Расчетно-конструкторская часть

2.1. Расчет электрических нагрузок цеха и любого другого узла системы электроснабжения (силового распределительного пункта, распределительного или магистрального шинопровода, секции шин) необходимо произвести по методу коэффициента расчетной активной мощности (K _р). Расчетная активная мощность (P _р) – это мощность, соответствующая такой неизменной токовой нагрузке (I _р), которая эквивалентна фактической изменяющейся во времени нагрузке по наибольшему возможному тепловому воздействию на элемент системы электроснабжения.

Цеховые ЭП могут питаться либо от шин КТП непосредственно, либо через силовые распределительные пункты в зависимости от их единичной мощности. Линейные панели РУНН КТП комплектуются автоматическими выключателями (АВ) с номинальным током , снабженные тепловыми расцепителями с номинальным током . Силовые распределительные пункты (РП) комплектуются АВ с с . В связи с этим мощные ЭП с номинальным током можно питать только от шин КТП непосредственно, ЭП с – только через распределительные пункты, ЭП с можно питать либо от шин КТП непосредственно, либо через РП. ЭП малой и средней мощности объединяют в группы по территориальному признаку и питают либо от распределительных шинопроводов (ШРА) при магистральных схемах цеховых сетей, либо от РП при радиальных схемах.

При расчете электрических нагрузок цеха или другого узла питания все ЭП распределяются на характерные группы с одинаковыми K _и и cosj.

Расчет электрических нагрузок выполняется методом упорядоченных диаграмм с применением коэффициента расчетной нагрузки.

Для отдельных электроприемников указывается не номинальная мощность, а паспортная. Тогда номинальная мощность рассчитывается через формулы приведения к ПВ = 100 %:

1) для кранов

Р_ном = S_пасп× (1)

2) для сварочных агрегатов

, (2)

где ПВ - продолжительность включения, %

S_пасп- паспортная мощность, кВ·А;

cos _пасп- паспортный коэффициент активной мощности.

В текстовой части данного пункта ПЗ показать расчет только различающихся нагрузок, а остальные рассчитываются аналогично.

Заполнить таблицу 2 «Сводная ведомость нагрузок» (Приложение А).

Алгоритм заполнения таблицы 2:

В графу 1 записываются наименования групп электроприемников одинакового режима работы (с одинаковыми значениями k_и и cos j), а также узлы питания;

В графу 2 записывается количество электроприемников для групп и узлов питания;

В графу 3 – номинальная мощность электроприемника;

Групповая номинальная мощность åР_ном определяется как сумма номинальных мощностей электроприемников, относящихся к данной группе.

В графу 5 записывается модуль сборки m, который для узла питания определяют по формуле:

m = (p_{ном. макс}/р_{ном.мин}) > 3 или < 3 (3)

В графы 9 и 10 для групп приемников и узла питания записывается средняя мощность. Мощность за одну смену определяется по формулам:

Р_см = k_и∙Р_ном, (4)

Q_см = tg φ∙P_см (5)

где k_и - коэффициент использования, характеризующий использование активной мощности электроприемников;

tg φ - коэффициент мощности.

В графы 6 и 8 записываются для узла питания средневзвешенные значения коэффициента использования и коэффициента мощности, которые определяют по формулам:

k_{и св} = ∑Р_см/ ∑Р_ном, (6)

tg φ_св. = ∑Q_см/ ∑Р_см (7)

Эффективное число электроприемников n_эф – это такое число однородных по режиму работы электроприемников одинаковой мощности, которое дает то же значение расчетной мощности Р_р, что и группа электроприемников, различных по мощности и режиму работы.

В соответствии с практикой проектирования систем электроснабжения установлено, что:

а) при m > 3 и k_и ≥ 0,2 эффективное число электроприемников: , (8)

В том случае, когда n_эф > n, следует принимать n_эф = n.

б) при m < 3 и k_и ≥ 0,2 эффективное число электроприемников n_эф = n.

Расчетная нагрузка для узлов питания определяется по формулам:

1) активная мощность Р_р, кВт:

Р_р = k_р∙Р_см. (9)

где k_р - коэффициент расчетной нагрузки.

Коэффициент расчетной нагрузки k_р определяют по справочным таблицам в зависимости от эффективного числа электроприемников и средневзвешенного коэффициента использования (по Приложению Б таблица Б1 – итого по РП, ШРА, таблица Б2 - на шинах 0,4 кВ цеховых подстанций «итого по 0,4 кВ цеха»).

2) реактивная мощность Q_p, квар:

Q_p = 1,1∙Q_см при n_эф ≤ 10 (10)

Q_p = Q_c_м при n_эф > 10.

3) полная мощность S_p, кВА:

S_p = . (11)

4) расчетный ток I_p, А:

I_p = . (12)

Нагрузку распределить по РУ, обеспечивая достаточную надежность технологического процесса. Крупные потребители, резко отличающиеся по мощности и режиму работы, целесообразно присоединить непосредственно к ШНН.

2.2 В соответствии с категорией выбрать количество источников (трансформаторов). Рассчитать мощность цеховых трансформаторов, проверив их на аварийную перегрузку.

Рассчитать и выбрать КУ, присоединив его на ШНН (централизованная компенсация реактивной мощности).

Как правило, цеховые трансформаторные подстанции (ТП) встроены в здание цеха или пристроены к нему. Пристроенной называется подстанция, непосредственно примыкающая к основному зданию, встроенной – подстанция, вписанная в общий контур здания, внутрицеховая – расположенная внутри производственного здания (в открытом или отдельном закрытом помещении).

Отдельно стоящие закрытые цеховые подстанции устанавливают, когда невозможно разместить ТП внутри цехов или у наружных их стен по требованиям технологии или пожаро- и взрывоопасности производства. Отдельно стоящие ТП целесообразно применять при питании от одной подстанции нескольких рядом расположенных цехов с небольшой электрической нагрузкой.

По возможности ТП устанавливают в центре электрических нагрузок, максимально приближая к цеховым электроприемникам, что позволяет сократить протяженность сетей 0,4 кВ и уменьшить в них потери мощности и энергии.

Возможно применение цеховых ТП с размещением распределительного устройства (щита) низкого напряжения в цехе, а трансформаторов – снаружи около питаемых от него производственных зданий.

На выбор числа трансформаторов влияет категория потребителей по надежности электроснабжения, график нагрузки цеха и удельная мощность нагрузки. Однотрансформаторные подстанции при наличии складского резерва можно использовать для питания электроприемников III и даже II категории. Однотрансформаторные КТП можно применить и для питания электроприемников I категории, если их мощность не превышает 15–20 % мощности трансформатора и возможно резервирование подстанций на вторичном напряжении перемычками с АВР.

Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяют при преобладании электроприемников I и II категории и в энергоемких цехах при большой удельной мощности нагрузки кВА/м². Двухтрансформаторные КТП используют для питания электроприемников любой категории по надежности электроснабжения в следующих случаях:

1) суточный или годовой график нагрузки цеха очень неравномерен (например, односменная работа цеха, когда выгодно в ненагруженные часы отключать один трансформатор);

2) возможен дальнейший быстрый рост нагрузки;

3) удельная мощность нагрузки не менее 0,4 кВА/м².

Более двух трансформаторов используют для питания цеховых ЭП при необходимости раздельного питания силовой и осветительной нагрузки цеха; если имеются мощные ЭП, требующие блочного питания, или нагрузка цеха превышает нагрузочную способность двухтрансформаторной КТП с трансформаторами мощностью 2500 кВА (приблизительно > 3500 кВА).

Следует учесть, что если нагрузка цеха не более 400 кВА, то экономически нецелесообразно устанавливать собственную КТП в этом цехе.

Необходимо объединить нагрузки рядом расположенных цехов и выбрать ТП по суммарной мощности, расположив ее в центре электрических нагрузок.

Мощность трансформатора в однотрансформаторной КТП выбирается по условию:

, кВА, (13)

где S _нт – номинальная мощность трансформатора, кВА;

S _р – расчетная нагрузка цеха, кВА.

Ориентировочную мощность трансформатора двухтрансформаторных подстанций можно определить по формуле:

, (14)

где S_р.ц. – расчетная мощность цеха, кВА;

N – число трансформаторов на подстанции;

k_з – коэффициент загрузки трансформатора, принимаемый при преобладании потребителей I категории (до 80 %) в пределах 0,6 ÷ 0,7; при преобладании потребителей II категории – 0,7 ÷ 0,8; для III категории – 0,95 ÷ 1.

Далее по Приложению В следует выбрать тип трансформатора и привести его технические характеристики.

Определяем минимальное число цеховых трансформаторов одинаковой мощности, предназначенных для питания технологически связанных нагрузок:

(15)

где Р_р.ц. – расчетная нагрузка цеха, кВт;

k_н.з. – коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме;

ΔN – добавка до ближайшего целого числа.

Определяем экономически оптимальное число трансформаторов в цехе:

N_опт.= N_т._min + m (16)

где m = 0 – дополнительное число трансформаторов в цехе (при отсутствии достоверных стоимостных показателей для практических расчетов допускается принимать значение m по рис. 3 в зависимости от N_min и ΔN).

Рисунок 3 – Кривые определения дополнительного числа трансформаторов при К_з = 0,7÷0,8 (значения N_т._min в скобкахдля К_з = 0,9÷1)

В аварийных условиях работы оставшийся в работе трансформатор должен быть проверен на допустимую перегрузку с учетом возможного отключения потребителей III категории:

1,4×S_ном.т. ³ S_р.ц., (17)

При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.

Согласно норм технологического проектирования систем электроснабжения мощность компенсирующих устройств выбирается по двум этапам:

1) Исходя из возможной передачи реактивной мощности через трансформатор из сети 6 – 10 кВ.

2) Выбор дополнительной мощности компенсирующих устройств из условий оптимизации потерь мощности в трансформаторах и сети 6 – 10 кВ.

Тогда суммарная мощность низковольтных батарей составит:

Q_нк = Q_нк1 + Q_нк2. (18)

где Q_нк1 и Q_нк2 – суммарные мощности НБК, определенные на двух указанных этапах расчета.

Определяется возможная наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана через трансформаторы в сеть 0,4 кВ:

(19)

Суммарная мощность конденсаторных батарей на стороне 0,4 кВ составит:

Q_нк1 = Q_р.ц. – Q_1р (20)

Если в расчетах оказалось, что Q_нк1 < 0, то установка НБК на первом этапе расчетов не требуется (составляющая Q_нк1= 0).

Дополнительная мощность Q_нк2 НБК для данной группы трансформаторов определяется по формуле:

Q_нк2 = Q_р.ц. - Q_нк1– γ∙N_опт∙S_ном.т (21)

где γ – расчетный коэффициент, зависящий от расчетных параметров К_р1 и К_р2 и схемы питания цеховой ТП (для радиальной схемы γ определяют по рис. 4; для магистральной схемы – по рис. 5; для магистральной схемы с тремя и более трансформаторами γ = К_р1/30; для двухступенчатой схемы питания трансформаторов от РП 6-10 кВ, на которых отсутствуют источники реактивной мощности, γ = К_р1/60).

Для практических расчетов К_р1 следует принимать по табл. 1, а К_р2 – по табл. 2. (при К_р1 = 14, К_р2 = 4 по рис. 4.8 (б) определяем γ = 0,62).

Рисунок 4 - Кривые определения коэффициента γ для радиальной схемы питания трансформаторов напряжением 6 кВ (а) и 10 кВ (б)

Рисунок 5 – Кривые определения коэффициента γ для магистральной схемы питания трансформаторов при напряжении сети 6 кВ (а) и 10 кВ (б)

Таблица 1 – Значения коэффициента К_р1 для объединенных энергосистем

Таблица 2 – Значения коэффициента К_р2

Если Q_нк2 < 0, то принимается Q_нк2 = 0, следовательно, установка НБК не требуется.

Если суммарная мощность НБК Q_нк > 0, то необходимо по Приложению Г выбрать тип, количество и мощность устанавливаемых в цехе конденсаторных батарей.

Далее необходимо определить потери мощности в трансформаторах:

1) потери активной мощности в трансформаторах DР_т, кВт

DР_т = n×(DР_х + k_з..²×DР_к) (22)

2) потери реактивной мощности в трансформаторах DQ_т, квар

(23)

3) активная мощность, потребляемая трансформаторами из сети 6-10 кВ Р_т, кВт

Р_т = Р_р + DР_т (24)

4) Коэффициенты загрузки трансформаторов определяется по формулам

- в нормальном режиме k_з.н

(25)

- в послеаварийном режиме k_з.ав

(26)

5) реактивная мощность, потребляемая трансформаторами из сети 6-10 кВ Q_т

Q_т = Q₁ + DQ_т (27)

6) полная мощность, потребляемая трансформаторами S_т, кВА

(28)

Эта мощность является окончательной для дальнейших расчетов.

2.3 Выбор коммутационной аппаратуры произвести в последовательности, изложенной в таблице 3 (автоматические выключатели ВА, предохранители ПН2, НПН, распределительные шкафы ПР 8501, ШР 11 и т.д.)

При эксплуатации электросетей длительные перегрузки проводов и кабелей, КЗ вызывают повышение температуры токопроводящих жил больше допустимой. Это приводит к преждевременному износу их изоляции, следствием чего может быть пожар, взрыв во взрывоопасных помещениях, поражение персонала. Для предотвращения этого линия ЭСН имеет аппарат защиты, отключающий поврежденный участок.

Аппаратами защиты являются: автоматические выключатели, предохранители с плавкими вставками и тепловые реле, встраиваемые в магнитные пускатели.

Автоматические выключатели являются наиболее совершенными аппаратами защиты, надежными, срабатывающими при перегрузках и КЗ в защищаемой линии. Чувствительными элементами автоматов являются расцепители: тепловые, электромагнитные и полупроводниковые.

Тепловые расцепители срабатывают при перегрузках, электромагнитные — при КЗ, полупроводниковые — как при перегрузках, так и при КЗ.

Наиболее современные автоматические выключатели серии ВА предназначены для замены устаревших А37, АЕ, АВМ и «Электрон».

Они имеют уменьшенные габариты, совершенные конструктивные узлы и элементы. Работают в сетях постоянного и переменного тока. В таблицах Приложения Д предоставлены данные ВА, так как они наиболее современные и применяются в комплектных распределительных устройствах в виде различных комбинаций (ПР 85, ПР 87).

Условия выбора автоматических выключателей

Номинальный ток защищающего от перегрузки теплового расцепителя автоматического выключателя I_т, А выбирают только по длительному расчетному току линии

I_т ≥ I_дл.р. (29)

Номинальный ток электромагнитного или комбинированного расцепителя автоматического выключателя I_эл, А выбирают также по длительному расчетному току линии

I_эл ≥ I_дл.р. (30)

Ток срабатывания (отсечки) электромагнитного или комбинированного расцепителя I_{сраб.эл}, А проверяется по максимальному кратковременному току линии

I_{сраб.эл} ≥ 1,25∙I_кр., (31)

где I_кр. – максимальный кратковременный ток линии, А.

Для ответвлений к одиночному электродвигателю максимальный кратковременный ток линии I_кр. равен пусковому току электродвигателя I_пуск, А

I_кр. = I_пуск = k_п∙I_расч. (32)

где k_п – кратность пускового тока (принимают по справочнику). При отсутствии данных принимается: k_п = 6 или 6,5 (для СД и АД с КЗ-ротором); k_п = 2 или 3 (для МПТ и АД с фазным ротором).

Для выбора защиты трансформатора сварочных агрегатов, преобразователей электрической энергии, печей и т.п. необходимо учитывать бросок тока намагничивания

I_кр. = k_нам∙I_расч. (33)

где k_нам – коэффициент, учитывающий бросок тока намагничивания трансформатора (принимают k_нам = 3 ÷ 5 в зависимости от типа трансформатора).

При смешанной нагрузке, для обеспечения селективности защиты, максимальный кратковременный ток линии I_кр., А равен

I_кр. = (I_р – k_и∙I_расч.) + I_пуск, (34)

где I_р – расчетный ток всей линии, А;

I_расч, I_пуск – расчетный и пусковой ток наибольшего двигателя, А;

k_и – коэффициент использования наибольшего двигателя.

Предохранители предназначены для защиты от токов короткого замыкания. Предохранители имеют простую конструкцию, небольшие размеры и сравнительно малую стоимость. Однако предохранителям присущи и серьезные недостатки, ограничивающие область их применения, к числу которых относятся: большой разброс срабатывания плавкой вставки – до 50 % по току, необходимость замены плавкой вставки или всего предохранителя после однократного срабатывания, возможность работы двигателя на двух фазах при перегорании предохранителя на одной фазе и др.

Предохранители выбирают по следующим параметрам:

- по номинальному напряжению: номинальное напряжение предохранителей должно быть, как правило, равно номинальному напряжению сети, где они устанавливаются:

(35)

- по номинальному току предохранителя :

(36)

- по номинальному току плавкой вставки предохранителя , который должен быть отстроен от пусковых токов:

(37)

где – пусковой ток ЭП, А;

a – коэффициент, зависящий от пускового режима защищаемых электродвигателей и типа плавкого предохранителя.

При выборе плавких вставок безинерционных предохранителей (ПН, НПН, ППН) для защиты электродвигателей с легким режимом пуска (электропривод вентиляторов, насосов, металлорежущих станков и пр. с длительностью пуска 2 ÷ 5 с) ; для электродвигателей с тяжелым режимом пуска (электропривод кранов, дробилок, центрифуг и т. п. с частыми пусками и большой длительностью пускового периода) . Для малоинерционных предохранителей (ПР2) при легком режиме пуска и при тяжелом режиме . При частых пусках двигателей с легким режимом пуска (15 и более в час) плавкие вставки нужно выбирать, как для тяжелого режима.

При защите магистрали, питающей несколько ЭП с разными режимами пуска:

, (38)

где – пиковый ток магистрали, рассчитанный по формуле (34).

При защите питающей линии номинальный ток плавкой вставки выбирается по условию (38), а пиковый ток определяется по формуле (34).

Последовательно включенные предохранители должны быть проверены по селективности. По защитным характеристикам плавких предохранителей определяют время отключения при протекании максимального тока КЗ (). Селективность срабатывания предохранителей обеспечивается, если время отключения более удаленного от места повреждения предохранителя не менее чем в три раза больше времени отключения предохранителя, ближайшего к месту КЗ.

Технические характеристики некоторых типов предохранителей представлены в Приложении Е.

Выбор коммутационных аппаратов выполнить подробно для двух-трех присоединения. Остальные расчеты свести в таблицу 3.

Руководствуясь схемой РУ разработать составной РП (при необходимости), сформировать марки всех РП (см. Приложение Ж).

2.4 Сечения силовых линий выбираются по допустимому нагреву длительно протекающим максимальным током нагрузки, по потере напряжения и по условию соответствия выбранному аппарату защиты.

1) Выбор сечений по допустимому нагреву

Силовые линии разделяют на распределительные, непосредственно питающие один или несколько ЭП, и питающие, которые питают группу электроприемников, но непосредственно к ним не подключаются.

Выбор сечения проводников напряжением до 1000 В производится по условию нагрева с последующей проверкой по допустимой потере напряжения и на соответствие току защитного аппарата.

Условие выбора сечения по нагреву

I_р. £ I_дл.доп.∙k_t∙k_п, (39)

где I_р. – расчетный ток линии, А;

I_дл.доп. – длительно допустимый ток для выбираемого сечения, А;

k_t – поправочный коэффициент, учитывающий отличие температуры в цехе от температуры, при которой заданы I_доп в ПУЭ;

k_п – поправочный коэффициент, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки для проводов и кабелей при их многослойной прокладке в коробах.

Поправочный коэффициент необходимо учитывать при прокладке линий в жарких помещениях, а также при прокладке кабелей в коробах. Значения поправочных коэффициентов в зависимости от температуры окружающей среды для разных видов изоляции жил приведены в табл. 3; в зависимости от способа прокладки кабелей в коробах – в табл. 4.

Таблица 3 - Поправочные коэффициенты на токи для кабелей в зависимости от температуры воздуха

Материал изоляции жил кабеля	Значение КР при температуре воздуха, °C
+25	+30	+35	+40	+45	+50
резиновая изоляция	1,00	0,91	0,82	0,71	0,58	0,41
поливинилхлоридная (ПВХ) изоляция	1,00	0,94	0,87	0,79	0,71	0,61
изоляция из сшитого полиэтилена (СПЭ-изоляция)	1,00	0,95	0,90	0,85	0,80	0,74

Таблица 4 - Значения поправочных коэффициентов для кабелей, прокладываемых в коробах

Способ прокладки	Количество проложенных проводов и кабелей	Снижающий коэффициент для проводников, питающих
одножильных	многожильных	отдельные ЭП с коэффициентом использования до 0,7	группы ЭП и отдельные ЭП с коэффициентом использования более 0,7
Многослойно и пучками	– 3 – 9 10 – 11 12 – 14 15 – 18	До 4 5 – 6 7 – 9 10 – 11 12 – 14 15 – 18	1,00 0,85 0,75 0,70 0,65 0,60	– – – – – –
Однослойно	2 – 4	2 – 4	– –	0,67 0,60

В остальных случаях .

Расчетный ток линии I_р, А определяется по формуле

(40)

где Р_ном – номинальная мощность электроприемника, кВт;

U_ном = 0,38 кВ – номинальное напряжение сети;

- номинальный коэффициент мощности данного электроприемника.

Для нормальных условий эксплуатации токоведущих сетей в цехе условие выбора по нагреву запишется в виде

I_р. ≤ I_дл.доп.. (41)

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

Значения длительно допустимых токов для кабелей с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией приведены в Приложении З таблица З.1, для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена – в таблице З.2, для гибких кабелей – в таблице З.3.

2) Проверка выбранного сечения по току защитного аппарата производится после выбора автоматического выключателя по условию

I_дл.доп. ≥ k_защ.∙I_защ, (42)

где k_защ. = 1 – коэффициент защиты или кратность защиты. Значения k_защ.определяют в зависимости от назначения принятого вида защиты, характера сети, изоляции проводов, кабелей и условия их прокладки (таблица 5);

I_защ. - ток срабатывания защитного аппарата (ток срабатывания теплового расцепителя автоматического выключателя), А.

Таблица 5 - Значения коэффициента защиты

Тип защитного аппарата и принимаемый ток защиты I_з	Коэффициент защиты K_защ или кратность длительно допустимого тока для сетей
при обязательной защите от перегрузки	не требуется защиты от перегрузки
проводники с резиновой и аналогичной по тепловым характеристикам изоляцией	кабели с бумажной изоляцией
взрыво- и пожаро-опасные помещения	невзрыво- и непожаро-опасные помещения
Номинальный ток плавкой вставки предохранителей: I_з = I_{н вст.}	1,25	1,0	1,0	0,33
Ток срабатывания автоматического выключателя, имеющего только макси-мальный мгновенно действующий расцепитель: I_з = I_нэр	1,25	1,0	1,0	0,22
Номинальный ток расцепителя выключателя с нерегулируемой обратнозависимой характеристикой (независимо от наличия или отсутствия от-сечки): I_з = I_нтр	1,0	1,0	1,0	1,0
Ток срабатывания расцепителя автоматического выключателя с регулируемой, обратнозависимой от тока характеристикой (при наличии отсечки): I_з = I_устпри перегрузке	1,0	1,0	0,8	0,66

3) Проверка выбранного сечения провода (кабеля) по допустимой потере напряжения ΔU, кВ проводится по условию

ΔU ≤ ΔU_доп, (43)

где ΔU_доп – допустимые потери напряжения, В;

ΔU – расчетные потери напряжения, В.

ΔU_доп = 0,05∙U_ном = 0,05∙380 = 19 В

Расчетные потери напряжения определяются по формуле ΔU, В

ΔU = ∙I_P∙l∙(r₀∙cos φ + x₀∙sin φ), (44)

где I_P– расчетный ток линии, А;

l – длина линии, км;

r₀, x₀ – удельные сопротивления проводников (определяются по таблице 6), Ом/км.

Таблица 6 - Удельные активные и индуктивные сопротивления кабелей

Номинальное сечение жилы, мм²	Активное сопротивление жил при +20 °C, Ом/км	Индуктивное сопротивление при U_н до 1 кВ, Ом/км
алюминиевых	медных
1,5 2,5	– 13,3 7,74 5,17 3,1 1,94 1,24 0,89 0,62 0,443 0,326 0,258 0,206 0,167 0,013	12,26 7,36 4,6 3,07 1,84 1,15 0,74 0,52 0,37 0,26 0,194 0,153 0,122 0,099 0,077	0,101 0,099 0,095 0,09 0,073 0,0675 0,0662 0,0637 0,0625 0,0612 0,0602 0,0602 0,0596 0,0596 0,0587

Если ЭП, запитанные от одного РП или ШРА, имеют одинаковую мощность, то проверку сечений по потере напряжения следует проводить для наиболее удаленного электроприемника.

Силовые линии, питающие однофазные электроприемники, могут иметь двух- или трехпроводное исполнение, а питающие трехфазные ЭП, четырех- или пятипроводные.

Однофазные двух- и трехпроводные линии, а также трехфазные четырех- и пятипроводные линии при питании однофазных нагрузок должны иметь сечение нулевых рабочих (N) проводников, равное сечению фазных проводников.

Трехфазные четырех- и пятипроводные линии при питании трехфазных симметричных нагрузок должны иметь сечение N-проводников, равное сечению фазных проводников, если фазные проводники имеют сечение до 16 мм² по меди и 25 мм² по алюминию, а при больших сечениях – не менее 50 % сечения фазных проводников.

Сечение нулевых защитных проводников (PE) проводников при их наличии должно равняться сечению фазных проводников при сечении последних до 16 мм², иметь сечение 16 мм² при сечении фазных проводников от 16 до 35 мм² и не менее 50 % сечения фазных проводников при больших сечениях.

Окончательно выбранное сечение в табл. 4 (Приложение А) указывать в полном виде с указанием марки проводника и сечений фазных и нулевых проводников (например, АВВГ 3´50 + 2´25).

Выбор сечения токоведущих частей выполнить подробно для двух-трех присоединения. Остальные расчеты свести в таблицу 4.

Выбор шинопровода

Распределительные шинопроводы выбирают по расчетному току из условия

I_{ном ШРА}≥ I_расч (45)

где I_{ном ШРА} – номинальный ток ШРА, А.

Шинопровод выбираются по таблицам Приложения И.

Потери напряжения ΔU, % в распределительном шинопроводе с равномерной нагрузкой и расположением ввода в начале шинопровода определяются по формуле

(46)

где I_P– расчетный ток линии, А;

l – длина линии, км;

r_уд, x_уд – соответственно удельные активное и реактивное сопротивления шинопровода, Ом/км.

Данные выбранного шинопровода также заносятся в таблицу 4.

2.5 Сечение кабелей 6-10 кВ определяют, исходя из допустимого нагрева с учетом нормального и аварийного режимов, а также неравномерного распределения токов между отдельными линиями, поскольку нагрев изменяет физические свойства проводника, повышает его сопротивление, увеличивает бесполезный расход электрической энергии на нагрев токопроводящих частей и сокращает срок службы изоляции. Чрезмерный нагрев опасен для изоляции и контактных соединений и может привести к пожару и взрыву.

Выбор сечения кабелей без учета экономических факторов может привести к значительным потерям электрической энергии в линиях и существенному возрастанию эксплуатационных расходов. По этой причине сечение проводников электрических сетей внутреннего электроснабжения значительной протяженности, а также сетей, работающих с большим числом часов использования максимума нагрузки T_max > 4000 ч - должно быть не менее отвечающего рекомендованной экономической плотности тока F_э, мм², устанавливающей оптимальное соотношение между капитальными затратами и эксплуатационными расходами, которое определяют так

(47)

где j_Э = 1,2 А/мм² – экономическая плотность тока при Т_max ≥ 5000 ч для кабелей в бумажной изоляции с алюминиевыми жилами;

I_р – расчетный ток кабельной линии, А.

Расчетный ток линии I_р, А определяют по формуле

(48)

где n – количество кабельных линий от РП до ТП;

S_р.ц – расчетная нагрузка цеха, кВА.

Расчетное экономическое сечение округляют до ближайшего стандартного и, если оно окажется свыше 150 мм², одну кабельную линию заменяют двумя или несколькими кабелями с суммарным сечением, соответствующим экономическому. Применять кабели с малоизменяющейся нагрузкой сечением менее 50 мм² не рекомендуется.

При окончательном выборе селения проводов и кабелей из условия допустимого нагрева по соответствующим таблицам необходимо учитывать не только расчетный ток линии, но и способ прокладки ее, материал проводников и температуру окружающей среды.

Условие проверки сечения кабеля по нагреву

I_р.к £ I¢_дл.доп = I_дл.доп.×k_t∙k_п, (49)

где I_р.к – расчетный ток кабельной линии, А;

I_дл.доп. – длительно допустимый ток для выбираемого сечения, А;

k_t = 1 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды;

k_п – поправочный коэффициент, учитывающий количество кабелей, проложенных в одной траншее (при прокладке в туннеле и открыто – k_п = 1).

Проверки кабеля по условию нагрева в после аварийном режиме

I¢_ав. ≥ I_ав, (50)

где I_ав - ток кабеля в аварийном режиме, А;

I¢_ав. - ток кабеля с учетом перегрузки в аварийном режиме, А

I_ав = 2∙I_р.к (51)

I¢_ав = I΄_дл.доп.∙k_ав (52)