7. Справочно - поисковая таблица.

номер

Искомые справочные данные источника страницы

Расчет электрических нагрузок

1 35 - 43

Коэффициенты использования (Ки), спроса (Кс), Cos силовых ЭП 2 558 - 577

3 36 - 48

10 11 - 37

31 37

39 37 - 46

42 82

44 52 - 53

1 44

Кс осветительной нагрузки 10 72

39 36

42 100

1 44

Годовое число часов использования максимума нагрузки Тм, Тмр 3 49

10 66 - 71

39 46

42 118

1 46 - 47

Коэффициент максимума Км = f (Ки, Nэ) 2 125

3 51

39 48

42 84, 90

1 61 - 64

Расчет однофазных нагрузок 39 74 - 77

43 36

1 66 - 68

Примеры расчетов электрических нагрузок 2 524 - 527

39 58

44 60

42 90 - 97

43 190 - 193

3 34

Число часов работы в году, число часов включения Тв 10 65 - 71

Удельная плотность осветительной нагрузки 15 148 - 167

Расчет мощности компенсирующих устройств и их места расположения

Расчет КУ при малом числе трансформаторов 14 36

Расчет КУ при большом числе трансформаторов 14 30 - 33

Стоимость потерь активной мощности и энергии 14 12

Расчет затрат на генерацию реакт. мощн. в конд. батареях, синхр. двигателях 14 16 - 21

и синхр. компенсаторах

14 65 - 70

КоэффициентыD1 и D2 синхронных двигателей и турбогенераторов 33 264

36 234, 292

42 309

Расчет оптимального размещения конденсаторных батарей в радиальных и 14 50 - 56

магистральных сетях 43 222

Стоимость батарей конденсаторов 6-10 и 0,4 кВ 33 254 - 255

42 306

20 287

Стоимость КТП 6 -10 / 0,4 кВ 33 254

43 349

1 315

Технические данные конденсаторных установок 33 255

36 77

42 306

39 400

43 220

Конструктивное исполнение силовой электрической сети низкого напряжения

Строительная часть здания и размещение электрооборудования 42 120 - 121

1 133

Технические данные магистральных и распределительных шинопроводов 40 150

43 177

27 43

43 179

36 521

5 458

Технические данные автоматов 8 226

42 147

45

8 261

Силовые пункты с предохранителями 27 27

42 137

43 187

10 383

Силовые пункты с автоматами 8 263

40 283

Силовые ящики с предохранителями серии ЯБ, осветительные щитки ОП, ОЩ, 27 28 - 31

ОЩВ

36 534

Предохранители 8 225

42 139

Расчет и выбор сечений линий силовой эл. сети

8 112 - 117

Длительно допустимые токовые нагрузки на провода, кабели, шины 10 98

25 162

36 482

40 120

42 510

8 92

Технические данные изолированных проводов и кабелей 36 489

42 514

38 90

Выбор вида проводок в зависимости от условий прокладки и среды 8 122 - 131

40 136

15 331

Выбор труб 43 190

42 516

Экономическая плотность тока 8 121

42 509

Троллейные и осветительные шинопроводы 27 79 - 103

36 524

40 151

Расчет токов короткого замыкания, проверка оборудования

8 163

Сопротивления Хо, Rо проводов, кабелей, шинопроводов 25 171

36 152

42 513

27 43, 64

40 150

41 120

Технические данные силовых трансформаторов 42 508

33 258

36 150

39 137

46 7 - 10

Динамическая устойчивость автоматов 10 393, 395

Динамическая устойчивость шинопроводов 27 43, 64

40 150

Расчет термически устойчивого сечения 9 134

42 380, 387

Сопротивления трансформаторов тока, автоматов и рубильников 36 152

39 137 - 140

Селективность, время-токовые характеристики предохранителей и автоматов 36 533

Примеры расчетов ТКЗ в сетях до 1000 В 42 376

43 168

Расчет токов 1-фазного КЗ и проверка надежности его отключения

Приемы и методы обеспечения безопасности персонала в эл. сетях с глухозазем- 19 98 - 105

ленной и изолированной нейтралью 20 216 - 230

28

1 132

Несимметричные сопротивления силовых трансформаторов 34 237

39 137

45 27

27 43

Сопротивление петли фаза-ноль шинопроводов 36 151

39 138

45 30

34 237

Сопротивление петли фаза-ноль проводов, кабелей, шин 36 153

45 29

Проверка надежности отключения однофазного КЗ 34 233

Электрическое освещение

15 86 - 115

Нормы освещенности 40 329

7 277 - 279

Отношение =L/H 15 123

43 260

7 320

Метод коэффициента использования светового потока 15 124

43 261

7 323

Световой поток ламп 15 12 - 28

7 290 - 296

Расчет сечения эл. сети по минимуму проводникового материала 15 347

43 272

Количество ламп на одну групповую линию 40 345

Магистральные и групповые щитки 40 357 - 362

43 270

Графическая часть

23 164 - 166

План силовой электрической сети 43 189 , 193

Расчетная схема силовой эл. сети 42 168 - 169

План осветительной эл.сети 23 169

29

11 31

8. Контрольные вопросы.

1. Имеются два трехфазных электроприемника (ЭП). Как определить расчетную (макси-мальную) мощность этой группы ЭП и ее расчетный ток?

2. Имеются пять трехфазных ЭП. Как определить расчетную (максимальную) мощность этой группы ЭП и ее расчетный ток?

3. Имеются два однофазных ЭП. Как определить расчетную (максимальную) мощность этой группы ЭП и ее расчетный ток?

4. Имеется один трехфазный ЭП повторно-кратковременного режима работы. Как опре-делить его расчетную (максимальную) мощность и расчетный ток?

5. Что такое расчетная (максимальная) мощность группы ЭП?

6. Как при проектировании определить коэффициент максимума (Км) группы ЭП?

7. Как при проектировании определить средневзвешенный коэффициент использования (Ки) группы ЭП?

8. Какова стандартная длительность максимума нагрузки группы ЭП, принятая для определения расчетной (максимальной) мощности? С чем это связано?

9. Как определить расчетную (максимальную) реактивную мощность группы ЭП?

10. Как определить расчетную (максимальную) полную (кажущуюся) мощность группы ЭП?

11. Три РП 0,4 кВ питаются от ТП 10/0,4. Расчетные мощности каждого из РП известны. как определить расчетную мощность ТП?

12. Как определить реактивную мощность (РМ), которую бесплатно согласится постав-лять энергосистема?

13. Как определить мощность конденсаторной батареи (КБ), которая должна быть уста-новлена в цехе?

14. Какие участки электрической сети разгружаются от РМ после установки КБ на стороне 0,4 кВ трансформаторной подстанции (ТП)?

15. Какие участки электрической сети разгружаются от РМ после установки КБ на стороне 6 - 10 кВ ТП?

16. Указать преимущества и недостатки установки КБ на стороне 0,4 кВ ТП.

17. Указать преимущества и недостатки установки КБ на стороне 6-10 кВ ТП.

18. Указать преимущества и недостатки установки КБ на распределительных пунктах и шинопроводах.

19. Как рассчитать стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах ТП?

20. В каких случаях необходимо устанавливать КБ с автоматически регулируемой мощностью?

21. Как выбрать сечение кабеля для подключения КБ?

22. Как выбрать место установки КБ на стороне ВН или НН трансформаторной подстан-ции?

23. Как влияет подключение КБ на режим напряжения в цеховой эл. сети?

24. Как выбрать количество и мощность понижающих трансформаторов цеховой ТП?

25. Как выбрать типы и количество шкафов КТП?

26. Преимущества и недостатки сухих и масляных трансформаторов КТП.

27. Как выбрать местоположение цеховой ТП?

28. Назначение и конструкция магистрального шинопровода.

29. Назначение, устройство, основные параметры трансформатора КТП.

30. Назначение и устройство переключателя отпаек трансформатора КТП.

31. Назначение, устройство, время-токовые характеристики вводного автоматического выключателя КТП.

32. Как выбрать распределительный шинопровод, питающий группу ЭП?

33. Как выбрать силовой пункт(шкаф) для питания группы ЭП?

34. Как выбрать сечение линии ответвления от магистрали к распределительному шинопроводу?

35. Как выбрать сечение линии к силовому пункту (шкафу)?

36. Где следует установить аппарат защиты ответвления от магистрали?

37. Как выбрать автоматический выключатель для защиты линии ответвления от магистрали к распределительному шинопроводу?

38. Как выбрать предохранители для защиты линии к силовому пункту (шкафу)?

39. Как проверить согласование уставки автоматического выключателя с сечением защищаемой линии если требуется ее защита от перегрузки?

40. Как проверить согласование номинального тока плавкой вставки предохранителя с сечением защищаемой линии если требуется ее защита от перегрузки?

41. Как выбрать сечение кабеля, питающего одиночный ЭП напряжением 0,4 кВ?

42. Как выбрать номинальный ток теплового расцепителя автомата для одиночного ЭП?

43. Как выбрать уставку электромагнитного расцепителя (уставку отсечки) автомата для одиночного ЭП?

44. Как выбрать предохранители для защиты одиночного ЭП?

45. Как определить расчетный ток одиночного ЭП?

46. Конструкция силового трансформатора типа ТМЗ для комплектных трансформатор-ных подстанций (КТП) 6-10/0,4 кВ.

47. Компоновка КТП внутренней установки.

48. Выбор и проверка ячейки КРУ 6-10 кВ для питания цеховой КТП.

49. Конструкция ячейки КРУ 6-10 кВ для питания цеховой КТП.

50. Выбор сечения кабельной линии 6-10 кВ для питания цеховой КТП.

51. Как проверить сечение кабельной линии 6-10 кВ по условию термической устойчи-вости к току короткого замыкания (ТКЗ)?

52. Расчет уставки токовой отсечки кабельной линии 6-10 кВ, питающей цеховую КТП.

53. Расчет уставок тока и времени МТЗ кабельной линии 6-10 кВ, питающей цеховую КТП.

54. Указать зону действия токовой отсечки кабельной линии 6-10 кВ, питающей цеховую КТП.

55. Как обеспечивается селективность действия токовой отсечки кабельной линии 6-10 кВ, питающей цеховую КТП?

56. Указать зону действия МТЗ кабельной линии 6-10 кВ, питающей цеховую КТП.

57. Как обеспечивается селективность действия МТЗ кабельной линии 6-10 кВ, питаю-щей цеховую КТП?

58. Как определить коэффициент чувствительности защиты?

59. Как выбрать типы и количество шкафов КТП?

60. Как защищается кабельная линия 6-10 кВ, питающая цеховую КТП, от однофазных замыканий?

61. Как выглядит время-токовая характеристика вводного автомата КТП?

62. Что такое короткое замыкание(КЗ) в сети, каковы его последствия?

63. Как определить ток трехфазного КЗ в сети 0,4 кВ?

64. Что такое "ударный коэффициент", от чего он зависит?

65. Какова цель расчета тока трехфазного КЗ в сети 0,4 кВ?

66. Как определить ток однофазного КЗ в сети 6 или 10 кВ?

67. Как определить ток однофазного КЗ в сети 0,4 кВ?

68. Какова цель расчета тока однофазного КЗ в сети 0,4 кВ?

69. Как проверить чувствительность защиты в сети TN-CилиTN-S?

70. Как правильно выбрать положение расчетных точек для определения тока трехфаз-ного КЗ в сети 0,4 кВ?

71. Как правильно выбрать положение расчетных точек для определения тока однофаз-ного КЗ в сети 0,4 кВ?

72. Расчет потери напряжения в различных элементах электрической сети.

73. Выбор положения переключателя отпаек (ПБВ) цехового трансформатора.

74. Как проверить допустимость отклонения напряжения на зажимах удаленного потребителя?

Приложение П1.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

"САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ"

КАФЕДРА "ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ"

Расчетно - пояснительная записка к курсовому проекту на тему

"Электроснабжение инструментального цеха"

СамГТУ.140211.35

Выполнил студент группы 4-ЭТ-3

Иванов А.И.

Руководитель - доцент кафедры ЭПП

Петров Л.А.

Самара 2006

2.2 Расчет электрических нагрузок в целом по цеху.

Пример расчета нагрузок от однофазных ЭП.

Дано: группа однофазных ЭП

№	Наименование ЭП	Кол	Sуст кВА	ПВ %	Sуст 100%	Cosφ	tgφ	Uн В	Ки
1	Индукционная печь	2	12,5	100	12,5	0,4	2,29	220	0,7
2	Индукционная печь	2	32	100	32	0,4	2,29	380	0,7
3	Сварочная машина	4	40	40	25,3	0,7	1,02	380	0,35

ЭП повторно-кратковременного режима нужно привести к ПВ 100%

Активные установленные мощности ЭП:

Однофазные ЭП следует по возможности равномерно распределить по фазам:

Рис.1. Подключение однофазных ЭП.

Для ЭП, включенных на линейное напряжение, нагрузки отдельных фаз определяются с помощью коэффициентов приведения:

- к первой фазе;

- ко второй фазе;

- к первой фазе;

- ко второй фазе.

Максимально загруженная фаза определяется по среднесменной мощности.

Установленные и среднесменные мощности, приведенные к фазам (кроме группы трех одинаковых ЭП):

Фаза А:

Фаза В:

Фаза С:

Фаза А - максимально загруженная. Для нее определяется среднесменная реактивная мощность:

Расчет эквивалентной трехфазной мощности нагрузки.

Если неравномерность нагрузки фаз то эквивалентная трехфазная мощность рассчитывается по максимально загруженной фазе:

В противном случае

В данном случае: поэтому для первых 5-ти ЭП

Эквивалентная трехфазная мощность с учетом трех последних одинаковых ЭП:

Количество трехфазных эквивалентных ЭП: n=4 шт.

Установленная мощность одного трехфазного эквивалентного ЭП:

	Расчет нагрузок в целом по цеху
Наименование ЭП	Колич	Руст1	Руст	Ки	tg фи	Рсм	Qсм	nэ	Км	Рм	Qм
	Первая группа Ки<0,6
Однофазные	4	26,6	106,5	0,52		55,8	104,3
Ковочный пресс	7	15	105	0,22	1,17	23,1	27
Пресс автоматич.	13	12,5	162,5	0,17	1,17	27,6	32,3
Кузнечный молот	15	7	105	0,22	1,17	23,1	27
Ковочный пресс	9	11,5	103,5	0,22	1,17	22,8	26,7
Итого группа 1	48		582,5			152,4	217,3	40	1,23	187,5	217,3
	Вторая группа Ки>=0,6
Печь сопротивления	6	60	360	0,6	0,25	216	54
Печь индукционная	3	20кВА	24кВт	0,7	2,29	16,8	38,5
Вентиляторы	6	4	24	0,7	0,75	16,8	12,6
Тепловая завеса	9	3	27	0,7	0,75	18,9	14,2
Освещение 20Вт/м2			50	0,95	1,58	47,5	75
Итого группа 2			461			316	194,3			316	194,3
Итого по цеху										503	412

2.3. Расчет мощности компенсирующих устройств (КУ), выбор количества и мощности понижающих трансформаторов цеховой ТП, выбор рационального варианта размещения КУ.

Варианты минимальной мощности цеховых трансформаторов:

, где Кз - максимальный коэффициент загрузки трансформатора принимается Кз = 0,6 - 0,8 для 2-х трансформаторных подстанций (ТП) или

Кз = 0,7 - 0,9 для однотрансформаторных ТП.

В данном примере предполагается рассмотреть два варианта ТП:

1. Однотрансформаторная ТП

. ВыбираетсяSн = 630 кВА.

2. Двухтрансформаторная ТП

. ВыбираемSн = 2 х 400 кВА.

При нормативном tgφн = 0.3 максимальная мощность, поступающая из энергосистемы

Требуемая мощность конденсаторной батареи

Вариант 1: один трансформатор 630 кВА.

Максимальная реактивная мощность, которую может пропустить трансформатор

Вариант 1а - всю реактивную мощность 412 квар, потребляемую на стороне НН, трансформатор пропустить не может. Поэтому на стороне ВН устанавливаем лишь часть конденсаторной батереи:

(Примечание: для номинального напряжения 6 - 10 кВ это очень низкая мощность). При этомQт = 262 квар.

Рис.2. 1а:- вариант ТП и размещения КБ .

Вариант 1б - КБ полностью установлена на стороне НН.

Рис.3. 1б - вариант ТП и размещения КБ .

Мощность КБ в варианте 1б:

Вариант 2: два трансформатора по 400 кВА.

Максимальная реактивная мощность, которую могут пропустить трансформаторы

Qт = 395 квар.

Вариант 2а: КБ полностью установлена на стороне ВН.

ПринимаемQнв = 0 и корректируемQвв:

При этомQт = 412 квар, т.е. трансформаторы будут имет Кз несколько выше 0,8:

, что можно считать допустимым.

Рис.4. Вариант ТП и размещения КБ 2а.

Вариант 2б: КБ полностью установлена на стороне НН.

Рис.5. Вариант ТП и размещения КБ 2б.

Qт = 151 квар,Qвв = 0,

Технико-экономический расчет сравнения вариантов.

Расчетные затраты по варианту

, где

- затраты на КБ НН, не зависящие от ее мощности.

- затраты на 1 Мвар КБ НН.

- затраты на КБ ВН, не зависящие от ее мощности.

- затраты на 1 Мвар КБ ВН.

- стоимость электроэнергии.[46]

Вариант 1а.

Трансформатор ТМЗ 630/10, ∆Рк = 7,6 кВт, ∆Рх = 1,05 кВт.

Проходная КТП 1 х 630 кВА со шкафом ввода ВН (шкаф УВН) стоит Кт = 303 тыс. руб.[46].

В данном примере для радиальной схемы используется КТП 1 х 630 кВА с глухим присоединением (без шкафа УВН), которая стоит Кт = 303 - 36 = 267 тыс руб.

Приведенные затраты Зт = е * Кт = 0,2 * 267 = 53 тыс/(руб*год).

Где е = 0,2 - нормативный коэффициент окупаемости капиталовложений.

Приведенные затраты по варианту 1а: Qнв = 0,15 Мвар,Qвв = 0,11 Мвар,

З = 7 + 40 * 0,15 + 18 + 20 * 0,11 + 3,196 * 7,2 + 53 = 109,2 тыс. руб./год.

Вариант 1б.

Qнв = 0,261 Мвар,Qвв = 0,Qт = 151 квар.

Потери мощности в трансформаторе

Приведенные затраты по варианту 1б:

З = 7 + 40 * 0,261 + 3,196 * 6,33 + 53 =7 + 10,44 + 20,23 + 53 = 90,6 тыс. руб./год

Вариант 2а.

Двухтрансформаторная проходная КТП 2 х 400 кВА стоит Кт = 2 * 280 = 560 тыс руб [46]

Тупиковая КТП 2 х 400 кВА стоит Кт = 2 * 280 - 2 * 36 = 488 тыс руб.

Приведенные затраты Зт = е * Кт = 0,2 * 488 = 97,6 тыс/(руб*год).

Qвв = 261 квар,Qт = 412 квар,Qнв = 0 квар.

Мощность, передаваемая через один трансформатор: Рт1 = 251,5 кВт, Qт1 = 206 квар.

Каталожные данные трансформатора ТМЗ 400/10: [46]

Потери мощности в одном трансформаторе:

Потери мощности в двух трансформаторах: ∆Рт = 2 * 4,51 = 9,02 кВт

Приведенные затраты по варианту 2а:

З = 18 + 20 * 0,261 + 3,196 * 9,02 + 97,6 = 18 + 5,22+ 31,7 + 97,6 = 149,6 тыс. руб/год.

Вариант 2б.

Qвв = 0 квар,Qт = 151 квар,Qнв = 261 квар

Потери мощности в одном трансформаторе:

Потери мощности в двух трансформаторах: ∆Рт = 2 * 3,25 = 6,5 кВт.

Приведенные затраты по варианту 2а:

З = 7 + 40 * 0,261 + 3,196 * 6,5 + 97,6 = 7 + 10,44 + 20,77 + 97,6 = 135,8 тыс. руб/год.

Наименьшие затраты (90,6 тыс руб/год) соответствуют варианту 1б.

Выбираем комплектную конденсаторную установку УКМ 58-0,4-268-67-У3 [46]:

УК - установка конденсаторная,

М - автоматически регулируемая по реактивной мощности,

58 - заводской номер схемы,

0,4 - номинальное напряжение, кВ,

268 - номинальная мощность, квар,

67 - мощность ступени регулирования (мощность секции), квар,

У - климатическое исполнение (для умеренного климата),

1. 3 - категория размещения (3 - помещение без искусственного климата).

2.4.Выбор местоположения цеховой ТП, определение схемы и конфигурации цеховой распределительной сети.

Минимальные приведенные затраты на распределительную цеховую эл.сеть НН имеют место при размещении ТП в центре электрических нагрузок (ЦЭН), координаты которого определяются по формулам

, где

- установленная мощностьi-того ЭП,

Xi,Yi- координатыi-того ЭП относительно произвольно назначенных осей координат.

Разместить цеховую ТП В центре нагрузок часто не удается из-за размещенного там технологического оборудования. В этом случае нужно стремиться разместить ее на ближайшем к ЦЭН доступном месте.

В данном примере КТП располагается рядом с бытовыми помещениями. С помощью магистрального шинопровода, проложенного по нижнему поясу ферм поперек пролетов, питание подается к распределительным шинопроводам, которые монтируются вдоль пролетов и к которым подключаются ЭП. Также от магистрального шинопровода получают питание распределительные силовые пункты (распределительные шкафы).

Рис. 6. Расположение КТП и конфигурация силовой распределительной сети 0,4 кВ.

2.5. Расчет нагрузок на отдельные участки цеховой сети, выбор сечений участков, выбор коммутационной и защитной аппаратуры.

Выбор магистрального шинопровода

В цеховых распределительных сетях, выполненных по схеме трансформатор- магистраль, сечение магистрального шинопровода выбирают по номинальному току трансформатора с учетом его допустимой перегрузки:

Выбираем магистральный шинопровод ШМА 1250 [27].

I=1250A,Ro= 0.034,Xo= 0.016 Ом/км, сопротивление петли фаза - нольZф-о =0,086 Ом/км, динамическая стойкостьiдин = 70 кА.

Основные типы секций, из которых комплектуется шинопровод: прямая, угловая, тройниковая, ответвительная с автоматическим выключателем 400 А [27].

Пример расчета и выбора распределительного шинопровода ШР1 и ответвления к нему от магистрального шинопровода.

	Расчет нагрузок на распределительный шинопровод ШР1
Наименование ЭП	Колич	Руст1	Руст	Ки	tg фи	Рсм	Qсм	nэ	Км	Рм	Qм
	Первая группа Ки<0,6
Однофазные	4	26,6	106,5	0,52		55,8	104,3
Ковочный пресс	5	15	75	0,22	1,17	16,5	19,3
Пресс автоматич.	6	12,5	75	0,17	1,17	12,8	14,9
Кузнечный молот	5	7	35	0,22	1,17	7,7	9,0
Итого группа 1	20		291,5	0,32		92,8	147,5	17	1,4	129,9	147,5
	Вторая группа Ки>=0,6
Вентиляторы	3	4	12	0,7	0,75	8,4	6,3
Тепловая завеса	1	3	3	0,7	0,75	2,1	1,6
Итого группа 2			15			10,5	7,9			10,5	7,9
Итого по ШР1										140,4	155,4

Полная мощность

Расчетный ток шинопровода

Выбираем распределительный шинопровод ШРА-4-400 [27].

I=400A,Ro= 0,15,Xo= 0,17 Ом/км, динамическая стойкостьiдин = 25 кА [27], сопротивление петли фаза - нольZф-о =0,46 Ом/км, [каталог завода-изготовителя] .

Автоматический выключатель к распределительному шинопроводу установленный в ответвительной секции магистрального шинопровода :

Iн > =Ip, ВА -51-37,Iн = 400 А, номинальный ток расцепителяIнр >Ip,Iнр >318 А,Iнр = 320 А, кратность тока отсечки Котс = 10, ток отсечкиIотс = 320 * 10 = 3200 А, отключающая способность (ПКС)Ics= 25 кА, [40,45].

Проверка несрабатывания отсечки при пиковом токе: 1,3 * Iпик <=Iотс:

Пиковый ток группы ЭП Iпик =Iр + (Кп - 1) *Iн макс, где

Iр - расчетный ток группы,

Кп - кратность пускового тока самого мощного ЭП,

Iн макс - номинальный ток самого мощного ЭП.

Среди ЭП можно выделить

а) Однофазную сварочную машину Sн = 40 ква,Uн = 380 В, имеющую номинальный рабочий ток, кратность пускового тока Кп = 4.

При этом пиковый ток группы составляет Iпик = 318 + (4 - 1) * 105 = 633 А ,

б) Ковочный пресс, приводимый в движение асинхронным двигателем, Рн = 15 кВт, Uн = 380 В, КПД = 0,9,Cosφн= 0.85, Кп = 6.

Его номинальный ток.

При этом пиковый ток группы составляет Iпик = 318 + (6 - 1) * 29,8 = 467 А .

Расчетный пиковый ток составляет 633 А, 1,3 * 633 < 3200 А, что говорит о том, что в момент пуска самого мощного ЭП при работающих остальных ЭП группы, отсечка автоматического выключателя не сработает (не будет ложного отключения).

Выбор сечения кабельной линии ответвления от магистрального к распределительному шинопроводу.

Кабель АВВГ (алюминиевые жилы, изоляция жил и оболочка из ПВХ, без защитного покрова - голый) проложен открыто по стенам и конструкциям здания с крепленим скобами [40].

При Тм < 5000 часов в год, сеть напряжением ниже 1000 В, в соответствии с ПУЭ сечение проводников должно выбираться по нагреву рабочим током.

По соответствующей таблице длительно допустимых токов выбираем сечение по трем нагруженным жилам по условию Iдд >=Iр. Для максимального сечения 185 кв.мм допустимый ток 270 А [40,44] недостаточен (Iр = 318 А). Выбираем поэтому два параллельных кабеля АВВГ 2 х (3 х 95 + 1 х 70) сIдд = 170 А. Полная пропускная способность двух кабелей составляетIдд = 2 * 170 = 340 А.

Проверка согласования уставки защитного аппарата Iз с выбранным сечениемIдд (наличие защиты от перегрузки):Iз <= Кз *Iдд, где

нормативный [40, табл 2.56].

Для автоматов с комбинированным расцепителем, кабели с изоляцией из ПВХ, нормативный Кз = 1, [40, табл 2.56].

Iз = 320,Iдд = 340, 320 < 1* 340, условие соблюдается - это означает, что в случае перегрузки кабеля, он будет успешно защищен расцепителем с обратно зависимой от тока характеристикой (тепловым расцепителем).

Расчеты и выбор проводов ответвлений к ЭП и аппаратов защиты ответвлений.

№ ЭП	Наименование ЭП	Ном. мощн	Iн 100 А	I пик А	Iдд А	Мар-ка пров.	F кв мм	Спос. прокл	Авт выкл	Iнр А	Iотс А
1	Инд. печь 220В	12,5кВА	56,8	56,8	60	АПВ	3х16	МР	АЕ	63	756
2	Инд. печь 380В	32 кВА	84	84	85	АПВ	3х25	МР	АЕ	100	1200
3	Свар.маш.380В	40 кВА	66,6	420	85	АПВ	3х25	МР	АЕ	80	960
4	Ковочн.пресс	15 кВт	29,8	179	32	АПВ	5х6	МР	АЕ	31	378
5	Пресс автомат.	12,5кВт	24,8	149	28	АПВ	5х4	МР	АЕ	25	300
6	Кузнечн.молот	7 кВт	14	84	20	АПВ	5х2,5	МР	АЕ	16	192
7	Вентилятор	4 кВт	8	48	20	АПВ	4х2,5	Тр.15	АЕ	10	120
8	Тепл.завеса	3 кВт	6	36	20	АПВ	4х2,5	Тр.15	АЕ	10	120

В представленной таблице:

ЭП 1 - однофазная индукционная печь, Uн = 220 В, номинальный ток

Бросок пускового тока короткий, поэтому Кп = 1. Ответвление в системе TNS- трехпроводное: фаза, нейтраль и РЕ, рабочих проводников - 2, сечение по нагреву - 16 кв.мм,Iдд = 60 А, 60>56,8, [40, 42, 45], способ прокладки - в металлорукаве (МР), номинальный ток автоматического выключателя АЕ 2056МIна = 100 А, номинальный ток расцепителяIнр >=Iн,Iнр = 63 А, ток отсечкиIотс = Котс *Iнр = 12 * 63 = 756 А.

Условие защиты ответвления от перегрузки не выполняется, т.к. Iнр >Iдд. Для выполнения этого условия необходимо увеличить сечение проводов, т.е. выбратьF= 3 х 25 кв мм,Iдд = 85 А.

ЭП 2 - однофазная индукционная печь, Uн = 380 В, номинальный ток

Бросок пускового тока короткий, поэтому Кп = 1. Ответвление трехпроводное: фаза, нейтраль и РЕ, рабочих проводников - 2, сечение по нагреву - 25 кв.мм, Iдд = 85 А, 85 > 84,2, [40, 42, 45], способ прокладки - в металлорукаве (МР), номинальный ток автоматического выключателя АЕ 2056МIна = 100 А, номинальный ток расцепителяIнр >=Iн,Iнр = 100 А, ток отсечкиIотс = Котс *Iнр = 12 * 100 = 1200 А.

Условие защиты ответвления от перегрузки не выполняется, т.к. Iнр >Iдд, 100 > 85. Для выполнения этого условия необходимо увеличить сечение проводов, т.е. выбратьF= 3 х 35 кв мм,Iдд = 100 А,

ЭП 3 - однофазная сварочная машина, Uн = 380 В, номинальный ток, приведенный к ПВ100%:, рабочий ток,

пиковый ток Iпик = Кп *Iр = 4 * 105 * 420 А.

Ответвление трехпроводное: фаза, нейтраль и РЕ, рабочих проводников - 2, сечение по нагреву - 25 кв.мм, Iдд = 85 А, 85 > 66,6, [40, 42, 45], способ прокладки - в металлорукаве (МР), номинальный ток автоматического выключателя АЕ 2056МIна = 100 А, номинальный ток расцепителяIнр >=Iн,Iнр = 80 А, ток отсечкиIотс = Котс *Iнр = 12 * 80 = 960 А.

Условие защиты ответвления от перегрузки выполняется, т.к. Iнр <Iдд, 80 < 85 А.

ЭП 4 - ковочный пресс, приводимый в движение трехфазным асинхронным электродвигателем, имеющим номинальный ток

, Кп = 6,

пиковый ток Iпик = 29,8 * 6 = 179 А. Ответвление может быть выполнено в системеTNS:

- либо пятипроводной линией (три фазы, нейтраль и РЕ)- если нужна рабочая нейтраль,

- либо четырехпроводной линией ( три фазы и РЕ), если нейтраль не нужна,

сечением 6 кв. мм в металлорукаве, Iдд = 32 А. В системеTNCответвление будет четырехпроводным во всех случаях. Автоматический выключатель АЕ 2056МIна = 100 А, номинальный ток расцепителяIнр >=Iн,Iнр = 31,5 А, ток отсечкиIотс = Котс *Iнр = 12 * 31,5 = 378 А.

Условие защиты ответвления от перегрузки выполняется, т.к. Iнр <Iдд, 31,5 < 32 А.

2.6. Выбор ячейки 6 - 10 кВ, расчет сечения высоковольтного кабеля, расчет уставок защит на стороне 6 - 10 кВ.

Расчетный ток кабеля 10 кВ в нормальном режиме

Кабель с бумажной изоляцией марки ААБ (алюминиевые жилы, бумажная изоляция, алюминиевая оболочка, бронированный), проложен в земле. Экономическая плотность тока при Тм = 4000 - Jэ = 1,4 А / кв.мм, [40].

Экономическое сечение

Предварительно выбираем кабель ААБ 3 х 25, Iдд = 90 А, [40].

Расчетный ток в режиме допустимой 20%-ной перегрузки трансформатора

< 90A- кабель проходит по нагреву.

Проверка кабеля на термичекую стойкость при КЗ.

Ток трехфазного КЗ в начале кабельной линии (точка К1):

.

Максимально-токовая защита (МТЗ) выключателя Q1 отстраивается по времени от срабатывания выключателяQ2 (t= 0.3c), поэтому время выдержки защиты на выключателеQ1

tз =t+ ∆t= 0,3 +0,3 = 0,6c, где ∆t- ступень селективности.

Кроме МТЗ на выключателе Q1 обычно устанавливается токовая отсечка, которая имеетtз = 0.

Время протекания тока КЗ tп =tз +tв + Та, где

tв - время действия выключателя (примерно 0,1 с),

Та = 0,01 с - время апериодической слагающей тока КЗ.

Минимальное термически устойчивое сечение кабеля

Рис. 7. Схема питания ТП.

, где С = 94 из справочника [39,42].

При надежной работе токовой отсечки (ТО) tп =tв + Та = 0,1 +0,01 = 0,11 с,

.

Если существует определенная вероятность отказа ТО, то в качестве резервной защиты будет выступать МТЗ. Тогда tп = 0,6 + 0,1 + 0,01 = 0,71 с,

, т.е. сечение кабеля следует увеличить более, чем в два раза.

В данном примере, полагая отказ ТО маловероятным, примем стандартное сечение кабеля F= 70 кв.мм,Ro= 0.44 Ом/км,Xо = 0,09 Ом/км.

Выбор ячейки отходящей линии 10 кВ.

По максимальному току линии к КТП 630 кВА Iм = 43,7 А выбираем:

Вариант 1: шкаф КРУ 10 кВ типа КМВ - 10 - 20 с вакуумным выключателем (Ишлейский завод высоковольтной аппаратуры), Iн = 630 А,Uн = 10 кВ.

Расчетные величины	Каталожные данные
Iм = 43,7 А	Iн = 630 А
Uн = 10 кВ	Uн = 10 кВ
Iк = 17,3 кА	Ток отключения Iотк = 20 кА
Тепловой импульс	Допустимый тепловой импульс
Ударный ток iу = 1,41 * Ку *Iк = 1,41 * 1,37 * 17,3 = 33,4 кА	Электродинамическая стойкость iд = 51 кА

Вариант 2: : шкаф КРУ 10 кВ типа К-02-3 МК вакуумным выключателем (Чебоксарский завод силового электрооборудования "Электросила"), Iн = 630 А,Uн = 10 кВ.

Расчетные величины	Каталожные данные
Iм = 43,7 А	Iн = 630 А
Uн = 10 кВ	Uн = 10 кВ
Iк = 17,3 кА	Ток отключения Iотк = 16 кА
Тепловой импульс	Допустимый тепловой импульс
Ударный ток iу = 1,41 * Ку *Iк = 1,41 * 1,37 * 17,3 = 33,4 кА	Электродинамическая стойкость iд = 51 кА

Выбранный шкаф не проходит по току отключения: 17,3 > 16. Окончательно можно принять либо первый шкаф, либо второй, но на больший номинальный ток:

Расчетные величины	Каталожные данные
Iм = 43,7 А	Iн = 1000 А
Uн = 10 кВ	Uн = 10 кВ
Iк = 17,3 кА	Ток отключения Iотк = 20 кА
Тепловой импульс	Допустимый тепловой импульс
Ударный ток iу = 1,41 * Ку *Iк = 1,41 * 1,37 * 17,3 = 33,4 кА	Электродинамическая стойкость iд = 51 кА

Добавить марку с расшифровкой

Расчет уставок релейной защиты на стороне 10 кВ.

Виды защит.

а) Токовая отсечка.

б) Максимально токовая с выдержкой времени.

в) Защита от перегрузки.

г) Токовая защита от замыканий на землю с действием на сигнал.

д) Защита минимального напряжения.

Все защиты реализованы с помощью микропроцессорного блока защиты, контроля и управления, установленного в шкафу отходящей линии КРУ.

а) Расчет первичного тока отсечки и коэффициента чувствительности (первая ступень токовой защиты).

Ток трехфазного КЗ на стороне 0,4 кВ КТП:

Спротивление цепи КЗ включает в себя сопротивления (рис. 7):

- питающей системы Хс,

- кабельной ЛЭП Rк,Xк,

- трансформатора Rт,Xт,.

Сопротивление системы, приведенное к напряжению 10 кВ:

По справочнику для кабеля 70 кв. мм: Ro= 0,44 Ом/км, Хо = 0,09 Ом/км,

Rк = 0,44 * 0,3 = 0,13 Ом, Хк = 0,09 * 0,3 = 0,027 Ом.

Трансформатор ТМЗ 630 - 10 / 0,4 - У3 [46]: Uк = 5,5%, ∆Рк = 7,6 кВт = 7600Bт.

.

Ток, протекающий через выключатель Q1 при трехфазном КЗ в точке К3:

.

Первичный ток уставки токовой отсечки: Iто = Кн *Iк3 = (1,2 - 1,3) * 0,63 = 0,8 кА,

где Кн - коэффициент надежности.

При КЗ на шинах 0,4 кВ ТП отсечка работать не будет, т.к. ее ток уставки выше тока КЗ:

0,8 кА > 0,63 кА.

Коэффициент чувствительности ТО проверяется по току двухфазного КЗ в конце кабельной ЛЭП (точка К2, рис.7).

Ток трехфазного КЗ:

,

Ток двухфазного КЗ:

Коэффициент чувствительности ТО:

, где Кч = 2 - нормируемый нижний предел чувствительности для основной защиты. Констатируем: имеется восьмикратный запас чувствительности.

б) Расчет первичного тока МТЗ и коэффициента чувствительности (вторая ступень).

Ток возврата МТЗ должен быть больше пикового тока группового самозапуска, который протекает при возобновления питания после кратковременного перерыва (рис.8).

Рис.8. Ток через Q1 при КЗ в точке К4: 1 - момент появления КЗ, 2 - момент отключения КЗ, 3 - окончание самозапуска двигателей на оставшихся в работе фидерах,

Iсз - начальный ток самозапуска,Iвзв - ток возврата МТЗ,Iуст - ток уставки (ток срабатывания) МТЗ.

Расчетный ток ЛЭП : Ip= 30,2A(см. выше).

Ток уставки МТЗ, где

Кн - коффициент надежности, для микропроцессорных реле Кн = 1,1 - 1,2;

Ксз - коэффициент самозапуска, Ксз = 2 - 4;

Кв - коэффициент возврата, для электромагнитных реле Кв = 0,8 - 0,9, для микропроцессорных реле Кв = 0,93 - 0,94.

МТЗ должна быть чувствительной к двухфазным КЗ на шинах 0,4 кВ ТП.

Ток трехфазного КЗ на шинах 0,4 кВ: Iк3 = 0,63 кА (см. выше).

Коэффициент чувствительности > 1,2, где Кч = 1,2 - нормируемый нижний предел чувствительности для резервной защиты. Констатируем: имеется значительый запас чувствительности.

Выдержка времени МТЗ.

Вводной выключатель 0,4 кВ КТП (Q2) селективного исполнения имеет выдержку времениt= 0,3 с. Для обеспечения селективности работы защиты при КЗ в точках К4 или К3 необходимо, чтобы МТЗ на выключателеQ1, которая "видит" эти замыкания, имела выдержку времениtз =t+ ∆t= 0,3 +0,3 = 0,6c, где ∆t= 0,3 с - ступень селективности для микропроцессорных защит.

в) Расчет первичного тока защиты от перегрузки с действием на сигнал (третья ступень).

Ток уставки , где

Кн - коффициент надежности, для микропроцессорных реле Кн = 1,1 - 1,2;

Кв - коэффициент возврата, для микропроцессорных реле Кв = 0,93 - 0,94.

Время выдержки защиты от перегрузки t= 9 с.

2.7. Расчет токов трехфазного КЗ в сети 0,4 кВ и проверка электрооборудования на устойчивость.

Рис.9. Расчетные точки КЗ.

Выбор расчетных точек.

К1 -за вводным выключателем Q2 - для проверкиQ2 на отключающую и включающую способность и шинопровода М1 на динамическую стойкость;

К2 - за выключателем Q3 - для его проверки на отключающую и включающую способность;

К3 - в начале шинопровода ШР1 - для его проверки на динамическую стойкость;

К4 - в начале ответвления от распределительного шинопровода к ЭП - для проверки выключателя Q4 на отключающую и включающую способность;

К5 - в конце шинопровода Ш4 - для проверки чувствительности защиты от однофазных КЗ.

Расчет сопротивлений элементов эл. сети и эквивалентных сопротивлений до выбранных расчетных точек КЗ.

сопротивление системы, приведенное к 0,4 кВ ;

сопротивление кабельной ЛЭП 10 кВ, приведенное к 0,4 кВ

мОм;

мОм;

сопротивление трансформатора, приведенное к 0,4 кВ

мОм;

мОм.

Автоматический выключатель Q1 типа ВА 55-41,Iн = 1000 А,Rа = 0,25 мОм, Ха = 0,1 мОм, [39, стр.139];

переходное сопротивление контактных соединений до точки К1 Rд = 15 мОм [39, стр.137].

Эквивалентное сопротивление до точки К1

мОм;

мОм.

Точка К2 расположена за автоматом ответвления к ближайшему распределительному шинопроводу:

Сопротивление участка магистрального шинопровода длиной 16 м

мОм

мОм,

сопротивление автомата Q3 ВА 51-37, установленного в ответвительной секции магистрального шинопровода

Rа = 0,65mОм, Ха = 0,17 мОм,

переходное сопротивление контактных соединений Rд = 5 мОм.

Эквивалентное сопротивление до точки К2

мОм;

мОм.

Точка К3 расположена в начале распределительного шинопровода ШР3 типа ШРА-400:

Сопротивление кабеля АВВГ 2 х (3 х 95 + 1 х 70) длиной 14 м ответвления от магистрального к распределительному шинопроводу

Rк = 0,5*Rо *l= 0,5 * 0,329 * 14 = 2,3mОм, Хк = 0,5* Хо *l= 0,5 * 0,08 * 14 = 0,56 мОм,

переходное сопротивление контактных соединений Rд = 5 мОм.

Эквивалентное сопротивление до точки К3

мОм;

мОм.

Точка К4 расположена непосредственно за автоматом Q4 типа АЕ 2056,Iн = 100 А:

Rа = 2,15mОм, Ха = 1,2mОм,

Эквивалентное сопротивление до точки К4

мОм;

мОм.

Периодическая слагающая тока трехфазного КЗ в точке К1:

кА.

Ударный коэффициент можно определить по кривым [43, стр. 143 или 42, стр. 358] в зависимости от отношения Х / R= 14,27 / 18,45 = 0,77, Ку = 1,05,

кА.

Вводной выключатель КТПП-630 Q2 типа ВА 55-41 имеет номинальную рабочую наибольшую отключающую способностьIcs= 55 кА [45]: 55 > 9,91 - проходит.

Ток динамической стойкости вводного шкафа ШНВ-2 составляет 25 кА [46]: 25 > 14,67-проходит.

Ток динамической стойкости магистрального шинопровода ШМА 1250 равен 70 кА (см. выше): 70 > 14,67 - шинопровод проходит по динамической стойкости.

Периодическая слагающая тока трехфазного КЗ в точке К2:

кА

Автоматический выключатель Q3 типа ВА 51-37, установленный в ответвительной секции ШМА имеет номинальную рабочую наибольшую отключающую способностьIcs= 25 кА [45]: 25 > 8,06 - проходит.

Периодическая слагающая тока трехфазного КЗ в точке К3:

кА

Х / R= 31,94 / 15,26 = 0,47, Ку = 1,

кА.

Динамическая стойкость распределительного шинопровода ШРА-400 кА > 9,2 кА - шинопровод проходит.

Периодическая слагающая тока трехфазного КЗ в точке К4:

кА

Автоматический выключатель Q4 типа АЕ 2056, установленный в ответвительной коробке ШРА 400 имеет номинальную рабочую наибольшую отключающую способностьIcs= 3,5 кА [45]: 3,5 < 6,1 - по отключающей способности выключатель не проходит.

Заменяем его на более совершенный автоматический выключатель типа АЕ 2050М2 с номинальным током 100 А, номинальная рабочая наибольшая отключающая способность Ics= 6 кА, номинальная предельная наибольшая отключающая способностьIcu= 8 кА.

2.8. Расчет тока однофазного КЗ в удаленной точке сети 0,4 кВ и проверка

чувствительности работы защиты.

Расчетная точка К5 выбрана в конце распределительного шинопровода ШР4 длиной 60 м.

Параметры цепи КЗ:

- сопротивление системы Хс = 0,53 мОм;

- сопротивление кабеля 10 кВ, приведенное к напряжению 0,4 кВ Rк = 0,2mОм,Xк = 0,04 мОм;

- сопротивление трех последовательностей трансформатора 630 кВА треугольник - звезда Zт3 = 42 мОм [45];

- сопротивление автоматического выключателя Q2Rа2 = 0,25, Ха2 = 0,1 мОм;

- сопротивление петли фаза-ноль ШМА длиной 40 м мОм;

- сопротивление автоматического выключателя Q5Rа5 = 0,65, Ха5 = 0,17 мОм;

- сопротивление петли фаза-ноль кабельной вставки АВВГ 2 х (3 х 95 + 1 х 70) длиной 14 м. к распределительному шинопроводу ШР4 мОм [45];

- сопротивление петли фаза-ноль распределительного шинопровода ШР4 типа ШРА-400 длиной 60 м мОм (см. выше);

-сопротивление контактных соединений мОм [39, стр.137];

Ток однофазного КЗ в точке К5

, где

мОм - сумма сопротивлений ШМА, кабельной вставки и ШРА, для которых в справочниках приводятся полные сопротивленияZ;

- сумма сопротвлений системы, кабеля 10 кВ, автоматовQ2 иQ5 и контактных соединений, для которых в справочниках приводятся активные и индуктивные сопротивления раздельно.

кА.

Замечание: полное сопротивление петли фаза-ноль 77,58 мОм определено с некоторой ошибкой в сторону завышения, т.к. его слагаемые имеют различные фазовые углы.

Проверка чувствительности защиты в голове ШР4 (трансформатор треугольник - звезда).

При однофазном КЗ на ШР4 должна сработать отсечка автоматического выключателя ответвления ВА -51-37, Iн = 400 А,Iнр = 320 А,Iотс = 3200 А, с коэффициентом чувствительности не менее 1,4.

Коэффициент чувствительности .

Требуемая чувствительность не обеспечивается. Для ее обеспечения нужно понизить уставку отсечки. Учитывая, что пиковый ток ШР4 не превышает 700 А, следует заменить автомат ВА -51-37, у которого уставка электромагнитного расцепителя (отсечки) не регулируется, на автомат с полупроводниковым регулируемым расцепителем, например ВА-53-37, Iна = 400 А,Iнр = 400 * 0,8 = 320 А,Iотс = 320 * 5 = 1600 А. Тогда коэффициент чувствительности> 1,4 обеспечивается.

Проверка чувствительности защиты в голове ШР4 (трансформатор звезда - звезда).

Сопротивление трех последовательностей Zт3 = 128mОм [45];

кА;

коэффициент чувствительности < 1,4 не обеспечивается.