Система электроснабжения комбината "Тепличный"

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ХАР-КА ЭЛЕКТРОПОТРЕБИТЕЛЕЙ КОМБИНАТА «ТЕПЛИЧНЫЙ»

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЁТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ КОМБИНАТА «ТЕПЛИЧНЫЙ»

2.1 Обоснование выбора метода расчёта электрических нагрузок

2.2 Расчёт электрических нагрузок по цехам комбината

3. РАЗРАБОТКА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ

КОМБИНАТА «ТЕПЛИЧНЫЙ»

3.1 Определение числа и мощности трансформаторных подстанций

3.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

3.3 Выбор места расположения трансформаторных подстанций

3.4 Картограмма электрических нагрузок тепличного комбината

4. РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ В СЭС КОМБИНАТА «ТЕПЛИЧНЫЙ»

4.1 Расчет токов КЗ в питающей и распределительной сети U=10кВ

4.2 Расчет токов короткого замыкания в распределительной сети до 1 кВ

5. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОТДЕЛЬНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ЭЛЕКТРО

ОБОРУДОВАНИЯ СЭС КОМБИНАТА «ТЕПЛИЧНЫЙ»

5.1 Электрооборудование питающей и распределительной сети

5.1.1 Выбор кабелей

5.1.2 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры питающей сети

5.1.3 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры распред.сети

5.2. Электрооборудование распределительной сети до 1000В

5.2.1 Выбор распределительных пунктов

5.2.2 Выбор кабелей и проводов

5.2.3 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры

6. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОДНОТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ

7. СРЕДСТВА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ

7.1 Назначение релейной защиты и автоматики

7.2 Защита блока линия - трансформатор

7.3 Защита кабельных линий

8. ОХРАНА ТРУДА

8.1 Введение

8.2 Анализ вредных факторов на предприятии

8.2.1 Способы уменьшения вреда от химических загрязнений

8.3 Расчет вентиляции котельной

8.3.1 Расчет выделений тепла

8.3.2 Определение поперечных размеров воздуховода

8.3.3 Определение сопротивления сети

8.3.4 Выбор вентилятора и электродвигателя

9. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

9.1 Определение сметной стоимости схемы электроснабжения

9.2 Пересчет сметной стоимости в ценах 2016 года

9.3 Расчет срока окупаемости капитальных вложений

9.4 Расчет численности электромонтажных бригад

9.5 Составление плана-графика проведения СМР

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников электрической энергии.

По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий.

Развитие и усложнение структуры систем электроснабжения, возрастающие требования к экономичности и надежности их работы в сочетании с изменяющейся структурой и характером потребителей электроэнергии, широкое внедрение устройств управления распределением и потреблением электроэнергии на базе современной вычислительной техники ставят проблему подготовки высококвалифицированных инженеров.

Важной особенностью систем электроснабжения является невозможность создания запасов основного используемого продукта - электроэнергии. Вся полученная электроэнергия немедленно потребляется. При непредвиденных колебаниях нагрузок необходима точная и немедленная реализация системы управления, компенсирующая возникший дефицит.

От надежного и бесперебойного электроснабжения зависит работа промышленного предприятия. Для эффективного функционирования предприятия, схема электроснабжения должна обеспечивать должный уровень надежности и безопасности.

По структуре или принципу работы, характеру установленного оборудования система электроснабжения предполагает применение автоматизации, что позволяет повысить уровень надежности и безопасности работы системы и обслуживания соответственно.

В ходе выполнения данной работы удалось достичь требуемого уровня надежности, безопасности и минимальной стоимости системы электро-снабжения, соблюдая при этом нормы и правила изложенные в [1] , [2] , [3].

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРОПОТРЕБИТЕЛЕЙ КОМБИНАТА «ТЕПЛИЧНЫЙ»

В данной выпускной квалификационной работе рассматривается электроснабжение комбината « Тепличный ».

Исходными данными для проектирования является генеральный план предприятия, который представлен на листе (Лист 1) и сведения о потребителях электроэнергии.

Комбинат занимается выращиванием различных сортов плодово-овощных культур - огурцы, помидоры, шампиньоны и т.д. На комбинате имеются потребители 1^Й категории: котельная , 2^Й категории: теплицы, 3^Й категории: РММ, гаражи, и т.д..

Потребители получают питание от комплектных трансформаторных подстанций (КТП), расположенных на территории комбината, а КТП от центрального распределительного пункта (ЦРП) по радиальной схеме.

По составу электроприемников можно сделать следующие выводы:

1. Наибольшее электропотребление составляет освещение и досвечивание теплиц, около 36% установленной мощности;

2. 32,7% потребляют насосы;

3. 17% составляют вентиляция и дымососы котельной и теплиц;

4. 10% расходуется электроприводом и на нагрев;

5. 3% составляет сварочное оборудование.

электроснабжение нагрузка трансформаторный

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЁТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ТЕПЛИЧНОГО КОМБИНАТА

2.1 Обоснование выбора метода расчёта электрических нагрузок

Основными исходными данными для определения расчетных нагрузок служит перечень приемников электроэнергии с указанием их номинальной мощности, режима работы, числа фаз. Данный перечень представлен в таблице 2.1.

За расчетную нагрузку принимают максимальную полученную нагрузку за максимально загруженный технологический цикл. Для определения расчетных нагрузок воспользуемся методом упорядоченных диаграмм. Согласно [4] предварительно все приемники разбиваются на характерные группы, с близким режимом работы. По каждой характерной группе определяется суммарная номинальная мощность:

. (2.1)

где Р_{ном, i} - номинальная мощность одного электроприемника, кВт;

n - количество электроприемников в группе, шт.

Определение расчетных электрических нагрузок осуществляется по формуле:

. (2.2)

где к_р - расчетный коэффициент, который определяется в зависимости от коэффициента использования мощности - к_иср и эффективного числа приемников электрической энергии; Р_см - средняя активная мощность группы электроприемников за наиболее загруженную смену, кВт.

Эффективное число приемников электрической энергии можно определить по формуле

2*Рн,i

nэф = --------- (2.3)

Pн,max

Таблица 2.1 - Характеристика электроприемников

Наименование потребителя	Номинальная мощность	Uном, В	Количество потребителей, шт	Число фаз
Потребители электроэнергии котельной ДКВР
Сетевые насосы	Рн = 90кВт	380	4	3
Рециркуляционные насосы	Рн =22кВт	380	2	3
Вентиляторы	Рн =22кВт	380	3	3
Дымососы	Рн =40кВт	380	3	3
Питательные насосы	Рн =18,5кВт Рн =75кВт	380	1 2	3
Вентиляторы СО	Рн =18кВт	380	4	3
Зарядное устройство	Рн =16кВт	380	1	3
Трубогиб	Рн =2,2кВт	380	1	3
Токарный станок	Рн =2,2кВт	380	1	3
Сверлильный станок	Рн =2,2кВт	380	1	3
Шлифовальный станок	Рн =2,2кВт	380	1	3
Электрозадвижки	Рн =7кВт	380	3	3
Потребители электроэнергии котельной ПТВМ
Сетевые насосы	Рн = 190кВт	380	2	3
Рециркуляционные насосы	Рн =45кВт	380	3	3
Вентиляторы	Рн =55кВт	380	4	3
Дымососы	Рн =160кВт	380	2	3
Подпиточные насосы	Рн =11кВт	380	2	3
Насосы подмеса	Рн =30кВт	380	1	3
Насос декор. воды	Рн =18,5кВт	380	2	3
Взрыхляющие насосы	Рн =7,5кВт	380	2	3
Солевые насосы	Рн =11кВт	380	3	3
Воздуходувка	Рн =45кВт	380	1	3
Электрозадвижки	Рн =7кВт	380	2	3

Средний коэффициент использования для группы приемников электроэнергии:

. (2.4)

Расчетная реактивная нагрузка группы приемников Q_р определяется как:

. (2.5)

где Q_см - средняя реактивная мощность приемников за наиболее загруженную смену, квар; tg_ср - средневзвешенный коэффициент загрузки группы электроприемников.

Средневзвешенный коэффициент загрузки группы электроприемников определяется по формуле:

. (2.6)

Полная нагрузка определяется как:

. (2.7)

Расчетный ток для группы приемников электроэнергии находим по формуле

. (2.8)

где U_нс - номинальное напряжение сети, кВ.

2.2 Расчёт электрических нагрузок по цехам комбината

Расчет силовой нагрузки рассмотрим на примере силового пункта РП1 см. лист 3.

Для вентиляторов

Р_см = 160 0,65 = 104 (кВт)

Q_см = 104 0.75 = 78 (квар)

Итого по у пункту (РП1)

Р_ном == 557 (кВт)

Р_см = 104 +124 +72 +29 +29 +0,7 = 358,7 (кВт)

Q_см = 78 +92,6 +54 +22 + 22 +1,2 =269,8 (квар)

2 * 557 1114

nэф = --------- = 6 шт.

190 190

По справочным данным [1] к_р = 1.03

P_p = P_см к_р = 359 1.03 =369.7 (кВт)

Q_p = P_p tg_ср = 369.70.75=277 (квар)

кВА

Осветительную нагрузку определяем методом удельной мощности на единицу площади.

По [3] устанавливаем разряд зрительных работ VIIIб.

Для общего освещения (при высоте 4,5м) используем люминисцентные лампы, типа ЛДЦ - 40, тип светильника ПВЛП.

Расчет осветительной нагрузки цеха выполним методом удельных мощностей

Р_УСТ=Р_УД * S_ПОМ. (2.9)

где: Р_УСТ - установленная мощность осветительной установки ;

Р_УД - удельная мощность осветительных установок, является справочной величиной [3] и определяется в зависимости от Е_Н типа источника света, площади помещения, расчетной высоты подвеса светильнико Р_УД=6,4Вт/м²;

S_ПОМ - площадь освещаемого помещения, S_ПОМ=1360м²;

Коэффициенты отражения поверхностей: р_р=10%; р_с=30%; р_п=50%.

Установленная мощность источников света:

Р_УСТ=Р_УД*S_ПОМ=6,4*1360=8.7кВт.

Активная расчетная нагрузка осветительной установки:



Р_р,о= Р_ТУС*К_с*К_пра . (2.10)

где: К_с - коэффициент спроса, для производственных помещений из [1] К_с=0,95,

К_пра - коэффициент учитывающий потери в пускорегулирующей аппаратуре, для люминесцентных ламп из [1] К_пра=1,2.

Р_р,о= 8,7_*0,95_*1,2=9,92кВт

Расчетная реактивная нагрузка осветительной установки:

Q_p,o=Р_р,о*tg (2.11)

Q_p,o =9.92_*0.382=3.25квар

cos осветительных установок с люминесцентными лампами составляет 0.95 tg=0.382

Расчет нагрузки по остальным приемникам и узлам питания ведем аналогично, а результаты представляем в приложении 1.

3. РАЗРАБОТКА ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ КОМБИНАТА «ТЕПЛИЧНЫЙ»

3.1 Определение числа и мощности трансформаторных подстанций

При определении используем методику, приведенную в [4].

Минимальное число трансформаторов определяется по формуле:

Рр

Nт = ----------. (3.1)

kз * Sтр

где kз - коэффициент загрузки трансформатора.

Для I категории по надежности из [1] kз = 0,650,7:

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана из сети ВН в сеть НН, без превышения предусмотренного значения коэффициента загрузки определяем по формуле:

. (3.2)

Если величина Q_T больше расчетной реактивной нагрузки Q_p, то установка конденсаторных батарей не требуется, а если меньше, то выбираются конденсаторные батареи.

Уточняется коэффициент загрузки по формуле:

. (3.3)

где Q_{КУ,факт} - фактическая мощность конденсаторных батарей, квар.

Уточняется коэффициент загрузки в послеаварийном режиме по формуле:

. (3.4)

Приведем пример расчета для ТП1 - котельной. Зададимся предварительным значением коэффициента загрузки согласно [4] в пределах 0,650,7, т. к. котельная относится к 1 категории по надежности. Далее проводим расчет по приведенным выше формулам:

1216

Nт1 = ------- = 2,9 3шт;

0.65 * 630

1216

Nт2 = ------- = 1,87 2 шт;

0.65*1000

Qвн1 = ;

Qвн2 = .

Выбираем компенсирующие устройства для первого случая:

Qку1 = Qр - Qвн1 = 905 - 589 = 316 квар;

УКЛН 0,38 - 450 - 150У3 ;

Выбираем компенсирующие устройства для второго случая:

Qку2 = Qр - Qвн2 = 905 - 752,5 = 152,5 квар

УКБН 0,38 - 200 - 50У3 ;

Дальнейший расчет для выбора вариантов трансформаторов проводим аналогичным образом. Результаты расчета приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1 - Результаты выбора трансформаторов

ТП	Sн.т., кВА	NT	kз	kз,ПАВ
1	630	3	0,68	1,03
	1000	2	0,7	1,4
2	630	3	0,74	1,11
	1000	2	0,7	1,4
3	630	3	0,69	1,04
	1000	2	0,66	1,32

Окончательное решение по выбору трансформаторов необходимо принимать на основании технико-экономического сравнения вариантов.

Проведем технико-экономическое сравнение вариантов выбора трансформаторов на основании матодики из [5].

Основные соотношения:

- Приведенные затраты:

. (3.5)



где: К_КТП - капитальные вложения на комплектную трансформаторную подстанцию (КТП), К_ку - стоимость конденсаторной установки, руб.; Н_Д - норма дисконта; Е_а - взносы на амортизацию; И - годовые издержки на содержание схемы, руб.

- Потери энергии в трансформаторах:

. (3.6)

где: N_тр - количество трансформаторов;

ДР_хх - потери холостого хода в трансформаторе, кВт;

Т_год - число часов в году (8760 ч.);

k_з - коэффициент загрузки;

ДР_к - потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

- время максимальных потерь (4500 ч.) [6].

- Потери в конденсаторных батареях:

(3.7)

где: - удельная мощность потерь в конденсаторных батареях.

Стоимость потерь электроэнергии:

, (3.8)

где С₀ - стоимость электроэнергии (=0,8 руб.).

Приведем пример расчета для ТП1 вариант 3 Х 630 кВА.

;

;

ДР_хх, ДР_к - справочные данные из [7];

=40996,2 + 47442,2 = 88438,4 (кВтч);

= 88438,4 0,8 = 70750,5 (руб.);

= 0,004 * 450 * 8760 = 15760 (кВтч);

тыс.руб/год.

З_Г = (930000+78000)(0,25+0,113)+70750,5 + 1261,4=437916 (руб.).

Капитальные затраты на КТП и КУ возьмем из прайс - листа.

Расчет для других вариантов проводим аналогично. Результаты расчета приведены в табл. 3.2. Технические данные трансформаторов приведены в табл.3.3.

Таблица 3.2 - Результаты технико-экономического сравнения вариантов трансформаторов

Мощность и количество трансформаторов, кВА	КЗ	WТР, кВт	WКУ,квар	Кктп, руб	Кку, руб.	руб.	ИКБ руб	ИТР руб	ЗГ, руб.
ТП №1	630 N=3	0,68	88438	15760	930000	78000	365904	1261,4	70750,5	437916
	1000 N=2	0,7	92316	7008	830000	40000	315810	560,6	73852,8	390223
ТП №2	630 N=3	0,74	97179		930000		337590		77743,2	415333
	1000 N=2	0,7	92316		830000		301290		73852,8	375142
ТП №3	630 N=3	0,69	89844		930000		337590		71875,2	409465
	1000 N=2	0,66	86732		830000		301290		69385,6	370675

Таблица 3.3 - Технические данные трансформаторов

Тип	Sном,т, кВА	UВН, кВ	UНН, кВ	Рх, кВт	Рк, кВт	Iх, %	Uk, %	m, т
ТМ	630	10	0.4	1,56	7.6	2.0	5.5	3.2
ТМ	1000	10	0.4	2.45	11.2	1.4	5.5	4.2

Сравнивая полученные результаты, можно окончательно выбрать трансформаторы КТП: для ТП1 ТМ-2 Х 1000; ТП2 ТМ-2 Х 1000; ТП3 ТМ-2 Х 1000.

3.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Для примера произведем выбор трансформаторов собственных нужд ЦРП. Мощность устанавливаемых трансформаторов собственных нужд выбирается по условию:

S_НОМ,Т > 0,05S_{НОМ,ЦРП} (3.9)

Исходя из расчетной нагрузки ЦРП ( см. приложение 1 ) предварительно принимаем S_НОМ,Т = 250 кВ·А. По формуле 3.3 находим расчетный коэффициент предварительной загрузки:

Коэффициент аварийной перегрузки K при расчетном коэффициенте предварительной загрузки K_З,РАС = 0.43, температуре окружающей среды _ОХЛ = 35 ⁰С и времени действия перегрузки ч по [4] будет равен 1.1. При =216,3 кВ·А

250 (кВА) > 216 (кВА) /1.1 = 196.4 (кВА)

выполняется. То есть окончательно к установке принимаем трансформаторы с Sном,т = 250 кВ·А (в варианте с Sном,т = 160 кВ·А условие не выполняется, вследствие чего расчет данного варианта не представлен).

3.3 Выбор места расположения трансформаторных подстанций

Оптимальное расположение ТП на генеральном плане микрорайона определяется по методике из [3]. Условный центр активной нагрузки (УЦН) определяется по выражениям:

; ; (3.10)

Условный центр реактивной нагрузки (УЦН) определяется по выражениям:

; , (3.11)

где P_i - активная мощность i - го потребителя, кВт;

Q_i - реактивная мощность i - го потребителя, квар;

x_i - координата по оси 0Х i - го потребителя;

y_i - координата по оси 0Y i - го потребителя.

В данной методике доказано, что областью размещения координат условного центра нагрузок являются эллипсы. Если источник питания (в нашем случае ТП) расположить в зоне эллипса рассеяния, то затраты на систему электроснабжения (в нашем случае на кабельные линии) будут минимальными.

Найдем УЦН для всех ТП комбината. Данные расчетов приведены в табл. 3.4. и пояснений не требуют. Координаты по генплану на листе 1 в сантиметрах.

Таблица 3.4 - Результаты расчета условного центра нагрузок

№	Электропотребитель	xi, см	yi, см	Pi, кВт	Qi, квар
1	2	3	4	5	6
	КОТЕЛЬНАЯ	43	21	1216	905
ТП1
	Теплица №1	32.2	19.8	717	201.5
	Теплица №2	32.2	13.5	717	201.5
	Теплица №7	44.8	21	338.5	91.3
	ГАРАЖ	44.2	18.1	1.5	0.8
	ШАМПИНЬОННИЦА	46.2	17.8	10	5.3
	СКЛАД	43.3	13.2	2.5	0.8
	АДМ. ЗДАНИЕ	47.6	15.4	1.95	1.3
	СТОЛОВАЯ	49.3	16.3	24	4.7
ТП2
	Теплица №3	11	5.8	411.5	121
	Теплица №4	10	10.3	411.5	121
	Теплица №5	7.2	15.3	338.5	91.3
	Теплица №6	19.5	19	338.5	91.3
ТП3

В результате расчетов получим координаты:

X_a.ТП1=43 (см); Y_a.ТП1=21 (см); X_р.ТП1=43 (см); Y_р.ТП1=21 (см);

X_a.ТП2=34,9 (см); Y_a.ТП2=17,4 (см); X_р.ТП2=34,8 (см); Y_р.ТП2=17,42 (см);

X_a.ТП3=11,8 (см); Y_a.ТП3=11,7 (см); X_р.ТП3=11,7 (см); Y_р.ТП3=11,9 (см);

X_a.ЦРП=29,4 (см); Y_a.ЦРП=16,4 (см); X_р.ЦРП=33,5 (см); Y_р.ЦРП=18 (см).



Распределяем ТП согласно полученных результатов, учитывая также реальное положение объектов, проездов, тротуаров, а также архитектурных особенностей.

3.4 Картограмма электрических нагрузок тепличного комбината

С целью определения места расположения ЦРП, а также цеховых ТП при проектировании строят картограмму электрических нагрузок. Картограмма представляет собой размещение на генаральном плане предприятия окружностей, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам.

; (3.12)

где P_p,i - расчетная активная нагрузка i - цеха,

Q_p,i - расчетная реактивная нагрузка тогоже цеха,

m - принятый масштаб для определения площади круга.

При построении картограммы нагрузок отдельных цехов предприятия центры окружностей совмещают с центрами тяжести геометрических фигур, изображающих отдельные участки цехов с сосредоточенными нагрузками

(см); (см)

4. РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ В СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ КОМБИНАТА «ТЕПЛИЧНЫЙ»

4.1. Расчет токов КЗ в питающей и распределительной сети U=10кВ

Для систем электроснабжения промышленных предприятий типичным случаем является питание от источника неограниченной мощности. Расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1 кВ имеет ряд особенностей по сравнению с расчетом токов КЗ в установках напряжением до 1 кВ. Эти особенности заключаются в следующем:

- активные сопротивления элементов системы электроснабжения при определении токов КЗ не учитываются, если выполняется условие r < (x/3), где r и x - суммарные активные и реактивные сопротивления элементов системы электроснабжения до точки КЗ;

- при определении тока КЗ учитывают подпитку от высоковольтных двигателей: подпитку от синхронных двигателей учитывают как в ударном, так и в отключаемом токе КЗ; подпитку от асинхронных двигателей - только в ударном токе КЗ.

Для расчета токов КЗ составляют расчетную схему системы электроснабжения и на ее основе ее схему замещения. Расчетная схема представляет собой упрощенную однолинейную схему, на которой указывают все элементы схемы электроснабжения и их параметры, влияющие на ток КЗ. Здесь же указываются точки в которых требуется определить ток КЗ. Схема замещения представляет собой электрическую схему, соответствующую расчетной схеме, в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями.

Произведем расчет токов КЗ для наиболее мощного и удаленного потребителя ТП -1. Расчетная схема и схема замещения для расчета токов КЗ представлена на рис. 4.1.

Расчетная схема

Схема замещения

Рис. 4.1

Рассчитаем токи в разработанной схеме электроснабжения 10 кВ по известной методике. Расчет проводим в именованных единицах.

Шины ИП примем в расчете как систему с током трехфазного короткого замыкания Й_k,с⁽³⁾=6 (кА).

Определим параметры схемы замещения:

Реактивное сопротивление системы определим по формуле:

. (4.1)

где U_cp. - среднее напряжение, кВ;

Й_k,с⁽³⁾ - ток трехфазного короткого замыкания на стороне 10 кВ, кА.

Активное сопротивление для кабельных линий определим:

. (4.2)

где r_0,W - удельное активное сопротивление, Ом/км;

L - длина линии, км.

Реактивное сопротивление для кабельных линий определим:

. (4.3)

где х_0,W - удельное реактивное сопротивление, Ом/км;

L - длина линии, км.

Пример расчета:

(Ом);

(Ом);

(Ом);

.(Ом).

Параметры остальных линий рассчитываются аналогично. Результаты приведены в табл. 4.1.

Таблица 4.1 - Параметры схемы замещения

Элемент	r0, Ом/км	х0, Ом/км	L, км	r, Ом	х, Ом	z, Ом
Система	-	-	-	-	1,01	1,01
W1, W2	0,326	0,0602	3,15	1,02	0,189	1,03
W3, W4	1,25	0,085	0,26	0,325	0,022	0,325
W5, W6	1,25	0,085	0,08	0,1	0,068	0,1
W7, W8	1,25	0,085	0,27	3,3	0,022	0,334

Рассчитаем токи трехфазного короткого замыкания (КЗ) в точках, обозначенных на рис. 4.1.

Ток трехфазного КЗ рассчитывается по формуле:

. (4.4)

где z_У - суммарное сопротивление до точки КЗ, Ом.

Ударный ток рассчитывается по формуле:

. (4.5)

где k_у - ударный коэффициент, который находится по формуле:

. (4.6)

где Т_а - постоянная времени переходного процесса:

. (4.7)

где х - реактивное сопротивление контура, образованного КЗ, Ом;

щ - угловая частота (314 при частоте питающей сети 50 Гц);

r - активное сопротивление контура, образованного КЗ, Ом.

Для сети 10 кВ необходимо рассчитать емкостный ток замыкания на землю.

Емкостный ток замыкания на землю рассчитаем по формуле:

. (4.8)

где L_к - общая длина электрически связанных кабельных линий, км;

L_в - общая длина электрически связанных воздушных линий, км.

В нашем случае воздушных линий нет. Если емкостный ток замыкания на землю меньше 20 А, то компенсация емкостного тока не требуется по [8] .

Пример расчета покажем на точке К1:

;

;

;

кА;

А.

Компенсация емкостного тока не требуется (0,63<20 (А)).

Для других точек КЗ расчет аналогичен. Результаты представлены в табл. 4.2.

Таблица 4.2 - Результаты расчета токов КЗ

Точка КЗ	К1	К2	К3	К4	К5
Ik(3), кА	6	2,83	2,81	2,41	2,43
Ik(2), кА	5,2	2,45	2,43	2,08	2,1
kу	1,04	1,18	1,33	1,37	1,33
іу, кА	8,82	4,09	5,28	4,66	4,5

4.2 Расчет токов короткого замыкания в распределительной сети до 1 кВ

Особенности расчета: необходимо учитывать активные и индуктивные сопротивления всех элементов цепи короткого замыкания; при питании от энергосистемы не учитывается затухание периодической составляющей тока короткого замыкания ввиду большой электрической удаленности. При отсутствии достоверных данных о контактах и их переходных сопротивлениях рекомендуется при расчете токов короткого замыкания в сетях, питаемых трансформаторами мощностью до 1600 кВА, учитывать их сопротивление следующим образом:

15 мОм - для распределительных устройств на КТП;

20 мОм - для первичных цеховых РП;

25 мОм - для вторичных цеховых РП;

30 мОм - для аппаратуры, установленной у приемников электроэнергии, получающих питание от вторичных РП.

Рассчитываем параметры схемы замещения. Расчет токов короткого замыкания на напряжение до 1 кВ выполняем в именованных еденицах. Полное, активное и индуктивное сопротивления понижающего трансформатора определяем по формулам:

; (4.9)

; (4.10)

, (4.11)

где S_ном,т - номинальная мощность трансформатора, кВА; U_ном,т - номинальное линейное напряжение обмотки низшего напряжения, кВ; P_k - мощность потерь короткого замыкания в трансформаторе, кВт; U_к - напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Активное и индуктивное сопротивления кабелей определяются по формулам:

r_к = r_уд l ; (4.12)

x_к = x_уд l ; (4.13)

где r_уд , x_уд - соответственно активное и индуктивное удельные сопротивления кабеля, мОм/м; l - длина кабеля, м.

Сопротивление шин и шинопроводов находятся аналогично. Сопротивлением шин длиной 5м и менее можно пренебречь, так как их влияние на ток короткого замыкания невелико.

Ток трехфазного к.з. определяется по формуле:

. (4.14)



где U_ср,ном - среднее номинальное линейное напряжение сети низшего напряжения, В; x , r - результирующее индуктивное и активное сопроивления цепи короткого замыкания, мОм.

Минимальный ток трехфазного к.з. с учетом токоограничивающего действия дуги в месте повреждения определяется по формуле

. (4.15)

где R_п - переходное сопротивление, учитывающее сопротивление электрической дуги в месте короткого замыкания, а также сопротивление рубильников, выключателей и болтовых соединений.

Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле

. (4.16)

Среднее значение тока трехфазного короткого замыкания с учетом токоограничивающего действия дуги в месте повреждения определяется по формуле:

. (4.17)

где к_н - коэффициент надежности, принимаемый равным 1.05 1.1 при токах металлического к.з. более 40 кА и 1.0 в остальных случаях.

Ударный ток короткого замыкания найдем по формуле:

. (4.18)



где к_уд - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени Т_а.

Т_а = x / r . (4.19)

При большой мощности питающей энергосистемы (x_c < 0.1 x_т ) ток однофазного короткого замыкания находится по формуле:

. (4.20)

где U_ф - фазное напряжение сети, В; z_т⁽³⁾/3 - полное сопротивление понижающего трансформатора токам однофазного к.з., мОм; z_пт - полное сопротивление петли фаза - нуль от трансформатора до точки к.з., мОм.

Для наглядности приводимого примера расчета токов короткого замыкания (к.з.) в сети 0.4 кВ покажем фрагменты расчетной схемы и схемы замещения на рис.4.2. и рис.4.3.

Для примера рассчитаем трехфазный ток КЗ в точке К6:

Рассчитаем параметры схемы замещения:

1. Сопротивление понижающего трансформатора Т1

r_т=мОм

x_т==8,6мОм

Расчетная схема участка сети

Рис. 4.2

Схема замещения для расчета токов КЗ в сети 0,4 кВ

Рис. 4.3

2. Сопротивление кабельных линий:

W9: r_кл = (0.169/2)*13 = 1,41мОм; x_к.л.= (0,059/2)* 40=0,45мОм

W10: r_кл = 0.169*18 = 3мОм; x_к.л.= 0,059*5 = 1мОм

3. Измерительные трансформаторы тока:

ТА1: r=0.05мОм; x=0.07мОм

ТА2: r=0.05мОм; x=0.07мОм

4. Сопротивление болтовых контактов:

шинопровод ШМА - автоматический выключатель QF4;

r_K1 =0.0024мОм;

автоматический выключатель - кабель QF4-W1;QF12-W2;

r_K2= r_K3 =0.165мОм;

Переходные сопротивления при соединении кабеля с шинопроводом найдем как среднее арифметическое переходных сопротивлений кабель - кабель и шинопровод - шинопровод

5. Сопротивления автоматических выключателей

QF1: Iн=2500А r_КВ=0.13мОм x_KB=0,07мОм

QF4; Iн=630А r_КВ=0.41мОм x_KB=0,13мОм

QF12: Iн=400А r_КВ=0,65мОм x_KB=0,17мОм

6. Рассчитаем параметры асинхронного двигателя

107,5мОм

24,2мОм

104,7мОм

199,4В.

При расчете тока КЗ в точке К1 растояние между фазами проводников в КТП мощностью 1000кВА составляет 70мм, следовательно длина дуги L=70мм. Напряженность в стволе дуги U_Д=Е_Д*L=1,6*70=112В.

Расчет тока трехфазного КЗ в точке К6

r₁ = R_т1 + R_QF1 + R_та1 =1,86 + 0,013 + 0,07 = 1,94 (мОм);

х₁ = Х_т + Х_QF1 + Х_та1 + Х_с = 8,6 + 0,08 + 0,07 + 0,8 = 8,75 (мОм);

I_по⁽³⁾ = (кА).

С учетом сопротивления дуги:

r_д = = 4,3 (мОм),

I_по⁽³⁾_. = (кА)

Т.к. I_Д 0,01* I_по⁽³⁾, то необходимо учитывать подпитку от двигателей.

Ток подпитки от АД1 составляет:

r_1АД=r_Д+r_w2+r_QF12+r_КК+r_W1+r_ТА2+r_QF4=24.2+0.85+0.65+0.0024+3.3+0.02+ +0.41=29.6мОм;

х_1АД=х_Д+х_w2+х_QF12+х_W1+х_ТА2+х_QF4=104.7+0.365+0.17+1.46+0.02+0.13= =107мОм.

I_по,АД1⁽³⁾ =

I_по⁽³⁾ =21,4 +1,79=23,19 кА

Определим значение ударного тока в точке К6

I_УД= I_УД +I_УД,Д1

Значение К_УД без учета подпитки от двигателей

х₁ /*r₁=22,49/314*12,38=0,0057 К_УД=1,17

Значение К_УД с учетом подпитки от двигателя АД1

х₁ /*r₁=107/314*29,6=0,011; К_УД=1,49

I_УД=2(1,17*21,4+1,49*1,79)=39,2кА

Пример расчета однофазного КЗ в точке К6:

Z⁽¹⁾ = (мОм);

(кА).

Определим сопротивление дуги: а=10мм²



31,75мм

U_Д=Е_Д*L_Д=1,6*31,75=50,8

r_д = = 1,93 (мОм),

Z⁽¹⁾ =(мОм),

кА.

Аналогичным образом произодим расчет тока короткого замыкания в других точках сети 0.4 кВ. При этом учитываем сопротивление кабельных линий и переходные сопротивления контактов. Результаты расчетов приведены в приложении 2.

5. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОТДЕЛЬНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ КОМБИНАТА «ТЕПЛИЧНЫЙ»

5.1 Электрооборудование питающей и распределительной сети

5.1.1 Выбор кабелей

Кабели выбирают по следующим условиям из [5]:

По экономической плотности тока

На основании анализа всех факторов, влияющих на экономическое сечение, ПУЭ [ 1 ] рекомендует при конкретных расчетах пользоваться следующей формулой для определения экономического сечения кабеля

. (5.1)

где F_р - расчетное сечение кабеля, мм²;

I_р - расчетный ток линии, А;

j_эк - экономическая плотность тока, А/мм² (выбираем из [8]).

По потере напряжения

В нормальном режиме сечение и длина кабеля должны обеспечивать отклонение напряжения у электроприемников без регулирования сети не более 5%, а при регулировании 10%.

. (5.2)

где ДU_доп - допустимая потеря напряжения;

ДU_р - расчетная потеря напряжения, %;

I_р - расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r₀ - удельное активное сопротивления кабеля, Ом/км;

x₀ - удельные реактивное сопротивления кабеля, Ом/км; из [4];

cosц_Н, sinц_Н - косинус и синус нагрузки (примем 0,92 и 0,39 соответственно);

U_ном - номинальное напряжение кабеля, В.

По термической стойкости

В нормальном режиме нагрев кабеля не должен превышать допустимого. Для этого выбор сечения кабелей производится по таблицам ПУЭ [ 1 ], в которых приводятся значения сечений и соответствующие им допустимые длительные токи нагрузки для кабелей различных конструкций. Значения допустимых длительных токов указаны для определенных (нормальных) условий работы кабелей и их прокладки. При отклонений от этих условий значения допустимых длительных токов, приведенные в таблицах, должны быть умножены на приводимые в ПУЭ поправочные коэффициенты, учитывающие характер нагрузки (при повторно-кратковременном режиме работы электроприёмников), отклонение температуры окружающей среды от расчетной, количество совместно проложенных кабелей и тепловые характеристики грунта, в котором проложен кабель

. (5.3)

где F_p - выбранное сечение кабеля, мм²;

F_т.с. - термически стойкое сечение кабеля, мм²;

I_K⁽³⁾ - ток трехфазного КЗ, А;

t_п - приведенное время КЗ, с;

С - температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева кабеля, А·с^1/2/мм².

Выбираем марку кабеля по [7]: ААБ_л - алюминиевая жила, алюминиевая оболочка, броня из 2 - х стальных лент, под ней слой из пластмассовых лент, рекомендуется прокладка в земле (траншеях) с низкой коррозионной активностью, в процессе эксплуатации не подвергается растягивающим усилиям.

Пример расчета для линии W1, W2:

.

Экономическую плотность тока j_эк принимаем равным 1,4 по [8].

Принимаем ААБл ААБл 2(3 95) мм²

Удельные активное r₀ и реактивное сопротивления кабеля x₀ берем из [4].

принимаем F_т.с.=77 (мм²).

Ток трехфазного КЗ I_K⁽³⁾ берем из пункта 4 дипломного проекта (табл. 4.2.) в начале W1, приведенное время КЗ t_п определим по кривым из [5], температурный коэффициент С выбираем по [5].

Результаты расчетов представлены в табл. 5.1.

Принимаем для дальнейших расчетов сечения кабелей:

W1, W2 - 95 (мм²);

W3, W4 - 35 (мм²);

W5, W6 - 35 (мм²);

W7, W8 - 35 (мм²).

Кабели на 10кВ прокладываем в земле на глубине 0,7м.

Питающий кабель в месте пересечения с теплицей прокладывается в полу в кабельном канале.

Кабель питающий ТП-3 в месте пересечения его с рекой прокладываем по эстакаде.

5.1.2 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры питающей сети

Выбор выключателей

Выключатели являются основными коммутационными аппаратами и служат для отключения и включения цепей в различных режимах работы. Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

по номинальному напряжению-

U_УСТ U_НОМ (5.4)

где U_НОМ - номинальное напряжение выключателя, кВ;

по длительному току-

I_Р,МАХ I_НОМ (5.5)

где I_НОМ - номинальный ток выключателя, А;

по отключающей способности -

I_П I_ОТКЛ , (5.6)

где: I_П -периодическая составляющая тока короткого замыкания, кА,

I_ОТКЛ - номинальный ток отключения выключателя, кА.

Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по условиям:

I_ПО I_ДИН , (5.7)

i_У I_М,ДИН , (5.8)

где I_ПО - расчетное значение периодической составляющей тока короткого замыкания, кА;

i_У - расчетное значение ударного тока, кА;

I_ДИН - действующее значение предельного сквозного тока короткого замыкания, кА;

I_М,ДИН - амплитудное значение предельного сквозного тока короткого замыкания, кА.

На термическую стойкость выключатель проверяют по тепловому импульсу:

B_К I_Т² · t_Т (5.9)

B_К = I_П² t_СЗ .

где B_К - тепловой импульс по расчету;

I_Т - предельный ток термической устойчивости, кА;

t_Т - длительность протекания тока I_Т, с.

t_СЗ - время срабатывания защиты,с.

Пример выбора выключателя Q1 (см. лист2).

Предварительно выбираем выключатель ВВ/TEL - 630A.

Для включения (отключения) линий 10 кВ питающих ТП предусматриваем выключатели фирмы IML (Италия).

На ЦРП установливаем ячейки КСО “Аврора” c вакуумными выключателями ВВ\TEL.

U_ном =11кВ U_{ном.сети} =10кВ,

I_Р,МАХ = < I_НОМ =630 А ,

I_П =2,83 кА < I_ОТКЛ =12.5 кА ,

I_ПО =2,83 кА < I_ДИН =12.5 кА ,

i_У = 4 кА < I_М,ДИН =31,5 кА,

B_К = 4² 0.8=12,8 (кА²с) I_Т² · t_Т =10²3= 300(кА²с).

Таблица 5.2 - Выбор выключателя Q1

Расчетные данные	Каталожные данные ВВ\TEL - 630
Uуст = 11 кВ	Uном = 10 кВ
Imax = 485 A	Iном=630 А
Iкз.мах = 2,83 кА	Iоткл = 12,5 кА
iуд = 4 кА	iдин = 12,5 кА
Вк = 12,8 кА2 с	Iт2 tт = 300 кА2 с

Выбор разъединителей

Условия выбора разъединителей аналогичны условиям выбора выключателей. Проверку выбранных разъединителей на электродинамическую стойкость и термическую стойкость выполняем по 5.7, 5.8, 5.9. Результаты выбора разъединителей приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Выбор разъединителя QS1

Расчетные данные	Каталожные данные РВЗI-10-400 УЗ
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Imax = 485 A	Iном=630 А
iуд = 4 кА	iдин = 12,5 кА
Вк = 12,8 кА2 с	Iт2 tт = 1600 кА2 с

5.1.3 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры распределительной сети

Таблица 5.4 - Выбор выключателя Q6

Расчетные данные	Каталожные данныеВВ\TEL - 630
Uуст = 11 кВ	Uном = 10 кВ
Imax = 172,8 A	Iном=630 А
Iкз.мах = 1,97 кА	Iоткл = 10 кА
iуд = 3,7 кА	iдин = 25,5 кА
Вк = 8 кА2 с	Iт2 tт = 300 кА2 с

Таблица 5.5 - Выбор разьединителя QS5

Расчетные данные	Каталожные данные РВЗI-10-400 УЗ
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Imax = 172,8 A	Iном=400 А
iуд = 3,7 кА	iдин = 25,5 кА
Вк = 8 кА2 с	Iт2 tт = 1600 кА2 с

Выбор ОПН

Для защиты оборудования подстанции от набегающих с линии импульсов грозовых перенапряжений, на ЦРП (см. лист2), согласно рекомендациям изложенным в [5] устанавливаются ячейка с трансформаторами напряжения и ОПН.

Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:

по напряжению -

U_УСТ U_НОМ , (5.10)

по току -

I_Р.МАХ I_НОМ , (5.11)

по динамической устойчивости -

i_У K_Д I_НОМ , (5.12)

где K_Д - кратность динамической устойчивости;

по термической устойчивости -

B_К (K_Т I_НОМ) t_Т , (5.13)

где K_Т - кратность термической устойчивости;

по вторичной нагрузке -

Z₂ Z_2НОМ , (5.14)

где Z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z_2НОМ - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Пример расчета произведем для трансформаторов ТА1-ТА2 (см. лист2). Схема включения полная звезда. Выбираем трансформатор - ТПЛК-10-У3 по условиям 5.13-5.17.

U_УСТ = U_НОМ = 10 кВ;

I_Р.МАХ = 249,8 А < I_НОМ =300А;

i_У = 3,3 кА K_Д I_НОМ = 74,5 кА;

B_К = 23.1кА²с (K_Т I_НОМ)² t_Т = 300 кА²с.

Класс точности трансформатора тока - 0.5.

Вторичную нагрузку трансформатора тока составляют: амперметр Э335 (S_А = 0.5 ВА), ваттметр Д305(S_W = 1 ВА), варметр Д305 (S_Var = 1 ВА),счетчик активной энергии И680 (S_Wh = 2.5 ВА), счетчик реактивной энергии И676 (S_Varh = 2.5 ВА), соединительные провода и сопротивление контактов. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому Z₂ R₂.

R₂ = R_ПРИБ + R_ПРОВ + R_К . (5.15)



R_ПРИБ =. (5.16)

где R_ПРИБ - суммарное сопротивление последовательно включенных приборов, Ом;

R_ПРОВ - сопротивление соединительных проводов, Ом;

R_К - сопротивление контактов (R_К = 0.05 Ом);

I₂² - номинальный ток вторичной обмотки (I₂² = 5А).

Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие 5.14, откуда можно определить максимально допустимое сопротивление соединительных проводов

R_ПРОВ = Z_2НОМ - R_ПРИБ - R_К. (5.17)

Зная R_ПРОВ , можно определить сечение соединительных проводов

q = . (5.18)

где - удельное сопротивление материала провода с алюминиевыми жилами ( = 0.0283 Оммм²/м);

l - длина соединительных проводов, l = 12м.

Произведем расчет нагрузки трансформатора тока ТПЛК-10-У3

R_ПРИБ = = 0.2 (Ом).

По формуле 5.17 определяем сопротивление соединительных проводов



R_ПРОВ = 0.6 - 0.2 - 0.05 = 0.15 (Ом).

где Z_2НОМ = 0.6 Ом для ТПЛК-10-У3, [6].

Определяем необходимое сечение проводов

q = = 1.36 (мм²).

Согласно [2] для обеспечения механической прочности, сечение проводов не должно быть меньше 2.5 мм² для алюминиевых жил. Делаем пересчет сопротивления проводов пользуясь преобразованной формулой 5.18:

R_ПРОВ = = = 0.135 Ом.

При данном сопротивлении соединительных проводов вторичная нагрузка трансформатора тока составит

R₂ = 0.2 + 0.135 + 0.05 = 0.385 (Ом).

Условие 5.14, при введенном ранее допущении что Z₂ R₂

Z₂ = 0.385 Ом Z_2НОМ = 0.4 Ом,

выполняется. Так как нагрузка вторичных цепей рассмотренного трансформатора тока является максимальной для схемы (см. лист2), то остальные трансформаторы тока на 10 кВ устанавливаем такой же марки



Таблица 5.6 - Выбор трансформатора тока ТА1

Расчетные данные	Каталожные данные ТПЛК-10-У3
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Imax = 249,8 A	Iном=300 А
iуд = 3,3 кА	iдин = 74,5 кА
Вк = 23,1 кА2 с	(Iном кт)2 tт = 300 кА2 с
Z2 = 0.385	z2ном (в классе 0.5) = 0.4 Ом

Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются: по напряжению -

U_УСТ U_НОМ ; (5.19)

по конструкции и схеме соединения обмоток; по классу точности; по вторичной нагрузке -

S₂ S_2НОМ , (5.20)

где S₂ - суммарная нагрузка вторичных цепей трансформатора напряжения, В·А;

S_2НОМ - номинальная мощность в выбранном классе точности, В·А.

На шинах ЦРП напряжения 10 кВ в комплектной ячейке устанавливается трехобмоточный, пятистержневой трансформатор напряжения НТМИ-10 -66У3.

(S_2НОМ = 75 В·А в классе точности 0.5). Нагрузку трансформатора напряжения составляют: волтметр Э335 (S_V = 2 Вт); ваттметр Д305(S_W = 2.5 ВА), варметр Д305 (S_Var = 2.5ВА), счетчик активной энергии И680 (S_Wh = 9.7 ВА), счетчик реактивной энергии И676 (S_Varh = 14.5 ВА). Суммарная нагрузка вторичных цепей составляет

S₂ = 2 + 2·2.5 + 9.7 +14.5 = 31.2 (В·А).

Условия 5.19 и 5.20 выполняются, выбранный трансформатор напряжения принимаем к установке.

5.2 Электрооборудование распределительной сети до 1000В

5.2.1 Выбор распределительеых пунктов

Распределительные пункты выбираются с учетом условий окружающей среды, числа подключаемыхприемников, причем:

N_прис N_ном;;

I_ном,рп > I_р,гр;

I_ном,за > I_р,пр.

где: I_ном,рп - номинальный ток силового пункта,

I_р,гр - расчетный ток подключаемых электроприемников,

I_ном,за - номинальный ток защитного аппарата,

I_р,пр - расчетный ток присоединения.

Пример расчета для РП1, к которому подключено 5 отходящих линии общей мощностью Р = 330кВт.

Расчетный ток для РП3 составил I_расч =595А.

Из [4] выбираем шкаф серии ПР8513-39-21 с номинальным током

Iном,рп = 630А и числом отходящих линий 8 шт.

Данные выбранных распределительных пунктов сведены в таблицу 5.7.

Таблица 5.7 - Данные распределительных пунктов

№ РП	Тип РП	Количество отходящих линий	Iрасч, А	Номинальный ток РП, А	Тип автоматического выключателя	Iуд, кА
1	ПР8513-39-00	8	595	630	2*ВА51-37-34	6*АЕ2063М	25
2	ПР8513-39-00	8	595	630	2*ВА51-37-34	6*АЕ2063М	25
3	ПР8513-39-00	8	476	630	2*ВА51-37-34	6*АЕ2063М	25
4	ПР8513-31-00	8	90,5	100	АЕ2046М	6,3
5	ПР8513-39-00	14	611	630	4* ВА51-37-34	10* АЕ2063М	25
6	ПР8513-37-00	16	275	400	АЕ2063М	25
ЩО	ПОР8513-26-10	6	14	31,5	ВА61F29	6,3

5.2.2 Выбор кабелей и проводов

Кабели выбирают по следующим условиям:

Выбранный тип провода или кабеля должен строго соответствовать его назначению, характеру среды, способу прокладки.

Сечение проводов и жил кабелей цеховой сети на напряжение до 1 кВ проверяются:

По нагреву расчетным током:

(5.21)

где k_ср - коэффициент среды, учитывает отличие температуры среды от заданной, принимается по [4];

k_пр - коэффициент прокладки, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке;

I_доп - допустимый ток кабеля, А по [4].

По потере напряжения

В нормальном режиме сечение и длина кабеля должны обеспечивать отклонение напряжения у электроприемников без регулирования сети не более 5%, а при регулировании 10%.

, (5.22)

где: ДU_доп - допустимая потеря напряжения;

I_р - расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r₀, x₀ - удельные сопротивления кабеля, Ом/км из [4];

cosц_Н - косинус нагрузки ;

sinц_Н - синус нагрузки ;

U_ном - номинальное напряжение кабеля, В.

При определении потерь напряжения в сети необходимо учитывать, что потери напряжения кабеля являются одной из составляющих суммарных потерь.

Для защиты проводов и кабелей от перегрузки должно быть обеспечено определенное соотношение между током проводника и током срабатывания защиты.

I_доп к_ср к_пр I_защ к_защ (5.23)

Расчеты аналогичны тем, которые проводились в п. 5.1.1. данной пояснительной записки.

Результаты расчетов представлены в приложении 2.

Для проводов предусматриваем скрытую прокладку в изоляционных трубах в полу. Диаметр труб D выбираем по условию из [5]

0,32D² n₁d₁+n₂d₂+…+n_nd_n

где d_n - наружный диаметр проводов; n_n - число кабелей данного диаметра.

Силовые кабели прокладываем непосредственно по поверхности стен и закрепляем при помощи скоб ( две-три на каждый метр трассы).

5.2.3 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры

Условия выбора и проверки автоматического выключателя.

1) Соответствие номинального напряжения автоматического выключателя U_н.в номинальному напряжению сети U_н.с.:

U_н.в. U_н.с. (5.24)

2) Соответствие номинального тока выключателя расчетному току защищаемой цепи:

I_н.в I_р. (5.25)

3) Токовую отсечку автоматического выключателя ( уставку электромагнитного или аналогичного ему расцепителя ) отстраивают от пускового тока электроприемника по выражению:

I_со 1,05 к_з к_а к_р I_пик = к_н I_пик, (5.26)

где к_н = 1,05 к_з к_а к_р - коэффициент надежности отстройки;

1,05 - коэффициент, учитывающий, что в нормальном режиме

напряжение может быть на 5% выше номинального напряжения электроприемника.;

к_з - коэффициент запаса;

к_а - коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей в пусковом токе электроприемника;

к_р - коэффициент, учитывающий возможный разброс тока срабатывания отсечки, относительно уставки.

4) Величина пикового тока зависит от вида электоприемника. Для защит группы электродвигателей, а также шин КТП или шинопровода пиковый ток определяется по формуле:

I_пик = (к_п -1)I_н.м + I_р. (5.27)

5) Защита от перегрузки.

Надо иметь в виду, что контроль за перегрузкой электроприемников ложится на тепловой или аналогичный ему электронный расцепитель автоматического выключателя, поэтому уставку последнего выбирают из соображения допустимой перегрузки электроприемника электрической сети.

Для защиты от перегрузки трансформаторов уставки выбираются исходя из перегрузочной способности трансформатора:

I_с.п. 1,4 I_н.тр. (5.28)

6) Выбор времени срабатывания.

Время срабатывания отсечки автоматического выключателя,

защищающего, группу электроприемников (шинопроводы, кабельную сеть с распределительными шкафами), секционных и вводных выключателей определяется по условию:

t_с.о t_c.о.п. + t, (5.29)

где t_с.о.п. - наибольшее время срабатывания отсечки предыдущей от

источника питания защиты;

t - ступень селективности.

7) Проверка по условиям стойкости при КЗ.

Предельной коммутационной способностью выключателя (ПКС)

называется максимальное значение тока КЗ, которое выключатель способен включить и отключить несколько раз, оставаясь в исправном состоянии. Одноразовой ПКС (ОПКС) называют наибольшее значение тока, которое выключатель может отключить один раз. После этого дальнейшая работа выключателя не гарантируется. Каталожное значение ПКС должно быть не меньше значения тока КЗ, протекающего в цепи в момент расхождения контактов выключателя. Проверяем по условию электро-динамической стойкости:

ПКС(ОПКС) i_уд. (5.30)

8) Проверка по чувствительности отсечки при КЗ:

. (5.31)

где К_ч - коэффициент чувствительности отсечки;

I_к.min - минимальный ток КЗ в конце защищаемой линии, кА;

I_с.о - ток срабатывания отсечки;

К_р - коэффициент разброса срабатывания отсечки по току (справочная величина [8] ).

Приведем пример расчета для самого мощного потребителя. В нашем случае это сетевой насос. Выбор автоматического выключателя QF16. РП1 комплектуется автоматическими выключателями типа ВА51-37-34 с комбинированным расцепителем, I_н.в = 400А.

I_н.р = 400 А > I_р = 330,2 А.

Отсечка:

I_с.о. к_н I_пик,

I_пик = I_пуск=6330,2 = 1981,2 А,

I_с.о. 1,5 1981,2 = 2971,8 (А),

I_с.о. = 10 I_н.р = 10 400 = 4000 (А).

Тепловой расцепитель выбираем по условию:

I_с.п = 1,25 I_н.р. = 1,25 400 = 500 A.

Собственное время отключения 0,1 секунды.

ОПКС = 30кА > i_уд = 13,6 кА

> 1,1К_р = 1,11,3 = 1,43

Согласование защитной аппаратуры с выбранным сечением кабеля:

I_доп к_ср к_пр =19 0,94 1 = 17,86 А I_защ к_защ = 11,5 1 = 11,5 А.

Выбираем линейный автоматический выключатель QF4 в шкафу ШНЛ. Выключатель марки А3794С, I_н.в = 630 А, селективный:

I_н.в. = 630 А I_р = 595 А,

I_с.о = 1,5 I_пик = 1,5 (595+ 6 330,2) = 3864 А;

I_с.о = 10 500 = 5000 А

Время срабатывания отсечки

t_с.о = 0,1 + 0,2 = 0,3 с.

Ток срабатывания от перегрузок:

I_с.п = 1,25 I_Н.Р. = 1,25 500 = 625 (A).

ПКС = 50 кА > i_уд = 36,4 кА.

>1,1К_р = 1,11,3 = 1,43.

Выберем вводной автоматический выключатель КТП QF1. Марка выключателя «Электрон» - Э25, I_н.в = 2500 А.

Номинальный базовый ток: I_н.б = 2500 А.

Ток срабатывания от перегрузок:

I_Н.Р.=0,82500 = 2000 А

I_с.п. = 1,252000 = 2500 А