" Электроснабжение"Курс лекций для студентов специальности 13.02.11 «Техническая эксплуатация и обслуживание электрического и электромеханического оборудования (по отраслям)»
учебно-методический материал на тему

ГПОУ  ТО « НОВОМОСКОВСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ»

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ

предприятий и гражданских зданий

Курс лекций

для студентов  специальности 13.02.11

«Техническая эксплуатация и обслуживание электрического и электромеханического оборудования (по отраслям)»

2015

 Выбор сечения проводов и кабелей по допустимому  нагреву электрическим  током

  При протекании по проводнику (провод, кабель, шина) электрического тока происходит его нагрев. Нагрев изменяет физические свойства проводника. Чрезмерный нагрев опасен для изоляции, вызывает перегрев контактных соединений, перегорание проводника, что может привести к пожару или взрыву при неблагоприятных условиях окружающей среды.

Максимальная температура нагрева проводника, при которой изоляция его сохраняет диэлектрические свойства и обеспечивается надежная работа контактов, называется предельно допустимой, а наибольший ток, соответствующий этой  температуре  -  длительно допустимым током по нагреву.

Величина длительно допустимого тока для проводников зависит от его материала, сечения, изоляции, условий охлаждения и т.д.

Установлена длительно допустимая температура жилы проводника - 50...80оС (в зависимости от типа изоляции и напряжения). Установлена также нормативная (условная) температура окружающей среды [2, 3] (25оС - при прокладке проводников внутри и вне помещений в воздухе, 15оС - при прокладке в земле и в воде).

Длительно допустимый ток по нагреву при заданных температурных условиях (допустимой температуры нагрева жил и температуры окружающей среды по нормам) материала проводника и его сечения определяется из уравнения теплового баланса для проводника [2].

Для практических расчетов пользуются готовыми таблицами длительно допустимых токов по нагреву проводников из различных материалов при различных условиях прокладки [1].

Для выбора сечения проводника по условиям нагрева токами нагрузки сравниваются расчетный (Ip) и допустимый (Iдоп) токи для проводника принятой марки и с учетом условий его прокладки. При этом должно соблюдаться соотношение

                                                    (1.1)

где Кп - поправочный коэффициент на условия прокладки проводов и кабелей, зависящий от фактической температуры земли и воздуха (табл. 1.1); Ip - расчетный ток длительного режима работы электроприемника (электроприемников); для одиночного электроприемника за расчетный ток принимается его номинальный ток, для группы электроприемников - расчетный ток, определяемый одним из существующих методов расчета (обычно методом упорядоченных диаграмм показателей графиков электрических нагрузок).

       - расчетный ток повторно-кратковременного режима работы электроприемников с продолжительностью включения (ПВ) более 0,4;

        - расчетный ток повторно-кратковременного режима работы электроприемников с ПВ≤ 0,4 для медных проводников сечением более 6 мм2,         для алюминиевых - более 10 мм2, IПВ - ток повторно-кратковременного режима работы.

Во взрывоопасных помещениях сечения проводников для ответвлений к электродвигателям с короткозамкнутым ротором принимаются исходя из условия

Для проводов и кабелей с резиновой или пластмассовой изоляцией, проложенных в коробах, а также в лотках пучками, для их длительно допустимых токов вводятся снижающие коэффициенты 0,6 ... 0,85 в зависимости от количества положенных рядом проводов или кабелей (п. 1.3.10, 1.3.11 [1]).

Таблица 1.1. Поправочные коэффициенты на токи для кабелей, неизолированных и изолированных проводов и шин в зависимости от температуры земли и воздуха

Допустимые длительные токи для проводов и кабелей, проложенных в коробах, а также в лотках пучками, должны приниматься в табл. 1.3.4 и 1.3.5 ПУЭ, как для проводов, проложенных в трубах, для кабелей - по табл. 1.3.6-1.3.8 ПУЭ, как для кабелей, проложенных в воздухе. При количестве одновременно нагруженных проводов более четырех, проложенных в трубах, коробах, а также в лотках пучками, токи для проводов должны приниматься по табл. 1.3.4 и 1.3.5 ПУЭ, как для проводов, проложенных открыто (в воздухе) с введением снижающих коэффициентов 0,68 для 5 и 6; 0,63 для 7-9 и 0,6 для 10-12 проводов.

Допустимые длительные токи для проводов, проложенных в лотках, при однорядной прокладке (не в пучках) следует принимать, как для проводов, проложенных в воздухе.

Таблица 1.2. Снижающий коэффициент для проводов и кабелей, прокладываемых в коробах

Допустимые длительные токи для проводов и кабелей, прокладываемых в коробах, следует принимать по табл. 1.3.4-1.3.7 ПУЭ, как для одиночных проводов и кабелей, проложенных открыто (в воздухе), с применением снижающих коэффициентов, указанных в табл. 1.2.

При выборе снижающих коэффициентов контрольные и резервные провода и кабели не учитываются.

Длительно допустимые токи кабелей с бумажной изоляцией, проложенные в траншее корректируются поправочными коэффициентами, учитывающими удельное сопротивление земли (табл. 1.3) и совместное количество работающих кабелей (табл. 1.4).

На период ликвидации послеаварийного режима продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 суток допускается перегрузка для кабелей: с полиэтиленовой изоляцией до 10 % номинальной нагрузки; с поливинилхлоридной - до 15 %, с бумажной - до 25 % [1].

В сетях, защищаемых от перегрузок [1], выбранные по условию (1.1) проводники должны быть согласованы с их защитными аппаратами.

Таблица 1.3. Поправочный коэффициент на допустимый длительный ток для кабелей, проложенных в земле, в зависимости от удельного сопротивления земли

Таблица 1.4. Поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле (в трубах или без труб)

 В сетях, не требующих защиты от перегрузки, выбранные по условию (1.1) проводники также согласовываются с их защитными аппаратами, при этом допускается не выполнять расчетной проверки кратности тока короткого замыкания (КЗ) [1].

Пример выбора сечения проводников по допустимому нагреву электрическим током.

Силовой пункт (распределительный шкаф ШР-11) питается от щита (распределительного устройства) 0,4/0,23 кВ подстанции по кабелю с бумажной изоляцией марки ААШв, проложенному в земле (траншее). Фактическая температура среды не отличается от нормативной. В траншее находятся еще три рабочих кабеля, питающим другие потребители.

Удельное сопротивление земли 200 см⋅К/Вт. От ШР-11 питаются электроприемники суммарной расчетной нагрузкой 82 А. Электропроводка от ШР-11 к одному из электродвигателей (Рн1=3 кВт, cosϕн1=0,83, ηн1=83,5%) выполняется изолированным проводом марки АПВ, проложенным в пластмассовой трубе. Проводка от ШР-11 к электродвигателю 2 (Рн2=2,2 кВт, cosϕн2=0,83, ηн2=82,5%, ПВ=40%) выполняется проводом АПВ, проложенным в лотке. Общее количество проводов в виде пучка в лотке составляет 9.

Проводка к электродвигателям 1 и 2 выполняется в нормальном производственном помещении с температурой воздуха в помещении +30оС.

Необходимо по допустимому нагреву выбрать сечение жил кабеля и проводов для питания указанных электроприемников.

Решение.

Выбираем сечение проводов для электродвигателя 1 (ЭД1). Расчетный ток ЭД1

Для ЭД1 принимаем четыре провода с алюминиевыми жилами с поливинилхлоридной изоляцией (АПВ), проложенных в пластмассовой трубе.

По табл. 1.1 в зависимости от нормированной (условной) температуры среды (+25оС), нормированной температуры жил (+65оС) и фактической (расчетной) температуры среды (+30оС) находим значение поправочного коэффициента 0,94.

Тогда условие выбора сечения провода

                               Iдоп ≥  А

По табл. 1.3.5 [1] при условии прокладки четырех одножильных проводов в одной трубе (при определении числа проводов, прокладываемых в одной трубе, нулевой рабочий провод четырехпроводной сети или заземляющаяся жила в расчет не принимается) находим ближайшее большее или равное 7,13 А значение допустимого тока - 18 А и соответствующее ему сечение токопроводящей жилы - 2 мм2. При выборе сечения необходимо учитывать условие механической прочности, по которому минимальное сечение проводов с алюминиевыми жилами составляет 2 мм2, с медными - 1 мм2, при прокладке кабелей с алюминиевыми жилами в траншеях - 6 мм2.

Окончательно для питания ЭД1 принимается 4 одножильных провода сечением 2 мм2 - АПВ 4(1×2).

Произведем выбор сечения проводов для питания второго электродвигателя (ЭД2)

Расчетный ток ЭД2 с учетом ПВ=40%:

Условие выбора с учетом поправочного коэффициента на температуру окружающей среды (см. выбор сечения провода для ЭД1) и коэффициента, учитывающего способ прокладки (9 проводов пучком в лотке)

По табл. 1.3.5 [1] ближайшее значение допустимого тока - 21 А (принимается как для проводов, проложенных открыто). Для питания ЭД2 принимается сечение провода 2,5 мм2 - АПВ 4(1×2,5).

Выбираем сечение кабеля питающего ШР-11. Расчетная нагрузка распределительного шкафа 82 А. Кабель ААШв с бумажной изоляцией. В траншее находятся четыре рабочих кабеля. Удельное сопротивление земли 200 см⋅К/Вт.

По табл. 1.4 поправочный коэффициент на количество работающих кабелей с бумажной изоляцией, лежащих рядом в земле - 0,8. По табл. 1.3 поправочный коэффициент на допустимый длительный ток в зависимости от удельного сопротивления земли - 0,87. Поправочный коэффициент на температуру окружающей среды равен 1. Тогда условие выбора сечения кабеля

По табл. 1.3.16 ПУЭ ближайшее большее значение 135 А, что соответствует сечению токопроводящей жилы 35 мм2.

Для питания ШР-11 принимается кабель ААШв (3×35+1×16) мм2.

       Расчет электрических нагрузок в электроустановках напряжением

до 1 кв методом упорядоченных диаграмм показателей графиков

электрических нагрузок

  Расчетная нагрузка по допустимому нагреву представляет собой такую условную длительную неизменную нагрузку, которая эквивалентна ожидаемой изменяющейся нагрузке по наиболее тяжелому тепловому воздействию: максимальной температуре нагрева проводника или тепловому износу его изоляции.

В соответствии с РТМ 36.18.32.4-92 расчетная активная мощность группы электроприемников (количество электроприемников в группе более одного) на напряжение до 1 кВ определяется по выражению

                                                     (1.2)

где         Kp – коэффициент расчетной мощности;

        kиi – коэффициент использования i-го электроприемника;

        рнi – номинальная мощность i-го электроприемника;

        n – количество электроприемников в группе.

        Групповой коэффициент использования

                                                     (1.3)

Значение Кр зависит от эффективного числа электроприемников (nэ), группового коэффициента использования (Ки), а также от постоянной времени нагрева сети, для которой рассчитываются электрические нагрузки. В методике расчета приняты следующие значения постоянной времени нагрева (Т0): Т0=10 мин - для сетей напряжением до 1 кВ, питающих распределительные шинопроводы, пункты, сборки, щиты. Значения Кр для этих сетей принимаются по табл. 1.7;

Т0 = 2,5 ч - для магистральных шинопроводов и цеховых трансформаторов. Значения Kр для этих сетей принимаются по табл. 1.8.

Таблица 1.6. Коэффициенты использования и мощности некоторых
механизмов и аппаратов

Эффективное число электроприемников nэ - это такое число однородных по режиму работы электроприемников одинаковой мощности, которое обуславливает те же значения расчетной нагрузки, что и группа различных по мощности и режиму работы электроприемников. Величина nэ определяется по выражению:

                                                        (1.4)

Таблица 1.7. Значения коэффициентов расчетной нагрузки Kp для питающих сетей напряжением до 1 кВ для постоянной времени нагрева      Т0 = 10 мин.

Таблица 1.8. Значения коэффициентов расчетной нагрузки Kp на шинах НН цеховых трансформаторов и для магистральных шинопроводов напряжением до 1 кВ.

В случаях, когда расчетная мощность Рр, вычисленная по выражению (1.2), окажется меньше номинальной наиболее мощного электроприемника (рн.макс), следует принимать Рр = рн.макс.

Расчетная реактивная мощность определяется следующим образом:

- для питающих сетей (питающих распределительные шинопроводы, пункты, сборки, щиты) в зависимости от значения nэ:

при nэ ≤ 10                                      (1.5)

при nэ > 10                                         (1.6)

- для магистральных шинопроводов и на шинах цеховых трансформаторных подстанций, а также при определении реактивной мощности в целом по цеху, корпусу:

                                                          (1.7)

где tgϕi - коэффициент реактивной мощности i-го электроприемника, принимаемый по табл. 1.6 по значению cosϕ.

При определении рн для многодвигательных приводов учитываются все одновременно работающие электродвигатели данного привода.

Для электродвигателей с повторнократковременным режимом работы их номинальная мощность приводится к длительному режиму (ПВ=100 %).

При включении однофазного ЭП на фазное напряжение он учитывается как эквивалентный трехфазный ЭП номинальной мощностью

рн = 3рн.о;  qн = 3qн.о,                                                (1.8)

где рн.о,  qн.о - активная и реактивная мощности однофазного ЭП.

При включении однофазного ЭП на  линейное напряжение он учитывается как эквивалентный ЭП номинальной мощностью

                                           (1.9)

При наличии группы однофазных ЭП, которые распределены по фазам с неравномерностью не выше 15% по отношению к общей мощности (трехфазных и однофазных ЭП в группе), они могут быть представлены в расчете как эквивалентная группа трехфазных ЭП с той же суммарной номинальной мощностью.

В случае превышения указанной неравномерности номинальная мощность эквивалентной группы трехфазных ЭП принимается равной тройному значению мощности наиболее загруженной фазы.

К расчетной активной и реактивной мощности силовых ЭП напряжением до 1 кВ должны быть при необходимости добавлены расчетные осветительные нагрузки Рр.о и Qр.о.

Значение токовой расчетной нагрузки, по которой выбирается сечение линии по допустимому нагреву, определяется по выражению:

                                                       (1.10)

где     - полная расчетная мощность узла нагрузки, кВ·А.

Расчет электрических нагрузок выполняется в виде таблицы (табл.1.11).

Пример определения расчетной электрической нагрузки.

Необходимо определить расчетную электрическую нагрузку участка (цеха) и характерных узлов сети - двух силовых  распределительных шкафов (ШР1 и ШР2). От ШР1 запитаны электроприемники 1-3; 11, 12, 101. От ШР2 – 71-75 (табл 1.10). Расчетная нагрузка освещения Рро =3,5 кВт и Qро= 0,5 квар

Таблица 1.10.

Таблица 1.11. Данные для расчета электрических нагрузок

В графе 2 приводятся наименования ЭП из таблицы 1.10 в соответствии с их номерами.

В графе 3 - количество ЭП одинаковой мощности

В графе 4 - номинальная установленная мощность одного (единичного) ЭП.

В графе 5 - суммарная номинальная мощность.

В графах 6, 7 и 8 записываются справочные данные из табл. 1.6. В итоговой строке в графе 6 указывается значение группового коэффициента использования (), в графе 7 tgϕ () и в графе 8 соответствующий ему cosϕ.

В графах 9 и 10 - соответственно значения kирн и kирнtgϕ в итоговых строках приводятся суммы этих значений.

В графах  11, 12, 13, 14, 15, 16 заполняются только итоговые строки. В графе 11 значение, вычисленное по 1.3. В графе 12 указываются значения, принятые по табл. 1.7 или 1.8.

В графах 13, 14, 15, 16 значения, вычисленные соответственно по выражениям 1.2; 1.4 или 1.5 или 1.6; 1.10; 1.9.

 Определение расчетных электрических нагрузок упрощенными методами

 К упрощенным методам определения расчетных нагрузок относятся: а) метод удельного расхода электроэнергии на единицу выпускаемой продукции или выполняемой работы; б) метод коэффициента спроса (Kc); в) метод удельной мощности на единицу площади.

Метод удельного расхода электроэнергии на единицу выпускаемой продукции или работы. Согласно этому методу расчетная нагрузка определяется по формулам:

  Рр = Рс = Мwо / Т                                            (1.11)

Qp = Pp⋅tgϕ,                                                     (1.12)

где М - количество продукции (или объем работы), выпускаемой (или выполняемой) за время Т;

      W0 -  удельный расход электроэнергии на единицу выпускаемой продукции или выполняемой работы; tgϕ - средневзвешенное значение коэффициента реактивной мощности:

                                                  (1.13)

где Vт, Wт - расходы соответственно реактивной и активной энергии  за  время Т.

Метод удельного расхода электроэнергии рекомендуется применять при достаточно устойчивых значениях  ω0  и наличии соответствующей базы данных об электропотреблении (удельных норм расхода электроэнергии).

Метод коэффициента спроса (Kс). Расчетную нагрузку группы однородных по режиму работы электроприемников определяют по формулам:

Pp = Kс ⋅Рн;                                                           (1.14)

          Qp = Рp⋅tgϕ,                                                          (1.15)

где Kс и tgϕ принимаются для характерной группы электроприемников по справочным материалам.

Основной недостаток данного метода состоит в том, что величина коэффициента спроса принимается одинаковой для всех электроприемников. Такое допущение возможно только при высоких значениях коэффициентов использования и эффективного числа электроприемников.

Данный метод рекомендуется применять при отсутствии конкретных данных об электроприемниках, наличии суммарной установленной мощности электроприемников (Рн) цеха (участка) и общего характерного режима их работы.

Метод удельной мощности на единицу площади. Расчетная нагрузка по данному методу определяется по одной из следующих формул:

Pp = pуд.рF;                                                            (1.16)

Pp = pуд.уст FKс;                                                        (1.17)

Qp = Pp⋅tgϕ,                                                           (1.18)

где pуд.р- удельная расчетная активная мощность на единицу площади, кВт/м2; pуд.уст - удельная установленная активная мощность на единицу площади, кВт/м2; F - площадь размещения электроприемников, м2.

Этот метод рекомендуется применять при относительно равномерном распределении электроприемников по площади помещения. Наиболее точные результаты получаются при большом количестве электроприемников и малой их мощности.

Характерным примером применения формулы (1.17) является определение расчетной нагрузки от источников света при общей  равномерной системе освещения.

Формула 1.16 применяется для определения нагрузки жилых домов микрорайона (квартала). В этом случае под  руд.р понимается удельная расчетная нагрузка жилых домов, а под F - общая площадь жилых домов микрорайона (квартала).

Расчетная нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников) Рр.ж.д. определяется по формуле:

                      (1.19)

где ркв.уд - удельная расчетная электрическая нагрузка квартир; n - количество квартир; 0,9 - коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых электроприемников; рлi - установленная мощность электродвигателя лифта; nл - количество лифтовых установок; рст.уi, m - соответственно мощность и количество электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств;  - соответствующие коэффициенты спроса.

Расчетная электрическая нагрузка линии до 1 кВ (или на шинах 0,4 кВ ТП) при смешанном питании   потребителей жилых домов и общественных зданий определяется по формуле:

                                        (1.20)

где Рзд.max - наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии; Рздi - расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии; Kуi -  коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий и (или) жилых домов.

Расчетные электрические нагрузки общественных зданий принимаются по проектам электрооборудования этих зданий или по укрупненным удельным расчетным нагрузкам по формулам (1.16), (1.18).

Расчетная электрическая нагрузка в системах электроснабжения на уровнях напряжением выше 1 кВ (РП, ГПП и др.) определяются по формулам:

                              (1.21)

                            (1.22)

                                            (1.23)

где  - суммы расчетных  соответственно активных и реактивных мощностей на напряжение до 1 кВ;  

- суммы расчетных соответственно активных и реактивных мощностей на напряжение выше 1 кВ (высоковольтных потребителей);

ΔРт, ΔQт - потери мощности соответственно активные и реактивные в силовых трансформаторах 6÷35 кВ (до окончательного выбора мощности трансформаторов можно принимать ΔРт = 0,02Spн;  ΔQт = 0,1Spн,  где Sрн = ∑Ррн)2 + (∑Qрн)2);

ΔРл, ΔQл - потери мощности соответственно активные и реактивные в высоковольтных линиях (линиях питающих ТП 6÷35 кВ) (до окончательного выбора параметров линий электропередачи можно принимать ΔРл = 0,03Spн;  ΔQл ≈ 0 - для кабельных линий электропередачи;  ΔQт = (0,02 ... 0,03)Spн - для воздушных линий электропередачи);

KΣ - коэффициент разновременности максимумов нагрузки (KΣ = 0,85 … 0,95).

Пример определения расчетной нагрузки распределительной подстанции (РП-10 кВ).

От РП питаются три цеха: механосборочный Рн =2800 кВт; главный корпус

Рн =3600 кВт; заводоуправление Рн =600 кВт.  В табл. 1.13 в соответствии с номером цеха указаны его наименование, размеры (длина, ширина), средний коэффициент спроса силовой и осветительной нагрузок, средний коэффициент мощности нагрузки, удельная установленная осветительная нагрузка. Определение расчетной нагрузки выполнено в виде табл. 1.14.

В примечаниях к табл. 1.14 указаны основные формулы, по которым выполнялся расчет, и приведены расчеты потерь мощности в линиях и трансформаторах внутризаводской электрической сети и полной расчетной мощности РП.

Таблица 1.13

Таблица 1.14.

Примечания:

Защита электрических сетей и электроприемников напряжением

до 1 кВ

  Основными видами защит электрических сетей и электроприемников напряжением до 1 кВ являются защиты от перегрузки и  токов короткого замыкания (КЗ). Защита от токов КЗ должна осуществляться для всех электрических сетей и электроприемников.

В качестве аппаратов защиты применяются автоматические выключатели и предохранители.

Для защиты электродвигателей от перегрузки и от токов, возникающих при обрыве одной из фаз, применяются также тепловые реле магнитных пускателей.

Выбор аппаратов защиты (предохранителей, автоматов) выполняется  с учетом следующих основных требований:

Надежное отключение токов КЗ в сети напряжением до 1 кВ обеспечивается в том случае, если отношение наименьшего однофазного расчетного тока КЗ () к номинальному току плавкой вставки предохранителя (Iн.вст) или расцепителя автоматического выключателя (Iн.р), имеющего обратнозависимую от тока характеристику будет не менее 3, а во взрывоопасных зонах соответственно:

                                                  (1.24)

При защите сетей автоматическими выключателями, имеющими только электромагнитный расцепитель (отсечку), для автоматов с номинальным током до 100 А кратность тока КЗ относительно уставки тока мгновенного срабатывания (Iер.р) должна быть не менее 1,4, а для автоматов с номинальным током более 100 А - не менее 1,25.

Однако, в сетях, защищаемых только от токов КЗ (не требующих защиты от перегрузки), за исключением протяженных сетей, допускается не выполнять расчетной проверки кратности токов КЗ к токам защитных аппаратов, если обеспечено согласование защитного аппарата с допустимым током защищаемого проводника.

           Выбор плавких вставок предохранителей

Номинальный ток плавкой вставки предохранителя определяется по величине длительного расчетного тока (Iр):

Iн.вст ≥ Iр,                                                             (1.25)

и по условию перегрузок пиковыми токами

Iн.вст ≥ Iп /α,                                                          (1.26)

где In - пиковый (максимальный кратковременный) ток; α- коэффициент кратковременной тепловой перегрузки; α =2,5 - для легких пусков с длительностью пуска до 5 с, а также при редких пусках (насосы, вентиляторы, станки и т.п.) и при защите магистрали; α =2 - для тяжелых условий пуска, а также при частых (более 15 раз в час) пусках (краны, дробилки, центрифуги и т.п.); α =1,6 - для ответственных электроприемников.

При выборе предохранителя для одиночного электроприемника в качестве Iр принимается его номинальный ток iн, а в качестве In - пусковой ток iпуск. 

Для линий, питающих группу электроприемников, максимальный пиковый ток определяется:

                                                 (1.27)

где  - пусковой ток электроприемника или группы одновременно включаемых электроприемников, при пуске которых кратковременный ток линии достигает наибольшей величины;  - длительный расчетный ток, определяемый без учета рабочего тока пускаемых электроприемников.

При отсутствии данных о количестве одновременно пускаемых электроприемников пиковый ток линии может быть определен по формуле:

Iп = iп.max +(Ip – kиiнп),                                                       (1.28)

где in.max – наибольший пусковой ток электроприемника группы; Ip- расчетный по нагреву ток группы  электроприемников; iнп – номинальный ток электроприемника с наибольшим пусковым током;  kи – коэффициент использования электроприемника с наибольшим пусковым током.

Номинальный ток плавкой вставки предохранителя, защищающего ответвление к сварочному аппарату, выбирается из соотношения:

                                          (1.29)

где iнс - номинальный ток сварочного аппарата при паспортной продолжительности включения (ПВ).

Выбранные плавкие вставки должны обеспечивать также селективность (избирательность) срабатывания. Это значит, что при КЗ на каком-либо участке сети должна перегореть плавкая вставка предохранителя только этого поврежденного участка. В общем случае защита считается селективной, когда характеристики срабатывания аппаратов защиты последовательно расположенных в цепи с учетом зон разброса характеристик не пересекаются.

Учитывая, что разница во времени срабатывания плавких вставок с ростом тока КЗ и в области больших токов КЗ уменьшается, а также тот фактор, что с многократным повторением циклов нагрева время срабатывания предохранителя высшей ступени может уменьшаться, для обеспечения селективности срабатывания каждый предохранитель на схеме сети по мере приближения к ИП должен иметь плавкую вставку не менее чем на две ступени выше, чем предыдущий.

Пример. Рассчитать ток и выбрать плавкий предохранитель для защиты линии, по которой питается электроприемник (электродвигатель) со следующими данными:

Решение. Определяем длительный расчетный ток линии:

Пусковой ток:  

По длительному току  Iн.вст ≥ 39,6 А.

По кратковременному току с учетом условий пуска

Выбираем предохранитель ПН2-250 с Iн.вст=125 А.

       Выбор расцепителей автоматических выключателей

Номинальные токи расцепителей выбирают по длительному расчетному току линии:

Iн.р ≥ Iр.                                                         (1.30)

Ток срабатывания (отсечки) электромагнитного или комбинированного расцепителя (Iср.э) проверяется по пиковому току линии Iкр:

Iср.э ≥ Kн Iкр,                                                      (1.31)

где Kн - коэффициент надежности отстройки отсечки от пикового тока, учитывающий: наличие апериодической составляющей в пиковом токе; возможный разброс тока срабатывания отсечки относительно уставки; некоторый запас по току. Значения Kн принимаются в зависимости от типа автомата. При отсутствии таких данных можно принять: Kн = 1,25 ... 1,5.  

Селективность срабатывания последовательно включенных автоматических выключателей обеспечивается в тех случаях, когда их защитные характеристики не пересекаются. При отсутствии защитных характеристик каждый автомат на схеме сети по мере приближения к ИП должен иметь номинальный ток расцепителя не менее, чем на ступень выше, чем предыдущий.

Пример. Рассчитать ток и выбрать автоматический выключатель для защиты от перегрузки и токов короткого замыкания. Линии по которой питается  асинхронный двигатель мощностью 11 кВт, cosϕн = 0,87;   ηн=87,5 %;   Iп/Iн=7,5.

Решение. Определяем длительный расчетный ток

Выберем номинальный ток расцепителя из условия:

Iн.р ≥ Iр ≥  22 А.

Автоматический выключатель серии А3710Б с Iн.р = 25 А.

Устанавливаем невозможность срабатывания автоматического выключателя при пуске:

Iср.эл ≥ 1,25Iкр.

На электромагнитном расцепителе ток трогания установлен на 10Iн.р, значит  Iср.эл = 250 А.

Максимальный кратковременный ток

Iкр = Iп = 22⋅7,5=165 А;

Iср.эл  ≥ 1,25Iкр = 1,25⋅165 = 206,3 А;         250 А > 206,3 А.

                          Выбор тепловых реле магнитных пускателей

Номинальные токи тепловых реле Iн выбирают по длительному расчетному току:  

Iн.т ≥ Iр.                                                        (1.32)

При протекании тока КЗ в цепи защита (автоматический выключатель или предохранитель) - магнитный пускатель начинают одновременно действовать защита и отключаться пускатель вследствие исчезновения напряжения на втягивающей катушке. Во избежание приваривания контактов пускателя раньше должна срабатывать защита. Такое селективное отключение обеспечивается большинством выключателей (А3100, А3700, ВА, АЕ и др.), имеющих малое время отключения. При использовании предохранителей в качестве защитных аппаратов, селективность между ними и магнитным пускателем обеспечивается, если продолжительность перегорания плавкой вставки не превышает 0,15 с. Номинальный ток 200 А плавкой вставки является предельным по условиям селективности работы контактора и предохранителей. При большем токе вместо предохранителей рекомендуется устанавливать автоматический выключатель.

Пример. Рассчитать ток и выбрать уставку теплового реле серии РТЛ магнитного пускателя ПМЛ, защищающего от перегрузки электродвигатель мощностью 5,5 кВт, cosϕн = 0,85, ηн = 85,5 %.

Решение. Определяем длительный расчетный ток электродвигателя

Выбираем магнитный пускатель серии ПМЛ 2000 второй величины с РТЛ-1016 Iн.т = 12 А.

 Расчет электрических сетей по потере напряжения

  Электрические сети, рассчитанные по допустимому нагреву, проверяют  по потере напряжения. При передаче электроэнергии по проводам часть напряжения теряется на сопротивлении проводов и в результате в конце линии, т.е. у электроприемников, напряжение становится меньшим, чем в начале линии.

Согласно ГОСТ 13109-97 в электрических сетях до 1 кВ в нормальном режиме допускаются отклонения напряжения от номинального в пределах от –5 до +5 %, т.е. для того, чтобы электроприемники могли нормально работать и выполнять заложенные в них функции, напряжение на их выводах должно быть не менее 95 % Uн и не более 105 % Uн.

Таким образом, выбранное сечение проводников должно соответствовать также условиям обеспечения электроприемников качественной электрической энергией.

Потери напряжения в элементах системы электроснабжения не нормируются. Однако допускается считать, что потери напряжения не должны превышать: 1,5…1,8 % в магистральном шинопроводе; 2 … 2,5 % в распределительном шинопроводе с равномерной нагрузкой; 4 - 6 %  в сетях 0,38 кВ (от ТП до ввода в здания).

В общем случае допустимая потеря напряжения в электрических сетях до 1 кВ от источника питания (ТП) до электроприемника определяется по формуле:

ΔUдоп% = Uxx % - ΔUт % - Umin %,                                     (1.33)

где Uxx – напряжение холостого хода трансформатора, Uxx=105 %; ΔUт – потеря напряжения в питающем трансформаторе; Umin – минимально допустимое напряжение на зажимах электроприемника, Umin = 95 %.

ΔUдоп% = 10 - ΔUт % ;                                            (1.34)

ΔUт% = βт(Ua % cosϕт + Uр % sinϕт),                              (1.35)

где - коэффициент загрузки трансформатора;  - активная составляющая напряжения КЗ трансформатора; ΔРк – номинальные потери мощности КЗ трансформатора;  - реактивная составляющая напряжения КЗ трансформатора; Uк % - напряжение КЗ трансформатора Sнт; cosϕт – коэффициент мощности нагрузки трансформатора.

Фактические потери напряжения в трехфазной линии переменного тока можно определить по формуле:

                                (1.36)

где Ip – расчетный ток линии, А; L – длина линии, км; r0, x0 – соответственно активное и реактивное сопротивление 1 км проводника линии, Ом/км (табл. 1.18).

Таблица 1.18. Активное и индуктивное сопротивление проводов с медными и алюминиевыми жилами

Фактическая потеря напряжения должна быть меньше допустимой потери напряжения. Если окажется, что фактическая потеря напряжения больше допустимой величины, то выбирают проводник (проводники) большего на одну ступень сечения и повторяют поверочный расчет.

Пример. В упрощенной форме (без учета способа прокладки, условий окружающей среды) по допустимому нагреву выбрать кабель, питающий распределительный шкаф (ШР) и проверить его по потере напряжения. Длина кабельной линии (L) 42 м.  Данные нагрузки распределительного шкафа: установленная мощность 28,6 кВт; cosϕ = 0,85;        Kс = 0,8. Допустимая потеря напряжения для рассчитываемого участка сети 4 %.

Решение. Определяем расчетную мощность ШР:

Рр = Kс⋅Руст = 0,8⋅28,6 = 22,9 кВт.

Расчетный ток распределительного шкафа

Выбираем по нагреву кабель АВВГ 4х10 мм2 с длительно допустимым током 42 А. Фактическая потеря напряжения в кабеле, питающем ШР определяется по формуле (1.36):

Выбранный по допустимому нагреву кабель удовлетворяет допустимой потере напряжения.

  Компенсация реактивной мощности

  Под реактивной мощностью понимается электрическая нагрузка, создаваемая колебаниями энергии электромагнитного поля. В отличие от активной мощности реактивная, циркулируя между источниками и потребителями, не выполняет полезной работы. Принято считать, что реактивная мощность потребляется (QL), если нагрузка носит индуктивный характер (ток отстает по фазе от напряжения), и генерируется (Qс) при емкостном характере нагрузки (ток опережает по фазе напряжение).

Реактивная мощность запасается в виде магнитного и электрического полей в элементах электрической сети, электроприемниках, обладающих индуктивностью и емкостью.

Основными электроприемниками реактивной мощности на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели - на их долю приходится 60 ... 65 % потребляемой реактивной мощности, 20 ... 25 % приходятся на трансформаторы, 10 ... 15 % - на другие электроприемники (преобразователи, реакторы, газоразрядные источники света) и линии электропередачи.

Под компенсацией реактивной мощности понимается снижение реактивной мощности, циркулирующей между источниками тока и электроприемниками, а следовательно, и снижение тока в генераторах и сетях.

Проведение мероприятий по компенсации реактивной мощности дает значительный технико-экономический эффект, заключающийся в снижении потерь активной мощности:

                                        (1.37)

потерь напряжения

                                          (1.38)

в лучшем использовании основного оборудования, в увеличении пропускной способности элементов сети по активной мощности:

                                             (1.39)

где Qк - мощность компенсирующих устройств.

Во вновь проектируемых электрических сетях компенсация реактивной мощности позволяет снизить число и мощность силовых трансформаторов, сечения проводников линий и габариты аппаратов распределительных устройств.

Компенсировать реактивную мощность экономически целесообразно до определенных, нормативных значений, установленных для характерных узлов электрической сети.

До 1974г. основным нормативным показателем, характеризующим потребляемую реактивную мощность, был коэффициент мощности (cosϕ), определяющий, какую часть при неизменной полной мощности (S) составляет активная мощность (Р).

При снижении потребления реактивной мощности Q до значения (Q – Qк) величина угла ϕ1 уменьшается до угла ϕ2 (рис. 1.4), что приводит к увеличению коэффициента мощности при постоянной величине передаваемой активной мощности до значения

Рис. 1.4. Диаграмма, иллюстрирующая работу компенсирующего устройства

На границе раздела потребителя и энергоснабжающей организации в зависимости от места присоединения потребителя в энергетической системе средневзвешенное значение коэффициента мощности должно было находиться в пределах 0,85 ... 0,95.

Позже, для оценки потребления реактивной мощности был введен коэффициент реактивной мощности:

                                                    (1.41)

где Qэ - оптимальная реактивная нагрузка предприятия в часы максимума активной нагрузки в энергосистеме; Рз - заявленная предприятием активная мощность, участвующая в максимуме энергосистеме.

В дальнейшем с 1982г, с целью более эффективного управления режимами реактивной мощности, энергосистемой для предприятий устанавливаются экономически оптимальные значения реактивной мощности, которая может быть передана предприятию в режимах наибольшей и наименьшей активной нагрузки энергосистемы, соответственно Qэ1 и Qэ2.

 Для промышленных предприятий с присоединенной мощностью менее  750 кВ⋅А мощность компенсирующих устройств задается энергосистемой и является обязательной при выполнении проекта электроснабжения предприятия. Для жилых и общественных зданий компенсация реактивной нагрузки не предусматривается.

Существуют два пути снижения реактивных нагрузок: а) снижение реактивной мощности без применения средств компенсации, не требующее больших материальных затрат, которое должно проводиться в первую очередь;  б) установка специальных компенсирующих устройств.

К естественной компенсации относится следующее: а) создание рациональной схемы электроснабжения за счет уменьшения количества ступеней трансформации; б) выравнивание графика нагрузки и улучшение энергетического режима работы оборудования; в) замена, перестановка или отключение трансформаторов, загруженных в среднем менее 30 % от их номинальной мощности; г) правильный выбор электродвигателей по мощности и типу; д) замена малозагруженных двигателей (менее 45 %) двигателями меньшей мощности;   е) переключение статорных обмоток асинхронных двигателей напряжением до 1 кВ с треугольника на звезду, если их нагрузка составляет менее   40 %;   ж) улучшение качества ремонта электродвигателей; з) ограничение продолжительности холостых ходов двигателей и сварочных трансформаторов;   и) замена асинхронных двигателей синхронными, где это возможно по технико-экономическим соображениям.

К специальным компенсирующим устройствам относятся: а) синхронные компенсаторы (СК); б) конденсаторные батареи (КБ); в) статические источники реактивной мощности (ИРМ).

Наибольшее применение в сетях потребителей нашли КБ. В сетях с резкопеременной, ударной нагрузкой на напряжении 6-10 кВ рекомендуется применение статических ИРМ. Для компенсации больших реактивных нагрузок, чаще в энергосистемах, применяются СК.

В основе расчета мощности компенсирующих устройств при проектировании систем электроснабжения лежит критерий минимума приведенных затрат на конденсаторные батареи до и выше 1 кВ, трансформаторные подстанции (ТП) и потери электроэнергии в питающих ТП электрических сетях [4].

В действующих системах электроснабжения мощность компенсирующих устройств можно определить по следующему выражению:

Qк = Рр(tgϕ1 - tgϕ2),                                             (1.42)

где Рр – расчетная активная нагрузка потребителя; tgϕ1, tgϕ2 – коэффициенты реактивной мощности  соответственно фактический и нормативный.

Пример. Активная и реактивная мощность потребителя составляет

Р = 18 кВт, Q=26 квар. Рассчитать мощность и выбрать компенсирующее устройство, приняв нормативное значение реактивной мощности tgϕ2 =0,33  (cosϕ = 0,95).

Решение. Полная мощность потребителя

Фактический коэффициент мощности

Мощность компенсирующего устройства

Qк = Рр(tgϕ1 - tgϕ2);   Qк = 18(1,43 – 0,33) = 19,8 квар.

Приняв мощность конденсаторных батарей стандартной величиной 18 квар (ближайшая величина, на которую выпускаются конденсаторные батареи), потребляемая реактивная мощность после компенсации составит

Тогда полная мощность

Коэффициент мощности  после компенсации реактивной нагрузки

        Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

потребительских ТП 6-10/0,4 кВ

Выбор  числа и мощности силовых трансформаторов на потребительских подстанциях 6-10/0,4 кВ определяется величиной и характером электрических нагрузок, требуемой надежностью электроснабжения, территориальным размещением нагрузок и перспективным их изменением и выполняется при необходимости достаточного обоснования на основании технико-экономических расчетов.

Как правило, в системах электроснабжения применяются одно- и двухтрансформаторные подстанции. Применение трехтрансформаторных подстанций вызывает дополнительные капитальные затраты и повышает годовые эксплуатационные расходы. Трехтрансформаторные подстанции используются редко, как вынужденное решение, при реконструкции, расширении подстанции, при системе раздельного питания силовой и осветительной нагрузок, при питании резкопеременных нагрузок.

Однотрансформаторные ТП 6-10/0,4 кВ применяются при питании нагрузок, допускающих перерыв электроснабжения на время не более 1 суток, необходимый для ремонта или замены поврежденного элемента (питание электроприемников III категории), а также для питания электроприемников II категории, при условии резервирования мощности по перемычкам на вторичном напряжении или при наличии складского резерва трансформаторов.

Однотрансформаторные ТП выгодны еще и в том отношении, что если работа предприятия сопровождается периодами малых нагрузок, то можно за счет наличия перемычек между ТП на вторичном напряжении отключать часть трансформаторов, создавая этим экономически целесообразный режим работы трансформаторов. Под экономическим режимом работы трансформаторов понимается режим, который обеспечивает минимальные потери мощности в трансформаторах. В данном случае решается задача выбора оптимального количества работающих трансформаторов.

Такие ТП могут быть экономичны и в плане максимального приближения напряжения 6-10 кВ к электроприемникам, уменьшая протяженность сетей до 1 кВ за счет децентрализации трансформирования электрической энергии. В этом случае вопрос решается в пользу применения двух однотрансформаторных по сравнению с одной двухтрансформаторной подстанцией.

Двухтрансформаторные ТП применяются при преобладании электроприемников I и II категорий. При этом мощность трансформаторов выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного, другой трансформатор с учетом допустимой перегрузки принял бы на себя нагрузку всех потребителей (в этой ситуации можно временно отключить электроприемники III категории). Такие подстанции желательны и независимо от категории потребителей при наличии неравномерного суточного или годового графика нагрузки. В этих случаях выгодно менять присоединенную мощность трансформаторов, например, при наличии сезонных нагрузок, одно или двухсменной работы со значительной различающейся загрузкой смен.

Электроснабжение населенного пункта, микрорайона города, цеха, группы цехов или всего предприятия может быть обеспечено от одной или нескольких ТП. Целесообразность сооружения одно- или двухтрансформаторных подстанций определяется в результате технико-экономического сравнения нескольких вариантов системы электроснабжения. Критерием выбора варианта является минимум приведенных затрат на сооружение системы электроснабжения. Сравниваемые варианты должны обеспечивать требуемый уровень надежности электроснабжения.

В системах электроснабжения промышленных предприятий наибольшее применение нашли следующие единичные мощности трансформаторов: 630, 1000, 1600 кВ⋅А, в электрических сетях городов - 400, 630 кВ⋅А. Практика проектирования и эксплуатации показала необходимость применения однотипных трансформаторов одинаковой мощности, так как разнообразие их создает неудобства в обслуживании и вызывает дополнительные затраты на ремонт. В общем случае выбор мощности трансформаторов производится на основании следующих основных исходных данных: расчетной нагрузки объекта электроснабжения, продолжительности максимума нагрузки, темпов роста нагрузок, стоимости электроэнергии, нагрузочной способности трансформаторов и их экономической загрузки.

Основным критерием выбора единичной мощности трансформаторов при технико-экономическом сравнении вариантов является, как и при выборе количества трансформаторов, минимум годовых приведенных затрат.

Ориентировочно выбор единичной мощности трансформаторов может выполняться по удельной плотности расчетной нагрузки (кВ⋅А/м2) и полной расчетной нагрузки объекта (кВ⋅А). При удельной плотности нагрузки до             0,2 кВ⋅А/м2 и суммарной нагрузке до 3000 кВ⋅А целесообразно применять трансформаторы 400; 630; 1000 кВ·А с вторичным напряжением 0,4/0,23 кВ. При удельной плотности и суммарной нагрузки выше указанных значений более экономичны трансформаторы мощностью 1600 и 2500 кВ·А.

Однако эти рекомендации не являются достаточно обоснованными в следствии быстроменяющихся цен на электрооборудование и, в частности, ТП.

В проектной практике трансформаторы ТП часто выбирают по расчетной нагрузке объекта и рекомендуемым коэффициентам экономической загрузки трансформаторов (), в соответствии с данными табл. 1.21.

Таблица 1.21. Рекомендуемые  коэффициенты  загрузки    трансформаторов       цеховых ТП

Важным значением при выборе мощности трансформаторов является правильный учет их нагрузочной способности. Под нагрузочной способностью трансформатора понимается совокупность допустимых нагрузок, систематических и аварийных перегрузок из расчета теплового износа изоляции трансформатора. Если не учитывать нагрузочную способность трансформаторов, то можно необоснованно завысить при выборе их номинальную мощность, что экономически нецелесообразно.

На значительном большинстве подстанций нагрузка трансформаторов изменяется и в течение продолжительного времени остается ниже номинальной. Значительная часть трансформаторов выбирается с учетом послеаварийного режима, и поэтому нормально они остаются длительное время недогруженными. Кроме того, силовые трансформаторы рассчитываются на работу при допустимой температуре окружающей среды, равной +40оС. В действительности они работают в обычных условиях при температуре среды до 20 ... 30оС. Следовательно, силовой трансформатор в определенное время может быть перегружен с учетом рассмотренных выше обстоятельств без всякого ущерба для установленного ему срока службы (20 … 25 лет).

На основании исследований различных режимов работы трансформаторов разработан ГОСТ 14209-85 [5], регламентирующий допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки силовых масляных трансформаторов общего назначения мощностью до 100 МВ⋅А включительно с видами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц с учетом температуры охлаждения cреды θохл.

Для определения систематических нагрузок и аварийных перегрузок в соответствии с [5] необходимо также знать начальную нагрузку, предшествующую перегрузке и продолжительность перегрузки. Эти данные определяются по реальному исходному графику нагрузки (полной мощности или току), преобразованному в эквивалентный в тепловом отношении в прямоугольный двух- или многоступенчатый график.

В связи с необходимостью иметь реальный исходный график нагрузки расчет допустимых нагрузок и перегрузок в соответствии с [5] может быть выполнен для действующих подстанций с целью проверки допустимости существующего графика нагрузки, а также с целью определения возможных вариантов суточных графиков с максимальными значениями коэффициентов загрузки в момент предшествующий режиму перегрузки и в режиме перегрузки.

На стадии проектирования подстанций можно использовать типовые графики нагрузок или в соответствии с рекомендациями, также предлагаемыми в [5], выбирать мощность трансформаторов по условиям аварийных перегрузок.

Тогда для подстанций, на которых возможна аварийная перегрузка трансформаторов (двухтрансформаторные, однотрансформаторные с резервными связями по вторичной стороне), если известна расчетная нагрузка объекта Sp и коэффициент допустимой аварийной перегрузки βта, номинальная мощность трансформатора определяется, как

                                                      (1.43)

Следует также отметить, что нагрузка трансформатора свыше его номинальной мощности допускается только при исправной и полностью включенной системе охлаждения трансформатора.

Что касается типовых графиков, то на настоящее время они разработаны для ограниченного количества узлов нагрузок.

Так как выбор количества и мощности трансформаторов, в особенности потребительских подстанций 6-10/0,4-0,23 кВ, определяется часто в основном экономическим фактором, то существенным при этом является учет компенсации реактивной мощности в электрических сетях потребителя. Компенсируя реактивную мощность в сетях до 1 кВ, можно уменьшить количество ТП 10/0,4, их номинальную мощность. Особенно это существенно для промышленных потребителей, в сетях до 1 кВ которых приходиться компенсировать значительные величины реактивных нагрузок. Существующая методика по компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий и предполагает выбор мощности компенсирующих устройств с одновременным выбором количества трансформаторов подстанций и их мощности [4].

Таким образом, учитывая вышеизложенное, сложность непосредственных экономических расчетов из-за быстроменяющихся стоимостных показателей строительства подстанций и стоимости электроэнергии, при проектировании новых   и     реконструкции    действующих     потребительских        подстанций 6-10/0,4-0,23 кВ выбор мощности силовых трансформаторов может быть выполнен следующим образом:

в сетях промышленных предприятий:

а) единичную мощность трансформаторов выбирать в соответствии с рекомендациями удельной плотности расчетной нагрузки и полной расчетной нагрузки объекта;

б) количество трансформаторов подстанции и их номинальную мощность выбирать в соответствии с указаниями по проектированию компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий [4];

в) выбор мощности трансформаторов должен осуществляться с учетом  рекомендуемых коэффициентов загрузки   и допустимых аварийных перегрузок трансформаторов;

г) при наличии типовых графиков нагрузки выбор следует вести в соответствии с ГОСТ 14209-85 с учетом компенсации реактивной мощности в сетях до 1 кВ;

- в городских электрических сетях:

а) имея в наличии типовые графики нагрузки подстанции, выбор мощности трансформаторов следует выполнять в соответствии с ГОСТ 14209-85;

б) зная вид нагрузки подстанции, при отсутствии типовых графиков ее, выбор целесообразно выполнять в соответствии с методическими указаниями института “Белэнергосетьпроект” [6].

Пример. Выбрать количество и мощность трансформатора цеховой ТП по следующим исходным данным: Рр = 250 кВт, Qp = 270 квар; категория электроприемников цеха по степени надежности электроснабжения – 3.

Решение. Полная расчетная мощность цеха

.

По расчетной мощности (368 кВ⋅А) требуемому уровню надежности электроснабжения (3 категория электроприемников) можно принять однотранспортную подстанцию с мощностью трансформатора Sнт = 400 кВ⋅А.

Коэффициент загрузки трансформатора составит

что удовлетворяет соответствующим требованиям (табл. 1.21).

8. Расчет токов короткого замыкания в системах

электроснабжения

  В нормальных режимах работы в электрической сети протекают токи, допустимые для данной установки. При нарушении изоляции проводов или оборудования в электрической сети внезапно может возникнуть аварийный режим короткого замыкания, вызывающий резкое увеличение токов.

Значительные по величине токи короткого замыкания представляют опасность для элементов электрической сети и оборудования, так как они вызывают чрезмерный нагрев токоведущих частей и создают большие механические усилия.

Кроме того, короткое замыкание в системе электроснабжения вызывает резкое снижение напряжения у потребителей. Понижение напряжения сохраняется до тех пор, пока аппарат под действием защиты не отключит аварийный участок сети.

Для сохранения необходимого уровня надежности электроснабжения потребителей применяют быстродействующие релейные защиты и выключатели, которые отключают аварийный участок, уменьшая последствия коротких замыканий.

Для обеспечения требуемой работоспособности электрической сети и оборудования кроме расчетов нормальных электрических режимов их работы производят расчеты возможных аварийных режимов, выбирая электрическую сеть и оборудование таким образом, чтобы они выдерживали без повреждения действие наибольших возможных токов короткого замыкания.

Коротким замыканием (КЗ) называют всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или с землей, при котором токи в аппаратах и проводниках, примыкающих к месту соединения, т.е. к месту КЗ, возрастают, превышая, как правило, расчетные значения нормального режима.

В трехфазных электрических установках различают три основных вида коротких замыканий: трехфазное, двухфазное и однофазное.

Трехфазное короткое замыкание является симметричным замыканием.

Двухфазное и однофазное короткое замыкание являются несимметричными, так как при их возникновении нарушается симметрия напряжений и токов трехфазной системы.

Наиболее часты однофазные КЗ (до 60 % от их общего количества).

Значение токов КЗ зависит от мощности источника питания, сопротивления цепи, от вида, а также момента возникновения КЗ и длительности его действия.

При расчете токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1 кВ пренебрегают активным сопротивлением генераторов, силовых трансформаторов и реакторов, так как они невелики по сравнению с их индуктивными сопротивлениями, что практически не влияет на результат расчета токов короткого замыкания.

В кабельных и воздушных линиях большой протяженности следует учитывать активные сопротивления, особенно в кабельных, так как индуктивное сопротивление у них относительно мало.

В установках напряжением до 1 кВ активные сопротивления элементов цепи достаточно велики, поэтому при расчете следует учитывать индуктивные и активные сопротивления.

Расчет токов короткого замыкания можно производить в именованных (омах, амперах, вольтах и т.д.) или в относительных единицах, т.е. в долях от номинальных или базовых значений.

В проектной и эксплуатационной практике расчеты токов короткого замыкания в сетях напряжением до 1 кВ выполняют только в именованных единицах, а в распределительных сетях свыше 1 кВ - производят как в именованных, так и в относительных единицах. Любой элемент трехфазной электрической сети (генератор, трансформатор, реактор) характеризуется номинальными параметрами.

Расчет токов короткого замыкания в относительных единицах.

В этом случае все расчетные данные приводят к базисному напряжению и базисной мощности. За базисное напряжение принимают номинальные напряжения Uном 0,23;  0,4; 0,69;  6,3; 10,5; 21; 37; 230 кВ.

За базисную мощность Sб можно выбрать мощность, принимаемую при расчетах за единицу, например мощность системы, суммарные номинальные мощности генераторов станции или трансформаторов подстанции или удобное для расчетов число, кратное десяти [8].

Расчет токов КЗ в сетях выше 1 кВ выполняется в следующей последовательности.

1. Составляется расчетная схема электрической сети, соответствующая нормальному режиму работы системы электроснабжения, считая, что все источники питания включены параллельно. В расчетной схеме учитываются сопротивления питающих генераторов, трансформаторов, высоковольтных линий (воздушных, кабельных), реакторов.

2. По расчетной схеме составляется схема замещения, в которой указываются сопротивления всех элементов: генераторов, трансформаторов, линий, реакторов и т.п.

3. Намечаются точки для расчета токов КЗ.  За расчетную точку КЗ принимается такая, в которой аппараты и проводники находятся в наиболее тяжелых условиях [1].

4. Задаются базисными значениями напряжения Uб и мощности Sб.

5. Для отдельных элементов схемы принимаются следующие значения индуктивных сопротивлений:

- для синхронных генераторов -  сверхпереходное реактивное сопротивление  по продольной оси полюсов:

для турбогенераторов

для гидрогенераторов с успокоительной обмоткой -

без успокоительной обмотки

- для синхронных и асинхронных двигателей

- для трансформаторов, если пренебречь их активным сопротивлением, напряжение короткого замыкания Uк (%);

- для воздушных линий напряжением выше  1 кВ значение х0 = 0,4 Ом/км;

- для кабельных линий напряжением 6÷20 кВ величина х0 = 0,08 Ом/км;

- для реакторов сопротивление дается в процентах и переводится в относительные единицы или Омы.

Погонное (удельное) активное сопротивление линии определяется по выбранному сечению S  или по справочным таблицам.

В схеме замещения все указанные сопротивления выражают в относительных единицах и обозначают “∗” в индексе.

6. Приводятся сопротивления элементов расчетной схемы КЗ к базисным условиям по формулам:

Генераторы

                                                  (1.44)

где  - сверхпереходное реактивное сопротивление генератора;

Энергосистема

                                                 (1.45)

где Sн – номинальная мощность системы, МВ⋅А.

Двухобмоточные трансформаторы

                                               (1.46)

где Uк – напряжение короткого замыкания, %;

      Sн – номинальная мощность трансформатора, МВ⋅А.

Трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы

сторона высшего напряжения

                                 (1.47)

сторона среднего напряжения

                                 (1.48)

сторона нижнего напряжения

                                 (1.49)

Реактор

                                                (1.50)

где  х*р – номинальное сопротивление реактора, % ;

Воздушные и кабельные линии

                                                    (1.51)

где х0 – сопротивление 1 км линии, Ом/км

              среднее значение х0 воздушной линии – 0,4 Ом/км,

кабельных напряжением 6-10 кВ  - 0,08 Ом/км;

      l – длина линии, км;

     Uср – среднее напряжение линии (6,3; 10,5; 37; 115 и т. д.), кВ;

активное сопротивление

                                             (1.52)

где rо - сопротивление 1 км линии, Ом/км.

Синхронные электродвигатели и компенсаторы вводятся в схему замещения своими сопротивлениями Хd″ и ЭДС

                                                 (1.53)

где Хd″ - сверхпереходное сопротивление в относительных единицах. При отсутствии каталожных данных можно принимать следующие средние значения:

для синхронных электродвигателей

            хd″ = 0,2, = 1,1;

для синхронных компенсаторов

           хd″ = 0,2, = 1,2.

Асинхронные электродвигатели учитываются сопротивлениями Х″ и
ЭДС

                                                  (1.54)

где хd″ - сверхпереходное сопротивление, средние значения х″ = 0,2, = 0,9;

7. Выполняется преобразование схемы замещения, которая путем различных преобразований приводится к такому виду, чтобы между каждым источником питания и точкой короткого замыкания находилось только одно результирующее сопротивление хΣ. Обычными приемами преобразования схемы являются последовательное и параллельное сложение сопротивлений, преобразование треугольника в звезду и т.п.

8. Определяется результирующее сопротивление схемы, например для схемы, состоящей из двух ветвей по формуле:

                                               (1.55)

9. Определяются коэффициенты распределения при двух ветвях

                                        (1.56)

проверка ΣС = 1.

10. Вычисляются сопротивления ветвей преобразованной схемы:

                                           (1.57)

При преобразованиях схема сворачивается к точке КЗ.

11. Производится вычисление токов трехфазного короткого замыкания. После преобразования (сворачивания) схема  состоит из нескольких ветвей. В каждой ветви источник питания отделен от точки короткого замыкания своим результирующим сопротивлением  х*Σ или z*Σ. Если результирующее сопротивление не превышает  то его можно исключить из последующего расчета.

В зависимости от параметров источника вычисление токов трехфазного КЗ осуществляется одним из следующих способов.

1. Источник известного типа (генераторы и электростанции). При малом удалении источников от точки короткого замыкания (храсч < 3) вычисление ведется по расчетным кривым (рис. 1.5). Так как расчетные кривые показывают зависимость тока короткого замыкания от сопротивления, приведенного к номинальной мощности источника, то предварительно определяется расчетное сопротивление ветви:

                                                  (1.58)

где Sн – номинальная мощность источника, МВ⋅А.

По расчетным кривым находят относительные значения токов  при t=0 и I*∞ при t=∞.

Вычисляются токи в ветвях

                                    (1.59)

где  номинальный ток источника для ступени напряжения Uн,  на которой находится точка КЗ, кА.

Если  х*расч > 3, то токи короткого замыкания определяются следующим образом

Мощность короткого замыкания

                                                     (1.60)

Ударный ток КЗ

                                                 (1.61)

где  если активные сопротивления при вычислении тока КЗ не учитывались и ударный коэффициент ky = 1,8.

В этом случае, когда токи короткого замыкания определяются с учетом активного сопротивления кабелей,

                                                      (1.62)

где

      Действующее значение полного тока короткого замыкания за период

                                               (1.63)

при ky = 1,8     iy = 1,52I″.

1. Энергосистема неограниченной мощности:

                                                 (1.64)

Sк, iy  iy – вычисляются также, как в случае питания точки КЗ от генераторов.

Пример. Определить токи трехфазного короткого замыкания в точке К схемы, приведенной на рис. 1.6

                                   С                                                                        С

                                                                                            U = const

              35 кВ

                                  4000 кВ⋅А                                                       x1

                                      Uк = 7%

                                                                                                           x2

              10,5 кВ

                             СБ 3×70 мм2                                                                                      x3

                                3,5 км                                                                 r3

                                      К                                                                      К

                         а)                                                                       б)

Рис. 1.6  Схема для расчета токов КЗ

а) исходная схема;  б) схема замещения

Решение. Принимаем базисную мощность Sб = 100 МВ⋅А. Базисный ток для ступени 35 кВ  

Вычисляем сопротивление, на которое удален источник неограниченной мощности от шин 35 кВ:

Приводим сопротивления к базисным условиям и составляем схему замещения (рис. 1.7, б).

Результирующее сопротивление:

Базисный ток для ступени напряжения 10,5 кВ

Токи трехфазного короткого замыкания

По кривой (рис. 1.6) определяем kу:

Выбор высоковольтного электрооборудования для систем электроснабжения

  Электрическое оборудование, аппараты, изоляторы и токоведущие части электроустановок работают в условиях эксплуатации в трех основных режимах: нормальном, перегрузки и в режиме короткого замыкания.

В нормальном режиме надежная работа аппаратов и токоведущих частей обеспечивается правильным выбором их по номинальному напряжению и номинальному току.

В режиме перегрузки надежная работа аппаратов и токоведущих частей электрических установок обеспечивается ограничением величины и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых еще гарантируется нормальная работа электрических установок за счет запаса прочности.

В режиме короткого замыкания надежная работа аппаратов и токоведущих частей обеспечивается соответствующим выбором параметров устройств по условиям термической и электродинамической стойкости.

Электрические аппараты (выключатели, разъединители, предохранители, измерительные трансформаторы), токоведущие части (шины, кабели) должны выбираться в соответствии с вычисленными максимальными расчетными величинами (токами, напряжениями, мощностями отключения) для нормального режима и короткого замыкания. Для их выбора сравнивают указанные расчетные величины с допускаемыми значениями для токоведущих частей и высоковольтного оборудования.

В установках выше 1 кВ по режиму КЗ следует проверять: электрические аппараты, токопроводы и другие проводники, опорные и несущие конструкции для них [1].

Аппараты (выключатели, разъединители, трансформаторы тока), сборные шины распределительных устройств и кабели проверяются на термическую стойкость по условию, что при прохождении через них тока КЗ их кратковременная температура нагрева не превысит допустимых значений. Завод-изготовитель для каждого вида аппаратов указывает значение тока термической стойкости Iт.у, которую аппарат может выдержать без повреждения в течение всего процесса КЗ.

Условие термической стойкости определяется выражением

                                                    (1.65)

где Вк – расчетный импульс квадратичного тока короткого замыкания, кА2.с;

      Iт – ток термической стойкости выключателя, кА;

      tт – длительность протекания тока термической стойкости, с

        При удаленном коротком замыкании значение теплового импульса тока короткого замыкания Вк может быть определено по формуле

                                            (1.66)

где  - расчетное время отключения выключателя, с;

      Та – постоянная затухания апериодической составляющей;

      tс.з.min – минимальное время срабатывания релейной защиты. Для первой ступени защиты tс.з.min принимается 0,01 с и 0,01+Δtс – для последующих ступеней. Значение ступеней селективности Δtс можно принимать равным 0,3…0,5 с;

     tс.в.откл – собственное время отключения выключателя, с. Значение tс.в.откл для масляных выключателей на 10 кВ типа ВНП составляет 0,12 с.

Проверку аппаратов на термическую стойкость при КЗ удобно производить, составляя таблицу сравнения указанных расчетных и допустимых величин. При этом для обеспечения надежной безаварийной работы расчетные величины должны быть меньше допустимых.

 Пример 1 Условия выбора разъединителей

        Кабели и шины выбирают по номинальному режиму работы и сравнивают с минимальным сечением по термической стойкости Smin (мм2), при этом

                                                (1.67)

где С – коэффициент, значение которого зависит от материала шин, жил кабелей,

        Значение С можно принимать по [10].

На динамическую стойкость при КЗ проверяют шинные устройства распределительных устройств, опорные и проходные изоляторы.

Проверка сводится к сравнению расчетной максимальной силы, действующей на элемент электрооборудования с допустимой его механической нагрузкой.

При параллельном расположении трех фаз однополюсных шин в одной плоскости наибольшее усилие действует на среднюю шину. Его величина определяется по формуле:

                                        (1.68)

где l – длина параллельных шин, см;

      а – расстояние между осями шин смежных фаз, см;

Если ударный ток КЗ выражен в килоамперах, формула для определения максимального усилия примет вид:

                                             (1.69)

При расчете шины на механическое усилие можно рассматривать ее как равномерно нагруженную многопролетную балку, тогда наибольший изгибающий момент при одном или двух пролетах определяют по формуле:

                                            (1.70)

При трех и большем числе пролетов

                                                 (1.71)

где l – расстояние между осями изоляторов, см.

Напряжение материала шины при изгибе определятся по формуле

                                              (1.72)

где W – момент сопротивления сечения шины, см3.

Момент сопротивления определяется в зависимости от расположения шин по отношению друг к другу (рис. 1.9).

а)                                                        б)

Рис. 1.9. Расположение шин на изоляторах

а – на ребро;  б – плашмя

При расположении шин на ребро (рис.1.9а)

                                                       (1.73)

При расположении шин плашмя (рис.1.9б)

                                                       (1.74)

Для круглых шин можно принять

W = 0,1d3,                                                       (1.75)

где d – диаметр шины, см.

Шины будут работать надежно, если полученное расчетное напряжение в материале будут меньше допустимого σдоп, т.е.  σрасч ≤ σдоп.

Можно принять σдоп. для меди 1400 Н/см2, для алюминия – 7000 Н/см2 и полосовой стали 1600 Н/см2.

Если при расчете оказалось, что σрасч > σдоп, то для уменьшения значения σрасч при данном значении ударного тока КЗ следует либо увеличить расстояние между шинами а или уменьшить пролет между изоляторами l, либо увеличить сечение шин.

Пример 2. Произвести проверку на динамическую стойкость шинной конструкции распределительного устройства, выполненной алюминиевыми шинами размерами: в = 1 см,  h = 6 см. Шины расположены плашмя. Длина пролета l = 150 см, расстояние между осями шин а = 35 см. Ударный ток трехфазного КЗ  

Решение. Максимальное усилие, действующее на шину,

Максимальный момент при числе пролетов более трех

Напряжение в материале шины

, следовательно, условие соблюдается

шины удовлетворяют динамической стойкости

Пример 3. Выбрать разъединитель и выключатель на стороне 10 кВ подстанции.

Нагрузка линии Iн = 270 А; Imax = 450 А;

токи КЗ Iп = 9 кА;  iy = 23 кА;

tр.з = 1,2 с;  tвыкл = 0,12;  Та = 0,05 с.

РУ-10 кВ выполнено закрытым, поэтому выбираем маломасленный выключатель типа ВМПП-10 со встроенным пружинным приводом, разъединитель - РВЗ-10.

Все данные сравнения сводим в таблицу 1.24.

Таблица 1.24. Выбор высоковольтных аппаратов

                 Решение задач на действие токов КЗ и выбор

высоковольтного электрооборудования

 Задание 1. Для заданной схемы электроснабжения рассчитать токи КЗ в точке К и выбрать электрооборудование на стороне 6-10 кВ КТП.

Sсистемы = 580 МВ⋅А; длина ВЛ 75 км; Uн1=115 кВ; Uн2 = 10,5 кВ. внутреннее сопротивление системы хс=1,5; мощность трансформаторов ГПП 25 МВ⋅А; Uк = 10,5 %; длина кабельной линии 0,5 км, мощность трансформатора КТП равна 1000 кВ⋅А.

Система

                                    Uн1                       Т1      Uн2

     G                 ВЛ                                                                                     К          КТП

                                                                                          КЛ

                                                    Т2

Решение.

Расчет ведем в относительных единицах. Задаемся базисными условиями: Sб = 100 МВ⋅А; Uб = 6,3 кВ; тогда

Составляем схему замещения по заданной расчетной схеме.

Определяем сопротивления, приведенные к базисным условиям.

Сопротивление системы  

Сопротивление ВЛ    

Сопротивление трансформатора ГПП

Сопротивление КЛ

Определяем результирующее индуктивное сопротивление цепи КЗ

Для кабельной линии определяем активную составляющую сопротивления

где γ  -  удельная проводимость, для алюминиевых жил (при t= +20˚  С)

      S – сечение КЛ, выбранное по экономической плотности тока,

      Јэ – экономическая плотность тока, А/мм2

        Для кабелей с полихлорвиниловой изоляцией и продолжительности и пользования максимума нагрузки Тм = 3000 ÷ 5000 часов   Принимаем сечение жил кабеля 50 мм2.

Полное сопротивление цепи КЗ:

Определяем ток КЗ в точке К:

Ударный ток КЗ:

    где kу – ударный коэффициент,

kу =1,8 для электроустановок свыше 1 кВ, Та = 0,05 с.

Задание 2.

Определить сечение жил кабеля напряжением 10 кВ, питающего КТП-1000, и проверить его на термическую устойчивость к токам КЗ, если Iп = I∞ на шинах 10 кВ 11,5 кА, tр.з..min = 0,01 с;  tc.в.откл = 0,12 с;  Та = 0,05 с.

Решение.

Рассчитаем сечение жил кабеля марки ААБ по экономической плотности тока, для этого определим расчетный ток линии

Определяем экономическое сечение кабеля в зависимости от экономической плотности тока jэ, А/мм2. При Тм = 3500 часов        jэ = 1,4 А/мм2

Принимаем по [1] кабель ААБ 3×50 мм2. Проверяем выбранный кабель на термическую стойкость к токам КЗ:

 мм2,

Следовательно, выбранное сечение кабеля не удовлетворяет расчетному току термической стойкости, а потому надо или увеличить сечение, или уменьшить время действия защиты.

 Расчет защитных заземлений в цехах предприятий,

сооружений и подстанций

   Поражение человека электрическим током возможно при прикосновении к токоведущим частям, находящимся под напряжением, или к металлическим нетоковедущим частям оборудования и сетей, оказавшимся под напряжением при нарушении изоляции.

Различают два вида прикосновения к токоведущим частям: двухполюсное, когда человек одновременно прикасается, чаще всего руками, к двум фазам сети, и однополюсное, когда человек, стоя на земле или заземленной конструкции здания прикасается лишь к одной фазе сети. Наиболее опасны случаи двухполюсного прикосновения, так как человек оказывается включенным на линейное напряжение Uл установки. В этом случае ток, протекающий через тело человека

                                  ,                                                                  (1.76)

где  Rч  – электрическое сопротивление тела или части тела человека, Ом;

        Iч – ток протекающий через тело человека, А.                                           

Случаи двухполюсного прикосновения на практике встречаются редко. Наиболее частым являются однополюсные прикосновения, при которых человек попадает под фазное напряжение Uф  и значения тока Iч определим по выражению

                                                             (1.77)

Электрическое сопротивление человеческого тела в зависимости от многих факторов изменяется в широких пределах (от 500 до 100000 Ом). К таким факторам можно отнести: общее состояние здоровья человека, состояние кожного покрова и его влажность, условия окружающей среды, длительность прохождения тока и т.д. В расчетах по технике безопасности сопротивление тела человека обычно принимается равным 1000 Ом.

Тяжесть электротравмы зависит от значения тока и длительности его прохождения. Установлено, что в большинстве случаев ток 0,1 А представляет собой смертельную опасность для жизни человека.

Для жизни человека опасен как переменный, так и постоянный ток, однако наибольшую опасность представляет переменный ток промышленной частоты (50 Гц). При повышении частоты переменного тока опасность поражения уменьшается.

Для защиты людей от поражения электрическим током при прикосновении к нетоковедущим частям электрического оборудования, случайно оказавшийся под напряжением, должна применяться как минимум одна из следующих мер: заземление, зануление, защитное отключение, разделяющий трансформатор, безопасное малое напряжение, двойная изоляция.

Защитным заземлением называется преднамеренное соединение металлических частей электроустановки нормально не находящихся под напряжением, но которые могут оказаться под ним вследствие нарушения изоляции электроустановки с заземляющим устройством.

Занулением в электроустановках в сетях напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью называется преднамеренное электрическое соединение с помощью нулевого защитного проводника металлических нетоковедущих частей электрооборудования с заземленной нейтралью трансформатора или генератора.

Заземляющее устройство состоит из заземлителей и заземляющих проводников.

Заземлитель представляет собой один или несколько металлических соединенных между собой проводников  (электродов), находящихся в непосредственном соприкосновении с землей.

Заземляющие проводники – это металлические проводники, соединяющие заземлитель с заземленными частями электроустановки.

Сопротивление заземляющего устройства состоит из сопротивлений заземлителя и заземляющих проводников, определяется по формуле

                                                          (1.78)

где Uз – напряжение относительно земли (нулевого потенциала), В;

       Iз – ток замыкания на землю, т.е. ток, проходящий через землю в месте замыкания.

Применяются заземлители искусственные и естественные. В качестве естественных заземлителей могут использованы металлические части, находящиеся в земле:  металлические трубопроводы (за исключением трубопроводов горючих жидкостей или взрывчатых газов и примесей), металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, свинцовые оболочки кабелей и др.

Искусственными заземлителями являются отрезки угловой стали размером 50×50×4 мм и длиной 2,5…3 м; стальные трубы диаметром 50 мм той же длины с толщиной стенки не менее 3,5 мм, отрезки круглой стали диаметром 12…14 мм длиной до 5 м и более. Заземлители (вертикальные электроды) соединяются между собой стальной полосой размером 40×4 мм.

Согласно [1] в электроустановках напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью или нейтралью, изолированной от земли, сопротивление заземляющего устройства в любое время года должно быть не более 2 Ом -  при линейном напряжении сети в 660 В; 4 Ом – при 380 В и 8 Ом соответственно – 220 В.

Выполнение заземления обязательно:

1. В помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных электроустановках при напряжении переменного тока выше 42 В и постоянного тока выше 110 В;
2. В помещениях без повышенной опасности при напряжении переменного тока 380 В и выше и постоянного тока 440 В и выше.

Заземлению (занулению) подлежат следующие части электрооборудования: металлические корпуса трансформаторов, электродвигателей, пусковой аппаратуры, каркасы и кожухи электрических устройств, металлические трубы электропроводок, корпуса щитов, щитков, шкафов, светильников, стальные трубы и короба электропроводок на лестничных клетках, в технологических подпольях и на чердаках и т.п.

Расчет заземляющих устройств. При расчете заземляющего устройства определяются расстояние между заземлителями, их количество и место размещения, а также сечение заземляющих проводников. Этот расчет производится для ожидаемого сопротивления заземляющего устройства в соответствии с существующими требованиями ПУЭ.

Грунт, окружающий заземлители, не является однородным. Наличие в нем песка, грунтовых вод и других примесей оказывают значительное влияние на сопротивление грунта. Поэтому согласно [1] рекомендуется определять удельное сопротивление грунта путем непосредственного измерения в том месте, где будут размещаться заземлители.

При отсутствии данных измерений при расчетах применяют примерные значения удельных сопротивлений грунтов [8].

Расчетные значения коэффициентов повышения сопротивления для различных грунтов и глубины заложения заземлителей приведены в табл. 1.28.

Таблица 1.28. Расчетные коэффициенты повышения сопротивления грунта

Зная расчетное удельное сопротивление грунта, можно определить сопротивление одиночного заземлителя.

Сопротивление вертикального заземлителя длиной l (м), диаметром d (мм) определяется по формуле:

 ,                                                (1.79)

где  ρ – удельное сопротивление грунта в месте размещения заземлителей и выражается в Ом·см.

В практических расчетах удобно пользоваться упрощенными формулами:

R0 = 0,00227⋅ρ - для углубленного пруткового электрода диаметром 12…14 мм, длиной 5 м;

 R0 = 0,0034⋅ρ - для электрода из угловой стали размером 50×50×5 мм, длиной 2,5 м;

R0 = 0,00325⋅ρ - для электрода из трубы диаметром 50 мм, длиной 2,5 м.

Число вертикальных заземлителей определяется по формуле:

                                                           (1.80)

где η - коэффициент экранирования (использования) трубчатых заземлителей, зависящий от числа и взаимного расположения заземлителей (табл. 1.29).

Таблица 1.29. Коэффициенты экранирования трубчатых заземлителей

Пример. Определить число электродов заземления подстанции 10/0,4 кВ. На стороне 10 кВ нейтраль изолирована, на стороне 0,4 кВ глухозаземленная. Удельное сопротивление грунта ρ = 0,7⋅104 Ом⋅см.

Решение. Выбираем в качестве заземлителей прутковые электроды длиной 5 м диаметром d = 12 мм. Сопротивление одиночного пруткового электрода

R0 = 0,00227⋅ρ = 0,00227⋅0,7⋅104 = 15,89 Ом.

Принимаем размещение заземлителей в ряд с расстоянием между ними а = 5 м, следовательно η= 0,68, при =1.

Определяем количество электродов заземлителей