Электроснабжение и электрическое оборудование насосной станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение

«Байконурский электрорадиотехнический техникум им. М.И. Неделина»

Курсовой проект на тему: «Электроснабжение и электрическое оборудование насосной станции»

Студент Мурзахметов Дамир Шамшадинович

3 курс Э-32 группы 08.02.09 код специальности Междисциплинарный курс Внутреннее электроснабжение промышленных и гражданских зданий

Преподаватель Зайнилова И.В.



Исходные данные для курсового проектирования

Студенту Мурзахметову Дамиру Шамшадиновичу

3 курса Э-32 группы 08.02.09 код специальности Междисциплинарный курс Внутреннее электроснабжение промышленных и гражданских зданий

Тема ЭСН и ЭО насосной станции.

Вариант 2 Тема номер 8

№ на плане	Наименование	Номинальная мощность, кВт	Примечание
1,2	Вентиляторы	8
3	Сверлильный станок	4,2	1-фазный
4	Заточный станок	2,5	1-фазный
5	Токарно-револьверный станок	28
6	Фрезерный станок	9,6
7	Круглошлифовальный станок	6,2
8	Резьбонарезный станок	6
9…11	Электронагреватели отопительные	12,5
12	Кран мостовой	40,2 кВ*А	ПВ=25%
13…17	ЭД вакуумных насосов	6
18…22	Электродвигатели задвижек	0,8	1-фазные
23…27	Насосные агрегаты	250
28	Щит сигнализации	0,8	1-фазный
29,30	Дренажные насосы	11,2
31,32	Сварочные агрегаты	12 кВ*А	ПВ=40%



Введение

Передача электроэнергии от источников к потребителям производится энергетическими системами, объединяющими несколько электростанций.

Длительный опыт эксплуатации энергетических систем показал технико-экономическую целесообразность их соединения между собой.

Системой электроснабжения называют совокупность устройств для производства, передачи и распределения электрической энергии.

Энергосистемы продолжают оставаться основными источниками электроснабжения потребителей электроэнергии, в том числе наиболее энергоемких, каковыми являются промышленные предприятия.

Основные элементы электрической части энергосистем - различные типы районных трансформаторных и распределительных подстанций, главные подстанции предприятий (ГПП) и других объектов и городов.

Надежность электроснабжения достигается благодаря бесперебойной работе всех элементов энергосистемы и применению ряда технических устройств как в системе, так и у потребителей: устройств релейной защиты и автоматики, автоматического ввода резерва (АВР) и повторного включения (АПВ), контроля и сигнализации.

Качество электроснабжения определяется поддержанием на установленном уровне значений напряжения и частоты, а также ограничением значений в сети высших гармоник и несинусоидальности и несимметричности напряжений.

Экономичность электроснабжения достигается путем разработки совершенных систем распределения электроэнергии, использования рациональных конструкций комплектных распределительных устройств и трансформаторных подстанций и разработки оптимизации системы электроснабжения. На экономичность влияет выбор рациональных напряжений, оптимальных значений сечений проводов и кабелей, числа и мощности трансформаторных подстанций, средств компенсации реактивной мощности и их размещения в сети.

Реализация этих требований обеспечивает снижение затрат при сооружении и эксплуатации всех элементов системы электроснабжения, выполнение с высокими технико-экономическими показателями планов электрификации всех отраслей народного хозяйства, надежное и качественное электроснабжение промышленных предприятий.

Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников электрической энергии, к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов, электрические печи, электролизные установки, аппараты и машины для электродуговой сварки, осветительные установки и другие промышленные приемники электроэнергии. Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей силы различных машин и механизмов и строительством электрических станций.

Для обеспечения подачи электроэнергии от энергосистем к промышленным объектам, установкам, устройствам и механизмам служат системы электроснабжения промышленных предприятий, состоящие из сетей напряжением до 1 кВ и выше, и трансформаторных, преобразовательных и распределительных подстанций.

По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий. В них включается сети высоких напряжений, распределительные сети, а в ряде случаев и сети промышленных ТЭЦ. Возникает необходимость внедрять автоматизацию систем электроснабжения промышленных предприятий и производственных процессов, осуществлять в широких масштабах диспетчеризацию процессов производства с применением телесигнализаций и телеуправления и вести активную работу по экономии электрической энергии.

Проектирование систем электроснабжения промышленных предприятий велось в централизованном порядке в ряде проектных организаций. В результате обобщения опыта проектирования возникли типовые решения. В настоящее время созданы методы расчета и проектирования цеховых сетей, выбора мощности трансформаторов, методика определения электрических нагрузок, выбора напряжений, сечений проводов и жил кабелей и т. п.

Задача энергетики - всемирное развитие и использование возобновляемых источников энергии: солнечной, геотермальной, ветровой, приливной, а также атомной энергии; развития комбинированного производства электроэнергии и теплоты для централизованного теплоснабжения промышленных городов.

В данном курсовом проекте рассмотрены вопросы и результаты их решения по электроснабжению насосной станции. При расчете электрических нагрузок, выборе электротехнического оборудования, проводниковой продукции, коммутационно-защитной аппаратуры были учтены требования по проектированию рациональной системы электроснабжения.



1. Общая часть

1.1 Исходные данные

Насосная станция (НС) предназначена для мелиорации. Она содержит машинный зал, ремонтный участок, агрегатную, сварочный пост, служебные, бытовые и вспомогательные помещения.

НС получает электроснабжение от государственной районной электростанции (ГРЭС) по воздушной ЛЭП - 35. Расстояние от ГРЭС до собственной ТП - 5 км. Трансформаторная подстанция (ТП) находится вне помещения насосной станции на расстоянии 10 км.

Потребители ЭЭ по надежности ЭСН относятся к 2 и 3 категории. Количество рабочих смен - 3.

Основными потребителями являются 5 мощных автоматизированных насосных агрегата. электроприёмник низковольтный селективность

Грунт в районе здания - глина с температурой +10 ?С. Каркас здания и ТП сооружен из блоков-секций длинной 6 м каждый.

Размеры здания НС АЧВЧН=42Ч30Ч7 м.

Все посещения, кроме машинного зала двухэтажные высотой 2,8 м.

Перечень ЭО насосной станции представлены в таблице.

Мощность Электропотребления (Р_эп) указана для одного электроприемника.

Таблица 1 Перечень ЭО насосной станции

№ на плане	Наименование электроприемников	Рном, кВт	n, шт	Ки	Cos	tg	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	8
1,2	Вентиляторы	8	2	0,65	0,8	0,75
3	Сверлильный станок	4,2	1	0.14	0,6	1,33	1-фазный
4	Заточный станок	2,5	1	0,2	0,4	2,29	1-фазный
5	Токарно-револьверный станок	28	1	0,17	0,65	1,17
6	Фрезерный станок	9,6	1	0,16	0,6	1,33
7	Круглошлифовальный станок	6,2	1	0,45	0,6	1,33
8	Резьбонарезный станок	6	1	0,17	0,65	1,17
9…11	Электронагреватели отопительные	12,5	3	0,75	0,95	0,33
12	Кран мостовой	40,2 кВА	1	0.05	0,5	1,73	ПВ=25%
13…17	ЭД вакуумных насосов	6	5	0,6	0,8	0,75
18…22	Электродвигатели задвижек	0,8	5	0,02	0,6	1,33	1-фазные
23…27	Насосные агрегаты	250	5	0,89	0,8	0,75
28	Щит сигнализации	0,8	1	0,85	0,95	0,33	1-фазный
29,30	Дренажные насосы	11,2	2	0,65	0,7	1,02
31,32	Сварочные агрегаты	12 кВА	2	0,5	0,75	0,88	ПВ=40%

1.2 Характеристика электроприёмников, анализ и выбор категории электроснабжения

В отношении обеспечения надежности и бесперебойности питания приемники электрической энергии в соответствии с ПУЭ делят на 3 категории.

Первая категория электроснабжения потребителей

К первой категории электроснабжения относятся наиболее важные потребители, перерыв в электроснабжении которых может привести к несчастным случаям, крупным авариям, нанесению большого материального ущерба по причине выхода из строя целых комплексов оборудования, взаимосвязанных систем. К таким потребителям относятся:

· горнодобывающая, химическая промышленность и др. опасные производства;

· важные объекты здравоохранения (реанимационные отделения, крупные диспансеры, родильные отделения и пр.) и других государственных учреждений;

· котельные, насосные станции первой категории, перерыв в электроснабжении которых приводит к выходу из строя городских систем жизнеобеспечения;

· тяговые подстанции городского электрифицированного транспорта;

· установки связи, диспетчерские пункты городских систем, серверные помещения;

· лифты, устройства пожарной сигнализации, противопожарные устройства, охранная сигнализация крупных зданий с большим количеством находящихся в них людей.

Потребители данной категории должны питаться от двух независимых источников питания - двух линий электропередач, питающихся от отдельных силовых трансформаторов. Наиболее опасные потребители могут иметь третий независимый источник питания для большей надежности. Перерыв в электроснабжении потребителей первой категории разрешается только лишь на время автоматического включения резервного источника питания.

В зависимости от мощности потребителя, в качестве резервного источника электроснабжения может выступать линия электрической сети, аккумуляторная батарея либо дизельный генератор.

ПУЭ определяет независимый источник питания как источник, на котором сохраняется напряжение в послеаварийном режиме в регламентированных пределах при исчезновении его на другом источнике питания. К числу независимых источников питания относятся две секции или системы шин одной или двух электротстанций или подстанций при одновременном соблюдении следующих двух условий:

· каждая из секций или систем шин в свою очередь имеет питание от независимого источника питания;

· секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной роботы одной из секций (систем) шин.

Особая группа категории электроснабжения - выделяется из состава электроприемников первой категории, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров. Для электроснабжения особой группы электроприемников первой категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

В качестве третьего независимого источника питания для особой группы электроприемников и в качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников первой категории могут быть использованы местные электростанции, электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), предназначенные для этих целей агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т.п.

Если резервированием электроснабжения нельзя обеспечить непрерывность технологического процесса или если резервирование электроснабжения экономически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое резервирование, например, путем установки взаимно резервирующих технологических агрегатов, специальных устройств безаварийного останова технологического процесса, действующих при нарушении электроснабжения.

Электроснабжение электроприемников первой категории с особо сложным непрерывным технологическим процессом, требующим длительного времени на восстановление нормального режима, при наличии технико-экономических обоснований рекомендуется осуществлять от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, к которым предъявляются дополнительные требования, определяемые особенностями технологического процесса.

Вторая категория электроснабжения потребителей

Ко второй категории снабжения относятся потребители, при отключении питания которых, останавливается работа важных городских систем, на производстве возникает массовый брак продукции, есть риск выхода из строя крупных взаимосвязанных систем, циклов производства.

Помимо предприятий, ко второй категории электроснабжения относятся:

· детские заведения;

· медицинские учреждения и аптечные пункты;

· городские учреждения, учебные заведения, крупные торговые центры, спортивные сооружения, в которых может быть большое скопление людей;

· все котельные и насосные станции, кроме тех, которые относятся к первой категории.

Вторая категория электроснабжения предусматривает питание потребителей от двух независимых источников. При этом допускается перерыв в электроснабжении на время, в течение которого обслуживающий электротехнический персонал прибудет на объект и выполнит необходимые оперативные переключения.

Третья категория электроснабжения потребителей

Третья категория электроснабжения потребителей включает в себя всех оставшихся потребителей, которые не вошли в первые две категории. Обычно это небольшие населенные пункты, городские учреждения, системы, перерыв в электроснабжении которых не влечет за собой последствий. Также к данной категории относят многоквартирные жилые дома, частный сектор, дачные и гаражные кооперативы.

Потребители третьей категории получают питание от одного источника питания. Перерыв в электроснабжении потребителей данной категории, как правило, не более суток - на время выполнения аварийно-восстановительных работ.

При разделении потребителей на категории учитывается множество факторов, оцениваются возможные риски, выбираются наиболее надежные и оптимальные варианты.

Электроприемники насосной станции относятся к II и III категориям. Основная часть электроприемников относится к II категории. Рекомендуется обеспечивать электроснабжение от двух независимых источников. Допускается питание от одного трансформатора, но с перерывом в электроснабжении резерва для подключения.

В данном пункте дается характеристика режимов работы электроприемников и потребителей электроэнергии.

Продолжительный режим работы S1 - работа машины при неизменной нагрузке достаточно длительное время для достижения неизменной температуры всех ее частей.

Кратковременный режим работы S2 - работа машины при неизменной нагрузке в течение времени, недостаточного для достижения всеми частями машины установившейся температуры, после чего следует остановка машины на время, достаточное для охлаждения машины до температуры, не более чем на 2С превышающей температуры окружающей среды.

Повторно-кратковременный режим работы S3 - последовательность идентичных циклов работы, каждый из которых включает время работы при неизменной нагрузке, за которое машина не нагревается до установившейся температуры, и время стоянки за которое машина не охлаждается до температуры окружающей среды. Потери при запуске не оказывают влияние на температуру частей машины.

Основные потребители электроэнергии - это насосы. Работают они в продолжительном режиме.

Электродвигатели, работающие в повторно-кратковременном режиме: электродвигатели мостового крана, сварочные агрегаты, для которых характерны постоянные броски мощности (частые включения-выключения).

Для электроустановок повторно - кратковременного режима, указанная в паспорте мощность повторно - кратковременного режима должна быть приведена к номинальной мощности продолжительного режима Рном, кВт, при ПВ = 100%.



1.3 Анализ и выбор схемы электроснабжения цеха

Схемы сетей могут быть радиальными, магистральными и смешанными.

При радиальной схеме энергия от одного узла питания поступает к одному достаточно мощному потребителю или к группе электроприемников. Они при-меняются для питания сосредоточенных нагрузок большой мощности, при не-равномерном размещении приемников в цехе или группами на отдельных его участках, а также для питания приемников во взрывоопасных, пожароопасных и пыльных помещениях. Выполняются радиальные схемы кабелями или про-водами в трубах или коробках.

Достоинства радиальных схем заключается в высокой надежности (авария на одной линии не влияет на работу приемников, получающих питание по дру-гой линии) и удобстве автоматизации. Повышение надежности радиальных схем достигается соединением шин отдельных ТП и РП резервирующими перемычками, на коммутационных аппаратах которых может выполняться схема АВР - автоматического ввода резервного питания.

Недостатки радиальных схем являются: малая экономичность из-за значительного расхода проводникового материала; необходимость в дополнительных площадях для размещения силовых РП; ограниченная гибкость сети при перемещениях технологических механизмов, связанных с изменением технологического процесса.

Размещено на http://www.allbest.ru/

ТП- трансформаторная подстанция; СП- силовой пункт;

Рисунок 1. Радиальная схема

При магистральных схемах приемники подключаются к любой точке линии (магистрали). Магистрали могут присоединяться к распределительным щитам подстанции или к силовым РП либо непосредственно к трансформатору по схеме блока трансформатор - линия использования унифицированных элементов, позволяющих вести монтаж индустриальными методами.

Магистральная схема менее надежна, чем радиальная, так как при исчезновении напряжения на магистрали все подключенные к ней потребители теряют питание.

Размещено на http://www.allbest.ru/

ТП - трансформаторная подстанция; СП - силовой пункт;

Рисунок 2. Магистральная схема

В зависимости от характера производства, размещение электроприемников и условий окружающей среды силовые сети могут выполняться по смешанной схеме.

Часть электроприемников получает питание от магистралей, а часть по радиальной схеме. Такое сочетание позволяет более полно использовать достоинства радиальных и магистральных схем.

Размещено на http://www.allbest.ru/

ТП - трансформаторная подстанция; СП - силовой пункт;

Рисунок 3. Смешанная схема

Вывод: Рассмотрев план цеха я выбрал смешанную схему.

1.4 Определение пожароопасности, взрывоопасности и электробезопасности

Степень защиты для электрических машин установлена в ГОСТ 17494-72. Характеристики степеней защиты и их обозначения определены в ГОСТ 14254-80. Этот стандарт устанавливает степени защиты персонала от соприкосновения с находящимися под напряжением или движущимися частями, находящимися внутри машины, и от попадания твердых посторонних тел и воды внутрь машины.

Степень защиты обозначаются двумя латинскими буквами IP (International Protection) и двумя цифрами. Первая цифра обозначает степень защиты персонала от соприкосновения с движущимися или находящимися под напряжением частями, а также степень защиты от попадания внутрь твердых посторонних тел.

Первая цифра 5 - защита от пыли. Проникновение внутрь оболочки пыли не предотвращено полностью, однако пыль не может проникать в количестве, достаточном для нарушения работы изделия.

Вторая цифра 4 - защита от брызг. Вода, разбрызгиваемая на оболочку в любом направлении, не должна оказывать вредного действия на изделие.

Таблица 2

Наименование помещений	Категории	Примечание
	Взрывоопасности	Пожароопасности	Электробезопасности
Вентиляторная	В - II A	П - II	ПО	IP54
Склад запчастей	В - II	П - III	БПО	IP44
Ремонтный участок	В - IБ	П - IIA	ПО	IP44
Агрегатная	В - IIА	П - IIA	ПО	IP54 IP44
Щитовая	В - IА	П - II	ОО	IP54 IP44
Машинный зал	В - IIА	П - IIA	ПО	IP54 IP44
Бытовка	В - IIА	П - III	БПО	IP54 IP44
Обслуживающий персонал	В - IIА	П - III	БПО	IP54 IP44
Начальник смены	В - IIА	П - III	БПО	IP54 IP44
Справочный пост	В - I	П - II	ПО	IP54



2. Расчетно-техническая часть

2.1 Расчет электрических нагрузок цеха

Метод расчёта нагрузок по удельному потреблению электроэнергии на единицу продукции. Используется для предварительных и проверочных, расчётов, если известен годовой выпуск продукции.

Метод коэффициента спроса используют для оценочных расчётов максимальных нагрузок промышленных предприятий на высшем напряжении схем электроснабжения. Этот метод применяется для расчёта осветительных сетей цехов предприятия, для которых характерно большое количество электроприёмников.

Метод удельной плотности электрических нагрузок, но 1м² производственной площади носит оценочный характер и применяется для расчёта нагрузок на высшем напряжении схем электроснабжения.

Метод коэффициента максимума или метод упорядоченных диаграмм. Это основной метод. Его применяют, если известны: схема электроснабжения; номинальные мощности отдельных электроприёмников, их технологическое назначения. Расчёт ведётся по узлам.

Для каждого ЭП по таблице определяем К_и и cos ц, а также определяем установленную мощность.

1. Определяем tg для каждого ЭП и узла

Значения tg взяты из таблицы Брадиса по cos .

2. Рассчитываем установленную мощность для узла СП1:

? Pуст= Pуст * n

? Pуст _9-11=12,5*3=37.5 кВт

? Pуст ₅=28*1=28кВт

? Pуст ₆=9,6*1=9,6 кВт

? Pуст₈=6*1=6 кВт

? Pуст_1,2=8*2=16 кВт

? Pуст узел=Pуст +…+ Pуст * n

? Pуст узел=12,5*3+28+9,6+6+8*2=97,1 кВт

3.Определяем среднюю мощность для каждого электроприемника и узла СП1:

Р_ср=Р_уст*К_и

Р_{ср 9-11}=12,5*0,75=9,37 кВт

Р_{ср 5}=28*0,17=4,76 кВт

Р_{ср 6}=9,6*0,16=1,53 кВт

P_ср8=6*0,17=1,02 кВт

P_ср1,2=8*0,65=5,2 кВт

? Р_ср=Р_ср +…+ Pcр* n

? Р_ср=9,37*3+4,76+1,53+1,02+5,2*2=45,82 кВт

4. Находим коэффициент использования, величину (m) и tg для узла СП1:

К_и=

К_и=45,82/97,1=0,4

m=Р_{уст max}/Р_{уст min}

m=28/6=4,6

tg=?Q_ср/?P_ср

tg=25,87/45,82=0,56

5. В зависимости от К_и и m, действующего числа электроприемников в узле n; определяем n_э так как

m=4,63

тогда эффективное число электроприемников определяется по таблице n_эф4

6. Зная n_э и К_и по графику(монограмме) определяется коэффициент макси-мума К_м

К_м=0,9

7. Находим расчетную активную мощность СП1:

Р_р=?К_з*?Р_уст

К_м=0,9

Р_р=0,9*97,1=87,4 кВт

8. Определяем суммарную реактивную мощность для каждого электро-приемника и узла СП1:

Q_{cp n}=Р_ср*tg

Q_{ср 9-11}=9,37*0,33=3,09 кВАр

Q_{ср 5}=4,76*1,17=5,56 кВАр

Q_{ср 6}=1,53*1,33=2,04 кВАр

Q_ср8=1,02*1,17=1,2 кВАр

Q_ср1,2=5,2*0,75=3,9 кВАр

?Q_{ср узла}= Q_ср +…+ Q_ср * n

?Q_{ср узла}= 3,09*3+5,56+2,04+1,2+3,9*2=25,87 кВАр

9. Определяем расчетную реактивную мощность узла СП1.

Q_p=0,75*Р_ср

Q_p=0,75*87,4=65,55 кВАр

10. Определяем полную мощность узла СП1:

S_{p узл} =

S_{p узл}==109,25кВА

11. Определяем активную, реактивную и полную мощность по цеху:

P_{p цеха}=Р_рСП1+ Р_рСП2+ Р_рСП3+ Р_рСП4+ Р_рСП5

P_{p цеха}=87,4+31,05+28,3+45,95+1157=1349,7 кВт

Q_{p цеха}= Q_pСП1+ Q_pСП2+ Q_pСП3+ Q_pСП4+ Q_pСП5

Q_{p цеха}=65,55+23,28+21,22+35,25+917,4=1062,7 кВАр

S_{p цеха}=

S_{p цеха}==1717,85 кВА

12. Определяем tg по цеху:

tg=Q_p/P_p

tg=1062,7/1349,7=0,78

13. Определяем К_и по цеху:

К_и=Р_р/?Р_уст

К_и=1349,7/1471,64=0,91

Расчёт остальных узлов аналогичен, данные заносим в таблицу.

Таблица 3

№ ЭП	Руст кВт	n шт	?Р кВт	Kи	cos	tg	Pср кВт	Qср кВАр	m	nэ	Kм	Pp кВт	Qp кВАр	Sp кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
СП1		8	97,1	0,4	0,87	0,56	45,82	25,87	4,6	4	0,9	87,4	65,55	109,25
9-11	12,5	3	37,5	0,75	0,95	0,33	9,37	3,09
5	28	1	28	0,17	0,65	1,17	4,76	5,56
6	9,6	1	9,6	0,16	0,6	1,33	1,53	2,04
8	6	1	6	0,17	0,65	1,17	1,02	1,2
1,2	8	2	16	0,65	0,8	0,75	5,2	3,9
СП2		8	34,5	0,16	0,64	1,21	5,54	6,75	5,25	4	0,9	31,05	23,28	38,8
_1ф_ 3	_4,2_ 12,6	1	12,6	0,14	0,6	1,33	1,76	2,34
_1ф_ 4	_2,5_ 7,5	1	7,5	0,2	0,4	2,29	1,5	3,43
__1ф__ 18-22	_0,8_ 2,4	5	12	0,02	0,6	1,33	0,048	0,063
_1ф_ 28	_0,8_ 2,4	1	2,4	0,85	0,95	0,33	2,04	0,67
СП3		3	31,44	0,21	0,7	1,01	6,66	6,74	3,5	4	0,9	28,3	21,22	35,37
ПВ 25% 12	40,2кВА 20,1	1	20,1	0,05	0,5	1,73	1,005	1,74
ПВ 40% 31, 32	_12кВА 5,67	2	11,34	0,5	0,75	0,88	2,83	2,5
СП4		8	58,6	0,6	0,74	0,9	35,35	32,05	1,86	8	1,3	45,95	35,25	58
7	6,2	1	6,2	0,45	0,6	1,33	2,79	3,71
13-17	6	5	30	0,6	0,8	0,75	3,6	2,7
29, 30	11,2	2	22,4	0,65	0,7	1,02	7,28	7,42
Итого HH		27	221,64	0,86	0,8	0,75						192,7	145,3	241,34
СП5		5	1250	0,89	0,8	0,75	1112,5	834	1	5	1,04	1157	917,4	1476,5
23-27	250	5	1250	0,89	0,8	0,75	222,5	166,8
Итого BH		32	1471,64	0,91	0,79	0,78						1349,7	1062,7	1717,85

Вывод: На основании данного расчета производим выбор трансформатора.

2.2 Выбор числа и мощности трансформатора на подстанции

Данный расчет и выбор числа мощности трансформаторов производится упрощенным способом, используя данные из п. 2.1

Так как в цехе преобладают приемники 2-й категории, то целесообразно выбрать 2 трансформатора для установки на цеховую трансформаторную подстанцию.

_рек=0,60,75.

1 Определяется расчетная номинальная мощность трансформатора.

S_тррасч=/(n_тр*_рек)

где S_{тр.расч} - расчётная номинальная мощность трансформатора, кВА;

?S_р - максимальная полная нагрузка предприятия, кВА;

n_тр -количество трансформаторов на подстанции, шт

в_реком - рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов;

S_тррасч=1717,85/(2*0,75)=1150,66 кВА

2 Выбираем стандартную мощность трансформатора.

S_{тр ном}=1600 кВА

3 Проверяем выбранный трансформатор при работе после аварийном режиме.

1,4*S_{тр ном}?0,75*

где 1,4 - коэффициент, учитывающий максимально возможную перегрузку трансформатора в послеаварийном режиме двухтрансформаторной подстанции;

S_тр.ном - предварительно выбранная номинальная мощность трансформатора выбранная из стандартного ряда, кВА;

?S_р - максимальная полная нагрузка предприятия, кВА;

0,75 - коэффициент, учитывающий отключение неответственных потребителей в период послеаварийной перегрузки.

1,4*16000,75*1717,85

22401288,38 - условие выполняется

4. Проверяем фактический коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме работы.

_факт =(0,6ч0,8)

в_факт =S_p /(n_тр*S_тр.ном)

в_факт - фактический коэффициент загрузки трансформатора, который зависит от количества трансформаторов на подстанции, категории электроснабжения потребителей, а также от характера нагрузки;

n_тр - количество трансформаторов на подстанции, шт;

S_{тр. ном} - предварительно выбранная номинальная мощность трансформа-тора выбранная из стандартного ряда, кВА;

в_факт=1717,85/(2*1600)=0,54 - условие выполняется

Данные выбора трансформатора заносим в таблицу 4

Таблица 4

Марка	Sном кВА	Uном обм. кВ	Потери кВт	Uкз %	Uкз %
		BH	HH	XX	КЗ
ТСЗ - 1600/10	1600	6	0,4	4,2	16	5,5	1,5

Вывод: для ТП цеха выбираем трансформатор с S=1600 кВА



2.3 Выбор компенсирующих устройств

Выбор мощности и места установки компенсирующих устройств (статических тиристорных компенсаторов и синхронных компенсаторов, батарей конденсаторов шунтовой и продольной компенсации, управляемых и неуправляемых шунтирующих реакторов и других регулируемых средств компенсации реактивной мощности) в основной и распределительной сети производится исходя из необходимости повышения пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах, условий включения линий, защиты от внутренних перенапряжений, поддержания необходимых уровней напряжения, обеспечения непрерывного быстрого регулирования напряжения.

Электроприемники, подключённые к электрической сети, потребляют как активную так и реактивную мощность, которые вырабатываются синхронными генераторами и передаются через электрические сети.

Активная мощность, потребляемая электроприёмниками, преобразуется в механическую энергию электрическими машинами, в световую энергию источниками света, в тепловую энергию нагревательными приборами, также в другие виды энергии и определённый процент активной энергии расходуется на потери.

Реактивная мощность не связана с полезной работой электроприёмников и расходуется на создание электромагнитных полей в трансформаторах и электродвигателях и линиях. Из курса ТОЭ известно, что реактивная мощность может иметь индуктивный и ёмкостной характер. Так как электроприёмниками в основном являются асинхронные электродвигатели, то индуктивную реактивную мощность принято называть нагрузочной или потребляемой, а ёмкостную реактивную мощность генерируемой, потому что синхронные генераторы в основном работают с опережающим по фазе током.

Основными потребителями индуктивной реактивной мощности являются:

- асинхронные двигатели переменного тока потребляющие до 65-70 % от общей мощности;

- силовые и сварочные трансформаторы до 20-25 % от общей мощности;

- электрические сети, реакторы, люминесцентные лампы и прочие электроприёмники до 10 % от общей мощности.

Для выполнения расчета необходимо значение tg_эс которое устанавливает энергообеспечивающая компания, в данном случаи tg_эс=0,4

1.Определяем реактивную мощность Q_эс в кВАр, которую может выдать энергосистема при данной активной расчетной мощности.

Q_эс=P_р* tg_эс

где: Q_эс - реактивная мощность, которую можно выдать энергосистема при данной активной расщетной мощности, кВАр;

Р_р -активная расчётная мощность, кВт;

tgц_эс - тангенс мощности энергосистемы;

Q_эс=1349,7*0,4=539,88 кВАр

Если выполняется условие Qэс Qр, расчёт компенсирующих устройств не производиться.

Если выполняется условие Qэс ? Qр, то расчёт компенсирующих устройств должен производиться обязательно.

539,881062,7 - не выполняется

539,881062,7 - условие выполняется

2. Определяется пропускная мощность - Qпр в кВАр, при нормальном режиме работы, с фактическим коэффициентом загрузки трансформатора

Qпр =

где n_тр -количество трансформаторов на подстанции, шт

в_факт - фактический коэффициент загрузки трансформатора, который зависит от количества трансформаторов на подстанции, категории электроснабжения потребителей, а также от характера нагрузки;

- стандартная номинальная мощность выбранного трансформатора;

Р_р - активная расчётная мощность, кВт;

Qпр = = 1079,02 кВАр

3. Определяется пропускная мощность - в кВАр при работе в после аварийном режиме работы.

,

где 1,4 - коэффициент, учитывающий максимально возможную перегрузку трансформатора в послеаварийном режиме двухтрансформаторной подстанции

= =1787,71 кВАр

4. Определяется место установки компенсирующих устройств.

4.1. Определяется возможность пропуска реактивной мощности через трансформаторы и место установки компенсирующих устройств путем сравнения:

Q_прQ_р

Q_р

- два условия выполняются, то установка компенсирующих устройств возможна на любой стороне трансформатора,

- при выполнении второго условия по напряжению стороны.

- условия не выполняются, то установка компенсирующих устройств возможна только на низкой стороне.

1079,021062,7

1787,711062,7

4.2. Напряжения сторон силового трансформатора

U_вн/ U_нн

6 / 0,4 кВ

После предварительного определения места расположения установки компенсирующих устройств необходимо проверить возможность подключения компенсирующих устройств к данному классу напряжения.

5. Определение потерь реактивной мощности в силовых трансформаторах - Q_-тр

Q_-тр=((U_кз*_факт²/100) + (i_xx / 100))*S_тр

где U_к.з.- напряжение короткого замыкания трансформатора в %;

I_х.х- ток холостого хода трансформатора в %;

-стандартная номинальная мощность выбранного трансформатор;

Q_-тр= = 49,6 кВАр

6. Определяем необходимую расчетную мощность компенсирующих устройств на любой стороне силового ТП:

Q_{ку расч}=Q_р-Q_эс-

Q_{ку расч}=1062,7-539,88-(2*49,6)=423,62 кВАр

7. Определяем реактивную мощность компенсирующих устройств, подключенных к каждой секции или двух трансформаторной подстанции:

=Q_{ку расч}/2

=211,81 кВАр

8. Выбираем компенсирующие устройства по напряжению и мощности по справочной литературе.

,

200+12,5=212,5211,81 кВАр

9. Определяется общая установленная реактивная мощность компенсирующих устройств.

Q_{ку уст}=*2

Q_{ку уст}=212,5*2=425 кВАр

10. Определяется погрешность, обусловленная неточностью выбора мощности компенсирующих устройств с расчетной мощностью компенсирующих, которая не должна превышать Q_ку 5%

Q_ку=

Q_ку=((423,62-425)/423,62)*100=-0,3%

11. Определяется полная расчетная мощность объекта, завода или цеха с учетом установки компенсирующих устройств.

=²

==1492,76 кВА

12. Проверяем возможность установки трансформатора меньшей стандартной мощности.

S'_тр=1000 кВА

12.1. При работе трансформаторов в после аварийном режиме.

1,4* S'_{тр ном} ?0,75*

1,4*10000,75*1492,76

14001119,57

12.2. При работе в нормальном режиме:

в_факт =S'_p /(n_тр*S'_тр.ном)

в_факт=1492,76/(2*1000)=0,74 - условие выполняется

Так как условие выполняется, то установка возможна на 1000 кВА.

Таблица 5

Тип установки	Мощность, кВАр	Кол- во, шт	Суммарная мощность компенсирующих устройств, кВАр
УКМ 58-0,4-200-33,3У3	200	2	400
КМПС-0,4-12,5-3У3	12,5	2	25

Таблица 6

Марка	Sном кВА	Uном обм. кВ	Потери кВт	Uкз %	Uкз %
		BH	HH	XX	КЗ
ТСЗ - 1000/10	1000	6	0,4	3	11,2	5,5	1,5

Вывод: возможна установка трансформатора меньшей мощности.



2.4 Конструктивное выполнение электрической сети

В сетях и установках напряжением до 1000В возможны ненормальные режимы работы электроустановок, связанные с незначительным или чрезмерным увеличением тока в цепи:

Перегрузка - режим работы электроустановки, с нагрузкой превышающей номинальную мощность, при котором в электрической цепи возникает ток, превышающий номинальный ток на 5-50%;

Короткое замыкание - преднамеренное или случайное соединение двух точек электрической цепи непосредственно или через малое сопротивление, при котором в электрической цепи возникает значительный ток, превышающий номинальный ток в 10-100 раз.

Для защиты внутрицеховых электрических сетей напряжением до 1000В применяются следующие защитные аппараты:

Предохранитель - коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи посредством плавления и последующего разрушения, специально предусмотренных для этого токоведущих частей (плавкая вставка), под действием проходящего по ним тока, превышающего его калиброванные значения.

Достоинством предохранителей является его дешевизна по сравнению с автоматическими выключателями.

Недостатком предохранителей является не удобство в эксплуатации, так как при перегорании плавкой вставки необходима замена всего предохранителя.

Предохранители применяются в низковольтных комплектных распределительных устройствах типа силовых пунктов (СП-62) и распределительных шкафов (ШР-11) с рубильником и количеством отходящих групп не более 8 комплектуются предохранителями марки НПН-15, НПН-60, ПН-2-100-250-400-600-1000,в вводно-распределительных устройствах с рубильниками на вводе и предохранителями ПН-2 на отходящих линиях (ВРУ, ВРС, ШВ, ВУШ, ВУД), в закрытых распределительных шинопроводах напряжением до 1000 В с рубильниками, блок-предохранителями (ШРА).На подстанциях предохранители применяются в панелях марки ЩО-70 с рубильниками и предохранителями ПН-2 -100-250-400.

Автоматический выключатель - коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи посредством срабатывания расцепителей, под действием проходящего по ним тока, превышающего его стандартные значения и воздействующих на отключающий валик, который отключает автоматический выключатель.

Достоинством автоматических выключателей является удобство в эксплуатации, то есть при срабатывании расцепителей автоматических выключателей не требуется его замена, а лишь повторное включение.

Недостатками автоматических выключателей является значительная дороговизна автоматического выключателя по сравнению с предохранителями (в 10-15 раз)

Автоматические выключатели рекомендуется применять для электроприёмников со значительными пусковыми токами или с большой кратностью пускового тока (кран-балки, лифты, конвейеры и т.д.), а также для защиты питающих линий производственных цехов и зданий.

Автоматические выключатели также применяются в виде защитных аппаратов на подстанциях с потребителями 1 и 2 категории. Причём на подстанциях с потребителями 1 и 2 категории применяются автоматические выключатели серии АВМ, «Электрон», ВА, А3700 с полупроводниковыми расцепителями и блоками МТЗ и регулируемой выдержкой времени в зоне перегрузок и КЗ, и с электромагнитными и электродвигательными приводами в стационарном или выдвижном исполнении шкафах КТП.

При выборе автоматических выключателей, необходимо, соблюдать условия селективности (избирательности срабатывания) по токам срабатывания и выдержке времени в зоне перегрузок и КЗ:

2.4.1 Расчет электрических сетей

1. Расчет номинальных токов электроприёмников

I_{ном ЭП} = Р_ном \(?3 *U_ном*соs ц*з)

I_{р уз} = S_р \(?3 *U_ном)

где: Р_ном, S_ном - номинальная активная или полная мощность электроприёмника определяется из исходных данных расчета нагрузок, кВт или кВА;

U_ном - номинальное напряжение сети, кВ;

cоs ц - коэффициент мощности электроприёмника, определяется из расчёта электрических нагрузок;

з - коэффициент полезного действия электроприёмника, принимается равным 0,9;

I_{р узл} - расчётный ток узла, определяется из расчёта электрических нагрузок, А

I_{ном ЭП 9-11} = 12,5/(1,73*0,38*0,95*0,9) =22,24 А

I_{ном ЭП 5} = 28/(1,73*0,38*0,65*0,9) =72,8 А

I_{ном ЭП 6} = 9,6/(1,73*0,38*0,6*0,9) =27,04 А

I_{ном ЭП 8} = 6/(1,73*0,38*0,65*0,9) =15,6 А

I_{ном ЭП 1,2} = 8/(1,73*0,38*0,9*0,9) =17 А

I_{р уз} = 109,25/(1,73*0,4) =157,87 А

2. Расчет пусковых токов электроприёмников

I_{пуск ЭП} = К_пуск* I_{ном ЭП}

где: I_{ном ЭП} = номинальный ток электроприёмника, А

К_пуск = кратность пускового тока электроприёмника, которую рекомендуется принимать равной:

5 - для металлорежущих станков, вентиляторов, насосов и т.д;

2 - для печей сопротивления, нагревательных элементов и т.д;

I_{пуск ЭП 9-11} = 2*22,24 =44,48 А

I_{пуск ЭП 5} = 5* 72,8 =364 А

I_{пуск ЭП 6} = 5 *27,04 = 135,2 А

I_{пуск ЭП 8} = 5 * 15,6 = 78 А

I_{пуск ЭП 1,2} = 5 * 17 = 58,1 А

3. Расчет пикового тока узла

I_{пик узл} = I_{р узл} + I_{пуск макс} - К_и* I_{ном ЭП}

где: I_{р узл} - расчётный ток узла, определяемый из расчёта электрических нагрузок.А

I_{пуск макс} - максимальный пусковой ток электроприёмника в узле, А;

К_и - коэффициент использования электроприёмника, имеющего максимальный пусковой ток в узле;

I_{ном ЭП} - номинальный ток электроприёмника, имеющего максимальный пусковой ток в узле, А;

I_{пик узл} = 157,87+364-0,17*72,8 = 509,5 А

Остальные расчеты аналогичны, данные заносим в таблицу

2.4.2 Выбор низковольтных аппаратов защиты

1. Производим выбор автоматических выключателей в соответствии с условиями выбора.

По напряжению:

U_ном ? U_сети

2. По номинальному току автоматического выключателя:

I_{ном АВ} ? I_{ном ЭП}

I_{ном АВ} ? I_{р узл}

где, I_{ном АВ} - номинальный ток автоматического выключателя, (16, 25, 63, 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1500, 2000, 2500, 4000), А

I_{ном ЭП} - номинальный ток электроприёмника(А), определяемый по формуле аналогично как для предохранителей.

I_{р узл} - расчетный ток узла определяемый из расчёта электрических нагрузок, А;

I_{ном АВ} = 25А ? 22,24А

I_{ном АВ} = 100А ? 72,8А

I_{ном АВ} = 100А ? 27,04А

I_{ном АВ} = 25А ? 15,6А

I_{ном АВ} = 25А ? 17А

I_{ном АВ} = 250А ? 157,87А

3. По току теплового расцепителя:

I_т.р. ? К_т*I_{ном ЭП}

I_т.р. ? К_т *I_{р узл}

где, К_т - коэффициент надежности срабатывания теплового или комбинированного полупроводникового расцепителя, который определяется в зависимости от типа расцепителя и от того какие линии они защищают:

1,1 - для защиты узлов и групп силовых электроприёмников;

1,15 - для защиты одиночных силовых электроприёмников, с нерегулируемыми тепловыми расцепителями;

I_т.р. = 25А ?1,1*22,24 =24,46А

I_т.р. = 100А ? 1,1*72,8 =80,08А

I_т.р. = 31,5А ? 1,1*27,04 =29,74А

I_т.р. = 20А ? 1,1*15,6 = 17,16А

I_т.р. = 20А ? 1,1*17 = 18,7А

I_т.р. = 200А ? 1,15*157,15=181,55А

4. По току электромагнитного расцепителя:

I_уэм ? К_э* I_{пуск ЭП}

I_уэм ? К_э* I_{пик узл}

где, I_пускЭП - пусковой ток электроприёмника который определяется по номинальному току и кратности пускового тока электроприёмника по формуле аналогичной как для предохранителей, А;

I_{пик узл} - пиковый ток узла, определяемый по формуле аналогичной как для предохранителей, А;

К_э - коэффициент надежности срабатывания электромагнитного расцепителя, который определяется в зависимости от типа расцепителя и того какие линии они защищают:

1,2 - для защиты одиночных электроприёмников с регулируемыми комбинированными полупроводниковыми или нерегулируемыми электромагнитными расцепителями;

1,25 - для защиты узлов и групп силовых электроприёмников с регулируемыми комбинированными полупроводниковыми расцепителями;

I_уэм =25*7=175А ? 1,25* 44,48 =55,6А

I_уэм =100*7=700А ? 1,25* 364 =455А

I_уэм =31,5*7=220,5А ? 1,25*135,2 =169А

I_уэм =20*7=140А ? 1,25*78 = 97,5А

I_уэм =20*7=140А ? 1,25*85 = 106,25А

I_уэм =200*12=2400А ? 1,2*509,5 =611,4А

Для автоматических выключателей выбирается ближайшая большая стандартная уставка расцепителя.

Остальные расчеты аналогичны, данные заносим в таблицу

Таблица 7

№ ЭП на плане	Рном, кВт; Sр кВА	Uном, кВ	cos ц	з	?3	Iном, Iр, А	Кпуск	Iпуск, Iпик, А	Кт	Кт * Iном, А	Кэ	Кэ * Iпуск, А	Автоматический выключатель
													тип	IАВ, А	Iу.т, А	Iуэм, А
СП1	109,25	0,4	0,87		1,73	157,87		509,5	1,1	181,55	1,25	611,4	ВА51-35	250	200	2400
9-11	12,5	0,38	0,95	0,9	1,73	22,24	2	44,48	1,15	24,46	1,2	55,6	ВА51-25	25	25	175
5	28	0,38	0,65	0,9	1,73	72,8	5	364	1,15	80,08	1,2	455	ВА51-31-1	100	100	700
6	9,6	0,38	0,6	0,9	1,73	27,04	5	135,2	1,15	29,74	1,2	169	ВА51-31-1	100	31,5	220,5
8	6	0,38	0,65	0,9	1,73	15,6	5	78	1,15	17,16	1,2	97,5	ВА51-25	25	20	140
1,2	8	0,38	0,8	0,9	1,73	17	5	85	1,15	18,7	1,2	106,25	ВА51-25	25	20	140
СП2	38,8	0,4	0,64		1,73	56,07		228,6	1,1	64,48	1,25	346,32	ВА51-31-1	100	80	560
3	12,6	0,38	0,6	0,9	1,73	35,5	5	177,5	1,15	39,05	1,2	221,87	ВА51-31-1	100	40	280
4	7,5	0,38	0,4	0,9	1,73	31,7	5	158,5	1,15	34,87	1,2	198,12	ВА51-31-1	100	40	280
18-22	2,4	0,38	0,6	0,9	1,73	6,76	5	33,8	1,15	7,43	1,2	42,25	ВА51-25	25	8	56
28	2,4	0,38	0,95	0,9	1,73	4,27	2	9,44	1,15	4,7	1,2	11,8	ВА51-25	25	5	70
СП3	35,37	0,4	0,7		1,73	51,11		557,26	1,1	58,77	1,25	668,12	ВА51-31-1	100	80	800
12	20,1	0,38	0,5	0,9	1,73	67,94	7,5	509,55	1,15	74,73	1,2	636,94	ВА51-31-1	100	80	800
31, 32	5,67	0,38	0,75	0,9	1,73	12,77	6	76,62	1,15	14,04	1,2	95,77	ВА51-25	25	16	112
СП4	58	0,4	0,74		1,73	83,81		201,43	1,1	96,38	1,25	247,71	ВА51-31-1	100	100	300
7	6,2	0,38	0,6	0,9	1,73	17,46	5	87,3	1,15	19,2	1,2	109,12	ВА51-25	25	20	140
13-17	6	0,38	0,8	0,9	1,73	12,67	5	63,35	1,15	13,94	1,2	79,18	ВА51-25	25	16	112
29, 30	11,2	0,38	0,7	0,9	1,73	27,04	5	135,2	1,15	29,74	1,2	169	ВА51-31-1	100	31,5	220,5

Вывод: по расчету токов с учетом коэффициентов выбрал автоматические выключатели марки ВА.

2.5 Выбор сечения жил проводов и кабелей

Внутрицеховые электрические сети напряжением до 1000В делятся на два вида сетей:

Питающие сети - это электрические сети от источников питания (РУНН-0,4кВ ТП, КТП или ВРУ-0,4кВ) до пунктов распределительных (ПР-11-24), шкафов распределительных (ШР-11), распределительным шинопроводам (ШРА) и отдельным крупным электроприёмникам. В некоторых случаях питающая сеть выполняется в виде одной питающей магистрали в виде магистрального шинопровода (ШМА).

Распределительные сети - к которым непосредственно подключаются различные электроприёмники цеха, то есть электрические сети от пунктов распределительных (ПР-11-24), шкафов распределительных (ШР-11), распределительным шинопроводов (ШРА) до электроприёмников.

Кабелем электрическим называется одна или более изолированных жил (проводников), заключенных в металлическую или неметаллическую оболочку, поверх которой в зависимости от условий прокладки и эксплуатации может иметься броня и защитный покров. Кабели подразделяются на:

- силовые (для передачи и электроэнергии на расстояние),

- контрольный ( для коммутации электрических приборов контроля и устройств управления, защиты и сигнализации).

Длительно допустимым током называется ток, при котором устанавливается длительная допустимая температура нагрева проводника, при нормальных условиях прокладки и температуры окружающей среды. Длительно допустимый ток зависит от следующих параметров:

- материала изоляции кабеля или провода;

- материала проводника;

- температуры окружающей среды;

- условий и способа прокладки провода;

Длительно допустимые токи, определенные в справочной литературе приняты для нормальных условий прокладки проводов и кабелей. Нормальными условиями прокладки проводов и кабелей являются:

§ температура земли +15 єС;

§ температура воздуха + 25 єС;

§ в траншее уложен только 1 кабель;

§ в металлической трубе или металлорукаве проложен только 1 кабель.

1. Выбор марки кабеля или провода и количества жил

Для электрических сетей до 1000В (0,22-0,38-0,66кВ) рекомендуется применять кабели и провода с поливинилхлоридной и резиновой изоляцией АНРГ(алюминиевая жила с найритовой изоляцией, резионовой оболочкой гибкий).

Для прокладки электропроводок в зданиях и сооружениях напряжением 0,4кВ рекомендуется применение небронированных кабелей и проводов, которые прокладываются в трубах или металлорукавах, для облегчения затягивания проводов и кабелей в трубы или металлорукавах.

Для прокладки кабельных линий распределительных сетей заводов, объектов и предприятий напряжением 0,4-10кВ рекомендуется применение кабелей с бронёй и защитным покровом для защиты кабелей от механических повреждений при земляных работах и коррозии в агрессивной среде и при расстоянии между ними в свету не менее 100мм.

Для силовых электроустановок до 1000В рекомендуется применение четырёхжильных кабелей с уменьшенным сечением нулевой жилы кабеля.

2. Определяются условия прокладки кабеля:

Место расположения - цех, температура окружающей среды t=+10єC , 1 в трубе, в земле.

3. Определяется коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды (К_т =1,07). Определяется длительная температура жил проводов в зависимости от вида изоляции t_жил = 55єC.

4. Определяется коэффициент, учитывающий количество рядом лежащих кабелей (К_п = 1,0 ): определяется количество кабелей лежащих в одной траншее и расстояние между ними в соответствии с конструктивным исполнением электрических сетей. В зависимости от расстояния между кабелями и количества кабелей рядом лежащих в траншее определяется поправочный коэффициент на число рядом лежащих кабелей в земле (в трубах и без труб) для допустимых токовых нагрузок кабелей и проводов.

5. Выбирается сечение кабеля по допустимому току по условиям:

I_доп * К_т * К_п = I'_доп ? I_{р. узл.} (для узла или потребителя)

I_доп * К_т * К_п = I'_доп ? I_{ном ЭП} (для электроприёмников)

I_доп - длительно допустимый ток кабеля или провода при нормальных условиях прокладки, подбирается ближайший больший длительно допустимый ток по таблицам;

I_р.узл - расчётный ток узла, определяется из расчета нагрузок;

I_{ном ЭП} - номинальный ток электроприёмника.

175*1,07*1,0=189 ? 157,87 - для узла ;

29*1,07*1,0 = 31,03 ? 22,24 - для электроприемника.

Остальные расчеты производим аналогично, данные заносим в таблицу.

Таблица 8

№ ЭП, узла	Iном ЭП , Iр узл , А	Кт	Кп	Iдоп, А	Iдопґ, А	Fn, ммІ	Ориентировочное сечение кабеля или провода Fґ
							марка	n* Fn, ммІ	n*Fn, ммІ
СП1	157,87	1,07	1,0	175	187,25	50	АНРГ	3х50	1х35
9-11	22,24	1,07	1,0	29	31,03	2,5	АНРГ	3х2,5
5	72,8	1,07	1,0	70	74,9	10	АНРГ	3х10
6	27,04	1,07	1,0	29	31,03	2,5	АНРГ	3х2,5
8	15,6	1,07	1,0	29	31,03	2,5	АНРГ	3х2,5
1,2	17	1,07	1,0	29	31,03	2,5	АНРГ	3х2,5
СП2	56,07	1,07	1,0	70	74,9	10	АНРГ	4х10
3	35,5	1,07	1,0	38	40,66	4	АНРГ	3х4
4	31,7	1,07	1,0	38	40,66	4	АНРГ	3х4
18-22	6,76	1,07	1,0	29	31,0,3	2,5	АНРГ	3х2,5
28	4,27	1,07	1,0	29	31,03	2,5	АНРГ	3х2,5
СП3	51,11	1,07	1,0	90	96,3	16	АНРГ	4х16
12	67,94	1,07	1,0	70	74,9	10	АНРГ	3х10
31,32	12,77	1,07	1,0	29	31,03	2,5	АНРГ	3х2,5
СП4	83,81	1,07	1,0	90	96,3	16	АНРГ	3х16	1х16
7	17,46	1,07	1,0	29	31,03	2,5	АНРГ	3х2,5
13-17	12,67	1,07	1,0	29	31,03	2,5	АНРГ	3х2,5
29,30	27,04	1,07	1,0	29	31,03	2,5	АНРГ	3х2,5

Вывод: произведен выбор кабеля по нагреву допустимым током.

2.5.1 Проверка провода на селективность

Согласно ПУЭ предельное допустимое соотношение между током срабатывания защитного аппарата I_з и длительно допустимым током по нагреву I_доп для проводников силовых и осветительных сетей до 1000 В.

Электрические сети до 1000В в основном выполняются с защитой от перегрузок, кроме сетей питания мостовых кранов, сварочных аппаратов, лифтов, конвейеров которые работают с перегрузкой во время пуска.

1. Определяем предельное допустимое соотношение между током срабатывания защитного аппарата I_з и длительно допустимым током по нагреву I_доп для проводников силовых и осветительных сетей до 1000 В равно: