Расчетные нагрузки на участках линии и шинах 0,4 кВ трансформаторных подстанций

Размещено на http://www.allbest.ru/

Задание № 1.

подстанция двухтрансформаторный нагрузка потребитель

Определить расчетные нагрузки на участках линии и шинах 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ, согласно приведенной схемы; произвести компенсацию реактивной мощности на шинах 0,4 кВ; выбрать трансформатор по мощности до и после компенсации реактивной мощности и дайте сравнительную оценку.

Рисунок 1.1 Схема воздушных линий 0,38 кВ, подключенных к ТП 10/0,38кВ

Таблица 1.1

Нагрузки на вводе потребителей, подключенных к шинам подстанции

№ потребителя	Количество, ед.	Потребитель	Электрическая нагрузка
			активная, кВт	реактивная. квар
			Рдi	Рвi	Qдi	Qвi
1	1	Телятник на 230 телят	6	10	4	6
2	1	Телятник на 120 телят	5	8	3	5
3	2	Зерноочистительный агрегат: ЗАВ-20	25	26	25	23
4	1	Мастерская пункта ТО	15	5	12	4
5	1	Мельница с жерновым поставом:7/4	10	1	8	-
6	1	Мельница вальцовая, 6т/сут.	15	1	10	-
7	1	Столярный цех	15	1	10	-

1. Определить расчетные нагрузки на участках линии и шинах 0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ, согласно приведенной схемы

Таблица 1.2

Определение электрических нагрузок линий 0,38 кВ и ТП

Линии	Потребители	Количество потребителей	Ко	Активная нагрузка, кВт	Реактивная нагрузка, квар
				на вводе	расчетная	на вводе	расчетная
				Рдi	Рвi	РА	РВ	Qдi	Qвi	QА	QВ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Л1	7.Столярный цех	1	1	15	1	15	1	10	-	10	-
	Расчетная нагрузка: Л0-1	-	-	-	-	15	1	-	-	10	-
	5. Мельница с жерновым поставом:7/4	1	1	10	1	10	10	8	-	8	-
	6.Мельница вальцовая, 6т/сут.	1	1	15	1	15	15	10	-	10	-
	Итого:	-	-	-	-	40	26	-	-	28
	Расчетная нагрузка Л1	-	-	-	-	31	22	-	-	21	-
Л2	2.Телятник на 120 телят	1	1	5	8	5	8	3	5	3	5
	3.Зерноочистительный агрегат: ЗАВ-20	2	0,85	25	26	25	26	25	23	43	39
	4.Мастерская пункта ТО	1	1	15	5	15	5	12	4	12	4
	Итого:	-	-	-	-	45	39	-	-	58	48
	Расчетная нагрузка Л2	-	-	-	-	37	34	-	-	52	44
Л3	1.Телятник на 230 телят	1	1	6	10	6	10	4	6	4	6
	Расчетная нагрузка Л3	-	-	-	-	6	10	-	-	4	6
ИТОГО по Л1,Л2,Л3	-	-	-	-	52	66	-	-	77	50
Итого с учетом суммирования	-	-	-	-	44	54	-	-	67	48

Таблица 1.3

Сводные данные расчета нагрузок в сетях 0,38 кВ

Элемент сети	Мощность
	Активная, кВт	Реактивная, квар	Полная, кВа
	РД	РВ	Qд	Qв	Sд	Sв
Л1	31	22	21	-	37,4	22
Л2	37	34	52	44	63,8	55,6
Л3	6	10	4	6	7,2	11,7
ТП	44	54	67	48	80,2	72,2

Таблица 1.4

Расчет электрических нагрузок ВЛ 10кВ

Участок	Сумма мощностей ТП за участком	Кол-во трансформаторов за участком,шт.	К0	Расчетная мощность участка
	активных. кВт	реактивных. квар			активных. кВт	реактивных. квар	Полная. кВа
№	УРдi	УРвi	УQдi	УQвi			РД	РВ	Qд	Qв	Sд	Sв
0-1	60	45	40	30	6	0,79	47,4	35,6	31,6	23,7	57,0	42,8
1-2					6	0,79
ТП2	70	85	80	80	6	0,79	55,3	67,2	63,2	63,2	84,0	92,3
ТП3	85	60	40	45	6	0,79	67,2	47,4	31,6	35,6	74,3	59,3
ТП4	120	30	90	10	6	0,79	94,8	23,7	71,1	7,9	95,2	25,0
ТП5	120	50	60	25	6	0,79	94,8	39,5	47,4	19,8	106,0	44,2
ТП6	110	44	75	15	6	0,79	86,9	34,8	59,3	11,9	105,2	36,8
Итого У	565	314	385	205	6	0,79	446,4	248,2	304,2	162,0	521,7	300,4



2. Произвести компенсацию реактивной мощности на шинах 0,4 кВ

Таблица 2.1

Расчетные нагрузки на шинах 0,4кВ трансформаторных подстанций

№ТП	Вид нагрузки	РД, кВт	РВ, кВт	Qд квар	Qв квар	Sд, кВА	Sв, кВА
1	3.1	120	30	90	20	150	36
2	3.1	190	120	100	80	215	144

Sp= 150 кВА для трансформатора на ТП1

= =107,5 кВА для трансформатора на ТП2

Расчетные нагрузки соответствуют следующим экономическим интервалам и номинальной мощности трансформаторов:

для ТП1 151 ‹ 150 295, Sn=160 кВА;

для ТП2 161 ‹ 171,5 320, Sn= 160 кВА;

Выполним проверку на систематическую нагрузку при среднесуточной температуре _в=+15 ⁰С для ТП1 и _в= -15 ⁰С для ТП2.

Для проверки ТП1 находим допустимый коэффициент систематической нагрузки: К_ст=1,59; =0,7710^-2.

К _с.доп= К_с-(_в-_вт), (1)

где К_ст-табличное значение коэффициента допустимой систематической нагрузки, соответствующей _вт;

-расчетный температурный градиент 1/⁰С.

К _с.доп=1,59-0,7710^-2(15-(-10))=1,4.

Ожидаемая систематическая нагрузка трансформатора на ТП1:

К_с==0,94 ‹ 1,4.

Условия выполняются, следовательно, выбираем трансформатор на ТП1 типа ТП, мощностью 160 кВА со следующими техническими характеристиками (табл2.2)

Таблица 2.2

Техническая характеристика ТМ мощностью 160 кВА

Тип	Sн, кВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	ДРх, кВт	ДРк, кВт	Uк, %	ПБВ, %
ТП	160	6…10	0,4	0,56	2,65	4,5	2*2.5

По расчетной нагрузке определяем годовое потребление электроэнергии на шинах ТП1:

W_год= P_max Т, (2)

где P_max- максимальная активная мощность на шинах ТП;

Т- число часов использования максимальной нагрузки.

W_год= 1202700=324 000 кВтч

Потери мощности и электрической энергии:

ДW_т=ДP_к ()² + ДP_х8760, (3)

где ДP_к, ДP_х- потери мощности короткого замыкания и холостого хода, кВт, приводимые в техническом паспорте трансформатора;

-расчетная нагрузка, кВА;

- время потерь при данной нагрузке трансформатора, ч.

ДW_т=2,65 ()² 1400+0,568760=8175 кВт ч;

ДW= 100%= =2,5%

3. Производим проверку трансформатора на подстанции ТП2

К _с.доп= К_с-(_в-_вт), (4)

где К_ст-табличное значение коэффициента допустимой систематической нагрузки, соответствующей _вт;

-расчетный температурный градиент 1/⁰С.

К _с.доп=1,59-0,7710^-2(15-(-10))=1,58

Ожидаемая систематическая нагрузка трансформатора:

=1,071,58 -следовательно, условие выполняется.

Проверяем принятую номинальную мощность трансформатора в послеаварийном режиме, когда вся нагрузка приходится на один оставшийся в работе трансформатор. Для этого определяем коэффициент допустимой аварийной перегрузки при _в= -15 ⁰С.

К _ав.доп=1,73-0,7710^-2(15-(-10))=1,53

К_ав==2,14 1,53.

Условие по допустимой перегрузке не выполняется, значит, необходимо повысить номинальную мощность трансформатора до 160 кВА. (табл.3.1)

Таблица 3.1

Техническая характеристика ТМ мощностью 160 кВА

Тип	Sн, кВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	ДРх, кВт	ДРк, кВт	Uк, %	ПБВ, %
ТП	160	6…10	0,4	0,56	2,65	4,5	2*2.5

По расчетной нагрузке определяем годовое потребление электроэнергии на шинах ТП1:

W= 1902700=513 000кВтч

Ожидаемые потери энергии на двухтрансформаторной подстанции:

ДW=nДP_к ()² +n ДP_х8760, (5)

ДW_т= 2,65 ()² 1400+20,568760=13159 кВт ч;

ДW= 100%= =2,6% (6)

Таким образом, номинальные мощности выбранных трансформаторов удовлетворяют требованиям систематической нагрузки, а двух-трансформаторная-аварийной перегрузке. При этом обе подстанции незагружены, что приводит к снижению коэффициента мощности электрической сети и вызывает дополнительные потери из-за увеличения реактивной мощности.

Протекание реактивной мощности в сетях приводит к завышению номинальной мощности трансформатора. Поэтому для полной разгрузки трансформатора. С учетом перегрузочной способности, необходимо снизить величину реактивной мощности. Мероприятия по снижению реактивной мощности позволяют снизить потери мощности и электроэнергии в электрических сетях и повысить коэффициент мощности.

Согласно расчетной нагрузке на шинах 0,4кВ ТП:

; . (7)

Результаты расчета сводим в таблицу 3.2

Таблица 3.2

Результаты расчета

№ ТП	РД, кВт	РВ, кВт	Qд квар	Qв квар	Sд, кВА	Sв, кВА
1	120	30	90	20	150	36	0,80	0,83
2	190	120	100	80	215	144	0,88	0,83

Для повышения коэффициента мощности определяем величину реактивной мощности, необходимой для компенсации:

ТП1- Qкд=90-0,33120=50 квар;

Qкв=20-0,3330=10 квар;

ТП2- Qкд=100-0,33190=37 квар;

Qкв=80-0,33120= 40 квар.

Условия выбора конденсаторных батарей:

ТП1 50 Qбкд 90; 10 Qбкв 20;

ТП2 37 Qбк 100; 40 Qбк 80.

Выбор БК по мощности рассмотрим для двух случаев, когда компенсируемая мощность для дневного и вечернего максимумов постоянна и разная для максимумов нагрузки.

Для ТП1 при одинаковой компенсации реактивной мощности в дневной и вечерний максимумы можно предложить батареи конденсаторов по минимальной мощности из двух максимумов. В таком случае можно избежать перекомпенсации реактивной мощности.

Для данного случая предлагаем установить батареи конденсаторов различной мощности 15 квар,50 квар и 15 квар.

ТП1 50(15+50) 90; 10 15 20.

Тогда ожидаемая величина некомпенсированной реактивной мощности на шинах ТП:

Qд= Qест.д- Qбк=90-65=25 квар; (8)

Qв=20-15=5 квар.

Коэффициент мощности после компенсации:

?0,98;

?0,99.

При этом днем предлагается компенсировать 50 квар, вечером 30 квар. Днем работает одна батарея мощностью 50 квар, вечером дополнительно включается 15 квар., и еще одна батарея на 15 квар.

При использовании БК различной мощности коэффициент мощности повышается в дневной максимум. С другой стороны, для этого потребуются дополнительные затраты, которые должны сравниваться со снижением потерь электроэнергии, в первую очередь в самих трансформаторах.

В связи с компенсацией реактивной мощности на шинах трансформатора появляется возможность выбора другого трансформатора с меньшей мощностью 100кВА.

Расчетная нагрузка на шинах ТП1 при Qбд=50 квар, Qбв=15 квар

S_д= 130кВА; S_В= 34кВА.

Выбираем трансформатор по дневному максимуму нагрузки. Предлагаем установить трансформатор мощностью S_д= 130кВА. Проверяем трансформатор на систематическую нагрузку:

К_с=К_с.доп=1,4; (9)

=1,31,4

Условие выполняется; предлагается вместо трансформатора 160 кВА установить трансформатор на 100 кВА, что примерно дешевле в 1,4 раза.

Ожидаемые потери электроэнергии:

ДW_т=1,97 ()² 1400+0,368760=7815 кВт ч;

ДW= 100%= =2,4 %

Таким образом, компенсация реактивной мощности на шинах 0,4 кВ трансформаторной подстанции позволила снизить номинальную мощность трансформатора до допускаемой перегрузочной способности. При этом ожидаемые потери энергии уменьшились на 360 кВт ч., хотя сопротивление трансформатора изменилось в большую сторону.

Рассмотрим выбор батареи конденсаторов, устанавливаемых на шинах 0,4 кВ подстанции ТП2.

Согласно приведенным данным, при одинаковой компенсации реактивной мощности в дневной и вечерний максимумы можно предложить две БК суммарной мощностью 70 квар.

37 (45+25) или ( 30+40) 100

40 (45+25) или ( 30+40) 80.

Некомпенсированная реактивная мощность:

Qд=100-70=30 квар;

Qв=80-70=10 квар.

Коэффициент мощности после компенсации:

?0,98;

?0,99.

В случае компенсации различной мощности в дневные и вечерние максимумы днем можно включить три БК (20+30+40), а вечером 30 и 40 квар.

Величина некомпенсированной реактивной мощности:

Qд=100-90=10 квар;

Qв=80-70=10 квар.

Тогда,

?0,99;

?0,99.

Сравнительный анализ полученных данных показывает, что при стремлении к полной компенсации реактивной мощности необходимо выбирать несколько БК с различной мощностью. Такой выбор может потребовать дополнительных затрат.

Для двухтрансформаторной подстанции необходимо предусмотреть возможность включения батареи конденсаторов. Это объясняется наличием вух шин, каждая из которых включена на свою нагрузку. Поэтому желательно знать расчетную нагрузку каждой шины и соответственно выбирать БК необходимой мощности.

На практике нагрузку распределяют равномерно, устанавливая на шинах БК одинаковой мощности. В нашем случае предлагается установить две батареи конденсаторов мощностью по 30 квар.

Тогда некомпенсированная мощность:

Qд=100-60=40 квар;

Qв=80-60=20 квар.

Тогда,

?0,98;

?0,98.

После компенсации реактивной мощности уточним номинальную мощность трансформаторов. Расчетная нагрузка на двухтрансформаторной подстанции:

Sд==194 кВА;

Sв==122 кВА.

Выбираем трансформаторы по максимуму нагрузки. Согласно экономическому интервалу нагрузок предлагаются трансформаторы 2Ч40 кВА.

6 ‹ ‹ 85.

Проверяем по условию допустимой систематической нагрузки:

Кс==2,4 Кс.доп=1,07

Условие не выполняется, поэтому рассмотрим возможность установки трансформаторов мощностью 2Ч63 кВА.

Кс==1,6 Кс.доп=1,07

Условие не выполняется, поэтому рассмотрим возможность установки трансформаторов мощностью 2Ч100 кВА.

Кс==0,97 Кс.доп=1,07

Кс==1,6 Кс.доп=1,07

По допустимой систематической нагрузке предлагаемая мощность трансформатора проходит.

Проверяем условия работы ТП2 в послеаварийном режиме.

Коэффициент аварийной перегрузки:

Кав==1,941,53.

Условие не выполняется.

Предлагаемая мощность трансформаторов не проходит не проходит по допустимой аварийной перегрузке, поэтому следует оставить ранее выбранные до компенсации реактивной мощности трансформаторы мощностью 2Ч160 кВА

При этом

Кс==0,61;

Кав==1,21,53.

ожидаемые потери электроэнергии:

ДW_т= 2,65 ()² 1400+20,568760=12533 кВт ч;

ДW% = 100%= =2,4 %.

В нормальном режиме трансформаторы загружены всего на 72%. Завышение мощности объясняется возможной перегрузкой в послеаварийном режиме, когда один из трансформаторов отключается.

Таким образом, на двухтрансформаторной ТП компенсация реактивной мощности на шинах 0,4 кВ не позволит снизить номинальную мощность трансформаторов из-за ожидаемой перегрузки в послеаварийном режиме. Однако, можно ожидать снижение потерь электроэнергии на 626 кВт ч

Для полной загрузки трансформатора следует рассмотреть дополнительные меры по отключению части нагрузок в послеаварийном режиме. Величину отключаемой нагрузки можно определить при замене трансформатора на меньшую мощность, в нашем случае на Sном=2Ч100 кВА. Тогда

К_ав.доп=1,53 (10)

S_отклS_р- К_ав.доп S_ном; (11)

подстанция двухтрансформаторный нагрузка потребитель

минимальная отключаемая мощность:

S_{откл.min=}194-1,53100=41 кВА.

Если предусмотреть условия отключения части нагрузок с отключением одного трансформатора, то появляется возможность установки трансформаторов с меньшей мощностью, т.е. 2Ч100 кВА. При этом обеспечивается загрузка трансформаторов в нормальном режиме с учетом перезагрузочной способности. Ожидаемые потери электроэнергии:

ДW_т= 1,97 ()² 1400+20,368760=11497 кВт ч;

В этом случае можно ожидать снижение потерь электроэнергии на 1662 кВт ч и затрат на установку трансформатора.



Задание №2

Выбрать защитную аппаратуру и сечения проводов, питающие электроприемников, согласно приведенной схеме (рис.4.3 и 4.4, с.118 [4]).

I - помещение пожароопасное; II - помещение нормального типа. На участке ТП - РЩ 1 проложен четырехжильный кабель, проводка Л 1 и Л 2 выполнена проводом ПР открыто по стене, к двигателям проводка выполнена проводом ПР в газовых трубах

Расчеты проводить для 2-х условий: при защите проводов только предохранителями и только автоматическими выключателями. Результаты расчета представить в виде сводной таблицы (пример табл. 4.13 [4]) для рассмотренных условий. В заключении привести предлагаемую схему электроснабжения с выбранной защитой, она будет отличаться от первоначальной заданной схемы.

Вариант задания и исходные данные приводятся в таблицах (табл.4.18, с. 117 и табл.4.19, с. 120) [4].

Исходные данные

4. Расчет при защите проводов предохранителями

Таблица 4.1

Исходные данные

Элемент расчетной схемы	Рн, кВт	кп=	cos ц	?	кз
М1	22	7	0,89	88	0,77
М2	22	7	0,9	90,5	0,74
М3	10	7	0,89	88	0,81
Л1	16	-	-	1,0	1,0
Л2	2	-	-	1,0	1,0

Решение

4.1 Выбираем провода для питания электродвигателя М1 (четыре провода марки ПР в одной трубе).

Расчетные токи

I_н===43 А; (12)

I_раб= I_н к_з=43 0,77=33 А (13)

I_п= к_п I_н=7 43=301 А. (14)

Ток плавкой ставки предохранителя FU-2 выбираем по двум условиям.

Первое условие:

I_в I_раб=33А;

второе условие:

I_в===120А. (15)

Первое условие является расчетным; по табл 4.1 [4] выбираем предохранитель ПР-2-60 с ближайшим большим током плавкой вставки I_в=35 А.

Электрическая сеть во взрывоопасном помещении согласно ПУЭ защищается от короткого замыкания и перегрузки.

Допускаемый расчетный ток проводов:

I_{доп.расч}1,25 I_в=1,2535=44 А.

По расчетному току и I_{доп.табл}=50 А выбираем сечение провода F=10 мм².

Далее учитываем поправочный коэффициент окружающей среды: к _t=0,83 (табл 4.9)[4].

Тогда откорректированный допускаемый ток:

I_{доп.табл}= к _t I_{доп.табл}=0,8350=42А‹ I_{доп.расч}=44А.

Условие не выполняется, , поэтому принимаем провод сечением F=16 мм² , для которого I_{доп.табл}=75 А.

В этом случае

I_{доп.табл}= к _t I_{доп.табл}=0,8375=62 А I_{доп.расч}=44А. (16)

Выбираем провода для питания электродвигателей М2

I_н (М2) ===41 А;

I_раб(М2) = I_н к_з=41 0,74=30 А

I_п(М2) = к_п I_н=7 41=287 А.

Ток плавкой ставки предохранителя FU-2 выбираем по двум условиям.

Первое условие:

I_в I_раб=30А;

второе условие:

I_в===115А.

Первое условие является расчетным; по табл 4.1 [4] выбираем предохранитель ПР-2-60 с ближайшим большим током плавкой вставки I_в=30А.

Допускаемый расчетный ток проводов:

I_{доп.расч}1,25 I_в=1,2530=38 А.

По расчетному току и I_{доп.табл}=40 А выбираем сечение провода F=6 мм².

Далее учитываем поправочный коэффициент окружающей среды: к _t=0,76 (табл 4.9)[4].

Тогда откорректированный допускаемый ток:

I_{доп.табл}= к _t I_{доп.табл}=0,7640=30А‹ I_{доп.расч}=40А.

Условие не выполняется, поэтому принимаем провод сечением F=16 мм² , для которого I_{доп.табл}=75 А.

В этом случае I_{доп.табл}= к _t I_{доп.табл}=0,7675=57 А I_{доп.расч}=38А.

Выбираем провода для питания электродвигателей М3

I_н (М3) ===19 А;

I_раб(М3) = I_н к_з=19 0,81=16 А

I_п(М3) = к_п I_н=7 19=133 А.

Ток плавкой ставки предохранителя FU-2 выбираем по двум условиям.

Первое условие:

I_в I_раб=16А;

второе условие:

I_в===53 А.

Первое условие является расчетным; по табл 4.1 [4] выбираем предохранитель ПР-2-60 с ближайшим большим током плавкой вставки I_в=20А.

Допускаемый расчетный ток проводов:

I_{доп.расч}1,25 I_в=1,2520=25 А.

По расчетному току и I_{доп.табл}=25 А выбираем сечение провода F=2,5 мм².

Далее учитываем поправочный коэффициент окружающей среды: к _t=0,76 (табл 4.9)[4].

Тогда откорректированный допускаемый ток:

I_{доп.табл}= к _t I_{доп.табл}=0,7625=19А‹ I_{доп.расч}=25А.

Условие не выполняется, поэтому принимаем провод сечением F=6 мм² , для которого I_{доп.табл}=40 А.

В этом случае I_{доп.табл}= к _t I_{доп.табл}=0,7640=30 А I_{доп.расч}=25А.

4.2 Выбираем провода для линии освещения (открыто по стене)

Линия Л-1

I_н = I_раб ===24 А.

Ток вставки I_в I_раб, принимается на стандартное значение на 20А.

Допустимый ток в проводах с учетом защиты от короткого замыкания и перегрузки:

I_{доп.расч} 1,25I_в=25А.

По таблице 4.3выбираем провод марки ПР сечением 4мм² и I_{доп.табл}=30А.

Корректировка на температуру окружающей среды дает удовлетворительный результат:

I_{доп.табл}= к _t I_доп=0,8330=24,9 А I_{доп.расч}=25А

Линия Л-2

I_н = I_раб ===3 А.

Ток вставки I_в I_раб, принимается на стандартное значение на 20А.

Допустимый ток в проводах с учетом защиты от короткого замыкания и перегрузки:

I_{доп.расч} 1,25I_в=25А.

По таблице 4.3выбираем провод марки ПР сечением 4мм² и I_{доп.табл}=30А.

Корректировка на температуру окружающей среды дает не удовлетворительный результат:

I_{доп.табл}= к _t I_доп=0,7630=23 А I_{доп.расч}=25А.

Тогда принимаем провод сечением F=6 мм² , для которого I_{доп.табл}=35 А.

В этом случае I_{доп.табл}= к _t I_{доп.табл}=0,7635=27 А I_{доп.расч}=25А.

4.3 Выбираем провода на участке РЩ-1 -РЩ-2(три одножильных провода марки ПР в одной трубе)

Рабочий ток на участке согласно данным электроприемников (см.сводную таблицу):

I_раб=к_{о рабi}=1(3+16+30)=49 А.

Максимальный ток на участке ожидается, когда запускается электродвигатель (М3) с наибольшим пусковым током, а остальные электроприемники (М2 и Л2) работают с номинальной нагрузкой:

I_max=к_{о рабi} + =1(3+30)+=86 А

Расчетным током при выборе предохранителя является второе условие; принимается стандартная плавкая вставка на 100А.

Допускаемый расчетный ток проводов

I_{доп.расч} =1,25 I_в=1,25100=125А.

Ближайший стандартный ток (табл 4.3) равен 170А для сечения F=50мм².

С учетом поправочного коэффициента к _t.

I_{доп.табл}= к _t I_доп=0,76170=129 А I_{доп.расч}=125А.

4.4 Кабель, соединяющий первый распределительный щит (РЩ-1) с подстанцией (ТП), выбирается 4-х жильный, с бумажной пропитанной изоляцией, проложенной в земле

Выбор плавкой вставки предохранителя FU1 осуществляется по двум условиям:

Первое

I_в I_раб=к_{о рабi}=0,9(33+30+16+24+3)=106 А.

Второе

I_max=к_{о рабi} + =0,9(30+16+24+3)+=186 А

Расчетным током для выбора плавкой вставки является ток, соответствующий первому условию, по которому ток равен 106А. По таблице 4.2 выбираем предохранитель типа ПН-2-250 с током плавкой вставки 120А.

Проверка по селективности также удовлетворяет условию: 120А100А.

Допускаемый ток для токоведущих жил кабеля принимается равным току плавкой вставки:

I_{доп.расч}= I_в

по расчетному току принимается к прокладке в земле кабель сечением 25 мм², с допускаемым табличным потоком I_доп=150А.

корректировка на температуру окружающей среды не требуется, так как температура земли равна нормированной температуре кабеля.

Результаты расчета токов приводятся в сводной табл 4.2.

Таблица 4.2

Сводная таблица расчетов

Расчетный параметр	М1	М2	М3	Л1	Л2	РЩ-1_РЩ-2	ТП-РЩ-1
Iн, А	43	41	19	24	3	-	-
Iраб, А	33	30	16	24	3	49	106
Iп, А	301	287	133	-	-	133	301
Imax, А	120	115	53	-	-	86	186
Iв, А	35	30	20	20	20	100	120
Iдоп.расч, А	44	38	25	25	25	125	106
Iдоп.табл, А	75	75	40	30	35	170	150
Кt	0,83	0,76	0,76	0,83	0,76	0,76	1,0
Iдоп.табл, А	62	57	30	24,9	27	129	150
F, мм2	16	16	6	4	6	50	25



4.5 Расчет при защите проводов автоматическими выключателями

Расчетная схема для внутренней проводки представлена на рисунке 4.3. в помещении I-температура +30⁰, помещении II-температура +20⁰ _.

Питание от трансформаторной подстанции осуществляется четырехжильным кабелем с алюминиевыми жилами. Кабель имеет пропитанную изоляцию и прокладывается по стене помещения открыто.

Питание электрических двигателей выполнено алюминиевыми проводами, проложенными в газовых трубах.

Параметры электроприемников расчетной схмы представлены в табл.4.3

Таблица 4.3

Параметры двигателей расчетной схемы

Параметр	М1	М2	М3
Рн, квт	22	22	10
?	88	90,5	88
cos	0,89	0,9	0,89
Kn=	7	7	7
Kз	0,77	0,74	0,81

Решение:

4.5.1 Определяем токи двигателей по формулам:

I_н =; I_раб = I_н к_з; I_п = к_п I_н

Результаты расчета токов заносим в таблицу 4.4.



Таблица 4.4

Расчетные токи электродвигателей

Расчетный ток	М1	М2	М3
Iн	43	41	19
Iраб	33	30	16
Iп	301	287	133

4.5.2 Выбираем автоматические выключатели серии 3700 с тепловым и электромагнитным расцепителями. Условия выбора

; ;

(17)

Параметры выбранных выключателей сводим в табл. 4.5

Таблица 4.5

Параметры автоматических выключателей

Электродвигатель	Iраб, А	Iн.авт, А	Тип автоматического выключателя	Iт.р, А	Iэл..р, А
М1	33	160	3716Б	43	1600
М2	30	160	3716Б	39	630
М3	16	160	3716Б	21	630

4.5.3 Определяем сечения проводов для электродвигателей, которым допускается второй вид защиты- только от токов короткого замыкания

I_{доп.расч.} .

При монтаже электропроводки используется четыре одножильных провода марки АПР, проложенные в одной газовой трубе (табл. 4.6).

Таблица 4.6

Результаты выбора сечения проводов

Электродвигатели	Iдоп.расч, А	Сечение провода, мм2	Iдоп.табл, А	Iдоп.табл с корректировкой на температуру в помещениях
М1	34	16	55	48
М2	31	10	39	33
М3	17	10	23	19

4.5.4 Расчет участка ТП-РЩ. Расчетные токи на участке

I_раб=79А

I_max716А

4.5.5 Выбор автоматического выключателя

В качестве коммутирующего устройства устанавливается автоматический выключатель серии А3700, имеющий тепловой и электромагнитный расцепители:

U _н.авт U _н.сети=380 В;

I _н.авт I _раб., 80А79А

1,179=86,9А

16001,25716=895А

Окончательно выбираем автоматический выключатель- А3716Б.



4.5.6 Выбор сечения кабеля производиться по условию защиты только от токов короткого замыкания:

I_{доп.расч.} =160А; I_{доп.расч.} 79А;

Из табл 4.7 стр. 96[4] принимаем к монтажу кабель с алюминиевыми жилами сечением 16мм² и допустимым током 90А.



Вывод

Между источником энергии и потребителем в задании предложено установить пять предохранителей и два автоматических выключателя, которые должны отключать поврежденные участки по возможности селективно.

Защита может быть двух видов: абсолютная и относительная, в зависимости от отключения участков. В первом случае более точно срабатывают предохранители на том участке, где произошло замыкание или поломка.

Второй тип селективности заставляет отключаться автоматы, которые находятся выше, если защита других не вступила в действие по каким-либо причинам.

В помещении 1 -предохранитель FU2, пропускающий большой номинальный ток, имеет вставку большего сечения (50мм²), чем предохранитель FU1(25мм²), установленный у одного из потребителей. При к.з. необходимо, чтобы поврежденный участок отключался предохранителем, расположенным у места повреждения. Все остальные предохранители, (также расположенные и в помещении 2), должны остаться работоспособными.



Список литературы

 1. Сибикин Ю. Д. Основы электроснабжения объектов [Электронный ресурс] / Ю.Д. Сибикин - М.|Берлин: Директ-Медиа, 2014 - 328 с. - Доступ к полному тексту с сайта ЭБС Университетская библиотека online :http://biblioclub.ru/index.php?page=book&id=229842.

2. Фролов Ю. М. Основы электроснабжения [Электронный ресурс]: / Фролов Ю. М., Шелякин В. П. - Москва: Лань, 2012 - Доступ к полному тексту с сайта ЭБС Лань:http://e.lanbook.com/books/element.php?pl1_cid=25&pl1_id=4544.

3. Коробов Г.В. Электроснабжение. Курсовое проектирование [Электронный ресурс]: / Г.В. Коробов, В.В. Картавцев, Н.А. Черемисинова; под общ. ред. Г.В. Коробова - Москва: Лань", 2014 - 186 с. - Доступ к полному тексту с сайта ЭБС Лань :http://e.lanbook.com/books/element.php?pl1_id=44759.

4. Ильин Ю. П. Электроснабжение сельского хозяйства (сетевая часть) [Электронный ресурс]: учеб. пособие / Ю. П. Ильин, С. К. Шерьязов; ЧГАА - Челябинск: ЧГАА, 2011 - 176 с. - Доступ из локальной сети:http://nb.sursau.ru:8080/localdocs/esh/5.pdf. - Доступ из сети Интернет:http://nb.sursau.ru:8080/webdocs/esh/5.pdf

Методические указания по выполнению расчетно-графической работы

1. Электроснабжение [Электронный ресурс]: метод. указания для выполнения самостоятельной работы, [курсовой и контрольной работы студентами III и IV курса очной и заочной формы обучения направлений "Электроэнергетика и электротехника", "Агроинженерия"] / сост. С. К. Шерьязов; Южно-Уральский ГАУ, Институт агроинженерии - Челябинск: Южно-Уральский ГАУ, 2017 - 68 с. - Доступ из локальной сети: http://nb.sursau.ru:8080/localdocs/esh/30.pdf. - Доступ из сети Интернет: http://nb.sursau.ru:8080/webdocs/esh/30.pdf.

2. Ильин Ю. П. Электроснабжение сельского хозяйства (сетевая часть) [Электронный ресурс]: учеб. пособие / Ю. П. Ильин, С. К. Шерьязов; ЧГАА - Челябинск: ЧГАА, 2011 - 176 с. - Доступ из локальной сети:http://nb.sursau.ru:8080/localdocs/esh/5.pdf. - Доступ из сети Интернет:http://nb.sursau.ru:8080/webdocs/esh/5.pdf.

Размещено на Allbest.ru

...