- •Саратов 2010
- •Содержание
- •Введение
- •1. Исходные данные для электрической части проекта
- •2.Общий порядок расчета
- •3.Определение расчетных нагрузок
- •3.1.Расчетные коэффициенты
- •3.2.Ответвления к электроприемникам
- •3.3.Питающие сети напряжением до 1000 в
- •3.4.Шины цеховых трансформаторных подстанций, магистральные шинопроводы
- •3.5.Расчет электрических нагрузок электроприемников напряжением выше 1000 в
- •4.Выбор трансформаторов цеховых тп и компенсирующих устройств напряжением до 1000 в
- •5.Составление принципиальной схемы электроснабжения
- •6.Определение расчетных токов и выбор защитной аппаратуры
- •7.Выбор проводов и кабелей
- •7.1.Сети напряжением до 1000 в
- •7.2.Сети напряжением 6-35 кВ
- •8.Проверка защитной аппаратуры и кабельных линий по токам коротких замыканий
- •8.1.Наибольшие токи трехфазного кз
- •8.2.Наименьшие токи однофазного кз
- •9.Выбор магнитных пускателей
- •Литература
- •Приложение а Характеристики помещений котельных по сНиП II-35-76
- •Приложение б Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов цеховых тп по гост 14209-97
- •Приложение в Пример расчета электроснабжения котельной в.1. Исходные данные для проектирования
- •В.2. Расчет нагрузки на шинах 0,4 кВ тп котельной
- •В.3. Выбор трансформаторов тп для электроснабжения котельной
- •В.4. Составление принципиальной схемы электроснабжения котельной
- •В.5. Расчет нагрузок питающих кабельных линий к силовым пунктам и мощным потребителям
- •В.6. Выбор сечений и марок питающих кабельных линий и ответвлений от ру-0,4 кВ тп
- •В.6. Выбор сечений и марок кабельных линий ответвлений от сп
- •В.6. Выбор защитно-коммутационной аппаратуры
- •В.6.1. Выключатели вводов трансформаторов и секционный выключатель ру-0,4 кВ тп
- •В.6.2. Выключатели отходящих линий (фидеров) ру-0,4 кВ тп
- •В.6.3. Выключатели отходящих линий от сп к электроприемникам
- •В.6.4. Выбор кабелей выше 1000 в к трансформаторам тп
- •Аппаратуры напряжением до 1000 в по токам кз
- •В.7.1. Проверка защитной аппаратуры по коммутационной способности
- •В.7.1. Проверка защитной аппаратуры по чувствительности к минимальным токам кз
- •В.8. Выбор магнитных пускателей
В.6.3. Выключатели отходящих линий от сп к электроприемникам
Для отдельных электроприемников, резервируемых по схеме замещения отказавшего элемента, расчетные токи нормального режима и токи послеаварийного режима совпадают и определены ранее, в табл.В.7. Пиковые токи находим по формуле (27), аналогично расчету пикового тока для сетевого насоса СН-1.
В качестве аппаратов защиты применяем автоматические воздушные выключатели типа А3716Б с номинальным током А. Уставки тепловых расцепителей выбираем по условию (31). Уставки электромагнитных расцепителей мгновенного действия (отсечка) – по условию (32). Выбранные ранее, по нагреву и потерям напряжения, кабели проверяем по условию (34) согласования с уставками защит. В необходимых случаях сечения кабелей увеличиваем.
Результаты расчетов сводим в табл.В11.
В.6.4. Выбор кабелей выше 1000 в к трансформаторам тп
Нагрузка кабелей 10 кВ, питающих ТП, отличается от нагрузки на вводах 0,4 кВ трансформаторов ТП, определенной ранее (табл.В.3), на величину потерь в трансформаторах. По каталожным данным [2], для трансформаторов ТМЗ-400/10/0,4 потери холостого хода, короткого замыкания, ток холостого хода и напряжение короткого замыкания соответственно составляют = 1,08 кВт, = 5,5 кВт, = 2,1%, = 4,5%. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме найдем по формуле
= .
Активные потери
= кВт.
Реактивные потери
= квар.
По формуле (24) определяем расчетную нагрузку со стороны обмоток ВН трансформаторов
кВА.
Ток нормального режима А.
Ток послеаварийного режима А.
Для времени использования максимальной нагрузки часов экономическая плотность тока для кабелей с алюминиевыми жилами равна А/мм2 (табл.7). Экономически целесообразное сечение найдем по формуле (36)
мм2.
Предварительно выбираем кабель марки ААШв-10(3х16)1 с алюминиевыми жилами, с бумажной, пропитанной маслоканифольной смесью изоляцией, в алюминиевой оболочке, в поливинилхлоридном защитном шланге, на напряжение 10 кВ с тремя жилами, сечением по 16 мм2 каждая.
При прокладке в земле (в траншее) допустимый ток указанного кабеля равен А [3, табл.1,3,16], что больше тока послеаварийного режима. Указанный выше кабель проходит по нагреву максимальным рабочим током послеаварийного режима.
Ток короткого замыкания на шинах питающего РП-10 кВ составляет = 14,3 кА. Время отключения КЗ выключателем ВМПЭ-10/630-20, установленным на РП, по справочным данным, составляет =0,12 с. Тепловой импульс тока КЗ будет равен кА2с, а минимальное термически стойкое к току КЗ сечение найдем по формуле (38). Значение коэффициента С примем по табл.8.
мм2.
Так как кабель ААШв-10(3х16), выбранный по экономической плотности тока, не проходит по термической стойкости к току КЗ, выбираем кабель АПвПКШ-10(3х70) с алюминиевыми жилами, с изоляцией из сшитого (вулканизированного) полиэтилена, с броней из круглых стальных проволок в защитном шланге из полиэтилена, на номинальное напряжение 10 кВ, с тремя жилами сечением 70 мм2.
Проверку кабеля по потерям напряжения в нормальном режиме выполняем, как обычно, по формуле (35), с учетом уточненной расчетной нагрузки, по потерям в трансформаторах и компенсации реактивной мощности, на каждый кабель
0,048%
где L=350 м – расстояние от проектируемой подстанции ТП «Котельная» до источника питания РП-10 кВ (по заданию); – удельные значения сопротивлений, активного и реактивного, для кабеля марки АПвПКШ-10(3х70) [17].
В данном случае располагаемые потери значительно превосходят действительные потери напряжения в питающем кабеле.
Таким образом, кабель марки АПвПКШ-10(3х70) проходит по всем условиям и окончательно принимается к установке.
Рис. В.8 Поясняющая схема к расчету тока
трехфазного КЗ