 |
и компенсирующих устройств
|
|
|
|
промышленных предприятий
Методические указания
к практическим занятиям и задания к контрольной работе
для студентов направления 6.050702 «Электромеханика»
специальности
«Электромеханические системы автоматизации электропривод»
дневной и заочной форм обучения
Керчь, 2012 г.
УДК 658.261/.262
Автор: Голиков С.П., к.т.н., доцент кафедры ЭСиАП КГМТУ.
Рецензент: Жук Д.А., к.т.н., доцент, заместитель директора Института автоматики и электротехники Национального университета кораблестроения им. адмирала Макарова
Методические указания рассмотрены и одобрены на заседании
кафедры ЭСиАП КГМТУ, протокол № 3 от 12 октября 2012 г.
Методические указания утверждены и рекомендованы к публикации на заседании методической комиссии МФ КГМТУ,
протокол 5 от 06.11.2012 г.
Ó Керченский государственный морской технологический университет, 2012 г.
СОДЕРЖАНИЕ
| СПИСОК АББРЕВИАТУР | |
| Введение | |
| ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 1. Определение места расположения трансформаторных подстанций | |
| Контрольное задание 1.1 | |
| ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 2. Определение количества и мощности трансформаторов | |
| Контрольное задание 2.1 | |
| ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 3. Расчет и выбор аппаратов защиты и линий электроснабжения | |
| Контрольное задание 3.1 | |
| ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 4. Расчет токов короткого замыкания... | |
| Контрольное задание 4.1 | |
| ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 5. Проверка элементов цеховой сети | |
| Контрольное задание 5.1 | |
| ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 6. Расчет и выбор компенсирующего устройства | |
| Контрольное задание 6.1 | |
| ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 7. Расчет нагрузки осветительной сети | |
| Контрольное задание 7.1 | |
| ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Аппараты защиты……………………………………… | |
| ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Технические данные цеховых трансформаторов и компенсирующих устройств………………………………………………… | |
| ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Технические данные кабелей и шинопроводов……… | |
| ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Значение переходных сопротивлений………………... | |
| СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ…………………………. |
СПИСОК АББРЕВИАТУР
|
|
|
АВР – автоматическое включение резерва
АД – асинхронный двигатель
ВЛ – воздушная линия
ВН – высокое напряжение
ГПП – главная понизительная подстанция
КЗ – короткое замыкание
ККУ – комплектные конденсаторные установки
КЛ – кабельная линия
КТП – комплектная трансформаторная подстанция
КУ – конденсаторная установка
НН – низкое напряжение
ПВ – продолжительность включения
ППР – полупроводниковый расцепитель
ПУЭ – правила устройства электроустановок
РП – распределительный пункт
РУ – распределительные устройства
РУНН – распределительное устройство низкого напряжения
СД – синхронный электродвигатель
СЭС – система электроснабжения
ТП – трансформаторная подстанция
ТР – тепловой расцепитель
ТЭР – технико-экономический расчет
УРП – узловая распределительная подстанция
ЦЭН – центр электрических нагрузок
ШМА – шинопровод магистральный
ШНН – шины низкого напряжения
ШОС – шинопровод осветительный
ШРА – шинопровод распределительный алюминиевый
ЭД – электродвигатель
ЭМР – электромагнитный расцепитель
ЭП – электроприемник
ЭСН – электроснабжение
ВВЕДЕНИЕ
Система электроснабжения является частью электроэнергетики промышленности, транспорта, агропромышленного комплекса и всех остальных составляющих, обеспечивающих жизнедеятельность граждан, может быть определена от границы раздела «предприятие – энергосистема» до каждого электроприемника.
|
|
|
Знания инженера-электрика, специалиста по электроснабжению, определяются областью его деятельности и позволяют ему на производстве вырасти от молодого специалиста до главного электрика (руководителя) предприятия; в проектном, научно-исследовательском институте – от инженера до начальника отдела, лаборатории (главного специалиста, главного инженера проекта); в вузе – от ассистента до профессора.
В ходе выполнения практических заданий студенты должны изучить: режимы работы электрических систем, основные параметры расчета электрических сетей; методику определения расчетных нагрузок цехов и предприятия в целом; схемы электроснабжения низковольтных и высоковольтных сетей. Студенты должны научиться рассчитывать потери мощности и электроэнергии в линии и трансформаторах; определять число и мощность трансформаторных подстанций, место установки главной понизительной подстанции.
Выбор варианта осуществляется по последней цифре шифра зачетной книжки студента.
Приведенные в методических указаниях теоретические сведения охватывают минимум материала, необходимый для подготовки к практическим занятиям.
Тематический план практических занятий
| Тема занятия | Кол. часов |
| ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 1. Определение места расположения трансформаторных подстанций | |
| ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 2. Определение количества и мощности трансформаторов. | |
| ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 3. Расчет и выбор аппаратов защиты и линий электроснабжения. | |
| ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 4. Расчет токов короткого замыкания | |
| ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 5. Проверка элементов цеховой сети | |
| ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 6. Расчет и выбор компенсирующего устройства. | |
| ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 7. Расчет нагрузки осветительной сети |
ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 1.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТА РАСПОЛОЖЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ
Цель занятия: научиться правильно определять месторасположение цеховых ТП, определять центр электрических нагрузок.
Пояснение к работе
Определить местоположение главной понизительной подстанции – значит найти координаты центра электрических нагрузок.
|
|
|
Важно, чтобы подстанция находилась возможно ближе к центру питаемых от нее нагрузок. При одинаковой расчетной нагрузке, но различном числе часов работы подразделений завода подстанция должна быть ближе к группе потребителей с большим коэффициентом использования. Допускается смещение подстанции от геометрического центра питаемых ею нагрузок в сторону ввода питания от энергосистемы.
Сначала на генеральном плане строятся оси координат Х и Y и наносятся центры электрических нагрузок каждого цеха, которые совпадают с геометрическим центром зданий.
С учетом размеров территории генплана выбирается масштаб нагрузок, ориентируясь на наибольшую и наименьшую нагрузки.
где m – масштаб активных и реактивных нагрузок, кВт/мм2 или квар/ м2; Рн.м., Qн.м.– наименьшая мощность цеха, кВт или квар; Rн.м – наименьший визуально воспринимаемый радиус картограммы нагрузки, мм; Pн.б – цех с наибольшей активной нагрузкой.
Масштаб округляется и принимается как для активных, так и для реактивных нагрузок.
Определяются радиусы окружности riа активных и riр реактивных нагрузок всех цехов для построения картограммы нагрузок:
где Рi – расчётная активная нагрузка i-го – цеха кВт; Qi – расчетная реактивная нагрузка i-го – цеха, квар;
где m – масштаб для картограммы, кВт/мм2.
Наибольший радиус нагрузки должен быть не более половины расстояния до соседнего здания:
r ≤ 1/2. ℓ,
где ℓ – расстояние до ближайшего цеха.
Координаты центра электрических нагрузок завода (ЦЭН) определяются по формулам:
Для определения местоположения компенсирующей установки определяют координаты точки В:
где хi, уi – координаты ЦЭН i-го – цеха; Рi – расчётная нагрузка i-го – цеха.
Генеральный план завода с картограммой нагрузок представлен на рис. 1.1.
|
| Рисунок 1.1 - Генеральный план завода с картограммой нагрузок |
Размещение цеховых трансформаторных и распределительных подстанций на генеральном плане предприятия
Размещение на генеральном плане ТП и РП обусловлено величиной и характером электрических нагрузок, их расположением, а также производственными, архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями. Должны учитываться следующие факторы: конфигурация производственных зданий, расположение технологического оборудования, условия окружающей среды, условия охлаждения трансформатора, требования пожарной и электрической безопасности и типы используемого оборудования.
|
|
|
ТП следует размещать как можно ближе к центу электрических нагрузок потребителей. Для этого должны применяться встроенные в здания цеха или пристроенные к нему ТП, питающие отдельные цеха или их части. ТП размещаются вне цеха только при невозможности размещения внутри его или при расположении части нагрузок вне цеха.
Выбранная подстанция должна занимать минимум полезной площади цеха, удовлетворять требованиям пожарной и электрической безопасности и не создавать помех производственным процессам. Встроенные и пристроенные подстанции располагаются вдоль одной из длинных сторон цеха или в шахматном порядке вдоль двух его сторон при небольшой ширине цеха. Допускается минимальное расстояние 10 м между соседними камерами разных внутрицеховых подстанций, а также между КТП.
Минимальные габариты размещения КТП в длину:
однотрансформаторные до 1000 кВА 7–8м
1600–2500 кВА 8–9м
двухтрансформаторные до 1000 кВА 12–13м
1600 кВА 16,5 м
Ширина для всех КТП не менее 4,3 м.
Внутрицеховые подстанции могут размещаться только в зданиях со степенью огнестойкости 1 и 11 и с производствами, отнесенными к категориям Г и Д согласно противопожарным нормам. Следует учитывать, что при установке в одном помещении нескольких трансформаторов, их предельная суммарная мощность не должна превышать 6500 кВА, а число КТП должно быть не более трех.
Отдельно стоящие ТП применяются, например, при питании от одной подстанции нескольких цехов, невозможности размещения подстанции внутри цехов или у их наружных стен по соображениям производственного и архитектурного характера, при наличии в цехах пожароопасных или взрывоопасных производств.
Распределительные подстанции также рекомендуется пристраивать или встраивать в производственные здания и совмещать с ближайшими ТП во всех случаях, когда это не вызывает значительного смещения последних от центра их нагрузок.
Конденсаторные батареи могут размещаться в распределительном пункте до 1 кВ и выше.
Пример 1.1. Дано: генплан завода размером 3×2 км с силовыми нагрузками цехов. Координаты цехов и их силовая нагрузка представлены в табл. 1.1.
Таблица 1.1 - Исходные данные
|
|
|
Требуется:
– определить координаты центра активных и реактивных нагрузок;
– нанести данные на генплан.
Решение. Примем масштаб генплана m=0,2 км/см. На генплан наносятся центры электрических нагрузок каждого цеха согласно исходным данным.
Исходя из масштаба генплана определяются радиусы кругов активных и реактивных нагрузок цехов.
Для наименьшей нагрузки (Ц5) принимается радиус R = 0,1 км, тогда:
mа = 25 / 3,14× 0,12 = 796 кВт/ км2,
принимается mа = 800 кВт/ км2.
Определяется радиус для наибольшей нагрузки (Ц3) при принятом масштабе кВт/ км2.
Определяются радиусы кругов остальных нагрузок, результаты расчетов заносятся в табл. 13.2.
Определяются реактивные нагрузки каждого цеха из соотношения:
Qi = Pi tgφ.
Определяются радиусы кругов для реактивных нагрузок при том же масштабе, а результаты заносятся в табл.1.2
Нагрузки наносятся кругами на генплан: активные – сплошной линией, реактивные – пунктирной.
Определяются координаты центра активной электрической нагрузки:
Вблизи точки А (2,0; 0,88) устанавливается ГПП.
Аналогично находятся координаты центра реактивной мощности и место установки конденсаторной батареи. Точка В имеет координаты (2,3; 0,83).
Таблица 1.2 - Сводная ведомость нагрузок цеха
Контрольное задание 1.1.
Определить место установки ГПП. Исходные данные для расчета представлены в табл.1.2.
Таблица 1.2 - Варианты задания
Продолжение таблицы 1.2
Продолжение таблицы 1.2
Содержание отчета
1. Исходные данные.
2. Расчетные данные.
3. Заключение.
4. Ответы на контрольные вопросы.
Контрольные вопросы
1. Чем обуславливается местоположение ГПП и цеховых ТП?
2. Что представляет собой картограмма нагрузок?
Литература: [1, 2, 3].
ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 2.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ РАНСФОРМАТОРОВ
Цель занятия: изучить методы определения мощности трансформаторов.
Пояснения к работе
Правильный выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции промышленного предприятия является одним из основных вопросов рационального построения системы электроснабжения.
Выбор трансформаторов на главной понизительной подстанции (ГПП):
При преобладании на предприятии нагрузок первой и второй категории надежности главная понизительная подстанция выполняется двухтрансформаторной. Мощность трансформаторов выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них, второй воспринял основную нагрузку подстанции с учетом допускаемой перегрузки в послеаварийном режиме до 60–70 % на время максимума и возможного временного отключения потребителей 3 категории.
Мощность трансформаторов ГПП можно определять по заданному суточному графику нагрузки за характерные сутки года для нормальных и аварийных режимов, с учётом компенсации реактивной мощности.
Для этого по суточному графику нагрузки потребителя устанавливают продолжительность максимальной нагрузки t и коэффициент заполнения графика Кзг.
Кзг = Sср / Smax,
где Sср, Smax – средняя и максимальная нагрузки трансформаторов.
|
| Рисунок 2.1 - Кривые кратности допустимых нагрузок трансформатора |
По значениям коэффициента загрузки Кзг и продолжительности t максимальной активной нагрузки определяется коэффициент кратности допустимой нагрузки трансформаторов Кн (рис. 2.1).
Номинальная мощность трансформатора определяется по формуле:
где Smax – максимальная расчетная мощность предприятия; N – количество трансформаторов на ГПП.
Трансформатор выбирается по шкале стандартных мощностей: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВА.
Установленную мощность трансформатора проверяют в аварийном режиме при выводе одного трансформатора в ремонт. При длительных перегрузках до 6 часов в сутки допускается перегрузка на 40 % сверх номинального тока в течение не более 5 суток.
где S % потр. I, II кат. – процентное содержание нагрузки I и II категории надежности.
Пример 2.1. Максимальная нагрузка на шинах 110/10кВ ГПП составляет Smax= 20 МВА при времени максимума t=2 ч. Среднесуточная нагрузка Sср = 15 МВА. Потребители I и II категории составляют 75% от максимальной нагрузки. Требуется выбрать число и мощность трансформаторов ГПП.
Решение. Так как на предприятии имеются потребители I и II категории, то на ГПП устанавливаются два трансформатора. Коэффициент заполнения графика составит:
Кзг = Sср / Smax = 15 / 20 = 0,75.
По величинам Кзг = 0,75 и t = 2 ч. Находим коэффициент допустимой нагрузки трансформатора Кн = 1,16 (рис. 12.1).
Номинальная мощность трансформатора составит:
К установке принимаем два трансформатора по 16 МВА. Коэффициент загрузки в нормальном режиме при максимуме составит:
Кзг = Smax /2 Sном = 20 / 2 ·16 = 0,63,
что соответствует экономическому режиму.
Проверяем установленную мощность трансформатора в аварийном режиме при отключении одного трансформатора:
1,4 · Sном.тр = 1,4· 16 = 22500 > 0,75 · Smax = 0,75· 20 = 15 МВА.
Следовательно выбранные мощности трансформаторов обеспечивают электроснабжение предприятия как в нормальном, так и в аварийном режимах.
Выбор мощности трансформаторов цеховых подстанций
Ориентировочно выбор единичной мощности трансформаторов цеховых подстанций может производиться по удельной плотности нагрузки и полной расчетной нагрузке объекта. При удельной плотности более 0,2–0,3 кВ А/ м2 и суммарной нагрузке более 3000–4000 кВА целесообразно применять цеховые трансформаторы мощностью соответственно 1600, 2500 кВА. При удельной плотности и суммарной нагрузке ниже указанных значений наиболее экономичны трансформаторы мощностью 400–1000 кВА. Прежде чем определить число цеховых трансформаторов, необходимо выбрать тип, единичную мощность и коэффициент загрузки трансформатора.
Число цеховых трансформаторов N:
N = Sр / Sном · Кз,
где Sр – полная расчетная мощность потребителей;
Кз – коэффициент загрузки трансформаторов.
Кз=0,65÷0,7 – при преобладании нагрузок первой категории для двух трансформаторных ТП.
Кз=0,7÷0,8 – при преобладании нагрузок второй категории для однотрансформаторных подстанций в случае взаимного резервирования трансформаторов на низшем напряжении.
Кз=0,9÷0,95 – при преобладании нагрузок второй категории и наличии централизованного резерва трансформаторов и при нагрузке третьей категории.
Кз = 0,5÷0,55 – на ступенях высшего напряжения и СЭС (ГПП, УРП).
На двух трансформаторных подстанциях дополнительно проверяется перегрузка трансформаторов в аварийном режиме.
Выбор мощности однотрансформаторных ТП производится по средней нагрузке:
Sном ≥ Sср.
С проверкой перегрузочной способности трансформатора в часы максимальной нагрузки:
Sр ≤ Кн· Sном.
Кн определяют по кривым кратностей дополнительных перегрузок с использованием коэффициента загрузки, полученного для ГПП, а продолжительность максимальной нагрузки t берем по суточному графику.
Прежде чем определить количество цеховых трансформаторов, необходимо выбрать тип, единичную мощность Sном.т и Кз.т.
Количество трансформаторов в целом по предприятию зависит от степени компенсации реактивной мощности в сетях напряжением до 1 кВ и допустимых перегрузок нормальных и аварийных режимов.
Количество трансформаторов при практически полной компенсации реактивной мощности в сети до 1кВ:
Количество трансформаторов при отсутствии компенсации в сети до
Далее необходимо сравнить варианты количества трансформаторов:
Nmin; Nmin + ΔNт; Nmax;
(ΔNт = 1,2· (Nmax – Nmin).
Оптимальный вариант выбирается на основании технико-экономических расчетов.
При окончательном выборе количества цеховых трансформаторов в целом по заводу принимаются во внимание следующие основания: обеспечение требования надежности электроснабжения; длина кабельных линий напряжением до 1 кВ не должна превышать 200м; учет взаимного расположения трансформаторов и питающих линий напряжением 6–10кВт на генеральном плане предприятия. В сетях напряжением 6–10 кВ с трансформацией на напряжение до 1 кВ преимущественно рекомендуется использование однотрансформаторных подстанций при преобладании нагрузок III и II категории и при нагрузках I категории надежности, если их величина составляет не более 15–20 % нагрузки подстанции. Взаимное резервирование схем с однотрансформаторными подстанциями осуществляется при помощи перемычек на напряжение до 1 кВ.
Двухтрансформаторные ТП с установкой секционного выключателя с АВР на напряжение до 1 кВ рекомендуется применять при преобладании нагрузок I и II категории, при сосредоточенных нагрузках с высокой удельной плотностью (0,5–0,7 кВА/м2) и если имеются электроприемники особой группы (компрессоры, вентиляторы). Двухтрансформаторные подстанции также целесообразны при неравномерном суточном и годовом графиках нагрузки. В случаях режимов минимальных нагрузок целесообразно отключать один трансформатор, что определяется условиями оплаты за электроэнергию по двухставочному тарифу.
Контрольное задание 2.1
Выбрать число и мощность трансформаторов на ГПП напряжением 110/10 кВ. Исходные данные представлены в табл. 2.1.
Таблица 2.1 - Исходные данные
Содержание отчета
1. Исходные данные.
2. Расчетные данные.
3. Заключение.
4. Ответы на контрольные вопросы.
Контрольные вопросы
1. Какие существуют методы выбора номинальной мощности трансформатора ГПП?
2. От чего зависит количество трансформаторов на цеховых ТП?
Литература: [1, 2, 4].
ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 3.
РАСЧЕТ И ВЫБОР АППАРАТОВ ЗАЩИТЫ И ЛИНИЙ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Цель занятия: научиться выбирать аппараты защиты и линии электроснабжения с учетом соответствия аппарату защиты.
Пояснение к работе
Расчет и выбор аппаратов защиты
К аппаратам защиты относятся плавкие предохранители, автоматические выключатели и тепловые реле. Наиболее современными являются автоматы серии ВА и АЕ, предохранители серии ПР и ПН, тепловые реле серии РТЛ, встраиваемые в магнитные пускатели.
Автоматические выключатели являются наиболее совершенными аппаратами защиты, надежными, срабатывающими при перегрузках и коротких замыканиях в защищаемой линии.
Чувствительными элементами автоматов, воздействующими на механизм отключения, являются расцепители: тепловые (ТР), электромагнитные (ЭМР) и полупроводниковые (ППР).
Расцепитель максимального тока (электромагнитный или полупроводниковый) – устройство мгновенного срабатывания при токе КЗ.
Тепловой расцепитель (биметаллический или полупроводниковый) – устройство, срабатывающее с выдержкой времени при перегрузке.
Расцепитель минимального напряжения – устройство, срабатывающее при недопустимом снижении напряжения в цепи (до 0,3... 0,5 от Uном).
Независимый расцепитель – устройство дистанционного отключения автомата или по сигналам внешних защит.
Максимальный и тепловой расцепители устанавливаются во всех фазах автомата, остальные по одному на автомат.
Ток срабатывания расцепителя (ток трогания) – наименьший ток, вызывающий отключение автомата.
Уставка тока расцепителя – настройка его на заданный ток срабатывания.
Ток отсечки – уставка тока максимального расцепителя на мгновенное срабатывание.
Номинальный ток расцепителя – это наибольший длительный ток расцепителя, не вызывающий отключения и перегрева.
Отключающая способность автомата – наибольший ток короткого замыкания (КЗ), при котором произойдет отключение повреждения.
Тепловые расцепители срабатывают при перегрузках, электромагнитные – при КЗ, полупроводниковые – как при перегрузках, так и при КЗ.
Защита от коротких замыканий выполняется для всех силовых электроприемников.
Для электродвигателей, работающих в повторно-кратковременном режиме, защита от перегрузок не выполняется. Силовые электроприемники, устанавливаемые во взрывоопасных помещениях, защищаются от перегрузок во всех случаях.
Защитные аппараты должны выбираться так, чтобы номинальный ток каждого защитного аппарата был не менее максимального расчетного тока электроприемника.
I н. защ. ≥ Iр.
Кроме этого должна быть обеспечена селективность защиты.
Выбор предохранителей:
1. Выбирают плавкую вставку предохранителя.
• Для линии без электрического двигателя:
Iвс ≥ Iр,
где Iвс – ток плавкой вставки, А; Iр – расчетный ток линии, А.
Это условие означает, что предохранитель не должен перегореть при нормальном режиме работы сети.
• Для линии к сварочному трансформатору:
где Iсв – ток сварочного аппарата, А.
• При выборе аппаратов защиты в линии с компенсирующими установками КУ должно выполняться условие:
где Qку – мощность конденсаторной установки, квар.
• Для линий к распределительному устройству:
Iвс ≥ (Iп + Iдл) / 2,5,
где Iп – пусковой ток двигателя, определяется из соотношений:
Iп = Кп · Iд,
где Кп – кратность пускового тока. Для асинхронного двигателя Кп = 6 ÷ 7,5; для синхронного двигателя и машин постоянного тока Кп = 2÷3;
Iд – номинальный ток электродвигателя А.
Определяют величину тока плавкой вставки предохранителя, защищающего линию электроснабжения двигателей, которая не должна перегорать во время их пуска.
Iвс. ≥ Iп. / β,
где β – коэффициент кратковременной перегрузки плавкой вставки предохранителя: для двигателя, пускаемого без нагрузки, он равен 2,5; для двигателей с тяжелыми условиями пуска – 1,6 (например, крановых) и для линий к сварочным трансформаторам.
2. Предохранитель выбирают со стандартной плавкой вставкой по условию:
Iнп ≥ Iв,
где Iнп – номинальный ток предохранителя, А.
Данные предохранителей представлены в прилож. Д, табл. Д.2.
Проверяют соответствие тока плавкой вставки условию защиты линии данного сечения от токов КЗ:
Iвс. < 3 · Iдл,
где Iдл – длительно допустимый ток для данного сечения провода (кабеля). Если это условие не выполняется, то выбирают следующее стандартное сечение провода (кабеля) по прилож. Ж.
Выбор автоматических выключателей
Для выбора автомата нужно знать ток в линии, где он установлен, тип автомата и число фаз. При защите сетей автоматами необходимо выбрать их ток уставки Iн.р.
Автоматы выбираются согласно условиям:
Iн.а. ≥ Iн.р.,
где Iн.а. – номинальный ток автомата, А; Iн.р. – номинальный ток расцепителя, А;
Uн.а. ≥ Uсети,
где Uн а. – номинальное напряжение автомата, В; Uсети – напряжение сети.
• для линии без электродвигателя:
Iн. р. > Iдл,
где Iдл. – длительный ток в линии, А;
• для линии с одним электродвигателем:
Iн. р. > 1,25 Iд,
где Iд – ток двигателя;
• для групповой линии с несколькими электродвигателями:
Iн. р. > 1,1 Iм,
где Iм – максимальный ток в линии, А;
К о – кратность отсечки, определяется по формуле:
Ко >Iо / Iн.р,
где Iо – ток отсечки, А;
• для линии без электродвигателя: Iо > Iд.;
• для линии с одним электродвигателем: Iо > 1,2 Iп, где Iп – пусковой ток А;
• для групповой линии с несколькими электродвигателями: Iо > 1,2 Iпик, где Iпик – пиковый ток, А. Это наибольший ток, возникающий в линии, длительностью 1–2 с;
• в группе до 5 электродвигателей включительно: Iпик = Iп.нб. + Iм – Iн.нб.;
• в группе более 5 электродвигателей: Iпик = Iпуск.нб + Iм – Iн.нб Ки, где Iп.нб. – пусковой ток наибольшего по мощности электродвигателя, А; Iм – максимальный ток на группу А; Iн.нб – номинальный ток наибольшего в группе электродвигателя, А.
При выборе аппаратов защиты в линии с компенсирующими установками КУ должно выполняться условие:
Зная тип, номинальный ток автомата и число полюсов автомата, выписываются все каталожные данные автомата из прилож. Д., табл. Д.4.
• Тепловые реле выбираются согласно условию:
Iт. р. > 1,25 Iн. д.,
где Iт. р. – ток теплового реле, номинальный, А; Iн. д. – номинальный ток двигателя, А.
Выбор марки и сечения линии электроснабжения
Выбор сечений проводов, кабелей и шин производится по наибольшему длительно допустимому току нагрузки по условиям нагрева и проверяется на соответствие выбранному аппарату защиты и по потере напряжения.
Сечения электрических линий электроснабжения цеха рассчитывают в определенной последовательности:
1. Составляют схему электроснабжения цеха и по ней вычисляют длину электрической линии.
2. Выбирают тип линии (кабель, провод, шинопровод), материал токоведущих жил проводов или кабелей, вид изоляции и брони, тип прокладки.
3. Вычисляют расчетный ток линии по формулам:
• Cразу после трансформатора:
где Sт – номинальная мощность трансформатора, кВА; Uнт – номинальное напряжение трансформатора, кВ.
Принимается Uнт = 0,4кВ.
• Линия к распределительному устройству РУ (распределительному пункту, шинопроводу),
где Sм.ру – максимальная расчетная мощность РУ, кВА; Uн.ру – номинальное напряжение РУ, кВ.
Принимается Uн.py = 0,38 кВ.
• Линия к электродвигателю переменного тока:
где Рд – мощность электродвигателя переменного тока, кВт; Uнд – номинальное напряжение РУ, кВ; ήд – коэффициент полезного действия двигателя в относительных единицах.
Примечание. Если электродвигатель повторно-кратковременного режима, то
• Линия к сварочному трансформатору:
где Scв – полная мощность сварочного трехфазного трансформатора кВ; ПВ – продолжительность включения в относительных единицах.
4. По величине расчетного тока определяют сечение проводов или жил кабеля по таблицам, приведенным в ПУЭ или прил. 3.
Сечение проводов и жил кабеля выбирают так, чтобы выполнялось условие:
Iдоп ≥ Iр / кпр,
где кпр – поправочный коэффициент на условия прокладки проводов и кабелей. Таблицы поправок приведены в ПУЭ.
Выбранное сечение проводов необходимо согласовать с коммутационными возможностями аппаратов защиты.
Iдоп > Кзщ··Iзащ,
где Кзщ – коэффициент кратности допустимых токов защитных аппаратов. Данные коэффициента кратности допустимых токов представлены в прилож. Д.
Если это неравенство для выбранного сечения не соблюдается, то берут следующее стандартное сечение кабеля (провода).
Пример 3.1. Дано: электроприемник № 1 – компрессорная установка: КПД = 0,9; Рн = 28 кВт; cosφ = 0,8; подключен к шинопроводу ШМА1. Iм=IШМА1=326,8 А. От шинопровода ШМА1 также питаются:
|
| Рисунок 3.1 – Схема электроснабжения электроприемника № 1 |
Требуется:
• составить расчетную схему электроснабжения;
• рассчитать и выбрать аппарат защиты;
• рассчитать и выбрать кабельную линию электроснабжения.
Решение. Составляется расчетная схема электроснабжения до электроприемника № 1, подключенного к ШМА1 (рис. 3.1). Этот электроприемник является трехфазным длительного режима работы. На схему наносятся известные данные.
Примечание. При составлении расчетной схемы длину шин низкого напряжения трансформатора не принимать во внимание, а длину ШМА учитывать (от точки подключения питания к ШМА до точки подключения электроприемника).
1. Выбирается автоматический выключатель SF1 типа ВА.
Линия: шины низкого напряжения – магистральный шинопровод ШМА1 (ШНН – ШМА), линия с группой ЭД.
Согласно заданию максимальный ток ШМА1:
Iм = IШМА1 = 326,8 А.
Так как к шинопроводу ШМА1 подключено более пяти электродвигателей, а наибольшим по мощности является станок карусельный Рн=40 кВт, то пиковый ток определяется по формуле:
Iпик = Iп.нб. + Iм – Iн.нб. · Ки = 878,8 + 326,8 – 18,9 = 1186,7 А;
Iп.нб. = 6,5 Iн.нб.= 6,5·135,2 = 878,8 А;
Iн.нб. = Рн / 3·Uн· cosφ· ή = 40 / 1,73 · 0,38 · 0,5 · 0,9 = 135,2 А;
Iн.нб.Ки = 135,2 · 0,14 =18,9 А.
Ток отсечки составит:
Iо ≥ 1,25· Iпик = 1,25 · 1186,7 = 1483,4 А.
Коэффициент отсечки:
Ко ≥ Iо / Iн.р. = 1483 / 400 = 3,7.
Принимается Ко = 5.
По току нагрузки IШМА1 = 326, 8 А устанавливаем ШРА вместо ШМА.
По прилож. И выбирается ШРА 4-630-32-УЗ. Технические характеристики распределительного шинопровода представлены в табл. 3.1.
Таблица 3.1 - Технические характеристики ШРА 4-630-32-УЗ
Автоматический выключатель SF1 выбираем по условию:
Iн.а .≥ Iн.р.
Iнр. > 1,1· Iм = 1,1· IШМА1 =1,1· 326,8 = 359,5 А.
По прилож. Д выбирается ВА 55-39-3. Технические характеристики автомата представлены в табл. 3.2.
Таблица 3.2 - Технические характеристики автомата SF1
2. Выбирается автоматический выключатель SF типа ВА.
Линия магистральный шинопровод ШМА – компрессорная установка, линия с одним электродвигателем.
Номинальный ток компрессора:
Номинальный ток расцепителя автомата:
Iн.р ≥ 1, 25 · Iд = 1,25 · 59,2 = 74 А.
По прилож. Д принимаем Iн.р = 80 А.
Ток отсечки составит:
Iо > 1,2 · In = 1,2 · 6,5 · 59, 2 = 461, 8 А.
Коэффициент отсечки:
Ко ≥ Iо / Iн.р=461,8 / 80 = 5,8.
Принимается Ко = 7.
Номинальный ток автомата:
Iн.<
|
|
|
