВ). При двотрансформаторній ТП і схемі БМТ між магістралями для взаємного резервування встановлюють перемичку з АВ.

У великих цехах із трансформаторами потужністю 1600 і 2500 кВт й розосередженими навантаженнями застосовують магістральні схеми з декількома магістралями, що живляться від одного трансформатора. Цехова ТП при цьому повинна мати РУ нижчої напруги з АВ для кожної магістралі.

При рівномірному розташуванні електроприймачів цеху рекомендується для їхнього підключення застосовувати магістралі, що проходять уздовж їхніх рядів.

Радіальна схема електропостачання являє собою сукупність ліній цехової електричної мережі, що відходять від РУ нижчої напруги ТП і призначені для живлення потужних ПЕЕ (двигуни) чи невеликих груп ПЕЕ від розподільних пунктів (РП), розташованих у різних місцях цеху. Радіальні схеми електропостачання застосовують у тих випадках, коли неможливо застосувати магістральні схеми.

Розподіл електроенергії до окремих споживачів при радіальних схемах здійснюється самостійними лініями від РП, розташованих у центрі електричних навантажень даної групи споживачів. Рекомендується використовувати як найбільш дешеві РП із запобіжниками (типів СП, СПУ, ШРСУЗ).

Прикладами радіальних схем є мережі живлення насосних чи компресорних станцій, а також мережі вогненебезпечних, вибухонебезпечних і курних виробництв. Розподіл енергії в них провадиться радіальними лініями від розподільних пунктів, винесених до окремих приміщень.

Цехову трансформаторну підстанцію доцільно розміщати поблизу центра електричних навантажень (ЦЕН) цеху, координати якого х і у визначаються відповідно до виразів

; ; (1)

де -розрахункова потужність i-го ПЕЕ цеху;

x_i, y_i - координати i-го ПЕЕ цеху [1, 3].

Як розрахункову потужність при визначенні ЦЕН для одиночних ПЕЕ з тривалим режимом роботи використовується його номінальна (встановлена) потужність, тобто . Для ПЕЕ з повторно-короткочасним режимом [2, 11] .

У даний час цехові ТП виконуються комплектними (КТП) і у всіх випадках, коли цьому не перешкоджають умови навколишнього середовища й обслуговування, установлюються відкрито.

Відповідно до вищевикладених рекомендацій намітити місце розміщення ТП на плані цеху і скласти схему електропостачання цеху.

Приклад підключення електроспоживачів цеху.

На рис.1 показаний план розташування електроспоживачів цеху. Споживачів, розташованих рядами (ПЕЕ №1-10 і №11-16), підключаємо від розподільних магістралей ШРА1 і ШРА2. Групу споживачів №17-19 підключаємо до розподільного пункту РП, що у свою чергу підключений до цехового ТП за радіальною схемою кабелем. На рис.2 показана електрична схема живлення споживачів цеху.

Рис. 1- План розташування електроспоживачів цеху

Вихід трансформатора підключений до розподільного пристрою низької напруги РУ через фідерний автоматичний вимикач АВ1. Розподільні магістралі й кабельна лінія до розподільного пункту РП підключені через автоматичні вимикачі АВ2 - АВ4. Споживачі підключені короткими кабельними лініями через індивідуальні автоматичні вимикачі в коробках шинопроводів, що відгалужують, або запобіжники розподільних пунктів.

Рис.2-Електрична схема живлення споживачів цеху

3.2 Визначення розрахункового навантаження окремих груп ПЕЕ і навантаження на шинах напругою 0,4 кв цеховий ТП методом упорядкованих діаграм.

3.2.1 Послідовність розрахунків силових навантажень систематизована у вигляді таблиці, розробленої ВНИПИ «Тяжпромелектропроект» ([5], табл.4). У додатках в табл. Д1.16 показаний приклад її заповнення. До графи 1 записують найменування вузла, для якого визначаються електричні навантаження (живильна лінія, розподільна чи головна магістраль, цехова ТП, секція розподільного щита, РУ і под.), до наступних граф - найменування груп ПЕЕ одного режиму роботи (з однаковими значеннями коефіцієнтів використання і коефіцієнтів потужності ), що живляться від даного вузла. Причому ПЕЕ різних груп, підключених до даного вузла, заносять до таблиці в такій послідовності:

1) ПЕЕ із перемінним графіком навантажень, якщо коефіцієнт використання (електроприводи верстатів, зварювання);

2) ПЕЕ повторно-короткочасного режиму (крани);

3) ПЕЕ з практично постійним графіком навантаження, якщо (вентилятори, насоси, транспортери і т.д.).

Приклади ПЕЕ, що належать до різних груп, і відповідні їм середні значення коефіцієнтів використання і коефіцієнтів потужності , , подані в [2, 4].

3.2.2 Визначення середньої активної й реактивної потужності за найбільш завантажену зміну:

, , (2)

де - середня активна потужність, кВт;

- сумарна встановлена потужність групи електроприймачів, кВт;

- середня реактивна потужність, кВАр;

- середнє значення коефіцієнта реактивної потужності за найбільш завантажену зміну [2, 4].

Для ПЕЕ (чи групи ПЕЕ) із тривалим режимом роботи

чи , (3)

для ПЕЕ з повторно-короткочасним режимом

, (4)

за наявності в групі електроприймачів різних режимів роботи

, . (5)

3.2.3 Визначення коефіцієнта використання та коефіцієнта потужності для групи ПЕЕ:

, . (6)

3.2.4 Визначення ефективного числа електроприймачів ([2], с.20):

, (7)

Спрощені способи визначення , викладені в [2, 5]. Якщо більше дійсного числа електроприймачів , беремо = .

Ефективне число електроприймачів визначається для груп електроприймачів з коефіцієнтами використання <0.6 та окремо.

3.2.5 Визначення коефіцієнта максимуму активної потужності за довідковими таблицями (табл. Д1.1)

. (8)

3.2.6 Визначення розрахункової активної потужності

. (9)

3.2.7 Визначення реактивного розрахункового навантаження :

, якщо ,

, якщо . (10)

3.2.8 Визначення повної розрахункової потужності і розрахункового струму :

, . (11)

3.2.9 Розрахункова потужність електричного висвітлення визначається за
питомою потужністю:

, (12)

де - розрахункова потужність, необхідна для освітлення цеху, кВт;

- питома норма освітленості цеху, квт/м2 ([4], табл.24, 22);

- коефіцієнт попиту освітлювального навантаження ([4], табл.24, 31);

F - площа цеху, обумовлена за планом цеху, м².

При розрахунку можна взяти =0.005 квт/м², =0.9.

3.2.10 Повна розрахункова потужність цеху (на шинах 0.4 кв ТП) , ква:

, , , (13)

де - сумарна активна розрахункова потужність цеху, кВт;

- сумарна реактивна розрахункова потужність цеху, кВАр;

- коефіцієнт сполучення розрахункових максимумів окремих груп електроприймачів цеху ( =0,8...1,0).

3.3 Визначення кількості, потужності і типу силових трансформаторів з урахуванням компенсації реактивної потужності.

При визначенні кількості, потужності й типу трансформаторів цехових
ТП варто врахувати: категорію надійності електропостачання ПЕЕ; компенсацію реактивної потужності на напрузі до 1 кв; перевантажувальну здатність трансформаторів у нормальному й аварійному режимах; кроку стандартних потужностей; економічність режимів роботи трансформаторів у залежності від графіка навантаження.

Однотрансформаторні підстанції рекомендується застосовувати за наявності в цеху в основному споживачів 3-ї категорій і припустимі для споживачів 2-ї категорій (якщо припустимий переривши електропостачання на час заміни трансформатора).

Двотрансформаторні підстанції рекомендується застосовувати в наступних випадках:

- якщо переважають споживачі 1-ї категорії;

- при живленні від цехової ТП об'єктів загальнозаводського призначення (компресорних і насосних станцій);

- для цехів з високою питомою щільністю навантажень (вище 0.5-0.7ква/м²).

Іноді виявляється доцільним застосування двохтрансформаторної підстанції при нерівномірному добовому чи річному графіку навантажень. У цьому випадку можна змінювати приєднану потужність трансформаторів, використовуючи їх для більш раціонального режиму роботи.

Цехові ТП із кількістю трансформаторів більш двох використовуються тільки за умови належного обґрунтування.

Цехові трансформатори мають наступні номінальні потужності: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВт (ДСТ 14209-85).

Номінальну потужність трансформатора без урахування компенсації реактивної потужності вибирають з умови

, (14)

де К_з - коефіцієнт завантаження трансформатора;

N_тр - кількість трансформаторів на ТП;

- повна розрахункова потужність цеху, кВА.

Рекомендується [1] брати наступні коефіцієнти завантаження трансформаторів:

- якщо переважають навантаження 1-ї категорії для двох трансформаторної ТП, приймають К_з =0.65-0.7;

- якщо переважають навантаження 2-ї категорії для однотрансформаторних ТП у випадку взаємного резервування трансформаторів на нижчій напрузі, приймають К_з =0.7-0.8;

- якщо переважають навантаження 2-ї категорії і наявний централізований (складський) резерв трансформаторів, а також при навантаженнях 3-ї категорії, приймають К_з =0.9-0.95.

У перших двох випадках значення коефіцієнтів завантаження трансформаторів визначені з умови їхнього взаємного резервування в аварійному режимі з урахуванням припустимого перевантаження трансформатора, що залишився в роботі.

Потужність трансформаторів цехових ТП може бути знижена при компенсації реактивної потужності на боці нижчої напруги.

Визначимо потужність конденсаторної установки за критерієм зниження потужності цехових трансформаторів [5]. Необхідна потужність трансформатора для живлення заданого максимального активного навантаження цеху повинна відповідати умові

, (15)

де К_з - коефіцієнт завантаження трансформатора;

N_тр - кількість трансформаторів на ТП;

- активна розрахункова потужність цеху, кВА;

- коефіцієнт сполучення розрахункових максимумів окремих груп електроприймачів цеху, що був прийнятий раніше.

Потужність трансформатора вибираємо зі стандартного ряду ([9], стор. 289; [10], стор. 71; додатки, табл. П1.2). Якщо номінальна потужність трансформатора, вибраного за умовою (15) знизилася порівняно з номінальною потужністю трансформатора, вибраного за умовою (14), установлення компенсаційних пристроїв на стороні 0.4 кв доцільна.

Виходячи з прийнятої потужності трансформатора, за виразом

(16)

визначимо реактивну потужність , яку можна передати через трансформатор. Отриманому значенню відповідає потужність конденсаторної установки напругою до 1000 В, що визначають за формулою

. (17)

Потужність конденсаторної установки напругою 380 В вибирають зі стандартного ряду 50, 75, 100, 150, 225, 300, 450, 600 кВАр (табл. Д1.3; [5] табл.75) чи проектують регульованими по 150 кВАр (табл. Д1.4).

Конденсаторні установки можуть бути встановлені як на ТП, так і в окремих потужних ПЕЕ.

Навести паспортні дані вибраних трансформаторів цехової ТП (табл. Д1.2; [9]).

Найбільш простою і надійною схемою підключення однотрансформаторної підстанції потужністю до ГПП чи ГРП підприємства є підключення за радіальною схемою без збірних шин на боці ВН з вимикачами навантаження чи запобіжниками на боці ВН і з автоматами чи рубильниками із запобіжниками на боці НН [2].

Двотрансформаторна підстанція має дві секції збірних шин, секційний вимикач, який у нормальному режимі відключений, і кожна секція шин живиться від свого вводу. При аварійному відключенні одного з вводів за допомогою пристрою АВР вмикається секційний вимикач і електропостачання ТП переводиться на один ввід.

Застосовування вимикачів навантаження, які здатні відключати робочі струми трансформаторів, замість силових вимикачів невеликої та середньої потужності здійснюється з метою зниження вартості розподільного пристрою 6-10кВ.

Для відключення струмів короткого замикання, що перевищують припустимі значення для вимикачів навантаження, останні комплектуються кварцовими запобіжниками типу ПК. Такий комплект одержав назву ВНП. Під час проектування необхідно враховувати, що при кожному відключенні вимикача навантаження відбувається знос газогенеруючих дугогасних вкладишів, що обмежують кількість відключень струмів КЗ.

Апарати ВНП можуть застосовуватися для приєднання трансформаторів потужністю до 1600 кВА.

Рекомендується установлення вимикача навантаження після запобіжника, вважаючи по напрямку струму від джерела живлення, що варто мати на увазі при кресленні однолінійної схеми з'єднань підстанції. Перевага такої схеми полягає в тому, що, якщо при відключенні вимикача навантаження виникнуть неполадки, наприклад, затягування дуги внаслідок зносу вкладишів, випадкове перевищення струму над паспортними значеннями, то запобіжники практично миттєво відключать дану лінію й аварія, що виникла, обмежиться межами тільки даної камери і не пошириться на весь розподілений пристрій. Таке установлення запобіжників забезпечує можливість безпечного огляду і ревізії вимикача навантаження при вийнятих запобіжниках.

Вимикачі навантаження вибирають за напругою U_ном,, номінальним тривалим струмом І_ном. При виборі апаратів ВНП у РУ 6—10кВ необхідно враховувати недостатню чутливість запобіжників до перевантажень. Тому застосування апаратів ВНП повинне супроводжуватися установленням відповідних релейних захистів від перевантажень у схемі блока лінія-трансформатор.

В ОРУ 10-110кВ рекомендується застосування запобіжників, що стріляють. Потужність трансформаторів, які захищаються запобіжниками, що стріляють, обмежена значеннями 4000-6300 кВА. У закритих приміщеннях установлення їх не допускається.

Найбільша потужність запобіжників, ПК, ПКН (для зовнішньої установки), ПКЕ (для екскаваторів) складає 200MBА; ПКУ (посилений) на 6-10кВ - 350 MBА, на 35кВ - 500MBА.

Таблиця 1- Рекомендована відповідність струмів запобіжників ПК та електроприймачів

Номінальний струм електроприймача, А	Номінальний струм плавкої вставки запобіжника, А	Номінальний струм електроприймача, А	Номінальний струм плавкої вставки запобіжника,А
0.5	2	20	40
1	3	30	50
2	5	55	75
3	7.5	70	100
5	10	100	150
8	15	145	200
10	20	210	300
15	30	300	400

Таблиця 2- Умови вибору запобіжників вище 1кВ

Розрахунковий параметр ланки	Каталожні дані роз’єднувачів	Умови вибору
U_встан	U_ном	U_встан£ U_ном
І_{роб.мах}	І_ном	І_{роб.мах}£ І_{роб.мах}
І_по	І_{відкл.ном}	І_по £ І_{відкл.ном}

Номінальні струми плавких вставок запобіжників ПК варто вибирати так, щоб не виникало помилкове спрацьовування запобіжника внаслідок поштовхів струму при вмиканні трансформатора на невелике навантаження, а також при вмиканні електродвигунів чи батарей конденсаторів. Для виконання цієї умови струм плавкої вставки вибирається в 1,4—2,5 раза більше номінального струму електроприймача, що захищається. З врахуванням цього вибір запобіжника варто робити на основі даних табл.1.

При виборі запобіжників варто звернути особливу увагу на те, що їх можна застосовувати лише в мережах і електроустановках з напругою, що відповідає номінальній напрузі запобіжника. Застосування запобіжників з номінальною напругою, відмінною (більшою чи меншою) від номінальної напруги мережі, не допускається. Умови вибору запобіжників наведені в табл.2, у ній І_{відкл.н}. — граничний (найбільший) струм відключення запобіжника, А.

3.4 Вибір електроустаткування системи електропостачання цеху.

3.4.1 Вибір комплектних шинопроводов (табл. Д1.6, Д1.8; [1] с. 184).

Комплектні шинопроводи для головних магістралей (типу ШМА) і розподільних магістралей (типу ШРА) вибирають за розрахунковим струмом I_р на початку ліній з умови

, (18)

де I_ном – номінальний струм шинопроводу.

Втрату напруги в шинопроводі визначають за формулою,

, (19)

де - сума моментів токових навантажень шинопроводу, Акм;

r_уд, х_уд – відповідно питомі активний та індуктивний опори шинопроводу, Ом/км.

Комплектні шинопроводи перевіряють на електродинамічну стійкість за умовою

, (20)

де - припустимий ударний струм КЗ для даного типу шинопроводу;

- розрахунковий ударний струм КЗ на початку шинопровода.

3.4.2.Вибір кабельних і провідникових ліній розподільної мережі.

Відповідно до вимог ПУЕ, перетин проводів і жил кабелів цехової мережі вибирають за нагріванням і за економічною щільністю струму.

Вибір перетину провідників за нагріванням повинен здійснюватися з урахуванням не тільки нормальних, але і після аварійних режимів, коли можливий нерівномірний розподіл струмів між лініями або секціями шин. Під час перевірки на нагрівання береться півгодинний максимум струму (розрахунковий струм) , у після аварійному режимі - розрахунковий струм важкого режиму .

Припустимий тривалий струм провідника за умовою нагрівання з урахуванням умов його прокладки, визначений за таблицями глави 1.3 ПУЕ ([2] табл.5.5 - 5.8), повинен відповідати умові

. (21)

Перетини провідників мережі до 1000 В повинні бути перевірені за економічною щільністю струму, відхиленням напруги в споживачів, термічною стійкістю при струмах КЗ.

Під час перевірки за економічною щільністю струму економічно доцільний перетин S, мм² визначається зі співвідношення

, (22)

де - розрахунковий струм нормального режиму роботи, А;

- нормоване значення економічної щільності струму, А/мм², для заданих умов роботи, вибране за табл. 1.3.36 ПУЕ.

Відповідно до п.1.3.28 ПУЕ, перевірці за економічною щільністю струму не підлягають:

- мережі промислових підприємств напругою до 1000 В при числі використання максимуму навантаження до 4000-5000;

- відгалуження до окремих ПЕЕ до 1000 В;

- освітлювальні мережі;

- збірні шини електроустановок і ошиновка в межах ОРУ і ЗРУ;

- провідники, що йдуть до резисторів, пускових реостатів і под.;

- мережі тимчасових споруджень і з терміном служби 3-5 років.

Перевірка на припустиме відхилення напруги в споживачів для мереж до 1000 В є визначальною при виборі площі перетину провідників.

Відхилення напруги визначається як різниця між фактичним U і номінальним U_н значеннями напруги

, чи . (23)

Значення фактичної напруги U у споживача визначається з урахуванням напруги джерела живлення U_ип (на виході трансформатора) і спадання напруги в лінії

, (24)

, (25)

де r, х – відповідно активний та індуктивний опори лінії, Ом;

- коефіцієнт потужності наприкінці лінії.

Припустиме відхилення напруги для асинхронних двигунів , для освітлювальних мереж промислових підприємств –2.5%, +5%.

За режимом короткого замикання в електроустановках до 1000 В повинні перевірятися, відповідно до вимог ПУЕ, тільки розподільні щити і силові шафи (п.1.4.2. ПУЕ).

3.4.3 Вибір розподільних шаф пунктів.

Для прийому і розподілу електроенергії до груп споживачів три фазного змінного струму напругою 380 В застосовують силові розподільні шафи і пункти.

Для шаф з нормальними умовами навколишнього середовища виготовляють шафи серій СП-62 і ШРС1-20У3 (захищені виконання), а для курних і вологих – шафи виконання СПУ-62 і ШРС1-50У3 (закриті виконання). Шафи мають на вводі рубильник, а на виводах – запобіжники типу ПН2 чи НПН2. Номінальні струми шаф СП-62 і ШРС1-20У3 складають 250 і 400 А, а шаф СПУ-62 і ШРС1-50У3 - 175 і 280 А. Основні технічні характеристики шаф наведені в додатках табл. Д1.10 й [1] табл.7.7 і 7.8.

Розподільні пункти серії ПР-9000 комплектуються автоматичними вимикачами (однополюсними А3161 і триполюсними А3163 на номінальний струм 50А з тепловими розчіплювачами; із триполюсними автоматичними вимикачами на номінальні струми 100 А (А3120) і 200 А (А3130) з комбінованими (тепловими й електромагнітними) розчіплювачами. Номінальні струми пунктів серії ПР-9000 складають 50, 100, 200 і 600 А.

3.5 Розрахунки струмів короткого замикання.

3.5.1 Загальні положення.

Для вибору апаратів і провідників, для визначення впливу на несучі конструкції при розрахунку струмів КЗ виходять з наступних положень. Усі джерела, що беруть участь у живленні розглянутої точки, працюють з номінальним навантаженням. Синхронні машини мають автоматичні регулятори напруги і пристрої швидкодіючого форсування збудження. Коротке замикання настає в такий момент часу, при якому струм КЗ має найбільше значення. Електрорушійні сили всіх джерел живлення збігаються за фазою. Розрахункова напруга кожного ступеня береться на 5% вище номінальної напруги мережі (середня номінальна напруга U_ср), а саме: 515; 340; 230; 154; 115; 37; 24; 18; 15,57; 13,8; 10,5; 6,3; 3,15, 0,69; 0,525; 0,4; 0,23; 0,133 кВ.

Враховують вплив на струми КЗ, приєднаних до даної мережі синхронних компенсаторів, синхронних і асинхронних електродвигунів. Вплив асинхронних електродвигунів на струми КЗ не враховують при одиничній потужності електродвигунів до 100 кВт, якщо електродвигуни віддалені від місця КЗ одним ступенем трансформації, а також при будь-якій потужності, якщо вони віддалені від місця КЗ двома чи більше ступенями трансформації, якщо струм від них може надходити до місця КЗ тільки через ті елементи, через які проходить основний струм КЗ від мережі та, які мають істотний опір (лінії, трансформатори).

В електроустановках напругою вище 1кВ враховують індуктивні опори електричних машин, силових трансформаторів і автотрансформаторів, реакторів, повітряних і кабельних ліній, струмопроводів. Активний опір варто враховувати тільки для повітряних ліній із проводами малих перетинів і сталевими проводами, а також для протяжних кабельних мереж малих перетинів з великим активним опором.

В електроустановках напругою до 1кВ враховують індуктивні й активні опори всіх елементів короткозамкнутого кола (перехідні контакти апаратів, струмові котушки, перехідні опори, несиметрія фаз і т.д.). При цьому слід зазначити, що вплив опору енергосистеми на результати розрахунку струмів КЗ на боці до 1кВ невеликий. Тому в практичних розрахунках опором на боці 6-10 кВ часто зневажають, вважаючи його таким, що дорівнює нулю. У випадку живлення електричних мереж напругою до 1кВ від понижуючих трансформаторів при розрахунку струмів КЗ варто виходити з умови, що підведена до трансформатора напруга незмінна і дорівнює її номінальному значенню.

Розрахункова схема для визначення струмів КЗ являє собою схему в однолінійному виконанні, у якій введені генератори, компенсатори, синхронні й асинхронні електродвигуни, що чинять вплив на струм КЗ, а також елементи системи електропостачання (лінії, трансформатори, реактори), що зв’язують джерела електроенергії з місцем КЗ. При складанні розрахункової схеми для вибору електричних апаратів і провідників і визначення при цьому струмів КЗ варто виходити з умов, що передбачаються для даної електроустановки при тривалому часі її роботи.

За розрахунковою схемою складають схему заміщення, у якій трансформаторні зв’язки заміняють електричними. Елементи системи електропостачання, що зв’язують джерела електроенергії з місцем КЗ, вводять до схеми заміщення опорами, а джерела енергії – опорами і ЕРС. Опори і ЕРС схеми заміщення повинні бути зведені до одного ступеня напруги (основний ступінь). У практичних розрахунках за основну зручно брати ступінь, де визначаються струми КЗ. Параметри елементів схеми заміщення можна виражати в іменованих чи відносних одиницях.

3.5.2 Коротке замикання в мережах напругою до 1кВ.

У мережах до 1кВ варто враховувати активні й індуктивні опори елементів ланки К3: силових трансформаторів, кабельних ліній, шинопроводів, первинних обмоток трансформаторів струму, струмових котушок автоматичних вимикачів, різних контактних з’єднань, дуги в місці КЗ. Розрахунок струмів КЗ у мережах і установках до 1000 В зручніше звести в іменованих величинах, виражаючи опір елементів у міліОмах (mОм).

Через віддаленість місця КЗ у мережі до 1кВ від джерела живлення періодична складова струму КЗ незмінна в часі. Фізично це зумовлено тим, що КЗ у мережі до 1кВ через великий індуктивний опір цехового трансформатора сприймається в мережі від 6-10 кВ як невелике збільшення навантаження, невідчутне в мережі 110кВ.

Опір системи, що відноситься до її потужності, складається з послідовно з’єднаних елементів: генераторів, трансформаторів, що змінюють напругу, ліній електропередачі. Коли необхідні дані про енергосистему відсутні, розрахунки проводять за граничним струмом вимикання І_відкл вимикачів, встановлених на шинах зв’язку з енергосистемою. Струм відключення І_відкл порівнюється зі струмом КЗ І_к, і звідси визначається опір х_с (при живленні КЗ від енергосистеми, потужність якої значно перевищує потужність силових трансформаторів цеху, в результаті незмінності напруги на шинах системи амплітуда періодичної складової струму короткого замикання в часі не змінюється і її діюче значення протягом усього процесу КЗ також залишається незмінним, тобто ).

Визначення опорів системи в іменованих одиницях:

, або ,

, що призведене до ступеня нижчої напруги:

, (26)

де S_k – потужність відключення вимикача за каталогом, встановленим на з’єднанні підстанції підприємства до системи;

І_к – струм КЗ енергосистеми, приведений до напруги U_ср (І_к=І_відкл).

Як свідчать розрахунки, сумарний опір ланки струму КЗ значною мірою визначається опором цехового трансформатора. Це визначає наступні особливості режимів роботи цехових трансформаторних підстанцій:

1) паралельна робота двох цехових трансформаторів практично подвоює потужності КЗ, що підвищує вимоги до стійкості електромереж і комутаційної апаратури на боці до 1кВ;

2) ріст одиничної потужності цехових трансформаторів (застосування трансформаторів 1600 і 2500 кВ×А) веде до збільшення струмів КЗ у мережі до 1кВ і ставить більш тверді вимоги до цехових мереж з точки зору стійкості до дії струму КЗ.

Повний активний та індуктивний опори цехового трансформатора приведені до ступеня нижчої напруги, виражені формулами в mОм,

, (27)

, (28)

, (29)

де u_к(%) - напруга короткого замикання, %;

– номінальна потужність трансформатора, кВ×А;

– втрати короткого замикання в трансформаторі, кВт;

– номінальна напруга на боці низької напруги трансформатора, кВ.

Перехідний опір у мережі до 1кВ можна зобразити у вигляді двох складових:

R_пер = R_пер1 + R_пер2

де R_пер1 – сумарний опір усіх перехідних контактів, струмових обмоток вимикачів, реле й обмоток трансформаторів струму, mОм;

R_пер2 – опір дуги в місці КЗ, mОм.

Сумарний опір R_пер1 = R_к + R_а + R_т.тр,

де R_к – перехідний опір контактного з’єднання струмоведучих шин, mОм;

R_а – опір автоматичних вимикачів, що складаються з опору котушок роз’єднувачів і перехідного опору контактів, mОм;

R_т.тр – опір обмоток трансформаторів струму. Сумарний опір визначається номінальними струмами вимикача, трансформатора струму і не залежить від їхнього типу, mОм.

Опір дуги в місці КЗ R_пер2, можна визначити за формулою:

R_пер2 = Е_дl_д / I_к,

де Е_д – напруженість електричного поля в місці горіння дуги, яку можна взяти такою, що дорівнює 1,5 В/мм;

l_д – довжина дуги, мм (дорівнює подвоєній відстані між фазами мережі в місці КЗ);

I_к – струм трифазного КЗ, А.

У практичних розрахунках можна користуватися значеннями R_пер, наведеними в табл.3 для характерної схеми мережі до 1кВ.

При апроксимації результатів, наведених у табл.3, отримана формула для визначення сумарного перехідного опору при КЗ у точках К₂- К₄ (рис.3)

, (30)

де S_н.тр – номінальна потужність трансформатора цехової ТП, кВ×А;

а – відстань між фазами мережі в місці КЗ, мм;

К – коефіцієнт ступеня КЗ [7].

Для первинних цехових розподільних щитів і пунктів, а також на затискачах апаратів, що живляться по радіальних лініях від щитів чи підстанцій головних магістралей, К =2; для вторинних цехових розподільних пунктів і шаф на затискачах апаратів, що живляться від первинних розподільних пунктів, К =3; для апаратури, яка встановлюється безпосередньо в ПЕЕ, що живляться від вторинних розподільних пунктів, К=4. При магістральній схемі цехової мережі перехідні опори визначають по формулі (30), а при радіальній R_пер.р» 1,5R_пер

Таблиця 3 - Перехідні опори в мережі до 1кВ

Потужність трансформатора, кВ×А	Значення перехідних опорів R_пер, mОм
	К1	К2	К3	К4
160	6.1 - 10.5	16.3 – 19.1	28.06 – 30.1	75.1 - 88.1
250	4.8 – 6.9	10.6 – 12.7	18.3 – 20.3	49.1 – 58.1
400	3.7 - 5.3	8.14 - 9.8	14.08 – 15.6	37.76 – 44.7
630	2.8 – 4.07	6.26 – 7.53	10.8 – 12.0	29.0 – 34.38
1000	1.85-2.67	4.07- 4.92	7.09-7.79	18.38-22.37
1600	1.18-1.7	2.72-3.81	4.51-5.27	12.01-15.95
2500	0.9-1.42	1.86-3.01	3.62-4.59	6.92-9.26

При розрахунку струмів КЗ до ланцюга короткого замикання вводяться також індуктивні опори трансформаторів струму і котушок максимального струму автоматичних вимикачів, значення яких беруть за довідковими чи заводськими даними.

Обчислення струмів короткого замикання здійснюється для вибору і перевірки струмоведучих пристроїв і апаратів цехової мережі на стійкість дії КЗ. Надійність роботи розчіплювача перевіряють за струмом КЗ у відповідній точці ланцюга, що захищається. У мережах з ізольованої нейтраллю чутливість електромагнітного розчіплювача АВ перевіряють за кратністю струму двофазного КЗ ланцюга, що захищається, до струму вставки електромагнітного розчіплювача; у мережах із глухозаземленою нейтраллю – за кратністію однофазного струму КЗ.

Перевірка на динамічну стійкість до струмів КЗ здійснюється за максимальним миттєвим значенням ударного струму КЗ через півперіоду (0.01 с). При цьому місце КЗ знаходиться безпосередньо після апарата, що перевіряється (див. п.3.6.).

Перетворення схеми заміщення найчастіше зводиться до визначення сумарного опору кола КЗ шляхом додавання послідовно з’єднаних активних та індуктивних опорів n елементів, тому що у мережі до 1кВ має місце однобічне живлення:

; . (31)

Незалежно від режиму нейтралі в цехових мережах, найбільш важким режимом є трифазне КЗ. Діюче значення періодичної складової трифазного струму КЗ [2] без урахування впливу безпосередньо приєднаних асинхронних електродвигунів знаходиться за формулою

. (32)

Діюче значення періодичної складової однофазного струму КЗ без урахування впливу безпосередньо приєднаних асинхронних електродвигунів знаходиться за формулою

, (33)

де і - сумарний активний та індуктивний опори прямої послідовності кола КЗ;

і - сумарний активний та індуктивний опори зворотної послідовності.

Значення опору нульової послідовності основних елементів мережі напругою до 1000 В наведені в [8].

Ударний струм трифазного КЗ визначається за формулою

, (34)

де - стала часу згасання аперіодичної складової струму КЗ;

- ударний коефіцієнт для часу .

Стала часу визначається виразом:

, (35)

де і - відповідно сумарний індуктивний і активний опори схеми від джерела живлення до місця КЗ.

Значення к _y у мережах до 1кВ менше, ніж у мережах вище 1кВ, через великий активний опір ланцюга КЗ, що викликає швидке згасання аперіодичної складової струму КЗ. Значення ударного коефіцієнта можна визначити за спеціальними кривими або розрахунком залежно від відношення x_S/r_S чи постійної часу згасання аперіодичної складової .

У наближених розрахунках при визначенні I_y на шинах цехових ТП потужністю 400-1000 кВ×А можна брати к_y =1.3, а для більш віддалених точок мережі к_y»1.

Вплив асинхронних двигунів, підключених безпосередньо до місця КЗ, можна орієнтовно врахувати збільшенням значення I_п.о на 4 I_дв (I_дв – сумарний номінальний струм двигунів), значення на (4-7) I_дв.

При визначенні струмів КЗ у мережах напругою до 1кВ варто враховувати, що цехові ТП випускаються комплектними і їхнє устаткування (шафи високої та низької напруги з встановленими в них вимикачами, трансформаторами струму, шинами й іншими елементами) розраховане на тривалий номінальний режим роботи і відповідає вимогам стійкості до струмів КЗ у мережі низької напруги трансформатора даної потужності. Якщо в цеховій електричній мережі застосовуються комплектні магістральні й розподільні шинопроводи, то підбір їх за номінальним струмом дозволяє, як правило, задовольняти і вимогам стійкості до дії струму КЗ.

3.6 Вибір апаратів розподільної мережі цеху

Апарати напругою до 1000 В (автоматичні вимикачі, контактори, рубильники) вибирають за номінальними напругою і струмом , струмом відключення , і перевіряють на динамічну стійкість до струмів КЗ .

Умови вибору і перевірки апаратів напругою до 1000 В [5]:

- напруга, У, ;

- тривалий струм, А, ;

- припустимий струм відключення, кА, (для автомата),

(для рубильника);

- припустима потужність відключення, МВт, (для контактора);

- ударний струм електродинамічної стійкості, кА, (для автомата і рубильника);

де - номінальна напруга установки, У;

- початкове діюче значення періодичної складової трифазного струму КЗ, кА (формула (32));

- миттєве значення ударного струму КЗ (на виході апарата) через півперіоду (0.01 с), кА [2].

При виборі автоматичного вимикача (АВ) струм уставки електромагнітного розчіплювача беруть на 20 – 30% вище найбільшого струму короткочасного перевантаження (наприклад, пуску двигунів). Струм уставки теплового розчіплювача відстроюється від струму навантаження в ускладненому режимі з запасом на 25 – 50%.

Надійність роботи розчіплювача перевіряють за струмом КЗ, що проходить через розчіплювач, у самій вилученій точці ланцюга, що захищається. У мережах з ізольованою нейтраллю чутливість електромагнітного розчіплювача АВ перевіряють за кратністю струму двофазного КЗ ланцюга, що наприкінці захищається, до струму вставки електромагнітного розчіплювача; у мережах із глухозаземленою нейтраллю - за кратністю однофазного струму КЗ (формула (33)).

Відповідно до п.1.7.79 ПУЕ, у мережах із глухозаземленою нейтраллю до 1000 В однофазний струм КЗ повинен перевищувати не менше ніж:

у 3 рази номінальний струм плавкої вставки найближчого запобіжника;

у 3 рази номінальний струм нерегульованого розчіплювача чи вставку струму регульованого розчіплювача АВ, що має обернено залежну від струму характеристику;

у 1.1 уставки струму миттєвого спрацьовування для АВ, що має тільки електромагнітний розчіплювач (відсічення), за відсутності заводських даних для АВ з номінальним струмом до 100 А кратність струму КЗ відносно вставки варто брати не менше 1.4, а для АВ з номінальним струмом більше 100 А – не менше 1.25;

3.7 Облік споживаної електроенергії.

Для обліку споживання електроенергії цехом повинні бути встановлені на ТП лічильники активної та реактивної енергії. Облік споживання електроенергії цехом дозволяє контролювати заданий режим споживання і балансу електроенергії, дотримання питомих норм витрати електроенергії та заданого коефіцієнта потужності, проведення госпрозрахунку.

Лічильники електроенергії варто встановлювати на межі між мережами організації, що постачає, й мережами споживачів.

Якщо підприємство віддає реактивну потужність до мережі енергосистеми, то необхідно встановлювати два лічильники реактивної енергії зі стопорними механізмами для обліку одержуваної реактивної енергії та тієї, що віддається.

Лічильники, установлювані для технічного обліку, називаються контрольними лічильниками. Контрольні лічильники звичайно вмикаються в мережу НН (до 1кВ). При цьому установлення лічильника обходиться дешевше (ніж на боці ВН), з'являється можливість визначати втрати в трансформаторах і в мережі ВН, експлуатація лічильників значно простіша і дешевша [2].

ЛИТЕРАТУРА

1. Федоров А.А., Старков Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов. –М.: Энергоатомиздат, 1987. –368 с.

2. Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для вузов. -М.: Высшая школа, 1986. –400 с.

3.Федоров А.А., Каменева В.В. Учебник для вузов. Основы электроснабжения промышленных предприятий. - М.: Энергия, 1984. –472 с.

4. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети /Под ред. А.А. Федорова и Г.В.Сербиновского. - М.: Энергия, 1980.

5. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Проектирование и расчет /А.С. Овчаренко и др. –К.: Техніка, 1985. –279 с.

6. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий /Под
общ. ред. А.А. Федорова, Г.В. Сербиновского: В 2 кн. Кн.1. -М.: Энергия, 1973; Кн.2. - М.: Энергия, 1974.

7. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. – М.: Энергоатомиздат, 1995.

8. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. В.И.Круповича, Ю.Г. Барыбина, М.Л. Самовера. – М.: Энергия, 1980. – 456 с.

9. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учебное пособие / Под ред В.М. Блока. –М.: ВШ, 1990. –383 с.

10. Справочник энергетика промышленных предприятий/ Гольстрем В.А., Иваненко А.С. –Киев, Техніка, 1977. – 464 с.

Додаток 1

Понравилась статья? Добавь ее в закладку (CTRL+D) и не забудь поделиться с друзьями: