Задача 1 Выбор предохранителя и расчет сечения проводов и кабелей по допустимому нагреву

Стр 1 из 5Следующая ⇒

Практические задачи.

Задача 1 Выбор предохранителя и расчет сечения проводов и кабелей по допустимому нагреву

Выбрать для схемы предохранитель FU1 и рассчитать сечение проводов и кабелей по допустимому нагреву

Дано:

Двигатель -

Линия освещения -

n=2 кабеля

I=200мм расстояние между кабелями.

Решение

1) Определяем пусковой ток двигателя:

2) Определяем ток вставки предохранителя FU 1

- коэффициент, зависящий от условий пуска

в формуле не применяем, так как суммируем одну линию:

=80А по условию селективности подходит.

FU 1 тип предохранителя ПН - ток патрона 100 А (смотрите в таблицу 1).

3) Сечение кабеля АСБГ выбираем из условия

выбираем по условию работы ток

(смотрите в таблицу 2)

с учетом

Для АСБГ с бумажной изоляцией

количество кабеля 2шт. на расстоянии

200мм. друг от друга подходит сечение 10 (смотрите в таблицу 5)

4) Сеть освещения

поливинилхлорид (смотрите в таблицу 6)

данное сечение подходит.

5) Провод АПРТО

резины

(смотрите в таблицу 3)

следовательно, сечение 3 подходит, но стандартное 4

Задача 2 Выбор предохранителя и расчет сечения проводов и кабелей по допустимому нагреву

Выбрать для схемы предохранитель FU1 и рассчитать сечение проводов и кабелей по допустимому нагреву

Дано:

двиг.

линия осв.

Решение

1) Определяем пусковой ток двигателя

2) Определяем ток вставки FU 1

, но по селективности следует выбрать FU 1 с током (смотрите в таблицу 1).

3) Сечение кабеля ААШВ

;

по таблице (смотрите в таблицу 2).

поправку на температуру находить не надо - стандартная

4) Для двигателя

для поливинилхлорида

Данное сечение подходит

5) Линия освещения

следовательно, (смотрите в таблицу 4).

Задача 3 Выбор автоматического выключателя и расчет сечения проводов и кабелей по допустимому нагреву

Выбрать для схемы автоматический выключатель QF1 и рассчитать сечение проводов и кабелей по условию допустимого нагрева

Дано:

темп. в помещении

двиг.

линия осв.

Решение

ТП-РЩ 1

1) Определяем рабочий ток магистрали:

Максимальный ток:

По рабочему току магистрали выбираем автоматический выключатель QF 1.

Определяем по формуле ном. ток теплового расцепителя:

-коэффициент надежности, учитывающий разброс по току срабатывания теплового расцепителя.

Принимаем стандартное значение тока теплового расцепителя (смотрите в таблицу 7).

, но по селективности устанавливаются на порядок выше 100.

Проверяем донный переключатель на возможность ложных срабатываний электромагнитного расцепителя:

- коэффициент запаса, учитывающий разброс по току срабатывания электромагнитного расцепителя.

По (табл. 2, 9) кратность срабатываний электромагнитного расцепителя: , тогда по условию

Так как условие выполняется.

Магистраль выполнена кабелем и замещена автоматическим выключателем с электромагнитным тепловым расцепителем.

Для линии ТП-РЩ из условия

По (табл. 1, 3)находим площадь сечения жил трехжильного кабеля. - табличное значение АСБГ-1-3*25

РЩ-М - кабеля с бумажной изоляцией =

Сечение подходит

По таблице 1, 1 находим: для 4-х одножильных проводов ближайшее большее значение ток , что соответствует площади сечения жилы 35 АПРТО 4(1x35) (смотрите в таблицу 3).

РЩ - освещ.

По табл. 1, 2 находим: большее ближайшее значение , что соответствует площади сечения жилы 2, 5 АВВГ 1 (3 х 2, 5)

Пересчитываем допустимый ток при фактической окружающей среды 25°С, введя поправочный коэффициент для нормированной кабеля .

, что удовлетворяет условию (смотрите в таблицу 4).

Принимаем кабель АВВГ 1(3x2, 5)

Задача 5 Определение потери мощности трансформатора и годовой потери энергии

Для трансформатора мощностью 250кВА определить потери мощности и годовые потери энергии при ,

Решение

1) Определяем время максимальных потерь

2)Определяем коэффициент нагрузки

3) Определяем потери мощности

4) Определяем потери энергии за год

Задача 6 Определение потери мощности трансформатора и годовой потери энергии

Для трансформатора мощностью 250кВА определить потери мощности и готовые потери энергии при

, ,

Решение

1) Определяем время накопительных потерь

2) Определяем коэф. нагрузки

3) Определяем потери мощности

4) Годовые потери Эл. энергии

Решение

Параметр элемента системы	БТП
100%	25%
1. Отклонение напр. в шинах 35кВ 2. Потери напряжения в линии 10кВ 3. Трансформатор напряжения 10/0, 4кВ постоянная надбавка переменная надбавка потери напряжения в трансформаторе 4. Потери напряжения в линии 0, 38кВ	+5 +5 -2, 5 -4 -8, 5	+3 +5 -2, 5 -1
5. Отклонение напр. у потребителя	-5	+4, 5

1) Выбираем переменную надбавку

2) Рассчитываем потери напряжений в линии:

3) Отношение напряжения у потребителя при 25% нагрузке

4) Проверяем баланс, напряжения по формуле

Решение

Параметр элемента системы	УТП
100%	25%
1. Отклонение нагрузки на шинах 35кВ 2. Потери напряжения в линии 10кВ 3. Трансформатор напряжения 10/0, 4кВ постоянная надбавка переменная надбавка потери напряжения в трансформаторе 4. Потери напряжения в линии 0, 38кВ	+3 -4, 6 +5 +2, 5 -4 -6, 9	-2 -1, 15 +5 +2, 5 -1
5. Отклонение напряжения у потребителя	-5	+3, 35

Заполняем таблицу известными данными: устанавливаем

;

1) Выбираем постоянную надбавку +2, 5

2) Рассчитываем суммарные потери напряжения в линиях 10кВ и 0, 38кВ

Отклонение напряжения у потребителя при 100% нагрузке устанавливаем минимальное наименьшее нормально допустимое

3) Распределяем потери по линиям 60% в линию 0, 38кВ и 40% в линию

потери В.Л.- 10кВ при 25% нагрузке.

В таблице устанавливаем потери со значением - минус

Баланс напряжений выполняется.

Решение

1 )Определяем по таблице - индуктивное сопротивление, среднее для ВЛ-10кВ-провод алюминиевый (смотрите в таблицу 11).

2)Определяем потери напряжения реактивное

3)Переводим в вольты

4) Определяем активную составляющую, допустимых потерь

5) Определяем сечение провода γ -удельная проводимость

Округляем сечение до ближайшего целого или 35мм²

Если F принять 25мм² то

6)Определяем действительные потери напряжения

что вполне допустимо

Решение

1) Для решения задачи нужно определить участков

где - коэффициент одновременности

- коэффициент динамики роста нагрузки

2) Выбираем сечение провода по таблице для железобетонных опор I района по гололеду интервал периода 7 лет

365... 630 - (смотрите в таблицу 12).

3) Определяем потери напряжения тыс. доли % на1кВ-А-м (смотрите в таблицу 13).

4) Суммарные потери напряжения

допускается

Решение

1) Зная ток и напряжение сети определяем полную мощность на узлах нагрузки

2) Определяем эквивалентную мощность для выбора сечения проводов

3) По таблице выбираем сечения для участков район по гололеду 1-2, расчетный период 7 лет

365... 630 (смотрите в таблицу 12).

4)Определяем потери на участках

тыс. доли % на 1кВ-А-км (смотрите в таблицу 13).

5) Определяем суммарные потери в конце линии

что вполне допустимо

Решение

1) Для определения однофазного тока к.з. нужно вычислить - полное сопротивление петли «фаза -нуль»

где - удельное активное сопротивление фазного провода А-35

- нулевого провода

(смотрите в таблицу 11).

- удельное индуктивное сопротивление

2) Определяем ток однофазного к.з.

Со схемой - по справочнику (смотрите в таблицу 8).

3) Определяем чувствительность защиты

что удовлетворяет требованиям ПУЭ

Задача 19 Определения тока срабатывания реле РТВ

Определить ток срабатывания реле РТВ. Выбрать ток установки реле и проверить чувствительность защиты линии, если максимальный рабочий ток двухфазного к.з. в конце защищаемой линии . Схема реле с двумя трансформаторами тока.

Дано:

Решение

1 )По принимаем трансформатор тока

ТПЛ-10-0, 5/Р-50/5 (смотрите в таблицу 14).

- коэффициент трансформации

2)Определяем ток срабатывания реле:

где - коэффициент схемы, по условию схема с двумя ТА принимаем схему «неполная звезда»

-коэффициент возврата (для реле прямого действия ) РТВ-реле прямого действия

-коэффициент самозапуска

- коэффициент надежности защиты

- коэффициент запаса (для реле прямого действия )

Принимаем реле РТВ, встроенное в привод ПП -67

3)Ток уставки реле принимаем 10А при этом токе, ток срабатывания защиты: (смотрите в таблицу 15).

4) Коэффициент чувствительности зашиты

чувствительность защиты обеспечивается.

Приложение А

Таблица 1 – Характеристики плавких вставок к предохранителям, рассчитанным на напряжение до 1кВ

Тип предохранителя	Номинальный ток патрона, А	Номинальный ток плавкой вставки А
ПН2 НПР ПРС		30, 40, 50, 60, 80, 100 100, 120, 150, 200, 225, 250 200, 250, 300, 350, 400 300, 400, 500, 600 60, 80, 100 100, 125, 160, 200 6, 10, 15 15, 20, 25, 35, 45, 60 2, 4, 6 10, 16, 20 25, 40, 63

Таблица 2 - Допустимый длительный ток, А, для кабелей с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией при прокладки в земле.

Площадь сечения жилы, мм	Четырехжильные кабели при напряжении до 1 кВ	Трехжильные кабели при напряжении, кВ

			-

Таблица 3 - Допустимый длительный ток, А, в проводах с алюминиевыми жилами, резиновой изоляцией.

Площадь сечения жилы, мм	Открытая прокладка	Прокладка провода в одной трубе
двух одно - жильных	трех одно - жильных	четырех одно - жильных	одного двух - жильных	одного трех - жильных

2, 5













				-	-	-

Таблица 4 - Допустимый длительный ток, А, для кабелей с алюминиевыми жилами, резиновой или пластмассовой изоляцией в свинцовой, поливинилхлоридной и резиновой оболочках, бронированных или небронированных.

Площадь сечения жилы, мм	Прокладка кабеля
одножильных в воздухе	двухжильных	трехжильных
в воздухе	в земле	в воздухе	в земле
2, 5

Таблица 5 – Поправочный коэффициент, учитывающий число кабелей, проложенных в земле рядом.

Расстояния между кабелями, мм	Число кабелей, загруженных на 100%

		0, 9	0, 85	0, 8	0, 78	0, 75
		0, 92	0, 87	0, 84	0, 82	0, 81
		0, 93	0, 9	0, 87	0, 86	0, 86

Таблица 6 – Поправочные коэффициенты на токи для кабелей, неизолированных и изолированных проводов и шин в зависимости от температуры среды

Стандартная температура земли и воздуха, С	Нормированная температура жил, С	Фактическая температура среды, С

		1, 08	1, 04	1, 00	0, 96	0, 92	0, 88	0, 83	0, 78
		1, 17	1, 13	1, 09	1, 04	1, 00	0, 95	0, 90	0, 85
		1, 20	1, 15	1, 11	1, 05	1, 00	0, 94	0, 88	0, 81
		1, 10	1, 05	1, 00	0, 95	0, 89	0, 84	0, 77	0, 71
		1, 22	1, 17	1, 12	1, 06	1, 00	0, 94	0, 87	0, 79
		1, 12	1, 06	1, 00	0, 94	0, 88	0, 82	0, 75	0, 67
		1, 25	1, 20	1, 13	1, 07	1, 00	0, 93	0, 85	0, 76
		1, 12	1, 07	1, 00	0, 93	0, 86	0, 79	0, 71	0, 61
		1, 29	1, 23	1, 15	1, 08	1, 00	0, 91	0, 82	0, 71
		1, 44	1, 07	1, 00	0, 93	0, 84	0, 76	0, 66	0, 54
		1, 34	1, 26	1, 18	1, 09	1, 00	0, 89	0, 78	0, 63

Таблица 7 - Характеристики автоматических выключателей, рассчитанных на напряжение до 1кВ

Тип	Ном. ток выключателя, А	Ном. ток теплового расцепителя, А	Коэф. надежности	Предельная коммутационная способность, кА
ВА51-25		6, 3; 8; 10; 12, 5; 16; 20; 25	7; 10
ВА51Г25		0, 3; 0, 4; 0, 5; 0, 6; 0, 8; 1; 1, 25; 1, 6; 2; 2, 5; 3, 15; 4, 5; 6, 3; 8; 10; 12, 5; 16; 20; 25
ВА51-29		6, 3; 8; 10; 12, 5; 16; 20; 25; 31, 5; 40; 50; 63	7; 10
ВА51-31		16; 20; 25; 31, 5; 40; 50; 63; 80; 100	3; 7; 10
ВА51Г31		16; 20; 25; 31, 5; 40; 50; 63; 80; 100
ВА52Г31		16; 20; 25; 31, 5; 40; 50; 63; 80; 100
ВА51-33		80; 100; 125; 160
ВА51Г33		80; 100; 125; 160
ВА52Г33		80; 100; 125; 160
ВА51-35		160; 200; 250
ВА51-37		250; 320; 400

Таблица 8 - Параметры понижающих трансформаторов напряжением 35…10/0, 4кВ Приведенные к напряжению 0, 4/0, 23кВ

Мощ-ность кВА	Верхний предел первич-ного напряже-ния кВ	Схема соединения обмо-ток	Потери мощности DРм/DРхх кВт	Напряжение к.з. Uк, %	Сопротивлениепрямой последовательности, мОм	Сопротивление при однофазном замыка-нии 1/3Zтр, мОм
Rт	Xт	Zт
		Y/YH	0.6/0.13	4.5	153.9	243.6
		Y/ZH	0.69/0.13	4.7	176.5
		Y/YH	0.88/0.175	4.5
		Y/ZH	1.0/0.175	4.7			187.5
		Y/YH	1.28/0.24	4.5
		Y/ZH	1.17/0.24	4.7
		Y/YH	1.97/0.33	4.5	31.5	64.7
		Y/ZH	2.27/0.33	4.7	36.3	65.7
		Y/YH	1.97/0.42	6.5	31.5
		Y/ZH	2.27/0.42	6.8	36.2	126.5
		Y/YH	2.65/0.51	4.5	16.6	41.7
		Y/ZH	3.1/0.51	4.7	19.3	42.2
		Y/YH	2.65/0.62	6.5	16.6	62.8
		Y/ZH	3.1/0.62	6.8	19.3	65.2
		Y/YH	3.7/0.74	4.5	9.4	27.2	28.7
		Y/ZH	4.2/0.74	4.7	10.8
		Y/YH	3.7/0.9	6.5	9.4	40.5
		Y/ZH	4.2/0.9	6.8	10.8	42.2	43.6
		Y/YH	5.5/0.93	4.5	5.5	17.1
		D/YH	5.9/0.95	4.5	5.9
		Y/YH	5.5/1.2	6.5	5.5	25.4
		Y/YH	7.6/1.31	5.5	3.1	13.6
		D/YH	8.5/1.31	5.5	3.4	13.5
		Y/YH	7.6/1.31	6.5	3.1	16.2	16.5

Таблица 9 – Экономическая плотность тока, А/мм².

Тип проводника	Т_НБчас/год
1000…3000	3001…5000	Более 5000
Неизолированные провода:
медные	2, 5	2, 1	1, 8
алюминиевые	1, 3	1, 1	1, 0
Кабели с бумажной изоляцией с жилами:
медными	3, 0	2, 5	2, 0
алюминиевыми	1, 6	1, 4	1, 2
Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами:
медными	3, 5	3, 1	2, 7
алюминиевыми	1, 9	1, 7	1, 6

Таблица 10 - Расчетные данные кабелей с бумажной изоляцией (на 1 км)

Сечение жилы, мм²	r₀, Ом	х_о, Ом при напряжении, кВ
медь	алюминии	0, 38
	1, 84	3, 1	0, 073	0, 11	-	-	-
	1, 15	1, 94	0, 068	0, 102	0, 113	-	-
	0, 74	1, 24	0, 066.	0, 091	0, 099	0, 135	-
	0, 52	0, 89	0, 064	0, 087	0, 095	0, 129	-
	0, 37	0, 62	0, 063	0, 083	0, 09	0, 119	-
	0, 26	0, 443	0, 061	0, 08	0, 086	0, 116	0, 137
	0, 194	0, 326	0.060	0, 078	0, 083	0, 110	0, 126
	0, 153	0, 258	0, 060	0, 076	0, 081	0, 107	0, 120
	0, 122	0, 206	0, 060	0, 074	0, 079	0, 104	0, 116
	0, 099	0, 167	0, 060	0, 073	0, 077	0, 101	0, 113
	0, 077	0, 129	0, 059	0, 071	0, 075	0, 098	0, 111
	0, 061	0, 103	-	-	-	0, 095	0, 097

Х₀=0, 35 Ом/км– U_НОМ= 0, 38 кВ

Х₀=0, 38 Ом/км– U_НОМ= 6…10 кВ

Х₀=0, 4 Ом/км– U_НОМ= 20…35кВ

Площадь сечения провода мм. кв.	Усредненное линейное активное сопротивление, мОм/м	Допустимый ток, А, в продолжительном режиме
Алюминиевый провод	Сталеалюминевый провод	Алюминиевый провод	Сталеалюминевый провод
	1, 84	1, 8
	1, 16	1, 18
	0, 85	0, 79
	0, 59	0, 6
	0, 42	0, 43
	0, 31	0, 31
	0, 25	0, 25

Таблица 11 – Данные для расчета проводов ВЛ

Таблица 12 - Экономические интервалы эквивалентной мощности для алюминиевых проводов ВЛ напряжением 10 кВ.

Район по гололеду	Площадь сечения провода, мм²	Интервал, кВ·А, при расчетном периоде
10 лет	7 лет	5 лет
Железобетонные опоры
I - II		До 450	До 365	До 320
	450…770	365…630	320…550
	770…950	630…775	550…675
	950…1385	775…1130	675…990
	1385…1800	1130…1470	990…1285
	Более 1800	Более 1470	Более 1285
		До 660	До 540	До 470
III - IV		660…685	540…560	470…490
	685…1260	560…1030	490…900
	1260…1705	1030…1390	900…1215
	Более 1705	Более 1390	Более 1215
Деревянные опоры
I - II		До 420	До 340	До 300
	420…660	340…540	300…470
	660…785	540…640	470…560
	785…1310	640…1070	560…935
	1310…1775	1070…1450	935…1265
	Более 1775	Более 1450	Более 1265
III - IV		До 610	До 500	До 435
	610…715	500…585	435…510
	715…1140	585…930	510…815
	1140…1640	930…1340	815…1170
	Более 1640	Более 1340	Более 1170

Таблица 13 – Удельные потери напряжение, выраженных в тысячных долях процента на 1 кВ*А*км, в проводах ВЛ напряжением 10 кВ.

12 3 4 5 Следующая ⇒