В М. Озерский
И.М. Хусаинов
И.И. Артюхов
РАСЧЕТЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ОБЪЕКТОВ
НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В
Учебное пособие
2010
Министерство образования и науки Российской Федерации
Саратовский государственный технический университет
В.М.Озерский, И.М.Хусаинов, И.И.Артюхов
РАСЧЕТЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ОБЪЕКТОВ
НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В
Учебное пособие
для курсового и дипломного проектирования
для студентов специальностей «Промышленная теплоэнергетика»,
«Энергетика теплотехнологий», «Электротехнологические установки и системы»,
«Энергообеспечение предприятий», «Электроснабжение»
и направления «Электроэнергетика»
Саратов 2010
УДК 658.26(075.8)
ББК 31.279
0-46
Рецензенты:
Кафедра «Электроснабжение промышленных предприятий»
Камышинского технологического института (филиала) Волгоградского
государственного технического университета
Доктор технических наук, профессор
Саратовского государственного аграрного университета им. Н.И.Вавилова
Г.П.Ярошенко
Одобрено
редакционно-издательским советом
Саратовского государственного технического университета
Озерский В.М.
0-46 Расчеты электроснабжения промышленных объектов напряжением до 1000 В: учеб,
пособие/ В.М.Озерский, И.М.Хусаинов, И.И.Артюхов. Саратов: Сарат. гос. техн, ун-т,
2010. 76 с.
ISBN 978-5-7433-2242-8
Содержит методы расчета электрических нагрузок, компенсации реак-
тивной мощности, выбора трансформаторов подстанций 10(6)/0,4 кВ, сечений
проводников и уставок защит ответвлений к электроприемникам, шинопрово-
дов и кабельных линий, питающих группы электроприемников напряжением
до 1000 В промышленных объектов электроснабжения.
Предназначается для студентов неэлектротехнических специальностей
при выполнении курсового и дипломного проектирования, а также представля-
ет интерес для студентов электротехнических специальностей и проектных ор-
ганизаций в части расчетов цеховых сетей напряжением до 1 000 В крупных
промышленных предприятий.
УДК 658.26(075.8)
ББК 31.279
ISBN 978-5-7433-2242-8
© Саратовский государственный
технический университет, 2010
© Озерский В.М., Хусаинов И.М.,
Артюхов И.И., 2010
ВВЕДЕНИЕ
Современные тенденции проектирования промышленных объектов различного назна-
чения сходятся в стремлении минимизировать как капитальные затраты на строительство
систем, так и эксплуатационные издержки с целью получения максимальной прибыли и ми-
нимизации сроков окупаемости. Указанные экономические цели однозначно связаны с тех-
ническими задачами максимального использования электротехнологического оборудования
и элементов систем электроснабжения, применения схем с минимальным объемом резерви-
рования.
Поставленные задачи решаются на всех стадиях разработки технических решений:
-	конструирование элементов систем и электротехнологического оборудования с
минимально необходимыми запасами прочности, гарантирующими безотказ-
ную работу в течение срока морального старения объектов;
-	обоснование критериев и расчет эквивалентных электрических нагрузок, адек-
ватных случайным процессам электропотребления, с учетом особенностей от-
дельных элементов систем электроснабжения;
-	максимальное использование экономичных режимов работы и перегрузочной
способности элементов систем электроснабжения, как в нормальных, так и в
аварийных режимах, с целью минимизации их мощности и стоимости;
-	проектирование питающих сетей максимальной пропускной способности с
минимальными затратами;
-	обоснование минимально необходимых резервных элементов систем, окупае-
мых снижением ущербов от перерывов электроснабжения;
-	максимальное использование индустриальных методов строительства энерге-
тических объектов;
-	в эксплуатации, путем оптимизации ремонтных циклов и профилактических
испытаний электрооборудования, оптимальным оперативным управлением
всеми видами режимов энергосистемы, как с участием человека, так и автома-
тически.
Специфической особенностью проектирования электроэнергетических систем всех
уровней является обязательное требование обеспечения электробезопасности, как обслужи-
вающего персонала, так и пользователей электроэнергии, как на техническом, так и на орга-
низационном уровнях.
В нашей стране и за рубежом существует множество решений поставленных задач с
тем или иным уклоном на различные критерии оптимальности. Учитывая многокритериаль-
ность перечисленных задач и множество Парето их оптимальных решений, ускоряющееся
расширение специализированных электронных баз данных по электрооборудованию, разви-
тие численных методов оптимизации, следует ожидать непрерывного усложнения методик
расчета, ориентированных на применение ЭВМ и убыстряющегося во времени изменения
нормативной документации.
В предлагаемом пособии детально рассматриваются сети напряжением до 1000 В,
расчет которых предлагается выполнять на основе существующих, действующих норматив-
ных документов и апробированных методик расчета, обобщивших опыт оптимального про-
ектирования и эксплуатации указанных сетей многих авторов за последние десятилетия.
Рабочие чертежи сетей напряжением до 1000 В являются завершающим этапом про-
ектирования. Для маломощных объектов (с установленной мощностью до 750 кВА) этот этап
проектирования является начальным и единственным. Для крупных предприятий, с установ-
ленной мощностью свыше 4<6 МВт, этапу детальной проработки сетей до 1000 В предшест-
3
вует этап технико-экономических обоснований, расчетов (ТЭР). На стадии ТЭР решаются
вопросы: выбора числа и мощности линий и трансформаторов всех уровней (ГПП, РП, ТП),
компенсирующих устройств до и выше 1000 В, выбора оптимальных напряжений внешнего
и внутреннего электроснабжения, оптимального распределения нагрузок между ГПП, мини-
ТЭЦ и ТП, резервирования предприятия в целом, отдельных групп цехов и ответственных
электротехнологических установок.
В предлагаемом пособии рассматриваются вопросы детального расчета сетей до
1000 В, применительно к малым предприятиям, или обоснованным ранее решениям электро-
снабжения высших уровней систем электроснабжения крупных предприятий.
Целью выполнения электрической части курсового (дипломного) проекта по сетям до
1000 В является детальная проработка силовых сетей отдельного объекта (цеха, котельной,
компрессорной) на стадии выполнения рабочих чертежей, необходимых для строительства
проектируемого объекта. На этой стадии проектирования основными документами проекта
являются рабочие чертежи, на которые выносится максимум не только конструктивной, но и
расчетной информации.
В зависимости от задания на проектирование, число чертежей может варьироваться.
Как правило, необходимыми являются два вида чертежей: план размещения силового обору-
дования проектируемого объекта, однолинейные схемы электроснабжения проектируемого
объекта. В зависимости от конкретного задания, определенного руководителем проекта, эти
чертежи могут дополняться планами и разрезами подстанций, детальным изображением
нестандартных узлов и деталей, кабельными журналами, изображением конструкций заклад-
ных деталей, схемами и планами размещения элементов заземления и молниезащиты, дру-
гими материалами, необходимыми для строительства.
1.	ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ПРОЕКТА
Исходные данные должны быть получены от руководителя курсового (дипломного)
проекта, или получены самостоятельно, в период преддипломной практики. Исходные дан-
ные должны быть утверждены на выпускающей кафедре. Исходными данными являются:
перечень электроприемников (ЭП), их планы размещения на промплощадке предприятия
(производства, цеха, участка), условия среды, в которой работают электроприемники, сведе-
ния об источниках питания.
Для неэлектротехнических специальностей (например, ПТЭ) перечень электроприем-
ников целесообразно увязать с технологической частью проекта Например, при проектиро-
вании котельной, в результате теплотехнических расчетов должен определиться состав насо-
сов, вентиляции, воздуходувок, установок водоподготовки, подготовки топлива. Таким обра-
зом, по перечню технологического оборудования может быть составлен перечень электро-
оборудования котельной. Аналогичным образом можно сформировать задание на дипломное
проектирование электрической части для любой специальности (ЭТТ, ЭПР и им подобным),
в дипломном проекте которой детально прорабатывается состав технологического оборудо-
вания.
При курсовом или дипломном проектировании, когда технологическая часть проекта
не прорабатывается детально, сведения о составе электроприемников объекта проектирова-
ния должны составляться студентом по результатам очередной практики, или выдаваться ру-
ководителем проекта. Отчет по практике, включая перечень электрооборудования, должен
быть защищен на выпускающей кафедре и утвержден руководителем проекта.
Перечень электроприемников должен быть представлен в виде таблицы, в которой
целесообразно указать:
-	порядковый номер электроприемника на плане цеха, подразделения;
4
-	технологическое назначение (наименование);
-	тип электроприемника;
-	число однотипных электроприемников, и;
-	номинальное напряжение, UH ;
-	номинальная мощность, рн;
-	коэффициент мощности, cos <р\
-	продолжительность включения, 77В% ;
-	кратность пускового тока, кт;
-	другие сведения, необходимые для расчета.
Форма таблицы исходных данных по электроприемникам представлена ниже.
Таблица 1
Сведения об электроприемниках проектируемой установки
№ на схеме (плане)	Наименование	Кол- во, п	ии, кВ	Мощность, кВт		ПВ%	COS (р	кт	Примечание
				Рн	пРн				
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Для студентов теплотехнических специальностей основная часть электроприемников
должна выявиться в процессе выполнения тепловых расчетов. Поэтому при выборе, напри-
мер, насоса следует из теплотехнического справочника выписать не только его технологиче-
ские параметры, но и тип двигателя для его привода. Далее из [1] или [2] следует для данно-
го двигателя (электроприемника) заполнить соответствующие графы табл. 1. Мощности по-
требителей, которые подробно не прорабатываются в основной части проекта, следует уточ-
нить на преддипломной практике. К таким потребителям электроэнергии часто относятся
тциты КИПиА, осветительные щитки, электродвигатели задвижек водо- и газоснабжения и
т.п.
В примечаниях (графа 10) целесообразно указать категорию по бесперебойности
электроснабжения электроприемника [3] и характеристику среды, в которой он установлен.
Характеристика среды, в которой установлен электроприемник (электроустановка),
влияет не только на конструктивное исполнение, но и на выбор его запасов устойчивости к
некоторым электрическим параметрам [3]. Характеристика среды определяет: классифика-
цию взрыво- и пожароопасных зон по ПУЭ [3], классификацию атмосферных воздействий -
по ГОСТ 15543.1-89, степени защиты электрооборудования от влажности и пыли - по ГОСТ
14254-96. В большинстве случаев, характеристику среды студент может определить само-
стоятельно, по ПУЭ [3], справочникам [2], отраслевым нормативным документам, или по ре-
зультатам преддипломной практики. Например, для помещений котельных установок харак-
теристика среды указана в СНиП 11-35-76 [4].
Требования к изображению планов размещения электрооборудования изложены в
ГОСТ 21.613-88.
В качестве источников питания могут использоваться: цеховые трансформаторные
подстанции (ТП) 6—10/0,4 кВ, распределительные устройства (РП) 6-40 кВ, или главные по-
низительные подстанции (ГПП) предприятий 110^220/6—10 кВ, шины генераторного напря-
жения 6-Ч0кВ заводских (районных) ТЭЦ, районные понизительные подстанции (РТП)
110^220/6-10 кВ.
Мощность источников питания, с учетом существующей нагрузки, должна быть дос-
таточна для подключения проектируемых потребителей.
В период преддипломной практики, или в технических условиях задания на (диплом-
ный, курсовой) проект необходимо получить следующие параметры источников питания:
-	схемы главных электрических соединений источников питания;
5
-	типы и номинальные параметры трансформаторов ТП или генераторов ТЭЦ,
включая номинальные мощности SH, напряжения UH, мощность КЗ на шинах
энергосистемы, или сопротивление системы в именованных (относительных)
единицах, другие параметры, необходимые для расчета токов КЗ;
-	коэффициент загрузки трансформаторов (генераторов) по средней
кзср = $ср.м ! $н и максимальной кзм =SM ISH мощности за наиболее за-
груженную смену;
-	место расположения и расстояние до объектов электроснабжения.
Конкретный объем задания уточняется с консультантом по электрической части при
оформлении целевой установки проекта. При курсовом проектировании перечисленные вы-
ше параметры задаются руководителем проекта.
2.	ОБЩИЙ ПОРЯДОК РАСЧЕТА
Ввод ВН.КЛ-10(6) кВ
ААШв. ААШву АПвПКШ.
от 3x70 до 3x150 кв.мм
А Не РП-10(6) кВ
в РУ-10(6) кВ гпп
Трансформатор ТП,
ТМЗ, ТМГ 10(6)/0 4 кВ
400-2500 кВА
Автоматы
отходящих линий
ВА.А3700
160-630 А
Ввод НН. автомат ввода
ВА54 АВ2М, Э
1000-6300 А
РУ-0.4 кВ ТП 111 МА
КЛ-0.4 кВ
питающей сети 2-го уровня
АВВГ
4x95- 4x185 кв мм
Аппарат ввода
разъединитель
рубильник.
глухое присоединение
Автоматы
отходящих пиний
BA. А3700
160-250 А
КЛ-0,4 кВ
питающей сети 1-го уровня
АВВГ
4x25 -4x120 кв мм
Аппарат ввода.
разъединитель
рубильник.
глухое присоединение
Автоматы
отходящих линий
ВА.А3700
16-160 А
КЛ-0 4 кВ ответвлений
АВВГ
4x2.5 - 4x70 кв мм
Батареи
компенсации
реактивной
мощности
АКРМ НКУ
20-2000 квар
Электро-
лриемники
>100 кВт
Ящики
управления,
магнитные
пускатели
Щиты
освещения
ЩО. КИП
СП, U1PA второго уровня
Электро-
приемники
<50 кВт
Шинные
сборки
КИП
СП первого уровня
Ящики
управления,
магнитные
пускатели
& Ящики
управления
магнитные
пускатели
Электро-
приемники
<10 кВт
Электро-
приемники
<1 кВт
Ящики
управления,
магнитные
пускатели
Электро- Электро-
приемники приемники
<10 кВт <10 кВт
Рис.1. Типовая структура
цеховых сетей напряжением до 1000 В
Сначала намечается однолинейная
схема электроснабжения объекта (рис.1).
Для этого на проектируемом объекте элек-
троснабжения целесообразно установить
один или представленный в несколько рас-
пределительных щитов (шинопроводов)
напряжением 0,4 кВ, подключив их к суще-
ствующим ТП. Если мощности трансфор-
маторов существующих подстанций напря-
жением 640/0,4 кВ недостаточно, то пре-
дусматривается строительство дополни-
тельных подстанций (ТП 6^10/0,4 кВ).
Рассчитываются эл ектрические на-
грузки для каждого узла схемы (распреде-
лительных силовых пунктов, сборных шин
цеховых ТП напряжением 0,4 кВ, сборных
шин РП, секции шин собственных нужд
ТЭЦ, РП или ГПП напряжением 640 кВ)
[5]. Расчет выполняется от нижних уровней
электроснабжения, к верхним, от электро-
приемников, к источникам питания [6].
По результатам расчета нагрузок оп-
ределяются расчетные токи нормальных,
длительных послеаварийных режимов и
пиковые токи кратковременных перегрузок,
по которым выбираются аппараты защиты
и сечения проводников. В необходимых
точках сети определяются токи короткого
замыкания [7, 8, 9]. По расчетным значени-
ям токов КЗ проверяются коммутационная
способность и чувствительность аппаратов
защиты, термическая стойкость проводов и
кабелей.
6
3.	ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ НАГРУЗОК
Электрические нагрузки отдельных элементов системы электроснабжения являются
случайными величинами. В расчетах принято использовать некоторые эквивалентные пара-
метры этих случайных величин - расчетные электрические нагрузки.
Расчетными активными Рр и реактивными Qp нагрузками (мощностями) будем на-
зывать нагрузки, которые эквивалентны фактическим изменяющимся во времени нагрузкам
по наибольшему тепловому воздействию на элемент системы электроснабжения1.
Расчетная электрическая нагрузка элемента сети, питающего группу ЭП: трансформа-
тора, линии, ШРА или ШМА, не равна сумме номинальных мощностей всех потребителей
этой группы. Это связано со случайным характером электропотребления. При числе элек-
троприемников более трех не бывает, чтобы все электроприемники работали одновременно.
Каждая характерная группа электроприемников формирует свой случайный процесс элек-
тропотребления. Этот случайный процесс будет зависеть от технологического назначения
приемников электроэнергии, который определяет: одну, две или три смены работы, загрузку
приемников во времени, корреляцию их включения в течение времени суток, циклический
или непрерывный характер работы. Случайный процесс электропотребления принято изо-
бражать суточным графиком нагрузки. Обычно рассматривают графики активной, произво-
дящей полезную работу мощности. Реактивную нагрузку считают пропорциональной актив-
ной мощности. Процессы индивидуального потребления электроэнергии отдельными при-
емниками принято характеризовать коэффициентами использования kuj и мощности cos^;-
за наиболее загруженную смену. Эти коэффициенты приводятся в справочной [10], или нор-
мативной [11] литературе и служат основой для вычисления эквивалентных, расчетных на-
грузок Рр и Qp как отдельных приемников, так и их групп.
Так как нагрев проводников и их изоляции является инерционным процессом, то в
расчете электрических нагрузок эта инерционность должна учитываться. Действительно, при
одном и том же, в особенности при неравномерном суточном графике нагрузки сильнее на-
греется тот элемент сети, у которого постоянная времени нагрева меньше, а значит, его рас-
четная нагрузка должна быть больше.
Все перечисленные выше факторы, характеризующие как случайность электропо-
требления, так и инерционность нагрева элементов сети, учитываются современной методи-
кой расчета электрических нагрузок, изложенной в руководящем документе «Указания по
расчету электрических нагрузок», РТМ 36.18.32.4-92 [5]. Этот документ регламентирует ме-
тодику расчета электрических нагрузок и рекомендуется к применению на всех уровнях схе-
мы электроснабжения и стадиях проектирования сетей промпредприятий2.
Дальнейшее изложение базовых понятий и методик расчета основано на действую-
щих нормативных документах, включающих справочную информацию по электропотребле-
нию [11], методику расчета [5] и рекомендации по ее применению [6].
1 Для студентов неэлектротехнических специальностей важно понять, что электрическая изоляция
электротехнического оборудования является наиболее слабым звеном всей конструкции любого электрического
аппарата или машины. Почти по всем своим физическим возможностям она обладает минимальными запасами
прочности. Поэтому задача выбора электрического элемента является задачей его обязательной проверки по
допустимому нагреву изоляции.
2 Следует подчеркнуть, что в большинстве учебников, переизданных или вновь изданных в 2000-х го-
дах, приводятся устаревшие методики и примеры расчета электрических нагрузок, например, метод коэффици-
ента спроса, упорядоченных диаграмм и т.п. Особенно этим грешат информационные ресурсы Интернет, где на
сайтах многих вузов размещены устаревшие по сути пособия к курсовому и дипломному проектированию.
7
3.1.	Расчетные коэффициенты
Определение расчетных нагрузок ЭП напряжением до 1 кВ производится для ответв-
лений к отдельным электроприемникам и для каждого узла питания (распределительного
пункта, шкафа, сборки, распределительного шинопровода, щита станций управления, трол-
лея, магистрального шинопровода, цеховой трансформаторной подстанции), а также по цеху,
корпусу в целом.
Для представления электрических величин и коэффициентов, характеризующих элек-
тропотребление, принята следующая система обозначений: показатели электропотребления
индивидуальных ЭП обозначаются строчными, а групп ЭП - прописными буквами.
Номинальная (установленная) мощность одного ЭП - мощность, обозначенная на за-
водской табличке или в его паспорте. Применительно к агрегату с многодвигательным при-
водом под номинальной мощностью подразумевают наибольшую сумму номинальных мощ-
ностей одновременно работающих двигателей.
Групповая номинальная (установленная) активная мощность - сумма номинальных
активных мощностей группы ЭП
п
(•)
I
где п - число электроприемников.
Номинальная реактивная мощность одного ЭП qH - реактивная мощность, потреб-
ляемая из сети или отдаваемая в сеть при номинальной активной мощности и номинальном
напряжении, а для синхронных двигателей - при номинальном токе возбуждения.
Групповая номинальная реактивная мощность - алгебраическая сумма номинальных
реактивных мощностей входящих в группу ЭП
я	я
(2)
1	1
J1-COS (р	,,
где tg(p = ---——; cos $9 - справочное [11] значение коэффициента мощности в среднем
cos (р
за смену1.
Групповая средняя мощность за период времени Т определяется как частное от деле-
ния расхода активной Wa или реактивной Wp энергии всех входящих в группу ЭП на дли-
тельность периода
pc = w«/T; Qc=wp/t.
Необходимо иметь в виду, что в дальнейшем под термином «средняя активная (или
реактивная) мощность» имеется в виду наибольшее возможное значение средней активной
(реактивной) мощности за наиболее загруженную смену, т. е. за смену с наибольшим потреб-
лением энергии.
Коэффициент использования отдельного электроприемника ки или однородной
группы ЭП с групповой номинальной мощностью Рн - отношение средней активной мощ-
ности отдельного ЭП рс или группы ЭП Рс за наиболее загруженную смену к ее номиналь-
ному значению
1 Средний за смену коэффициент мощности обычно меньше номинального.
8
кц Pc ! Рн * ku - Pc IPH.
(3)
В справочных материалах, например в [10, 11], значения коэффициентов использова-
ния приведены по характерным (однородным) категориям ЭП. К одной характерной катего-
рии относятся ЭП, имеющие одинаковое технологическое назначение, а также одинаковые
верхние границы возможных значений ки и коэффициентов мощности cos(z>. Например,
сверлильные станки относятся к характерной категории «металлорежущие станки», которая
представлена в справочных материалах расчетными коэффициентами ки = 0,12 и cos <р = 0,4
(^=2,29).
Для группы, состоящей из ЭП различных категорий (т. е. с разными ки ), средневзве-
шенный коэффициент использования определяется по формуле
/2?».	№
1 / 1
где N- число характерных категорий ЭП, входящих в данную группу.
Эффективное число электроприемников пэ - это такое эквивалентное число одно-
родных по режиму работы электроприемников одинаковой мощности, которое обусловлива-
ет те же значения расчетной нагрузки, что и фактическая группа различных по мощности
электроприемников. Для питающих сетей напряжением до 1000 В величину пэ рекоменду-
ется определять по следующему выражению
(5)
где N- число разнородных категорий ЭП; п - число однотипных ЭП внутри категории с
одинаковой мощностью рн и индивидуальными коэффициентами использования ки; Рн -
установленная мощность однотипных электроприемников внутри категории, определяемая
по формуле (1).
При значительном числе ЭП (магистральные шинопроводы, шины цеховых транс-
форматорных подстанций, в целом по цеху, корпусу, предприятию) пэ может определяться
по упрощенной формуле
(6)
Если найденное по упрощенному выражению число пэ окажется больше п, то следует
принимать пэ - п. Если рнмакс /рн.миц -3, где рнмин - номинальная мощность наименее
мощного ЭП группы, также принимается пэ = п .
Расчетная активная Рр и реактивная Qp мощности - это мощности, соответст-
вующие такой неизменной токовой нагрузке Iр, которая эквивалентна фактической изме-
няющейся во времени нагрузке по наибольшему возможному тепловому воздействию на
элемент системы электроснабжения. Считается, что максимальная температура достигается
за время ЗТ0, где То - постоянная времени нагрева.
9
Элементы систем электроснабжения имеют разные постоянные времени нагрева. В [5]
приведены расчетные коэффициенты для трех характерных значений постоянных времени
нагрева:
То- 10 мин - для сетей напряжением до 1 кВ, питающих распределительные шино-
проводы, пункты, сборки, щиты;
То - 2,5 ч - для магистральных шинопроводов и цеховых трансформаторов;
То > 30 мин - для кабелей напряжением 6 кВ и выше, питающих цеховые трансформа-
торные подстанции и распределительные устройства.
Коэффициент расчетной мощности Кр - отношение расчетной активной мощности
Рр к значению Ки Рн группы ЭП
Кр=Рр1к^Р„.
Для одиночных ЭП расчетная мощность принимается равной номинальной. Для оди-
ночных ЭП повторно-кратковременного режима - равной номинальной, приведенной к дли-
тельному режиму [12].
3.2.	Ответвления к электроприемникам
Расчетная мощность ответвлений к отдельным электроприемникам (насос, вентиля-
тор, кран-балка, сварочный аппарат) определяется по номинальной мощности электропри-
емника:
-	для электроприемников продолжительного режима работы
Рр=рн, кВт,	(7)
-	для ЭП повторно-кратковременного и кратковременного режимов работы в качестве
расчетной мощности следует принимать:
1) для медных проводников сечением до 6 мм2, а для алюминиевых проводников до
10 мм2- как для установок с продолжительным режимом работы;
2) для больших сечений проводников расчетная мощность определяется по выраже-
нию
PD = 0,875 х	, кВт,	(8)
р	\ 100
где ПВ°/0 - относительная продолжительность включения;
-	для сварочных аппаратов
Рр = 0,875 xS„cos(oJ^,	(9)
где SH - номинальная мощность сварочного аппарата, кВА; cos <р - справочный коэффици-
ент мощности;
-	для многодвигательных станков, в которых одновременно работают не более трех
электродвигателей, расчетная мощность равна сумме трех (или менее) наибольших по мощ-
ности электродвигателей
3
Рр = !?»,,	(Ю)
i=l
10
Мощности pHi электродвигателей (i-x электроприемников) должны быть приведены
к продолжительному режиму работы через номинальное значение ПВ% по формуле (8).
Расчетный ток в ответвлении к электроприемнику для проверки проводников по на-
греву и выбора защитной аппаратуры равен
_ РР
Р	COS(£>
(И)
3.3.	Питающие сети напряжением до 1000 В
На промышленных предприятиях электроприемники группируются по мощности, ре-
жимам работы, технологическому назначению. Питание указанных групп осуществляется от
силовых распределительных пунктов (СП), шинных сборок (ШС), распределительных ком-
плектных шинопроводов (ШРА). Питающие сети до 1000 В используются для подвода элек-
троэнергии к СП, ШС или ШРА. Они выполняются радиальными или магистральными ка-
бельными линиями.
Современный метод расчета [5] учитывает не только характер электропотребления
(ки, cos$q), но и инерционность нагрева (ЗТ0) того элемента сети, эквивалентная расчетная
нагрузка которого определяется. Расчет выполняется в табличном виде, по определенной
форме Ф636-92 [5] (табл. 2).
Таблица 2
Расчет электрических нагрузок питающих линий напряжением до 1000 В по форме Ф636-92
Исходные данные					
по заданию технологов				по справочным данным	
Наименование ЭП	количе- ство, п	номинальная (уста- новленная) мощ- ность, кВт		коэффициент использования,	коэффициент мощности cos <р / tgcp
		одного ЭП, рн	общая, Ри=пхрн		
1	2	3	4	5	6
Окончание табл. 2
Расчетные величины			Эффек- тивное число ЭП, «э	Коэффи- циент расчет- ной нагрузки, КР	Расчетные нагрузки			Расчет- ный ток Iр, А
актив- ная, ^и^н-> кВт	реактив- ная, киРн‘ё<Р> квар	пРн2			актив- ная, РР’ кВт	реактив- ная, Ср, квар	полная, 5р, кВА	
7	8	9	10	11	12	13	14	15
Расчет начинают с СП нижних уровней электроснабжения (СП первого уровня на
рис.1).
Исходные данные для расчета (графы 1-6) заполняются на основании полученных от
технологов, сантехников и других специалистов таблиц-заданий на проектирование электро-
11
технической части (графы 1-4). В дипломном проекте таким заданием является табл. 1. Гра-
фы 5, 6 заполняются согласно нормативным [11], или справочным материалам [10], в кото-
рых приведены значения коэффициентов использования и коэффициентов мощности для
индивидуальных ЭП.
При этом:
-	Все ЭП группируются по характерным категориям с одинаковыми ки и cos $9. В ка-
ждой строке указываются ЭП одинаковой мощности.
-	Резервные электроприемники, ремонтные сварочные трансформаторы и другие ре-
монтные электроприемники, а также электроприемники, работающие кратковременно (по-
жарные насосы, задвижки, вентили и т. п.), при подсчете расчетной мощности не учитыва-
ются (за исключением случаев, когда мощности пожарных насосов и других противоаварий-
ных ЭП определяют выбор элементов сети электроснабжения). В графах 2 и 4 указываются
данные только рабочих ЭП.
-	В случаях, когда пэ определяется по упрощенному выражению (6), все ЭП группи-
руются построчно по характерным категориям независимо от мощности ЭП, а в графе 3 ука-
зываются максимальная и минимальная мощности ЭП данной характерной группы.
-	Для многодвигательных приводов учитываются все одновременно работающие элек-
тродвигатели данного привода. Если в числе этих двигателей имеются одновременно вклю-
чаемые (с идентичным режимом работы), то они учитываются в расчете как один ЭП номи-
нальной мощностью, равной сумме номинальных мощностей одновременно работающих
двигателей.
Для электродвигателей с повторно-кратковременным режимом работы их номиналь-
ная мощность не приводится к длительному режиму (ПВ = 100%), так как время паузы в те-
чение цикла учитывается в коэффициенте использования ки.
При включении однофазного ЭП на фазное напряжение он учитывается в графе 2 как
эквивалентный трехфазный ЭП номинальной мощностью
Рн ~~’Рн.о-> Qh =3qH0,	(12)
где рн о, qH0 - активная и реактивная мощности однофазного ЭП.
При включении однофазного ЭП на линейное напряжение он .учитывается как эквива-
лентный ЭП номинальной мощностью
Рн ~ ^Рн.О, Qh ~‘^Qh.O’	(13)
При наличии группы однофазных ЭП, которые распределены по фазам с неравномер-
ностью не выше 15% по отношению к общей мощности трехфазных и однофазных ЭП в
группе, они могут быть представлены в расчете как эквивалентная группа трехфазных ЭП с
той же суммарной номинальной мощностью.
В случае превышения указанной неравномерности номинальная мощность эквива-
лентной группы трехфазных ЭП принимается равной тройному значению мощности наибо-
лее загруженной фазы.
При наличии в справочных материалах интервальных значений кы следует для расче-
та принимать наибольшее значение.
В графах 7 и 8 соответственно записываются построчно величины киРн и kuPutg(p.
Средние за наиболее загруженную смену нагрузки линии, питающей СП, ШС или ШРА, оп-
ределяются в итоговой строке, как суммы этих величин,
^С.М = Т^Н ’ Qc.M =	(I2!)
12
Определяется средневзвешенный коэффициент использования для данного узла пита-
ния
К и =PCM/YPn 	О5)
Значение средневзвешенного Ки заносится в графу 5 итоговой строки.
Для последующего определения пэ в графе 9 построчно определяются для каждой
характерной категории ЭП одинаковой мощности величины пр„ и в итоговой строке - их
суммарное значение пр„ . При определении пэ по упрощенной формуле (6) графа 9 не
заполняется.
По формулам (5) или (6) определяется эффективное число электроприемников пэ.
Найденное значение пэ округляется до ближайшего меньшего целого числа.
В зависимости от средневзвешенного коэффициента использования и эффективного
числа электроприемников, по табл. 3 определяется и заносится в графу 11 коэффициент рас-
четной нагрузки К р.
Расчетная активная мощность подключенных к узлу питания ЭП напряжением до
1 кВ (графа 12) определяется по выражению
Рр=КрРе.м-	(16)
В случаях, когда расчетная мощность Рр окажется меньше номинальной наиболее
мощного электроприемника, следует принимать Рр = рнмакс .
Для питающих сетей напряжением до 1 кВ в зависимости от пэ расчетная реактивная
мощность (графа 13) определяется следующим образом:
Q [М&ию припэ<10;
р I Qcm> прииэ>10.
При выполнении расчета нагрузки питающих сетей высших уровней электроснабже-
ния (второй на рис. 1) или нагрузки головных участков магистральных сетей следует исполь-
зовать результаты расчета средних нагрузок нижних уровней распределения энергии (первый
уровень на рис. 1). Для этого среднюю мощность определяют по формулам
Рем ~ ^jPcm,i + ^j^u,jPh,J’ Qcm = ^jQcm,i +	7/ >	(18)
i j	i	j
где PcM,i > QcM,i ~ средние нагрузки СП нижних уровней, полученные на предыдущих этапах
расчета; {г} - число силовых пунктов нижних уровней; PHj - номинальные мощности ха-
рактерных групп приемников, подключенных непосредственно к СП или ШРА высшего
уровня; kU j, tg(pj - коэффициенты использования, мощности и количество {/} этих групп.
В итоговой строке СП, ШРА высшего уровня расчет аналогичен. По формуле (15) оп-
ределяется средневзвешенный коэффициент использования. По формулам (5) или (6) - эф-
фективное число электроприемников пэ. По табл. 3 - коэффициент расчетной нагрузки К р.
По формулам (16), (17) находят расчетные нагрузки.
К расчетной активной и реактивной мощностям силовых ЭП напряжением до 1 кВ
должны быть при необходимости добавлены осветительные нагрузки Рр 0 и Qp0.
13
Значение токовой расчетной нагрузки, по которой выбирается сечение линии по до-
пустимому нагреву, определяется по выражению
IP=Sp!^Uh (графа 15),	(19)
/ 2	2
где Sp = -JPp +Qp - полная расчетная мощность, кВА (графа 14).
Таблица 3
Значения1 коэффициентов расчетной нагрузки Кр
для питающих сетей напряжением до 1 000 В
«э	Коэффициент использования К„								
	0,1	0,15	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8
1	8	5,33 '	4	2,67	2	1,6	1,33	1,14	1
2	6,22	4,33	3,39	2,45	1,98	1,6	1,33	1,14	1
3	4,05	2,89	2,31	1,74	1,45	1,34	1,22	1,14	1
4	3,24	2,35	1,91	1,47	1,25	1,21	1,12	1,06	1
5	2,84	2,09	1,72	1,35	1,16	1,16	1,08	1,03	1
6	2,64	1,96	1,62	1,28	1,11	1,13	1,06	1,01	1
7	2,49	1,86	1,54	1,23	1,12	1,1	1,04	1	1
8	2,37	1,78	1,48	1,19	1,1	1,08	1,02	1	1
9	2,27	1,71	1,43	1,16	1,09	1,07	1,01	1	1
10	2,18	1,65	1,39	1,13	1,07	1,05	1	1	1
11	2,11	1,61	1,35	1,1	1,06	1,04	1	1	1
12	2,04	1,56	1,32	1,08	1,05	1,03	1	1	1
13	1,99	1,52	1,29	1,06	1,04	1,01	1	1	1
14	1,94	1,49	1,27	1,05	1,02	1	1	1	1
15	1,89	1,46	1,25	1,03	1	1	1	1	1
16	1,85	1,43	1,23	1,02	1	1	1	1	1
17	1,81	1,41	1,21	1	1	1	1	1	1
18	1,78	1,39	1,19	1	1	1	1	1	1
19	1,75	1,36	1,17	1	1	1	1	1	1
20	1,72	1,35	1,16	1	1	1	1	1	1
21	1,69	1,33	1,15	1	1	1	1	1	1
22	1,67	1,31	1,13	1	1	1	1	1	1
23	1,64	1,3	1,12	1	1	1	1	1	1
24	1,62	1,28	1,11	1	1	1	1	1	1
25	1,6	1,27	1,1	1	1	1	1	1	1
30	1,51	1,21	1,05	1	1	1	1	1	1
35	1,44	1,16	1	1	1	1	1	1	1
40	1,4	1,13	1	1	1	1	1	1	1
45	1,35	1,1	1	1	1	1	1	1	1
50	1,3	1,07	1	1	1	1	1	1	1
60	1,25	1,03	1	1	1	1	1	1	1
70	1,2	1	1	1	1	1	1	1	1
80	1,16	1	1	1	1	1	1	1	1
90	1,13	1	1	1	1	1	1	1	1
100	1,1	1	1	1	1	1	1	1	1
1 Данные табл. 3 приведены из [5].
14
3.4.	Шины цеховых трансформаторных подстанций, магистральные шинопроводы
Для магистральных шинопроводов и на шинах 0,4 кВ цеховых трансформаторных
подстанций, а также при определении мощности в целом по цеху, корпусу, предприятию, в
отличие от расчета нагрузки для питающих сетей напряжением до 1 кВ, следует:
1.	Использовать результаты предыдущих расчетов средних нагрузок в питающих
сетях нижних по отношению к шинам ТП уровней электроснабжения (графы 7,
8 итоговых строк для СП или ШРА, рис. 1).
2.	Принимать значения коэффициента расчетной нагрузки по табл 4 для посто-
янной времени нагрева трансформаторов То = 2,5 ч.
Таблица 4
Значения1 коэффициентов расчетной нагрузки Кр
на шинах НН цеховых трансформаторов
и для магистральных шинопроводов напряжением до 1 кВ
«э	Коэффициент использования Ки							
	0,1	0,15	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7 и более
1	8	5,33	4	2,67	2	1,6	1,33	1,14
2	5,01	3,44	2,69	1,9	1,52	1,24	1,11	1
3	2,94	2,17	1,8	1,42	1,23	1,14	1,08	1
4	2,28	1,73	1,46	1,19	1,06	1,04	1	0,97
5	1,31	1,12	1,02	1	0,98	0,96	0,94	0,93
6-8	1,2	1	0,96	0,95	0,94	0,93	0,92	0,91
9-10	1,1	0 97	0,91	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
10-25	0,8	0,8	0,8	0,85	0,85	0,85	0,9	0,9
25-50	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,8	0,85	0,85
Более 50	0,65	0,65	0,65	0,7	0,7	0,75	0,8	0,8
3.	При определении реактивной мощности, в отличие от (17), следует использо-
вать выражение
Qp=KpQCM.	(20)
4.	Результирующий расчет нагрузок для каждой трансформаторной подстанции и
выбор мощности трансформаторов рекомендуется выполнять с учетом средств
компенсации реактивной мощности (КРМ).
Результирующая нагрузка на стороне высшего напряжения цеховых ТП определяется
с учетом средств КРМ и потерь мощности в трансформаторах.
3.5.	Расчет электрических нагрузок элементов сети напряжением выше 1000 В
Физический смысл формирования нагрузок на шинах РП (РУ ГПП) напряжением
10(6) кВ несколько иной, чем в предыдущих случаях. Графики нагрузок РП (РУ ГПП) пред-
ставляют собой сумму суточных графиков отдельных цеховых ТП и высоковольтных прием-
ников энергии, то есть, в каждый рассматриваемый момент времени t, по первому закону
Кирхгофа, нагрузка РП (РУ ГПП) в точности равна сумме текущих значений
1 Данные табл. 4 приведены из [5].
15
= P(f)j + P(t)j , где i - номер ТП; j - номер высоковольтного приемника. Если
на суточных графиках нагрузок отдельных ТП и высоковольтных приемников расчетные
максимумы не совпадают во времени, то на суммарном графике не найдется такого момента
времени, в котором бы складывались максимальные нагрузки всех потребителей. Всегда
найдется потребитель, у которого текущее значение нагрузки меньше максимальной. В ре-
зультате, по отношению к эквивалентным расчетным нагрузкам, будет справедливо нера-
венство
Рр£ ~ +l£jPp,j •
i j
Это неравенство будет усиливаться при большей неравномерности суммируемых гра-
фиков нагрузки (при малых коэффициентах использования K.ui, KU j) и по мере роста
числа линий п - {z} п {>}, отходящих от шин РП (ГПП).
Вводя коэффициент одновременности максимумов нагрузки Ко = f(Ku,ri) < 1, где
Ки - средневзвешенный коэффициент использования суммарного графика нагрузки; п -
число отходящих линий от РП (ГПП), получим формулу для эквивалентной расчетной на-
грузки РП (ГПП)
Рр£ ~ Ко ^Pp.i + ^LPp,j
(21)
Для высоковольтных приемников продолжительного режима работы за расчетную
мощность можно принять среднюю мощность за время фактической работы в течение сме-
ны. Тогда Ppj = k3 jPu j , где k3j - средний коэффициент загрузки приемника за время ра-
боты в течение смены. Коэффициентов k3J нет в справочниках по электропотреблению [10,
11], поэтому их значения должны быть получены от технологов в период преддипломной
практики. При отсутствии достоверных данных можно принимать k3j ~kUJ I ke j ~kuj,
где ku j - коэффициенты использования, принимаемые по справочным данным [10, 11].
Точное равенство достигается только для приемников с равномерным потреблением в
течение всей смены, то есть для приемников с коэффициентом включения ke = tp!tCM »1,
где tp- время работы в течение смены; tCM- продолжительность смены. Для компрессоров,
вентиляторов, насосов, воздуходувок с приводами 10(6) кВ коэффициент загрузки практиче-
ски равен коэффициенту использования. Для оборудования, время работы которого гораздо
меньше продолжительности смены tp «, например, дуговые сталеплавильные печи
(ДСП), расчетные нагрузки Ppj должны определяться по специальным методикам [13].
Расчетные мощности ТП Pp i определяются на предыдущих этапах расчета (п. 3.4).
Несмотря на принципиальную разницу физического смысла расчета по формуле (21),
в сравнении с формулами (14), (16)—(18), (20) сами формулы идентичны по структуре и отли-
чаются только индексами. Поэтому, расчет нагрузки высоковольтных электроустановок мо-
жет быть выполнен по единой форме, по единому алгоритму. Единый алгоритм расчета уп-
рощает создание систем автоматизированного проектирования (САПР) объектов электро-
16
снабжения, например САПР-АЛЬФА-СЭ, RastrWin, демонстрационные версии которых
можно скачать с сайтов разработчиков [14, 15]1 2.
Таким образом, расчет электрических нагрузок ЭП напряжением выше 1000 В произ-
водится в целом аналогично расчетам, приведенным выше, в п. 3.3, 3.4, по форме Ф636-92, с
учетом следующих особенностей:
1.	При получении от технологов коэффициентов, характеризующих реальную загруз-
ку высоковольтных электродвигателей, в графу 5 заносится вместо ки значение к3, в гра-
фу 7 - значение к3Рн. Иначе в графе 7 записывается значение киРп.
2.	Расчетная нагрузка цеховых трансформаторных подстанций (графы 12, 13 преды-
дущих расчетов, с учетом осветительной нагрузки, потерь в трансформаторах и выбранных
средств КРМ) заносится в графы 7 и 8.
Таблица 5
Значение2 коэффициента одновременности Ко для определения расчетной нагрузки
на шинах 10(6) кВ РП и ГПП
Средневзвешенный коэффи- циент использования	Число присоединений 6(10) кВ на сборных шинах РП, ГПП			
	2-4	5-8	9-25	Более 25
/Си<0,3	0,9	0,8	0,75	0,7
0,3 < Ки< 0,5	0,95	0,9	0,85	0,8
0,5<Ки<0,8	1	0,95	0,9	0,85
Ки>0,8	1	1	0,95	0,9
3.	По предварительно намеченной схеме электроснабжения определяется число п
присоединений 10(6) кВ на сборных шинах РП, ГПП (графа 2 итоговой строки). Резервные
ЭП не учитываются.
4.	Эффективное число ЭП пэ не определяется и графы 9 и 10 не заполняются.
5.	В зависимости от числа п присоединений и средневзвешенного коэффициента ис-
пользования Ки =^kuPH /^Ри , занесенного в графу 5 итоговой строки, по табл. 5 опреде-
ляется значение коэффициента одновременности Ко. Значение Ко заносится в графу 11
(вместо Кр).
6.	Расчетная мощность (графы 12 -14) определяется по выражениям
(22)
sp=A/pp2+ep2,
где суммы в скобках соответствуют значениям граф 7 и 8 итоговой строки.
Расчетные токи (графа 15) определяются по формуле (19).
1 Демоверсии, или бесплатные студенческие лицензии позволяют использовать большинство систем
САПР для курсового и дипломного проектирования.
2 Данные табл^ 5 приведены из [5].
17
4.	ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ЦЕХОВЫХ ТП И КОМПЕНСИРУЮЩИХ
УСТРОЙСТВ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В
При отсутствии компенсирующих устройств на шинах 0,4 кВ число трансформаторов
ТП выбирается из условия
a Sp
т к Ъ
Кз°нт
(23)
где Sp - полная расчетная мощность потребителей 0,4 кВ на шинах цеховой подстанции;
SHm - номинальная мощность трансформаторов, выбираемая в зависимости от удельной
плотности расчетной нагрузки цеха, кВА/м2; к3 - коэффициент загрузки трансформаторов в
нормальном режиме работы, который следует принимать 0,7 - для потребителей I катего-
рии, 0,8 - для потребителей II категории и 0,9+1,0 - для потребителей III категории по беспе-
ребойности электроснабжения.
Определяющими факторами при выборе единичной мощности трансформатора яв-
ляются затраты на питающую сеть 0,4 кВ, потери мощности в питающей сети и в трансфор-
маторах, затраты на строительную часть ТП. Допускается [16] при определении единичной
мощности трансформатора пользоваться следующими приближенными критериями:
-	при плотности нагрузки до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
-	при плотности нагрузки 0,2 - 0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
-	при плотности нагрузки более 0,5 кВА/м2 - 2500,1600 кВА.
Полученное значение Nm следует округлить до ближайшего целого. Для потребите-
лей I и II категорий должно быть предусмотрено не менее двух трансформаторов. Одно-
трансформаторные подстанции также могут быть применены для питания электроприемни-
ков II категории, если требуемая степень резервирования потребителей обеспечивается ка-
бельными линиями низкого напряжения от другого трансформатора и время замены вышед-
шего из строя трансформатора не превышает 1 суток.
При наличии компенсации реактивной мощности число трансформаторов выбирается
минимальным, исходя из расчетной активной нагрузки
' >—Р-
т~ к S
Кз°нт
(24)
а мощность батарей конденсаторов выбирается из условия пропускной способности транс-
форматоров
Qhk — Qp ^(NmSurnk3) Рр .
(25)
Для крупных объектов электроснабжения при размещении компенсирующих уст-
ройств на ТП, РП-10(6) кВ и ГПП учитываются экономические факторы [25].
Для обособленных объектов небольшой мощности Рр <2 + 3 МВт предусматривается
строительство одной, двух подстанций. Число трансформаторов на ТП определяется надеж-
ностью электроснабжения, а формула (24) принимает вид
V > Р
^нт~ к N
Кз1Ут
18
Если строительство объекта предполагается на действующем предприятии, а электро-
приемники проектируемой технологической установки подключаются к существующим ТП,
то расчетные нагрузки Рр, Qp и S р следует принимать с учетом расчетной нагрузки суще-
ствующих потребителей, а формулы (23)-(25) использовать для проверки нагрузочной спо-
собности установленных на ТП трансформаторов.
-5г СОСТАВЛЕНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
При составлении принципиальной схемы следует руководствоваться рекомендациями
[16]. Для оборудования I, II категорий по бесперебойности электроснабжения [3] следует
предусматривать резервирование. Резервирование бывает двух видов:
-	резервирование источников питания;
-	резервирование электротехнологического оборудования.
Потребители I, II категорий должны иметь не менее двух независимых источников
питания: секций шин 6(10) кВ ГПП, трансформаторов цеховых подстанций. В нормальном
режиме работы оба источника питания включены и работают под нагрузкой. При отказе од-
ного из источников оставшийся в работе принимает на себя нагрузку отказавшего. Так как
трансформаторы и питающие их ЛЭП в течение определенного времени, достаточного для
аварийного ремонта или замены отказавшего элемента, допускают некоторую аварийную пе-
регрузку [17,18], указанный выше режим нагруженного резерва позволяет снизить установ-
ленную мощность взаимно резервирующих друг друга элементов и сократить затраты на
строительство энергосистемы.
Большинство электроприемников (электродвигатели и электротехнологическое обо-
рудование и т.д.) не допускает аварийных перегрузок, поэтому резервируется по схеме заме-
щения отказавшего элемента резервным. Рабочий и резервный агрегаты должны быть под-
ключены к независимым источникам питания. В качестве независимых источников питания
обычно используются разные секции шин двухтрансформаторных ТП 10(6)/0,4кВ, РП
10(6) кВ, шины НН 10(6) кВ ГПП. Обычно кабели ответвлений к рабочим и резервным агре-
гатам резервируются блочно, совместно с электротехнологическим оборудованием. В особо
ответственных случаях, при технико-экономическом обосновании с учетом ущерба от отказа,
для одного электроприемника предусматривается два питающих кабеля, с односторонним
АВР между ними, подключенных к разным источникам.
Следует иметь в виду, что в последнем издании ПУЭ [3] из потребителей I категории
выделяются потребители особой группы, электроснабжение которых необходимо для без-
аварийной остановки производства, даже в случаях полного погашения рабочих и резервных
источников централизованного электроснабжения. Такие потребители должны питаться от
трех независимых источников [3]. В качестве третьего источника питания могут использо-
ваться дизель-генераторы напряжением до или выше 1000 В. Для систем автоматического
запуска дизель-генераторов и поддержания работоспособности технологической автоматики
на время пуска дизель-генераторов должны предусматриваться источники бесперебойного
питания (ИБП) или аккумуляторные батареи.
Во взрывоопасных зонах сети следует выполнять радиальными кабельными линиями,
проложенными в герметичных металлических трубах в полу, а двигатели должны иметь
взрывозащищенное исполнение [19]. Для взрывоопасных зон категорий В-I и В-Ia следует
применять только медные проводники [3] с оболочками кабелей, не распространяющими го-
рение (кабели марок СБГ, СБШв, провода, НРГ и им подобные). Для прокладки в трубах в
других взрыве- и пожароопасных зонах следует применять небронированные кабели марок
АШв на напряжение 6-10 кВ, ВВГ на напряжение 0,4 кВ, провода марки ПВ и им подобные.
В нормальной среде, для стационарно расположенных установок, также целесообраз-
но применение радиальных кабельных линий, но проложенных открыто, по стенам, или в
19
лотках. Для их защиты от механических повреждений следует применять бронированные
кабели, или небронированные кабели и провода, проложенные в негерметичных металличе-
ских тонкостенных, или пластмассовых трубах, металлорукавах. Групповые щитки освеще-
ния следует присоединять к шинам 0,4 кВ ТП или в начале шинопроводов, в ближайшей
точке подключения питающего трансформатора.
В крупных цехах с нормальной средой, при расположении станков рядами (например,
технологические цеха машиностроительных предприятий) следует применять схемы блоков
«трансформатор-магистраль» с шинопроводами.
В качестве аппаратов защиты силовых сетей 0,4 кВ от коротких замыканий следует
преимущественно применять автоматические воздушные выключатели (автоматы). В сетях
освещения и в сетях всех назначений во взрывоопасных зонах, а также с целью обеспечения
селективности действия защит, необходимо предусматривать защиты от перегрузок. В сило-
вых сетях чаще применяются автоматы серий ВА или А3700, а в осветительных - АЕ. Плав-
кие предохранители применяют преимущественно для защиты от коротких замыканий при
необходимости высокого быстродействия защит, например, для защиты силовых полупро-
водниковых преобразователей.
Для оперативного управления электродвигателями следует предусматривать установ-
ку магнитных пускателей, или контакторов. Во взрывоопасных зонах следует располагать
РУ, силовые пункты и шинные сборки 0,4 кВ в отдельных помещениях, за глухой огнестой-
кой стеной. В случае крайней необходимости расположения пускорегулирующей аппаратуры
во взрывоопасной зоне (например, управление подъемно-транспортными машинами) следует
применять пускатели взрывозащищенного исполнения.
При питании по магистральным схемам защиту трансформаторов ТП 10(6)/0,4 кВ
следует выполнять высоковольтными предохранителями типа ПК-10, или ПК-6 с кварцевым
наполнением. Для отключения трансформаторов ТП на вводе высшего напряжения преду-
сматривают установку разъединителей (при SHm <630кВА) типа РВ-10, либо автогазовых
выключателей нагрузки (при Shm > 630 кВА) типа ВНП-17, ВН-16. Если цеховые ТП пита-
ются по радиальным схемам, то их подключение осуществляется по схеме блока, с глухим
присоединением питающего кабеля к выводам высшего напряжения трансформаторов без
коммутационно-защитной аппаратуры. Со стороны источников питания на всех отходящих
линиях, питающих высоковольтные электродвигатели и трансформаторы ТП, должны уста-
навливаться маломасляные выключатели, вакуумные или им подобные.
6^ ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ТОКОВ И ВЫБОР ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ
Для линий, питающих отдельные электроприемники, расчетный ток определяется по
формуле (11). Для линий, питающих распределительные пункты, шинные сборки или шино-
проводы напряжением 220/380 В, - по формуле (19).
Расчетный ток в линиях, питающих трансформаторы ТП 10(6)/0,4 кВ, определяется по
полной нагрузке ТП со стороны обмотки ВН трансформаторов, с учетом мощности компен-
сирующих устройств 0,4 кВ и потерь в трансформаторах ТП
sP =	+ДЛ»)2 +(еР -е„+де»)2.	(26)
где Рр, Qp - расчетная активная и реактивная нагрузки 0,4 кВ ТП; APW - активные и
LQm ~ реактивные потери мощности в трансформаторах ТП; QHK - суммарная мощность
компенсирующих устройств на шинах 0,4 кВ ТП.
В формуле (26)
20
^Pm=Nm(APx + k^APK), ^Qm=N (b^.S +k^^^-S,.m ,
•fl	ffl 4 A- J A < ' ^'ffl	I fl j| QQ rlffl J | 00 **ffl 7
где SHm, Nm - номинальная мощность и число трансформаторов на ТП; АРХ, ДД - потери
холостого хода и короткого замыкания трансформаторов; Ix%, UK% - ток холостого хода и
напряжение короткого замыкания (по каталогу или справочнику [1, 2]); к3 - коэффициент
фактической загрузки трансформатора с учетом установленной мощности компенсирующих
устройств на шинах 0,4 кВ ТП, вычисляемый по формуле
Vfebfep-e»»)2
к3 =------------------.
N S
Расчетные токи следует определить для нормального и длительного послеаварийного
режимов работы схемы электроснабжения.
Длительный послеаварийный режим возникает при плановом или аварийном отклю-
чении одного из взаиморезервируемых трансформаторов ТП, двухцепных или кольцевых
ЛЭП и т.п.
Ток нормального режима
Sp
1Р=-----£—	27)
Ток послеаварийного режима
Sp
‘ра=-------(28)
’	(N,,, -1)^11 „
Пиковый ток кратковременной перегрузки в линии, питающей одиночный двигатель,
определяется по формуле
^пик = Ьп1н,	(29)
где кп,1н, — кратность пускового тока и номинальный ток двигателя.
Для линии, питающей узел нагрузки
Iпик ~ Iр ~^н.тах^и + ^и^н.тах >	00)
где 1р - расчетный ток линии; /ктах>^и - номинальный ток и кратность пускового тока
наибольшего из двигателей, питаемого по данной линии; ки - его коэффициент использова-
ния.
Кратность пускового тока для асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором
следует принимать по справочным данным (для двигателей серии 4А кп » 6 7), а для дви-
гателей с фазным ротором, или для двигателей постоянного тока, питаемых через выпрями-
тель, можно принимать кп « 2 2,5.
Защитные и коммутационные аппараты (масляные выключатели, выключатели на-
грузки, разъединители напряжением 6-10 кВ, автоматические выключатели, плавкие предо-
хранители и магнитные пускатели напряжением 220/380 В) выбираются по номинальному
напряжению и наибольшим расчетным токам в линиях, исходя из условий
V^U^, 1н>1рл,	(31)
21
где Uн, Iн - номинальные напряжение и ток аппарата; UHJt, Iр а - напряжение и наиболь-
ший расчетный ток в линии, в которой установлен данный аппарат.
Для плавких предохранителей напряжением 220/380 В следует дополнительно вы-
брать ток плавкой вставки. Плавкая вставка не должна перегорать при кратковременных пе-
регрузках. Для этого необходимо выполнить условие
13>^,	(32)
к
где 13 - номинальный ток плавкой вставки; к - коэффициент, принимаемый 2 + 2,5 при лег-
ком пуске двигателя (практически без нагрузки, без существенных моментов инерции и т.п.),
1,6 + 2 при тяжелом пуске и 1,6 для ответственных двигателей.
Для автоматических выключателей напряжением 220/380 В следует выбрать уставки
тепловых расцепителей и проверить уставки электромагнитных расцепителей на несрабаты-
вание при кратковременных перегрузках. Для теплового расцепителя (с обратно зависимой
от тока характеристикой) должно выполняться условие
13>1р,	(33)
где 13 - ток уставки теплового расцепителя.
Для электромагнитного расцепителя (мгновенно действующего) должно выполняться
условие
7Э > кзап1пик,	(34)
где 1Э - ток уставки электромагнитного расцепителя; кзап - коэффициент запаса, равный
1,25 для нормальных помещений, 1,5 - для взрывоопасных зон всех категорий.
ВЫБОР ПРОВОДОВ И КАБЕЛЕЙ
7.1. Сети напряжением до 1000 В
Сети напряжением 220/380 В обычно работают в режиме с глухозаземленной нейтра-
лью, система TN [3]. Нулевые проводники такой системы имеют обозначения:
N - / - нулевой рабочий (нейтральный) проводник;
РЕ - Г- защитный проводник (заземляющий проводник, нулевой защитный провод-
ник, защитный проводник системы уравнивания потенциалов);
PEN -F - совмещенный нулевой защитный и нулевой рабочий проводники.
Система TN имеет ряд модификаций.
Наиболее экономичной по числу проводов является система TN-С. Система TN-C -
система TN, в которой нулевой защитный и нулевой рабочий проводники совмещены в од-
ном проводнике на всем ее протяжении (рис. 2).
Система TN-S - система TN, в которой нулевой защитный и нулевой рабочий провод-
ники разделены на всем ее протяжении (рис. 3).
Система TN-C-S - система TN, в которой функции нулевого защитного и нулевого ра-
бочего проводников совмещены в одном проводнике в какой-то ее части, начиная от источ-
ника питания (рис. 4).
В промышленных сетях, при отсутствии особых требований к электробезопасности,
применяется система TN-С (рис. 2). Для таких сетей следует применять четырехжильные ка-
бели, или четыре одножильных провода в бумажной, пластмассовой или изоляции из него-
рючей резины с наименьшим сечением нулевой жилы, указанным в табл. 6. В особых случа-
22
ях, например, для передвижных электроустановок, переносного электроинструмента в жи-
лых и административных зданиях, должны применяться системы TN-S или TN-C-S .
Рис. 2. Система TN-C. Нулевой защитный и нулевой рабочий проводники
совмещены в одном проводнике (PEN):
1 - заземлитель нейтрали источника питания; 2 - открытые проводящие части
Рис. 3. Система TN-S. Нулевой защитный (РЕ) и нулевой рабочий (N) проводники
разделены:
1 - заземлитель нейтрали источника переменного тока; 2 - открытые проводящие части
Рис. 4. Система TN-CS. Нулевой защитный и нулевой рабочий проводники совмещены
в одном проводнике в части системы:
1 — заземлитель нейтрали источника переменного тока; 2 - открытые проводящие части
23
Выбор сечений фазных проводников следует выполнять по таблицам [1, 2, 3], исходя
из допустимого нагрева проводника наибольшим расчетным током в линии
^доп^сп^а^-^в^p.ai	(35)
где 1доп - допустимый ток для проводника заданного сечения при выбранном сечении жил
кабеля и принятом материале изоляции жил, выбираемый из таблиц [1,2, 3]; Iр а - наи-
больший расчетный ток в линии; ксп - поправочный коэффициент на условия прокладки
проводников (в зависимости от прокладки в земле, в воздухе, в трубах, числа кабелей, про-
ложенных рядом и т.п.) [1, 2, 3]; кв=\ - для помещений с нормальной средой; кв-1.,25 - во
взрывоопасных зонах; ка- коэффициент перегрузки кабелей на время ликвидации аварий в
течение 6 ч в сутки на 5 суток подряд [17]; для кабелей до 10 кВ с бумажной изоляцией
£а=1,3; для кабелей с полиэтиленовой и поливинилхлоридной изоляцией =1,15; с изоля-
цией из резины или вулканизированного (сшитого) полиэтилена Ла=1,18; для кабелей 20 и
35 кВ перегрузки не допускаются.
В резервированных сетях наибольший расчетный ток 1ра оставшихся в работе ли-
ний возникает в послеаварийном режиме, при аварийном отключении одного из наиболее
загруженных участков сети. Для двухцепных линий наибольший ток послеаварийного режи-
ма может быть подсчитан по формуле (28), в которой под Nm следует подразумевать число
цепей ЛЭП. Для более сложных схем резервирования: кольцевых, с двухсторонним питани-
ем, сложнозамкнутых, следует одним из методов расчета электрических цепей определить
потоки мощности в элементах сети наиболее тяжелого послеаварийного режима.
Для не резервированных, одноцепных, радиально- магистральных сетей понятие по-
слеаварийного режима отсутствует. Поэтому для них в формуле (35) следует принимать
Ip.a-Ip-,ka=\,Q.
Таблица 6
Наименьшие сечения защитных РЕ, или совмещенных PEN проводников
Сечение фазных проводников, мм2	Наименьшее сечение защитных проводников, мм2
F< 16	F
16<F^35	16
F>35	F/2
Между допустимым током проводника 1доп и током срабатывания защиты 13 (током
плавкой вставки, или током уставки расцепителя автоматического выключателя) должно вы-
полняться соотношение
Л
1 darken
(36)
< к
— ^защ ’
где кзагц - наибольшая допустимая кратность уставки аппарата защиты к допустимому току
проводника.
В сетях, защищаемых только от токов КЗ, значения кзащ в формуле (36) следует при-
нимать равными [3]:
3,0 - для плавких вставок предохранителей;
24
4,5 - для уставки автоматического выключателя, имеющего только электромагнитный
или аналогичный расцепитель мгновенного действия (отсечку);
1,0 - для теплового расцепителя автомата с нерегулируемой обратно зависящей от то-
ка характеристикой (независимо от наличия или отсутствия отсечки);
1,25 - для теплового расцепителя автомата с регулируемой обратно зависящей харак-
теристикой.
Завышение уставок срабатывания аппаратов защиты в сравнении с (36) при защите
проводов и кабелей только от токов коротких замыканий (КЗ) не является основанием для
увеличения сечения сверх выбранного по условиям нагрева (35). Однако в этом случае устав-
ки аппаратов защиты должны быть проверены по чувствительности к токам однофазного КЗ.
Дополнительно к защите от токов КЗ защите от перегрузок подлежат: сети внутри
помещений, выполненные открыто проложенными проводниками с горючей наружной обо-
лочкой (джут, полиэтилен и т.п.) или горючей изоляцией (полиэтилен, пропитанная маслом
бумага и т.п.); осветительные сети; силовые сети, только в тех случаях, когда в них может
возникать длительная перегрузка проводников (например, при заклинивании двигателей, ес-
ли управление ими выполнено пускателями или контакторами без тепловых расцепителей);
все сети во взрывоопасных зонах классов В-I, B-Ia, В-П, В-Па.
Во взрывоопасных зонах В-16, В-1г защита проводов и кабелей и выбор сечений
должны производиться как для невзрывоопасных установок, однако требования к конструк-
тивному исполнению сетей (изолированные провода и кабели в герметичных, несгораемых
трубах) сохраняются.
Для защиты от перегрузок, как правило, не требуется дополнительной защитной ап-
паратуры, однако выбор плавких вставок и уставок расцепителей автоматов должен произ-
водиться с более жесткими значениями кзащ и с обязательным соблюдением условия (36).
В сетях, защищаемых от перегрузок, значения кзаи{ в (36) следует принимать [3]:
0,8 - для плавких вставок предохранителей и автоматов, имеющих только расцепитель
с отсечкой, - для проводов и кабелей с резиновой, поливинилхлоридной и другой аналогич-
ной изоляцией (для невзрывоопасных установок допускается значение 1,0);
1,0 - для плавких вставок и автоматов с отсечкой - для кабелей с бумажной изоляци-
ей;
1,0 - для нерегулируемых тепловых расцепителей автоматов (независимо от наличия
или отсутствия отсечки) - для проводников всех марок;
1,0 - для регулируемых тепловых расцепителей автоматов для проводов и кабелей с
поливинилхлоридной и резиновой изоляцией;
1,25 - для регулируемых тепловых расцепителей автоматов - для проводов и кабелей с
бумажной изоляцией и изоляцией из вулканизированного полиэтилена.
По приведенным нормам [3] следует определить тип аппарата защиты, тип его расце-
пителей, наименьшее значение k3auf и проверить выбранное сечение по неравенству (36).
Если условие (36) не выполняется, то следует применить другой тип защиты (изменится 13 и
кзащ) или увеличить сечение (увеличится 1$()П). Допускается применять ближайшее мень-
шее, чем полученное по (36) сечение, но не менее, чем выбранное по условию нагрева (35).
Для всех проводников, в особенности питающих групповые щитки освещения, щиты
КИПиА и т.п., следует проверить выбранное сечение по располагаемым потерям напряжения
ьидоп >ьи= р *р 100%,	(37)
25
где г = r$L, х = x$L - активное и реактивное сопротивления линии; г0, х0 - удельные
(на единицу длины) активное и реактивное сопротивления линии (по табл. 7, справочникам
или нормативным документам [1,2, 8]); L - длина линии; MJdon = 5% - располагаемое значе-
ние потерь напряжения в питающих сетях напряжением до 1000 В, или в ответвлениях к
электроприемникам.
Ориентировочно можно принимать х0 « 0,08 Ом/км - для кабельных линий всех се-
чений, х0 « 0,4 Ом/км - для воздушных линий всех сечений. r0 = plF, где р, F - удель-
ное сопротивление материала проводника и сечение его жилы. Для проводов и кабелей с
медными жилами значение р=17,93 Ом мм2 /км, с алюминиевыми р=29,4 Ом мм2 /км при
температуре 20° С.
Если условие (37) не выполняется, то следует принять меры по местному регулирова-
нию напряжения. В крайнем случае, следует увеличить сечение проводников.
Таблица 7
Удельные активное и индуктивное сопротивления проводов и кабелей
с алюминиевыми или медными жилами (на напряжение до 500 В)
при номинальной нагрузке
Сече- ние, 2 мм	Удельные сопротивления, мОм/м			
	активное		индуктивное	
	алю- миний	медь	провода, открыто проложенные	провода в трубах, кабели
1,5	22,2	13,35	—	0,11
2,5	13,3	8	—	0,09
4	8,35	5	0,33	0,1
6	5,55	3,33	0,32	0,09
10	3,33	2	0,31	0,07
16	2,08	1,25	0,29	0,07
25	1,33	0,8	0,27	0,07
35	0,95	0,57	0,26	0,06
50	0,67	0,4	0,25	0,06
70	0,48	0,29	0,24	0,06
95	0,35	0,21	0,23	0,06
120	0,28	0,17	0,22	0,06
150	0,22	0,13	0,21	0,06
185	0,18	0,11	0,21	0,06
7.2. Сети напряжением 6-35 кВ
Промышленные сети напряжением 6-10 кВ обычно работают в режиме изолирован-
ной нейтрали, реже - с компенсированной нейтралью. В этих сетях отсутствует нулевой ра-
бочий проводник и для них следует применять трехпроводные воздушные линии, токопро-
воды, или трехжильные кабели. Наименьшую стоимость имеют кабели с бумажной, пропи-
танной маслоканифолъной смесью изоляцией, например, марки ААИ1в. В последние годы
многими заводами кабельной продукции освоен массовый выпуск сравнительно недорогих
кабелей из сшитого полиэтилена марок ПвВ, АПвВ, ПвПКШ и других на напряжения от 6 до
220 кВ [20] сечениями от 50 до 800 мм2. В отличие от обычного, сшитый полиэтилен, изго-
товленный с применением технологий вулканизации, имеет более длинные полимерные мо-
лекулы, образующие молекулярные связи не только вдоль молекул полимера, но и попереч-
26
ные связи между полимерами. Такой сшитый полиэтилен отличается повышенной электри-
ческой и механической прочностью, при сохранении гибкости, большей допустимой темпе-
ратурой нагрева. Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена, в силу перечисленных досто-
инств, постепенно вытесняют кабели с бумажной изоляцией.
Выбор сечений проводов и кабелей в сетях выше 1000 В следует производить по эко-
номической плотности тока [3]
^3= — ,	(38)
J
где j - экономическая плотность тока [3] (табл. 8); 1 р- ток нормального режима.
Значение, полученное по формуле (38), следует округлить до ближайшего стандартно-
го значения и проверить по допустимому току (35) и допустимым потерям напряжения (37).
Таблица 8
Экономическая плотность тока
Проводники	Экономическая плотность тока, А/мм2, при числе часов использования максимума нагрузки Тм в год		
	более 1000 до 3000	более 3000 до 5000	более 5000
Неизолированные провода и шины:			
- медные	2,5	2,1	1,8
- алюминиевые	1,3	1,1	1,0
Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с жилами:			
- медными	3,0	2,5	2,0
- алюминиевыми	1,6	1,4	1,2
Кабели с резиновой и пластмассовой изоля- цией с жилами:			
- медными	3,5	3,1	2,7
- алюминиевыми	1,9	1,7	1,6
В сетях выше 1000 В, кроме перечисленных, важнейшим условием выбора сечений
изолированных проводов и кабелей является условие термической стойкости изоляции к
воздействию токов коротких замыканий [7]. Изоляция провода, или кабеля не должна поте-
рять своих изоляционных свойств, при воздействиях токов КЗ. В сетях выше 1000 В время
воздействия тока КЗ зависит не только от времени отключения защитного аппарата вместе с
его приводом tomKJ}, но и от дополнительной выдержки времени Л/, в особых случаях спе-
циально предусмотренной в схеме релейной защиты. Эта выдержка времени (от долей се-
кунды до нескольких секунд) реализуется с помощью специальных реле времени. Она назы-
вается ступенью селективности1 (избирательности действия защиты по времени, с целью от-
ключения только одного поврежденного элемента сети). Для обеспечения селективности ка-
ждая следующая защита (по направлению от защищаемого элемента к источнику питания)
должна иметь большую выдержку времени срабатывания, если другим путем селективность
1 Селективность действия защит в сетях выше 1000 В может быть обеспечена различными способами. Для
этого не всегда обязательно снижать быстродействие защит. Защиты в сетях выше 1000 В могут реагировать на раз-
ность токов (дифференциальные защиты), токи несимметричных составляющих, высшие гармоники токов, снижения
напряжения и т.д Однако эти вопросы выходят за рамки программ по электроснабжению для неэлектрических специ-
альностей и здесь не рассматриваются.
27
действия зашиты не может быть обеспечена. Таким образом, воздействие тока КЗ на изоля-
цию кабеля зависит не только от значения тока КЗ, но и от времени его отключения.
Принято термическое действие тока КЗ оценивать по так называемому тепловому им-
пульсу
Вк=(1^)\^,
(39)
где , кА - наибольшее значение тока трехфазного КЗ в начале защищаемой линии (про-
веряемой линии на термическую стойкость); с - суммарная, расчетная продолжитель-
ность воздействия тока КЗ.
Формула (39) оценивает количество теплоты, выделенной в кабеле (проводе) за время
воздействия тока КЗ. А тем самым, и конечную температуру нагрева жил и прилегающих к
ним изоляционных материалов при адиабатическом нагреве с практически полным отсутст-
вием отдачи тепла в окружающую среду за короткое время воздействия тока КЗ.
При проверке проводников и электрических аппаратов на термическую стойкость в
качестве расчетной продолжительности КЗ следует принимать сумму времен действия токо-
вой защиты (с учетом действия АПВ) ближайшего к месту КЗ выключателя и полного вре-
мени отключения этого выключателя. При проверке кабелей на невозгораемость при КЗ в
качестве расчетной продолжительности КЗ следует принимать сумму времен действия ре-
зервной защиты и полного времени отключения выключателя присоединения.
Термически стойкое сечение определяется по формуле [7]
FT = 1000
Вк 2
—, мм .
(40)
где С - эмпирический коэффициент, определяемый допустимой температурой нагрева кабе-
ля при КЗ.
Численные значения С для кабелей различных конструкций приведены в табл. 9.
Таблица 9
Значение параметра С для кабелей
Характеристика кабелей	Значение С, А с 2 мм2
Кабели до 10 кВ: с медными жилами	140
с алюминиевыми жилами	90
Кабели 20-30 кВ: с медными жилами	105
с алюминиевыми жилами	70
Кабели и изолированные провода с поливинилхлоридной или резиновой изоляцией: с медными жилами	120
с алюминиевыми жилами	75
Кабели и изолированные провода с поливинилхлоридной изоляцией: с медными жилами	103
с алюминиевыми жилами	65
Стандартное сечение выбранного кабеля должно быть не менее полученного по фор-
муле (40).
Методы расчетов токов КЗ изложены в дальнейших параграфах.
28
8. ПРОВЕРКА ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ ПО ТОКАМ
КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ
Коротким замыканием (КЗ) называется аварийный режим, возникающий из-за нару-
шения электрической изоляции и сопровождающийся резким увеличением, в 5-^12 раз, токов
в проводниках и других элементах сети. Правильно выбранная защитная аппаратура должна
надежно отключать все токи КЗ. Контакты и дугогасящие устройства должны обладать дос-
таточной коммутационной способностью к наибольшим токам КЗ, а встроенцые или отдель-
но установленные реле защиты (РЗ) - обладать достаточной чувствительностью к наимень-
шим токам КЗ.
При расчете токов КЗ в сетях 6(10) кВ и выше, для выбора электрооборудования ВН
следует руководствоваться рекомендациями [7], в сетях напряжением до 1000 В [8, 16].
Примеры расчетов токов КЗ в сетях напряжением до 1000 В изложены в [9].	/
8.1. Наибольшие токи трехфазного КЗ
В сетях напряжением 380/220 В наибольший ток КЗ возникает на выводах защитной
аппаратуры при трехфазном металлическом КЗ (7<3)).	 —
Для расчета периодической составляющей наибольшего тока трехфазного КЗ от энер-
госистемы в сетях до 1000 В следует пользоваться формулой [8, 9]
UCD
= г ,, V / V 	(41)
-j5V(Srf)2+(Sr,)2
где Ucp = 1,05[/н - среднее значение линейного напряжения; rf, х,- - активные и реактивные
сопротивления прямой последовательности элементов сети до точки КЗ, начиная с транс-
форматора цеховой ТП.
Если непосредственно к месту КЗ примыкают электродвигатели, с суммарным номи-
нальным током более 1,0 % начального значения периодической составляющей тока КЗ от
энергосистемы, следует учесть их влияние на ток КЗ. Продолжая по инерции вращаться, эти
двигатели по отношению к месту КЗ становятся генераторами и подпитывают точку КЗ до
тех пор, пока не остановятся. При отсутствии подробных номинальных данных сопротивле-
ния асинхронных двигателей определяются по формулам
2
ХАД ~ °’18—ГАД ~ ^ХАД >	(42)
где L/H- номинальное напряжение асинхронного двигателя, В; Ри- суммарная номинальная
мощность асинхронных двигателей, примыкающих к месту КЗ; cos<p - их коэффициент
мощности.
ЭДС асинхронных электродвигателей определяется по формуле
ЕфЛД = ^(Ц/>(0) COS<P(0) ~1(0)г/!д)2 +(£/0(O)sin<z’(O) -^(0)хД2/)2 ,	(43)
где С/^(0), 7(0), COS^(Q) - фазное напряжение, ток и коэффициент мощности асинхронного
электродвигателя в момент времени, непосредственно предшествующий короткому за-
мыканию.
В практических расчетах в качестве параметров 6/^(0), 7(0), cos^(0^ можно прини-
мать соответствующие номинальные данные двигателя.
29
Начальное значение тока периодической составляющей от асинхронного двигателя
определяют по формуле
^.42? = г , Еф^. , ..............W
Г + \ХАД + Г
где т\, х, - активные и реактивные сопротивления прямой последовательности элементов
сети до точки КЗ, начиная от зажимов АД.
Суммарное значение тока КЗ в радиальных сетях находят в виде простой алгебраиче-
ской суммы
(«)
В формулах (41), (44) следует учитывать сопротивления (активные и реактивные) всех
элементов сети.
Сопротивление энергосистемы (хс) в миллиомах, приведенное к ступени низшего
напряжения сети, рассчитывают по формуле
и1Р.НН Ucp.HH 1Аз
хс = -=-----------= —-----10,	(46)
vMKBHUcpBH Sk
где Ucp нн - среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке низшего на-
пряжения трансформатора, кВ; UcpВн~ среднее номинальное напряжение сети, к которой
подключена обмотка высшего напряжения трансформатора, кВ; 1к_вн ~^поВН~ действую-
щее значение периодической составляющей тока при трехфазном КЗ у выводов обмотки
высшего напряжения трансформатора, кА; SK - условная мощность короткого замыкания у
выводов обмотки высшего напряжения трансформатора, MBA.
При отсутствии указанных данных эквивалентное индуктивное сопротивление систе-
мы в миллиомах допускается рассчитывать по формуле
х «Ucp.HH-----------	,4~
V -31 откл.номи ср.ВН
где 10ткл ном - номинальный ток отключения выключателя, установленного на стороне выс-
шего напряжения понижающего трансформатора, кА.
Сопротивления силовых трансформаторов определяются по формутам
ик°/о ин iq6 &Рк Uh iq6	I 2 - г 2	(48)
1UU йнт	йнт
где UH - номинальное напряжение обмотки низшего напряжения, кВ и SHtn - номинальная
мощность трансформатора, кВА; UK % - его напряжение, % и АРК - мощность потерь ко-
роткого замыкания, кВт.
Сопротивления г, х для кабельных линий определяются так же, как и в формуле
(37), по удельным сопротивлениям (табл. 7) и протяженностям линий.
Сопротивления отключающих аппаратов следует принимать по табл. 10.
Следует учитывать сопротивления первичных обмоток многовитковых, катушечных
трансформаторов тока, с номинальным первичным током до 600 А. При больших номиналь-
30
ных токах, сопротивления трансформаторов тока можно не учитывать. Значения сопротив-
лений для трансформаторов типа ТКФ приведены в табл. 11.
Таблица 10
Средние значения сопротивлений отключающих аппаратов
Номиналь- ный ток. А	Сопротивления расцепителей автоматических выключате- лей при 65 °C, мОм		Переходные сопротивления контактов, мОм		
	Г	X	автоматических выключателей	рубиль- ников	разъеди- нителей
50	5,5	2,7	1,3	—	—
70	2,35	1,3	1	—	—
100	1,3	0,85	0,75	0,5	—
140	0,74	0,55	0,65	—	—
200	0,36	0,28	0,6	0,4	—
400	0,15	0,11	0,4	0,4	П	0,2
600	0,12	0,084	0,25	0,15	0,15
1000	—	—	—	0,08	0,08
2000		”	—	—	0,03
Таблица 11
Средние значения сопротивлений первичных обмоток
многовитковых, катушечных трансформаторов тока типа ТКФ
Коэффи- циент трансфор- мации	Сопротивления трансформаторов тока, мОм			
	ТКФ-1		ТКФ-3	
	г	X	г	X
50 5	7	11	3	2,8
75/5	3	4,8	1,3	1,2
100/5	1,7	2,7	0,75	0,7
150/5	0,75	1,2	0,33	0,3
200/5	0,42	0,67	0,19	0,17
300/5	0,2	0,3	0,08	0,08
400/5	0,11	0,17	0,05	0,04
600 5	0,05	0,07	0,02	0,02
Ударный ток трехфазного КЗ (iyd ) от энергосистемы в электроустановках с одним ис-
точником энергии рассчитывают по формуле
iyd =V2/n/l + sin^.^/7’ckV2/MO^,	(49)
где Куд = 1 + sin (рке у а - ударный коэффициент.
31
В формуле (49) Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей
тока КЗ, с равна
Т =
1 а	’
"Л
где и - результирующие индуктивное и активное сопротивления цепи КЗ, мОм;
сос =	= 2л  50 = 314,159 - синхронная угловая частота напряжения сети, рад/с;
Угол сдвига по фазе между напряжением, или ЭДС источника питания и периодиче-
ской составляющей тока КЗ, рад,рассчитывают по формуле
ху
<Рк =arctg—
Время от начала КЗ до появления ударного тока, с,равно
, =О,О1^+^
у	л
Ударный ток от асинхронных двигателей определяется аналогично, с учетом сопро-
тивлений элементов цепи от зажимов двигателей до точки КЗ.
Для проверяемого аппарата защиты должны выполняться соотношения
^откл -	’ ^У-пр — 1уд ’	(5®)
где 1Откл > 1у.пр ~ ток отключения и предельный ударный ток проверяемого аппарата
защиты.
В противном случае следует выбрать защитную аппарату ру с большей коммутацион-
ной способностью 1пп1.-п и
у .1ILS
8.2. Наименьшие токи однофазного КЗ
За наименьший ток КЗ в сетях напряжением до 1000 В принимают ток 1^ однофазно-
го КЗ в конце линии, защищаемой данным защитным аппаратом.
По ГОСТ 28249-93 ток однофазного КЗ в сетях напряжением до 1000 В должен вы-
числяться методом симметричных составляющих. Эта методика подробно изложена в [8, 9].
Нормами технологического проектирования электроснабжения промпредприятий [16]
допускается определять ток однофазного КЗ методом петли «фаза-нуль» по упрощенной
формуле
(51)
zn + —
”	3
где {]фн - номинальное фазное напряжение сети; zn - сопротивление петли «фаза-нуль»;
zm = zm\ + zm2 + zm0 ~ полное сопротивление трансформатора ТП; zmX, zm2, zmQ - сопротив-
ления прямой, обратной и нулевой последовательности для трансформатора соответственно.
Численные значения zm для масляных трансформаторов напряжением 10(6)/0,4кВ
приведены в табл. 12.
32
Сопротивление петли «фаза-нуль» рассчитывается с учетом сопротивлений всех фаз-
ных и нулевых проводников, по которым протекает ток . Учитываются сопротивления
(активные и реактивные) шин. первичных обмоток многовитковых трансформаторов тока,
рубильников, автоматов, прочей аппаратуры, контактов разборных и неразборных соедине-
ний, дуги.
Векторная, геометрическая сумма активных и реактивных составляющих сопротивле-
ний элементов петли «фаза-нуль» приближенно может быть заменена алгебраической сум-
мой полных сопротивлений
zn ~ &ri + ^-ГЛ7 + ^rki	+	) * £zni ’	(52)
i
где rz, гм и xz, хм—активные и индуктивные сопротивления фазных и нулевых проводни-
ков в зависимости от их сечения; - суммарное активное сопротивление контактных со-
единений; zni - полное сопротивление петли «фаза-нуль» z-ro элемента сети.
Таблица 12
Приближенные значения полных сопротивлений
масляных трансформаторов
кВА	zm, Ом, при схеме соединения обмоток	
	Y/Y	A/Y
25	3,110	0,906
40	1,949	0,562
63	1,237	0,360
100	0,799	0,226
160	0,487	0,141
250	0,312	0,090
400	0,195	0,056
630	0,129	0,042
1000	0,081	0,027
1600	0,054	0,017
При приближенном учете сопротивлений контактов принимают: гк= 0,1 мОм - для
контактных соединений кабелей; гк= 0,01 мОм - для шинопроводов; гк= 1,0 мОм - для ком-
мутационных аппаратов.
Удельные сопротивления кабелей напряжением до 1000 В приведены в табл. 7. При
определении минимального значения тока КЗ рекомендуется учитывать увеличение активно-
го сопротивления кабеля к моменту отключения цепи вследствие нагрева кабеля током КЗ.
Значение активного сопротивления кабеля в миллиомах с учетом на!рева его током КЗ рас-
считывают по формуле
(53)
где г&0 - сопротивление кабеля в нормальном режиме работы; с$ - коэффициент, учиты-
вающий увеличение активного сопротивления кабеля к моменту отключения КЗ.
В приближенных расчетах значение коэффициента с$ принимают равным 1,5.
Сопротивления комплектных шинопроводов приведены в табл. 13.
33
При определении минимального значения тока КЗ рекомендуется учитывать сопро-
тивление электрической дуги, возникающей в месте КЗ. В приближенных расчетах сопро-
тивление дуги можно принимать по табл. 14.
Таблица 13
Параметры комплектных шинопроводов
Тип шинопровода	Номинальное напряжение, кВ	Номиналь- ный ток, А	Сопротивление фазы, мОм/м		Сопротивление нуле- вого проводника, мОм/м	
			И	Х1		
					fнп	^нп
ШМА4-1250	0,38/0,66	1250	0,034	0,016	0,054	0,053
ШМА4-1650	0,38/0,66	1600	0,030	0,014	0,037	0,042
ШМА4-3200	0,38/0,66	3200	0,010	0,005	0,064	0,035
ШМА68П	0,38/0,66	2500	0,020	0,020	0,070	0,046
ШМА68П	0,38/0,66	4000	0,013	0,015	0,070	0,045
ШРА73	0,38	250	0,210	0,210	0,120	0,210
ШРА73	0,38	400	0,150	0,170	0,162	0,164
ШРА73	0,38	630	0,1	0,13	0,162	0,164
Значения активного сопротивления дуги
Таблица 14
Расчетные условия КЗ	Активное сопротивление дуги (гд), мОм, при КЗ за трансформаторами мощностью, кВ А					
	250	400	630	1000	1600	2500
КЗ вблизи выводов низшего напряжения трансформатора: - в разделке кабелей напряжением: 0,4 кВ	15	10	7	5	4	3
0,525 кВ	14	8	6	4,5	3,5	2,5
0,69 кВ	12	7	5	4	3	2
- в шинопроводе типа ШМА напряжением: 0,4 кВ	-		-	6	4	3
0,525 кВ	-	-	-	5	3,5	2,5
0,69 кВ	-	-	-	4	3	2
- КЗ в конце шинопровода типа ШМА длиной 100 - 150 м напряжением: 0,4 кВ				6-8	5-7	4-6
0,525 кВ	-	-	-	5-7	4-6	3-5
0,69 кВ	-	-	-	4-6	3-5	2-4
Чувствительность аппарата защиты проверяется по соотношению
7(П
-^>кч,	(54)
* 3
где кч - наименьшая допустимая кратность тока однофазного КЗ к току срабатывания
защиты 13.
Для невзрывоопасных установок и автоматов с тепловым расцепителем численные
значения кч следует принимать [3]:
3,0 - для плавких вставок и автоматов;
34
1,4- для автоматов с номинальным током до 100 А, имеющих только электромагнит-
ный расцепитель;
1,25 - для автоматов с номинальным током более 100 А, имеющих только электромаг-
нитный расцепитель.
Для взрывоопасных установок:
4,0 - для плавких вставок;
6,0 - для автоматов с тепловым расцепителем.
Для автоматов с электромагнитным расцепителем кратность тока однофазного КЗ та-
кая же, как и для невзрывоопасных зон.
Проверка чувствительности аппаратов защиты к токам наименьшего однофазного КЗ
(54) выполняется для невзрывоопасных зон только для проводников, защищаемых от токов
КЗ и только в тех случаях, если допустимый ток выбранного по нагреву сечения проводника
не соответствует уставке срабатывания защиты (36). Во взрывоопасных зонах В-I и В-П про-
верка чувствительности должна выполняться для всех защит, в зонах B-Ia, В-16, В-1г и В-Па,
для 10% общего количества, наиболее удаленных по сети.
Если проверку условия чувствительности защит к наименьшим токам КЗ следует вы-
полнять не для всех электроприемников, то возникает задача выбора точек КЗ в сети элек-
троснабжения, в которых условие (54) выполняется наихудшим образом. Решим эту задачу
приближенно.
Таблица 15
Активные rcQ и внутренние индуктивные хс0 сопротивления стальных проводников
при переменном токе 50 Гц, Ом/км
Размеры или диаметр се- чения, мм	Сече- ние, F, мм2			Т " '	~' Плотность тока J, А/мм"							
		0,5		1,0		1,5		2,0	
		гс0	хс0	^0	хс0	гс0	Лс0	гс0	хс0
Полоса прямоугольного сечения									
20x4	80	5,24	3,14	4,20	2,52	3,48	2,09	2,97	1,78
30x4	120	3,66	2,20	2,91	1,75	2,38	1,43	2,04	1,22
30x5	150	3,38	2,03	2,56	1,54	2,08	1,25	-	-
40x4	160	2,80	1,68	2,24	1,34	1,81	1,09	1,54	0,92
50x4	200	2,28	1,37	1,79	1,07	1,45	0,87	1,24	0,74
50x5	250	2,10	1,26	1,60	0,96	1,28	0,77	-	-
60x5	300	1,77	1,06	1,34	0,80	1,08	0,65	-	-
Проводник круглого сечения									
5	19,63	17,0	10,2	14,4	8,65	12,4	7,45	10,7	6,40
6	28,27	13,7	8,20	11,2	6,70	9,40	5,65	8,00	4,80
8	50,27	9,60	5,75	7,50	4,50	6,40	3,84	5,30	3,20
10	78,54	7,20	4,32	5,40	3,24	4,20	2,52	-	-
12	113,1	5,60	3,36	4,00	2,40	-	-	-	-
14	150,9	4,55	2,73	3,20	1,92	-	-	-	-
16	201,1	3,72	2,23	2,70	1,60	-	-	-	-
Ток однофазного КЗ (51) обратно пропорционален сопротивлению петли «фаза-нуль».
Тогда /р =1/гя =1/Z(Z,/Г,), где	сумма отношений протяженности к сечению
фазной жилы всех кабельных линий от зажимов электроприемника до шин 0,4 кВ ТП. Нуле-
вая жила кабеля пропорциональна фазной как по протяженности, так и по сечению (табл. 6),
поэтому ее не учитываем. Наименьший ток КЗ будет возникать в наиболее удаленных, в
смысле электрического сопротивления, точках сети, для которых сумма	— наи-
большая. Ток уставки защит ответвлений к электроприемникам пропорционален номиналь-
ному току приемника 13 = 1Н и его мощности 13 = 1Н = рн.
35
При принятых упрощениях условие наихудшей чувствительности защиты
/13 = min будет эквивалентно условию
4°	1
=---— =----------= min.
I з Рн Ph^^i
Или с математической точки зрения
pHZ(Z(/£}) = тах.	(55)
Таким образом, если по ПУЭ [3] проверку чувствительности срабатывания защит (54)
следует выполнять не для всех электроприемников, то выбор расчетных точек КЗ целесооб-
разно выполнить по условию (55), найдя по таблицам выбора сечений кабельных линий
электроприемники с наибольшими значениями параметра	/Fj) = max .
Во взрыво- и пожароопасных зонах дополнительно к нулевой жиле кабеля, для зану-
ления и заземления применяют открыто проложенные, не изолированные стальные провод-
ники (контур заземления). Их применяют с целью уравнивания потенциалов на заземленных,
не токоведущих частях [3], для защиты от статического электричества [21], для повышения
надежности цепей заземления и зануления. Активные и индуктивные сопротивления сталь-
ных проводников определяются по табл. 15с учетом нагрева током КЗ. Исходя из (54), сле-
дует оценить ожидаемый ток КЗ > 1^кч и ожидаемую плотность тока в стальном про-
воднике J >13кч IF. По полученному значению J и заданным размерам стального провод-
ника1 в табл. 15 следует найти удельные сопротивления гс0 и xcq для каждого участка кон-
тура заземления. Умножить их на длину проводника £;. Найти суммарные искомые сопро-
тивления стальных проводников гс = Д£ггс0), хс = Д£гхср) и включить их в цепь КЗ па-
раллельно с сопротивлением нулевой жилы кабеля.
9. ВЫБОР МАГНИТНЫХ ПУСКАТЕЛЕЙ
Для электроприемников, заводами-изготовителями которых аппаратура управления
не поставляется комплектно, следует выбрать магнитные пускатели или контакторы. Для ме-
ханизмов, требующих в процессе работы изменения направления вращения, пускатели и
контакторы должны быть в реверсивном исполнении. Размещаемые во взрывоопасных зонах
- во взрывозащищенном исполнении. Чаще всего к таким электроприемникам относятся
электротали, тельферы, вентили, задвижки, другое некомплектное оборудование, управляе-
мое дистанционно или автоматически. Перечень такого оборудования должен согласовы-
ваться с руководителем дипломного проекта.
Магнитные пускатели напряжением 220/380 В выбираются по номинальному напря-
жению и наибольшим расчетным токам в линиях, исходя из условий
-Ун.л>	^н-^р’	(^6)
где UН,1Н - номинальные напряжение и ток аппарата; UH л, Iр - напряжение и наибольший
расчетный ток в линии, в которой установлен данный аппарат.
1 Сечения (размеры) заземляющей магистрали и заземляющих проводников, их план размещения уточ-
няются на преддипломной практике или определяются по ПУЭ-7.
36
ЛИТЕРАТУРА
1.	Смирнов А.Д. Справочная книжка энергетика/А.Д. Смирнов, К.М Антипов.
М.:Энергоатомиздат, 1984. 440 с.
2.	Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т./под общ. ред.
А.А.Федорова. Т.1.Электроснабжение. М.:Энергоатомиздат, 1986. 568 с. Т.2. Электрообору-
дование. М.:Энергоатомиздат. 1987. 592 с.
3.	Правила устройства электроустановок. Изд. 7-е. М.: Министерство энергетики РФ,
2003. 648 с.
4.	СНиП 11-35-76. Котельные установки. Нормы проектирования. 54 с.
5.	РТМ 36.18.32.4-92. Указания по расчету электрических нагрузок. М.: ВНИПИ Тяж-
промэлектропроект, 1992. 8 с.
6.	М788-1066-93. Пособие к «Указаниям по расчету электрических нагрузок». М.:
ГПИ Тяжпромэлектропроект, 1993. 52 с.
7.	РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчету токов короткого замыка-
ния и выбору электрооборудования. М.: РАО «ЕЭС России», 1998. 80 с.
8.	ГОСТ 28249-93. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в элек-
троустановках переменного тока напряжением до 1 кВ.
9.	Хусаинов И.М. Расчет токов короткого замыкания в электрических сетях напряже-
нием до 1 кВ: учеб, пособие для слушателей центров переподготовки и повышения квалифи-
кации по специальности «Электроснабжение»/ И.М. Хусаинов, И.И. Артюхов, А.В. Корот-
ков. Саратов: СГТУ, 2008. 64 с.
10.	Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: в 2 кн./под общ.
ред. А.А.Федорова и Г.В.Сербиновского. Кн. 2. Технические сведения об оборудовании. М.:
Энергия, 1973. 528 с.
11.	М788-1069-90. Справочные данные по расчетным коэффициентам электрических
нагрузок. М.: ВНИПИ Тяжпромэлектропроект, 1990. 114 с.
12.	Князевский Б.А. Электроснабжение промышленных предприятий/Б.А. Князев-
ский, Б.Ю. Линкин. М.: Энергоатомиздат,1989. 368 с.
13.	http://www.sapralfa.ru
14.	http://www.rastrwin.ru.
15.	О расчете электрических нагрузок для объектов черной металлургии (технический
циркуляр ВНИПИ Тяжпромэлектропроект №354-68 от 17 апреля 1986 г.)/ Инструктивные
указания по проектированию электротехнических промышленных установок. 1987. №2.
С. 14.
16.	НТП ЭПП-94. Проектирование электроснабжения промышленных предприятий.
Нормы технологического проектирования. М.: ВНИПИ Тяжпромэлектропроект, 1994. 31 с.
17.	Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. М.: Мини-
стерство энергетики РФ, 2003. 180 с.
18.	ГОСТ 14209-97. Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов.
19.	ГОСТ Р 51330.0-99. Электрооборудование взрывозащищенное. Общие требования.
20.	Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: справочник/Г.Н. Ополева.
М.: Форум, 2006. 480 с.
21.	ГОСТ 12.4.124-83. Средства защиты от статического электричества. Общие требо-
вания.
22.	ООО «Самарский завод «Электрощит». Каталог продукции. 1994.
23.	000 МПП «Энерготехника». Каталог продукции. 1998.
24.	Артюхов И.И. Компенсация реактивной мощности в электрических сетях до
1000 В: учеб. пособие/И.И.Артюхов. Саратов: СГТУ, 2007. 64 с.
37
25.	РТМ 36.18.32.6-92. Указания по проектированию установок компенсации реак-
тивной мощности в электрических сетях общего назначения промышленных предприятий/
Инструктивные и информационные материалы по проектированию электроустановок. №2.
М.: ВНИПИ Тяжпромэлектропроект. 1993. С. 24 - 52.
26.	Беляев А.В. Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях 0,4 кВ/А.В.Беляев. Л.:
Энергоатомиздат, 1988. 176 с.
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Характеристики помещений котельных по СНиП 11-35-76
Электроприемники котельных по надежности электроснабжения относятся к первой
или второй категориям [4].
Таблица А1
Характеристики зданий (помещений) и сооружений котельных по условиям среды
Здания (помещения) и сооружения	Характеристика зданий (помещений) и сооруже- ний по условиям среды в соответствии с ПЭУ
1.	Котельные залы с котлами, оборудованными камер- ными топками для сжигания газообразного, жидкого или твердого топлива; помещения деаэдераторов 2.	Котельные залы с котлами, оборудованными слоевы- ми топками, для сжигания твердого топлива 3.	Помещения водоподготовки 4.	Помещения насосных станций для перекачки холод- ных средств (исходной воды, реагентов, противопожарно- го водоснабжения, багерных насосных станций и т.п.) 5.	Помещения резервуаров реагентов 6.	Склады сульфоугля и активированного угля 7.	Зольные помещения при «сухом» золошлакоудалении 8.	Зольные помещения при гидрошлакоудалении или при «мокром» скреперном золошлакоудалении 9.	Помещения топливоподачи (за исключением дро- бильных отделений для фрезерного торфа), закрытые склады угля 10.	Дробильные отделения для фрезерного торфа, пыле- приготовительные установки в отдельных помещениях 11.	Открытые склады и транспортные галереи угля и торфа 12.	Помещения газораспределительных пунктов и скла- дов горючих газов или карбида 13.	Помещения закрытых складов, насосных станций жидкого топлива, присадок и станций очистки сточных вод с температурой вспышки паров 45°С и ниже 14.	Наружные приемно-сливные устройства и резервуа- ры для хранения жидкого топлива и присадок с темпера- турой вспышки паров 45°С и ниже 15.	Помещения закрытых складов, насосных станций жидкого топлива, присадок и станций очистки сточных вод с температурой вспышки паров выше 45°С 16.	Наружные приемно-сливные устройства и резервуа- ры для хранения жидкого топлива и присадок с темпера- турой вспышки паров выше 45°С	Нормальные Пыльные Нормальные Влажные Химически активные Пожароопасные класса П-П Пыльные Сырые Пожароопасные класса П-П Взрывоопасные класса В-Па Пожароопасные класса П-Ш Взрывоопасные класса В-1а Взрывоопасные класса В-1а Взрывоопасные класса В-1г Пожароопасные класса П-1 Пожароопасные класса П-Ш
39
Выбор электродвигателей, пусковой аппаратуры, аппаратов управления, светильнике!
и проводки следует производить в зависимости от характеристики зданий (помещений) и со
оружений по условиям среды, определяемой по таблице данного приложения с учетом еле
дующих дополнительных требований:
-	электродвигатели к вытяжным вентиляторам, устанавливаемым в помещения;
встроенных, пристроенных и крышных котельных с котлами, предназначенными для работь
на газообразном топливе и на жидком топливе с температурой вспышки паров 45° С и ниже
должны быть в исполнении, предусмотренном ПУЭ для помещений класса В-Ia. Пускова
аппаратура этих вентиляторов, как правило, должна устанавливаться вне помещения котель
ной и быть в исполнении, соответствующем характеристике окружающей среды. При необ
ходимости установки пусковой аппаратуры в помещении котельной эта аппаратура прини
мается в исполнении, предусмотренном ПУЭ для помещений класса В-1а;
-	при расположении оборудования водоподготовки, насосных станций и газорегуля
торных установок в общем помещении с котлоагрегатами выбор электрооборудования про
изводится по характеристике среды котельного зала;
-	для помещений топливоподачи, оборудованных системой гидроуборки, выбор ис
полнения электрооборудования, проводки и светильников производится с учетом возможно
сти обмывки их водой.
Прокладку кабелей питающих и распределительных сетей, как правило, следует вы
полнять в коробах или открыто на конструкциях, а проводов - только в коробах.
При невозможности такой прокладки допускается предусматривать прокладку кабе
лей в каналах, а проводов - в трубах.
В помещениях складов и насосных станций жидкого топлива и жидких присадок пре
кладка кабелей в каналах не допускается.
Автоматическое включение (АВР) резервных насосов питательных, сетевых, под пи
точных, горячего водоснабжения, подачи жидкого топлива должно предусматриваться в сл}
чаях аварийного отключения работающего насоса или при падении давления. Для котельны
второй категории с паровыми котлами с давлением пара до 1,7 кгс/см2 и водогрейными кот
лами с температурой воды до 115°С при наличии в котельной постоянного обслуживающег
персонала АВР насосов предусматривать не следует, при этом необходимо предусматриват
сигнализацию аварийного отключения насосов. В котельных должно предусматриваться рг
бочее освещение, а также аварийное освещение для продолжения работы.
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов цеховых ТП по ГОСТ 14209-97
Таблица Б 1
Допустимые аварийные перегрузки без учета предшествующей нагрузки
Продолжительность перегрузки в течение суток, ч	Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждаю- щей среды во время перегрузки							
	-25°С	-20°С	-10°С	0°С	10°С	20°С	30 °C	40 °C
0,5	2	1,9	1,7	1,7	1,7	1,5	1.4	1,3
1	1,9	1,9	1,7	1,7	1,6	1.4	1,3	1,3
2	1,9	1,8	1,7	1,6	1,5	1,4	1,3	1,3
4	1,8	1,7	1,6	1,6	1,5	1,4	1,3	1,2
8	1,7	1,7	1,6	1,6	1,5	1.4	1,3	1,2
24	1,7	1,6	1,6	1,5	1,5	1,4	1,3	1,2
к з.а
а)	б)
Рис. Б. 1. Графическое изображение допустимых аварийных перегрузок
трансформаторов цеховых ТП по ГОСТ 14209-97 для положительных температур
окружающей среды:
а-без учета предшествующей нагрузки; б-при предшествующей нагрузке
до 0,8 номинального тока
Таблица Б.2
Допустимые аварийные перегрузки без учета предшествующей нагрузки,
не превышающей 0,8 номинального тока
Продолжительность перегрузки в течение суток, ч	Перегрузка в долях номинального тока, в зависимости от температуры охлаждао- щей среды во время перегрузки							
	-25°С	-20°С	-10°С	0°С	10°С	20 °C	30 °C	40 °C
0,5	2	2	2	2	2	2	1,9	1,8
1	2	2	2	2	1,9	1,8	1,8	1,7
2	2	2	1,9	1,9	1,8	1,7	1,6	1,5
4	1,9	1,8	1,7	1,7	1,6	1,5	1,4	1,3
8	1,7	1,7	1,6	1,6	1,5	1,4	1,3	1,2
24	1,7	1,7	1,5	1,5	1,5	1,4	1,2	1,2
41
ПРИЛОЖЕНИЕ
Пример расчета электроснабжения котельной
ВЛ. Исходные данные для проектирования
1. Спроектировать электроснабжение котельной пропарочной станции железной д<
роги.
2. После подключения дополнительной нагрузки котельной к существующей нагрузь
источника питания проверить питающие линии источника питания по нагреву.
В котельной установлены 3 паровых котла: два ДЕ 25-14 ГМ и один - ДЕ 16-14 ГК
Котлы работают на мазутном топливе. По таблице приложения А [4] основные помещени
котельной, кроме мазутного склада, можно отнести к помещениям с нормальной средог
Помещение мазутного склада должно быть отнесено к взрывоопасной зоне, категории В-1
[4]. Склад мазута расположен вне помещения котельной. Таким образом, на мазутные насоа
и ответвления к ним, расположенные в котельном зале, не распространяются требовани.
главы 7 ПУЭ [3] по применению электрооборудования и сетей взрывозащищенного испол
нения.
План расположения основного оборудования котельной представлен на рис. В.1.
Системе вентиляции
кабельный
канал
Служебные помещения
Секц. 2
Л Сечи 1
Коридор
ГМ-»
Помещение
яомяенси-1
рующих I
устройств
1ГЛ-4 |
'Котельная'
Служебные помещения
Трансформаторная
|_iкамера
. — ।
1 \Кабвльный
I канал I
траншее
Примечания
1 Л - Дымососы В - Вентиляторы
2 Расположение злектрооборудоеания систем еентипяиии. водоподготовки
и насосного оборудования показано приближенно
3 На плене отображены не все электролриемноки Например. МЭО и задвижки,
некоторые из насосов и вентиляторов
Рис. В.1. План расположения основного оборудования котельной '
1 На плане не указано конкретное расположение питательных насосов, водоподготовки, вытяжной и
приточной вентиляции, МЭО задвижек, щитков освещения и противоаварийной автоматики. В реальном проек-
те эти объекты должны быть указаны на плане, или в исходных данных должны быть указаны расстояния до
этих объектов от источника питания.
42
Питание котельной может быть осуществлено от РП-47-10 кВ вагоноремонтного де-
по. расположенного на расстоянии 380 м от котельной. На отходящих линиях РП установле-
ны выключатели ВМПЭ-10/630-20. Для подключения нагрузки котельной возможно исполь-
зование резервных ячеек 3, 14 РП-47-10 кВ. Установленные мощности электроприемников
существующего вагоноремонтного депо, подключенных к кабельным линиям РП-47, и их
расчетные нагрузки получены в период преддипломной практики: установленная мощность -
по описям электрооборудования, расчетные нагрузки - по данным АСКУЭ. Однолинейная
схема источника питания котельной с параметрами, установленными мощностями и расчет-
ными нагрузками существующего оборудования показана на рис. В.2.
Наибольший ток трехфазного короткого замыкания на шинах РП-47-10 кВ равен
14,3 кА.
Котельная работает в две смены. Перечень электроприемников котельной представ-
лен в табл. В.1.
Таблица В. 1
Перечень электроприемников котельной
№ на схе- ме (плане)	Наименование	Кол-во, п	Уд. кВ	Мощность, кВт		ПВ %	cos <р		Примечание*
				Рн	пРц				
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
СН-1-3	Насос сетевой СН	3	0,38	95	285		0,8	5,5	SI, 1-в резерве
ДЗ-Д4	Дымосос	2	0,38	75	150		0,8	5,5	S1
СНТ-1-3	Насос сетевой СНТ	3	0,38	55	165		0,8	6	S1,1-в резерве
ВЗВ4	Вентилятор	2	0,38	45	90		0,8	6	S1
Д1	Дымосос	1	0,38	45	45		0,8	6	S1
ПЭН-1-3	Насос питательный	3	0,38	45	135		0,8	6	S1,1-в резерве
НМП-1-2	Мазутные перекачиваю- щие	2	0,38	35	70		0,8	7	S1, 1-в резерве
В1	Вентилятор	1	0,38	18	18		0,8	7	S1
НИВ-1-2	Насос исх воды	2	0,38	18	36		0,8	7	S1, 1-в резерве
НГВС-1	Насос взрыхл.соли	1	0,38	15	15		0,7	7	S2
ПВ-1-2	Приточная вентиляция	2	0,38	7	14		0,8	7	S1,1-в резерве
НМД-1-3	Мазутные подающие	3	0,38	7	21		0,8	7	S1,1-в резерве
ВВ-1-3	Вытяжная вентиляция	3	0,38	4,2	12,6		0,8	7	S1,1-в резерве
НПТС-1-2	Насос солевого раствора	2	0,38	4,2	8,4		0,8	7	S2
НПБ	Насос подпитки бойлеров	1	0,38	4,2	4,2		0,8	7	S1
В-1-3	Вентили	2	0,38	4,2	8,4	15	0,7	7	S6
3-1-3	Задвижки	3	0,38	4,2	12,6	15	0,7	7	S6
ВЗ-1-2	Вытяжка загазованности	2	0,38	4	8		0,8	7	S2, аварийная
М1-1-5	МЭО1	5	0,22	0,9	4,5	15	0,7	2,5	S6
М2-1-5	МЭО2	5	0,22	0,9	4,5	15	0,7	2,5	S6
М3-1-5	МЭОЗ	~Г1	0,22	0,9	4,5	15	0,7	2,5	S6
Т-1-5	Тельферы	.5	0,38	0,4	2,0	25	0,6	7	S3
Итого:		58		95	1114				
* S1 - продолжительный режим работы с постоянной нагрузкой;
S2 - продолжительный режим работы с переменной нагрузкой;
S3 - повторно-кратковременный режим работы;
S6 - кратковременный режим работы.
43
РП47
Т1  ТСН
ТС-25/10/0 4
TV1
НАМИ-10
а Кабельный ввод Ns 1
от РТП ‘‘Промышленная'
ААШв- 10(3x95)
1кз-14 3 кА
Q3
630/20
Резерв
РП ‘Компрессорная1. ТП2. Т1 Ml, цвпь-1
Рн~200кВт.	ТП1.ТП6
costp -0 8	Цвх-3.
Контора	Гпавный
Склад.	корпус.
Ру-2021 кВт, Ру=6149 кВт.
Рр=634,5кВт. Рр-1475 8 кВт,
Qp=234 2 кварк Qp=435 7 квар.
СШ1-10кВ
М1. цепь-2
ТП1. ТП6
Гпавный
корпус.
Ру-5440 кВт.
Рр=1490,7 кВт.
Ор=б 18.0 квар.
Кабельный ввод №2
от РТП "Промышленная"
Резерв
РП 'Компрессорная'
Рн=200 кВт
cos&=0 8
ТП2 Т2
Цех-3
Контора
Склад
Py=2S73t£*t
Рр=648 5 кВт
Qp=256 3 паз
Рис. В.2. Однолинейная схема источника питания котельной
с указанием существующих нагрузок
В.2. Составление принципиальной схемы электроснабжения котельной
Применяем радиальные кабельные сети. Для распределения электроэнергии между
электроприемниками используем силовые пункты СП1 - СПб. Используем комплектное
электрооборудование. Подстанцию выполняем из элементов КТП производства ООО «Са-
марский завод «Электрощит» [22]. Силовые пункты РУ-0,4 кВ комплектуем распределитель-
ными панелями ЩРО-94 (распределительные щиты одностороннего обслуживания, разра-
ботки 1994 года), производства ОАО «Самарский завод «Электрощит» [22 . по 6 выключате-
лей отходящих линий в каждой панели. Подстанцию, РУ-0,4 кВ и силовые распределитель-
ные пункты СП1 - СПб располагаем в отдельных помещениях, пристроенных к котельной
(рис. В.1).
Мощные электроприемники, сетевые насосы CH- 1-КЗ подключаем непосредственно к
сборным шинам РУ-0,4 кВ ТП. С целью исключения колебаний в осветительной сети груп-
повой щиток освещения подключаем непосредственно к шинам первой секции 1СШ РУ-
0,4 кВ ТП.
Таким образом, однолинейная схема ТП примет вид, представленный на рис. В.З.
Остальные потребители электроэнергии распределяем по силовым пу нктам, руковод-
ствуясь их технологическим назначением, номинальной мощностью, режимом работы и тре-
бованиями надежности. Рабочие и резервные электроприемники подключаем к разным сек-
циям шин РУ-0,4кВ ТП. С целью унификации оборудования стараемся распределить на-
грузку равномерно, как по силовым пунктам, так и по секциям шин ТП. Распределение рабо-
чих электроприемников по силовым пунктам представлено в табл. В.2. Схемы силовых
пунктов представлены на рис. В .4-43.7.
44
Рис. В.З, Однолинейная схема подстанции ТП «Котельная»
Таблица В.2
Распределение электроприемников по силовым пунктам
Наименование ЭП		Коли- чест- во п	Рн, кВт		Режим работы	Место подключения			
			од- но- го ЭП	об- щая*		секция шин ТП	СИЛО- ВОЙ пункт	№ па- нели (щита)	№ ячей- ки
1		2	3	4	5	6	7	8	9
	1СШ.СП1								
НПТС-1	Насос солевого раствора	1	4,2	4,2		1СШ	СП1	1	6
В1	Вентилятор дутьевой	1	18	18		1СШ	СП1	1	2
ВВ-1	Вытяжная вентиляция	1	4,2	4,2		1СШ	СП1	1	4
Д1	Дымосос	1	45	45		1СШ	СП1	1	1
М1-1-5	МЭО1	5	0,9	4,5	S6	1СШ	СП1	1	3
КИП	Операторская	1	-	-		1СШ	СП1	I	5
	Итого СП1			71,4					
	2СШ, СП2								
В4	Вентилятор дутьевой	1	45	45		2СШ	СП2	2	1
Д4	Дымосос	1	75	75		2СШ	СП2	2	2
М2-1-5	МЭО2	5	0,9	4,5	S6	2СШ	СП2	2	3
	Итого СП2			120					
	1СШ,СПЗ								
ВЗ	Вентилятор дутьевой	1	45	45		1СШ	СПЗ	3	1
дз	Дымосос	1	75	75		1СШ	СПЗ	3	2
45
Окончание табл. В.2
Наименование ЭП		Коли- чест- во п	Рн, кВт		Режим работы	Место подключения			
			од- но- го ЭП	об- щая*		секция шин ТП	сило- вой пункт	№ па- нели (щита)	№ ячей- ки
1		2	3	4	5	6	7	8	9
МЗ-1-5	МЭОЗ	5	0,9	4,5	S6	1СШ	СПЗ	3	3
	Итого СПЗ			120					
	2СШ, СП4								
ВВ-2	Вытяжная вентиляция	1	4,2	4,2		2СШ	СП4	4	1
НМП-1	Насос мазутный перека- чивающий	1	35	35		2СШ	СП4	4	3
НПБ	Насос подпитки бойлеров	1	4,2	4,2		2СШ	СП4	4	4
НПТС-2	Насос солевого раствора	1	4,2	4,2		2СШ	СП4	4	5
ВВ-3	Вытяжная вентиляция	1	4,2	4,2	резерв	2СШ	СП4	4	2
	Итого СП4			47,6					
	1СШ, СП5								
НМД-1	Насос мазутный подаю- щий	1	7	7		1СШ	СП5	6	8
ПВ-1	Приточная вентиляция	1	7	7		1СШ	СП5	6	10
ПЭН-2	Насос питательный	1	45	45		1СИ1	СП5	6	11
СНТ-2	Насос сетевой СНТ	1	55	55		1СШ	СП5	6	12
В-1	Вентили	1	4,2	4,2	S6	1СШ	СП5	5	1
В-2	Вентили	1	4,2	4,2	S6	1СШ	СП5	5	2
В-3	Вентили	1	4,2	4,2	S6	1СШ	СП5	5	3
3-1	Задвижки	1	4,2	4,2	S6	1СШ	СП5	5	4
3-2	Задвижки	1	4,2	4,2	S6	1СШ	СП5	5	5
3-3	Задвижки	1	4,2	4,2	S6	1СШ	СП5	5	6
НИВ-2	Насос исх.воды	1	18	18	резерв	1СШ	СП5	6	7
НМП-2	Мазутные перекачиваю- щие насосы	1	35	35	резерв	1СШ	СП5	6	9
	Итого СП5			114,0					
	2СШ, СПб								
НГВС-1	Насос взрыхл.соли	1	15	15		2СШ	СПб	7	1
НИВ-1	Насос исх.воды	1	18	18		2СШ	СПб	7	2
ПЭН-1	Насос питательный	1	45	45		2СШ	СПб	7	6
СНТ-1	Насос сетевой СНТ	1	55	55		2СШ	СПб	8	8
ВЗ-1	Вытяжка загазованности	1	4	4	ава- рийн.	2СШ	СПб	8	10
ВЗ-2	Вытяжка загазованности	1	4	4	ава- рийн.	2СШ	СПб	8	11
НМД-3	Мазутные подающие	1	7	7	резерв	2СШ	СПб	7	4
ПВ-2	Приточная вентиляция	1	7	7	резерв	2CUJ	СПб	7	5
ПЭН-3	Насос питательный	1	45	45	резерв	2СШ	СПб	8	7
СНТ-3	Насос сетевой СНТ	1	55	55	резерв	2СШ	СПб	8	9
НМД-2	Мазутные подающие	1	7	7		2СШ	СПб	7	3
	Итого СПб			133,0					
* В суммарной установленной мощности СП учтены только рабочие электроприемники
46
В РУ-0.4 кВ ТП.
1СШ.ЯЧ.1
В РУ-0,4 кВ ТП,
2СШ, яч.12
Рис. В.4. Однолинейные схемы силовых пунктов СШ, СП2
В РУ-0 4 кВ Г”
1СШ. яч 2
В РУ-0.4 кВ ТП
2СШ.ЯЧ.13
Рис. В.5. Однолинейные схемы силовых пунктов СПЗ, СП4
47
* 6 РУ-0.4 кВ ТП.
м 1СШ. ячЗ	_„г .
СП5 Вентиляторная
1	2	3	<1	5	6
tO 11	12
SF7
А3716Б
160/40
SF6
А3716Б
160/16
SF9
А3716Б
160/60
SF10
А3716Б
160/16
SF11
Л3716Б
160/100
SF12
А3716Б
160/125
Рис. В.б.Однолинейная схема силового пункта СП5
Д' В РУ-0,4 кВ ТП.
2СШ. яч.14	СПб Насосная
1	2	3	4	5	6
10	11	12
Рис. В.7. Однолинейная схема силового пункта СПб
48
В.З. Расчет электрических нагрузок котельной
Расчет нагрузок силовых электроприемников выполняем по методике [5J в последова-
тельности от нижних уровней электроснабжения к верхним, от электроприемников к источ-
никам питания.
В .3.1. Упрощенный расчет нагрузки освещения и КИП
Для освещения котельной используем лампы накаливания.
Нагрузку освещения котельной найдем упрощенно: установленную мощность осве-
щения - по удельной установленной мощности освещения на квадратный метр освещаемой
поверхности; расчетную - методом коэффициента спроса [12]
Руо = Руо^.х10-3 =17х2280х10“3 = 38,8кВт,
PD 0 = Кс 0Ро = 0,85 х 38,8 = 32,9 кВт,
где Ру 0 =17 Вт/м2 — удельная установленная мощность осветительных установок на квад-
ратный метр освещаемой поверхности [10, табл. 21-24] для блоков вспомогательных цехов;
FK = 2280, м2 - площадь котельной по плану (рис. В.1); Рро- расчетная мощность освеще-
ния; Ксо = 0,85- коэффициент спроса осветительных установок [10, табл. 24-31].
Реактивная нагрузка осветительных установок равна
Qp.o = Pp.o^fPo = 32>9 х °’0 = 0,0 кваР,
где tg<p0 = 0,0 - коэффициент мощности для ламп накаливания, соответствующий
cos$?o = 1,0 [10, табл. 24-32].
Нагрузка щитов КИП и противоаварийной автоматики точно не известна. По резуль-
татам преддипломной практики известно, что в котельной установлены два щитка КИП: в
операторской и в котельном зале. Оба щитка получают питание по кабелям АВВГ-0,66-(4><4)
с допустимым током 1доп=35 А [3]. Принимая, что расчетная токовая нагрузка щитков КИП
не превосходит допустимого тока питающего кабеля Iркип < 1доп, активная и реактивная
нагрузки одного щитка КИП не превысят значений
Ру.кип - ^Ун^доп cos $9 = д/Зх 0,38x35 х 0,8 = 18,4 кВт,
Рр.кип ~ k-C.KUnPy.KUn ~ О,9 Х 1 8,4 — 16,6 кВт,
_ Q 8 2
Qp.Kun = Рр.кип^ = 16,6 X —= 12,4 квар,
и,о
где kCKUn= 0,9 - коэффициент спроса КИП; cos(р =0,8 - коэффициент реактивной мощно-
сти устройств КИП.
В.3.2. Расчет нагрузок на шинах силовых пунктов 0,4 кВ
Расчет электрических нагрузок питающих кабелей выполняем в табличной форме
Ф636-92 [5]. Каждый однотипный, в смысле номинальной мощности и потребления элек-
троэнергии (одинаковые Рн, ки и cos(р) электроприемник, записываем отдельной строкой,
их количество п - в графе 2. Средние мощности для каждого типа приемников находим по
49
формулам (14). Эффективное число электроприемников вычисляем по формуле (5). Коэффи-
циент расчетной нагрузки находим по табл. 3, а активную и реактивную мощность СП (в
итоговой строке СП) определяем по формулам (16), (17). Результаты расчетов заносим в
табл. В.З.
Пример. Для силовых электроприемников СП4 в каждой строке последовательно на-
ходим, например, для вытяжного вентилятора ВВ-2: по справочнику [10] - ки = 0,65,
cos(р = 0,8; вычисляем киЪРн = 0,65 х 4,2 = 2,7кВт; k^P^tgcp = 0,65 х 4,2 х 0,75 = 2,0 квар,
где Zg(» = 0,75 соответствует коэффициенту мощности cos р = 0,8; пРн2 =1х4,22 =
= 17,6 кВт2. Результаты последовательно заносим в графы 5-9. Повторяем расчет для всех
силовых электроприемников СП4. В строке «Итого СП4» находим итоговые показатели по-
требления группы силовых приемников, подключенных к СП4:
-	графа 2 - суммарное количество электроприемников - 4 шт;
-	графа 3 - отношение единичной номинальной мощности наименьшего к наиболь-
шему из приемников, присоединенных к СП4 - 4,2/35;
-	графа 4 - суммарную установленную мощность электроприемников - 47,6 кВт;
-	суммы по графам 7, 8, 9 - 29,8 кВт, 22,3 квар, 1277,9 кВт2;
-	графа 5 - по формуле (15) находим средневзвешенный коэффициент использова-
ния группы электроприемников Ки = 29,8/47,6 = 0,63;
-	графа 10 - по формуле (5) вычисляем эффективное число электроприемников
2
пэ = 47,6 /1277,9 = 1,8. Округляем до меньшего целого;
-	по полученным значениям Ки = 0,63 и пэ = 1,0 в табл. 3 находим значение коэф-
фициента расчетной нагрузки Кр = 1,33. Результат заносим в итоговую строку, в
графу 11;
-	по формулам (16), (17) вычисляем расчетные мощности Рр =1,33x29,8 = 39,6 кВт,
Qp = 1,1 х 22,3 = 24,5 квар. Результаты заносим в графы 12, 13 итоговой строки.
Полную расчетную мощность и ток в питающем кабеле (РУ-0,4 кВ ТП «Котельная»,
яч.13, рис. В.З) находим по формулам (18), (19)
Sp = JPp2 + Qp2 = 739,62 +24,52 = 46,6 кВА, 1р =	= -у--S 6 * В-— = 70,7 А,
Р V Р	’ Р ^ин Лх0,38
где UH - 0,38 кВ - номинальное напряжение сети.
Для остальных СП расчеты выполняем аналогично, результаты заносим в табл. В.З.
В расчетной нагрузке СП1 в дополнение к расчетной нагрузке силовых приемников
учитываем расчетную нагрузку щитка КИП «Операторская», определенную ранее.
В.3.3. Расчет нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП «Котельная»
Для решения вопроса строительства отдельной ТП 10/0,4 кВ или подключения ко-
тельной к одной из существующих ТП найдем общую нагрузку всех потребителей напряже-
нием 380/220 В на шинах 0,4 кВ ТП. Расчет выполняем в табличной форме Ф636-92, т.е. ре-
зультаты заносим в продолжение табл. В.З. Используем результаты расчета средних нагрузок
СП1=СП6. Для этого переносим расчетные значения в графах 2=8 из итоговых строк каждо-
го из СП ниже, в расчет нагрузки на шинах 0,4 кВ РУ ТП.
50
Например, для СП1 из строки «Итого силовая нагрузка СП1» (расчет нагрузок по СП)
в строку «1СШ. Итого силовая нагрузка СП1» (расчет нагрузки на шинах 0,4 кВ РУ ТП) по-
следовательно записываем:
-	графа 2 - суммарное количество электроприемников - 4 шт;
-	графа 3 - отношение единичной номинальной мощности наименьшего к наиболь-
шему из приемников, присоединенных к СП1 - 4,2/18;
-	графа 4 - суммарную установленную мощность электроприемников - 71,4 кВт;
-	графа 5 - средневзвешенный коэффициент использования группы электроприем-
ников СП1 - 0,78;
-	графа 6 - коэффициент мощности - 0,80;
-	средняя активная нагрузка СП1 - 55,4 кВт;
-	средняя реактивная нагрузка СП1 - 41,5 квар.
Для остальных СП результаты расчета средних нагрузок используем аналогично.
Добавляем строки с силовыми электроприемниками, непосредственно получающими
питание от шин 0,4 кВ РУ ТП. Группируем указанные приемники по характерным группам,
как и в предыдущем расчете. В данном случае, это два сетевых насоса СН-1, СН-2, один из
которых СН-1, подключен к первой секции 1СШ РУ ТП, другой, СН-2 - ко второй секции
2СШ РУ ТП (рис. В.З). Показатели их электропотребления (kui = 0,7, cos^ = 0,8) принима-
ем по [11] или справочнику [10].
В строке «Итого силовая нагрузка на шинах 0,4 кВ ТП» подсчитываем суммы в графах
2-23 шт., 4 - 803,0 кВт, 7 - 580.8 кВт, 8 - 436,2 квар. В графе 3 указываем отношение еди-
ничной номинальной мощности наименьшего к наибольшему из приемников, присоединен-
ных к РУ-0,4 кВ ТП - 4,2/95; в графе 5, как обычно, подсчитываем средневзвешенный коэф-
фициент использования - Ки= 0,72.
В отличие от предыдущего расчета:
-	в графе 10, эффективное число приемников на шинах ТП подсчитываем по фор-
муле (5) - пэ = 2 х 803,0/95 = 16,0 и округляем его до ближайшего меньшего цело-
го пэ = 16;
-	коэффициент расчетной нагрузки Кр = f(Ku,n3,To), в зависимости от средне-
взвешенного коэффициента использования Ки = 0,72, эффективного числа при-
емников иэ=16 и постоянной времени нагрева масляных трансформаторов
То = 2,5 ч, принимаем по табл. 4 равным Кр = 0,9;
-	в графы 12, 13 записываем расчетные нагрузки силовых приемников, посчитанные
по формулам (16) и (20): Рр = КрРсм = 0,9*580,8 = 522,7 кВт, Qp =KpQCM =
0,9*436,2 = 392,6 квар.
Добавляем строки (освещение и КИП) с электроприемниками, нагрузка которых оп-
ределена упрощенно. В графу 5 вместо коэффициентов использования заносим их коэффи-
циенты спроса: для освещения ки » кс = 0,85, для КИП ки » кс = 0,9. Принимая Рсм » Рр,
графы 10 и 11 не заполняем. А в графы 12, 13 записываем соответствующие значения сред-
них нагрузок из граф 7, 8.
В строке «Всего на шинах 0,4 кВ ТП» суммируем показатели расчетных нагрузок в
целом по подстанции «Котельная».
51
Таблица В.З
Расчет электрических нагрузок котельной по форме Ф636-92
Исходные данные							Расчетные величины			«э	КР	Расчетные нагрузки			/р, А
по заданию технологов					по справоч- ным данным		ки^-Р Hi кВт	кцЫ3, h^SVi квар	лРн2			кВт	QP, квар	sp, кВА	
Наименование ЭП*		Коли- чест- во п	кВт		к и	COS ф									
			одного ЭП	общая											
1		2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Расчет нагрузок по СП на вводе 0,4 кВ силовых распределительных пунктов (ЗТо=0,5 ч)															
	СП 1														
НПТС-1	Насос солевого раствора	1	4,2	4,2	0,1	0,80	0,4	0,3	17,5						
В1	Вентилятор дутьевой	1	18	18	0,65	0,80	ИД	8,8	324,0						
ВВ-1	Вытяжная вентиляция	1	4,2	4,2	0,65	0,80	2,7	2,0	17,6						
Д1	Дымосос	1	45	45	0,9	0,8	40,5	30,4	2025,0						
	Итого силовая нагрузка СП1	4	4,2/45	71,4	0,78	0,80	55,4	41,5	2384,3	2	1,0	55,4	45,7	71,8	109,0
кип	Операторская	1										16,6	12,4		
	Итого СП 1											72,0	58,1	92,5	140,5
	СП 2														
В4	Вентилятор дутьевой	1	45	45	0,65	0,80	29,3	21,9	2025,0						
Д4	Дымосос	1	75	75	0,9	0,8	67,5	50,6	5625,0						
	Итого СП 2	2	45/75	120	0,81	0,80	96,8	72,6	7650,0	1	1,о	96,8	79,8	125,4	190,6
	СПЗ														
ВЗ	Вентилятор дутьевой	1	45	45	0,65	0,80	29,3	21,9	2025,0						
ДЗ	Дымосос	1	75	75	0,9	0,8	67,5	50,6	5625,0						
	Итого СП 3	2		120	0,81	0,80	96,8	72,6	7650,0	1	1,0	96,8	79,8	125,4	190,6
	СП 4														
ВВ-2	Вытяжная вентиляция	1	4,2	4,2	0,65	0,80	2,7	2,0	17,6						
НМП-1	Мазутные перекачивающие	1	35	35	0,7	0,80	24,5	18,4	1225,0						
НПБ	Насос подпитки бойлеров	1	4,2	4,2	0,5	0,80	2,1	1,6	17,6						
НПТС-2	Насос солевого раствора	1	4,2	4,2	0,1	0,80	0,4	0,3	17,6						
	Итого СП 4	4	4,2/35	47,6	0,63	0,80	29,8	223	1277,9	1	1,33	39,6	243	46,6	70,7
Продолжение табл. В.З
Исходные данные							Расчетные величины				КР	Расчетные нагрузки			4” А
по заданию технологов					по справоч- ным данным		киЪР и, кВт	kuLPHtg<p, квар	лРн2			/р, кВт	Qp, квар	Sp, кВА	
Наименование ЭП*		Коли- чест- во п	кВт		к и	COS ф									
			одного ЭП	общая											
1		2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
	СП 5														
НМД-1	Мазутные подающие	1	7	7	0,7	0,80	4,9	3,7	49,0						
ПВ-1	Приточная вентиляция	1	7	7	0,65	0,80	4,6	3,4	49,0						
ПЭН-2	Насос питательный	Я	45	45	0,7	0,80	31,5	23,6	2025,0						
СНТ-2	Насос сетевой СНТ	1	55	55	0,7	0,80	38,5	28,9	3025,0						
	Итого СП 5	4	7/55	114,0	0,70	0,80	79,5	59,6	5148,0	2	1,14	90,6	65,5	111,8	169,9
	СПб														
НГВС-1	Насос взрыхл.соли	1	15	15	0,15	0,70	2,3	2,3	225,0						
НМД-2	Мазутные подающие	1	7	7	0,7	0,80	4,9	3,7	49,0						
НИВ-1	Насос исх.воды	1	18	18	0,7	0,80	12,6	9,5	324,0						
ПЭН-1	Насос питательный	1	45	45	0,7	0,80	31,5	23,6	2025,0						
СНТ-1	Насос сетевой СНТ	1	55	55	0,7	0,80	38,5	28,9	3025,0						
	Итого СП 6	5	7/55	140,0	0,64	0,80	89,8	67,9	5648,0	3	1,22	109,5	74,7	132,6	201,4
Расчет суммарной нагрузки котельной на шинах 0,4 кВ РУ ТП (ЗТО=7,5 ч)															
1СШ	Итого силовая нагрузка СП1	4	4,2/18	71,4	0,78	0,80	55,4	41,5							
2СШ	Итого СП 2	2	45/75	120,0	0,81	0,80	96,8	72,6							
1CI11	Итого СП 3	2	45/75	120,0	0,81	0,80	96,8	72,6							
2CI11	Итого СП 4	4	4,2/35	47,6	0,63	0,80	29,8	22,3							
1СШ	Итого СП 5	4	7/55	114,0	0,70	0,80	79,5	59,6							
2CI11	Итого СП 6	5	7/55	140,0	0,64	0,80	89,8	67,9							
1СШ,2СШ	Сетевой насос CH-1, СН-2	2	95/95	190,0	0,7	0,80	133,0	99,8							
	Итого силовая нагрузка на шииах 0,4 кВ ТП	23	4,2/95	803,0	0,72	0,80	580,8	436,2		16	0,9	522,7	392,6	653,7	
1CI11	Освещение			38,8	0,85	1,0	33,0	0,0				33,0	. 0,0	33,0	
Окончание табл. В.З
Исходные данные							Расчетные величины			«э	Ар	Расчетные нагрузки			/р, А
по заданию технологов					по справоч- ным данным		и, кВт	квар				РР> кВт	QP, квар	Sp, кВА	
Наименование ЭП*		Коли- чест- во п	Рн, кВт		к-и	cos ф									
			одного ЭП	общая											
1		2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
СП1,2СШ	КИП	2	18,4	36,8	0,9	0,8	33,1	24,9				33,1	24,9	41,4	
	Всего на шинах 0,4 кВ ТП	23	4,2/95	878,6	0,74	0,81	646,9	461,1				588,8	417,4	721,8	1096,6
Суммирование расчетных нагрузок на шинах 10 кВ РП-47 (KD=K0															
ТП «Котельная», шины 0.4 кВ							588,8	417,4							
ТП «Котельная», потери в трансформа- торах							8,3	36,3							
ТП «Котельная», компенсирующие устройства 2x200								-400							
Итого ТП «Котельная», 10 кВ, яч. 3, 14		2	4,2/95	878,6	0,74	1,00	597,2	53,8							
Ml, цепь-1, ТП1, ТП6, яч. 13		1		6149	0,24	0,96	1475,8	435,7							
Ml, цепь-2, ТШ, ТП6, яч. 4		1		5440	0,27	0,92	1490,7	618,0							
ТП2, Т1,яч. 9		1		2021	0,31	0,94	634,5	234,2							
ТП2, Т2, яч. 8		1		2573	0,25	0,93	648,5	256,3							
РП «Компрессорная», СД, яч. 5		1	200	200	0,7	0,80	140,0	-105,0							
РП «Компрессорная», СД, яч. 12		1	200	200	0,7	0,80	140,0	-105,0							
Итого РП-47, нагрузка 10 кВ		8		17462	0,29	0,97	5126,7	1387,9			0,8	4101,3	1110,3	4249,0	245,3
* В суммарной установленной мощности СП учтены только рабочие тлсктроиркемники
В.4.	Выбор трансформаторов ТП для электроснабжения котельной
Для электроснабжения котельной предусматриваем строительство новой подстанции,
по условиям надежности, с двумя трансформаторами Nm = 2. Принимаем коэффициент за-
грузки трансформаторов подстанции в нормальном режиме равным к 3-0,15. Предполагаем
установку на трансформаторной подстанции устройств компенсации реактивной мощности в
виде конденсаторных батарей.
Минимальную мощность трансформаторов определим из формулы (24), принимая
^=2
где Рр = 588,8 кВт, расчетная активная нагрузка подстанции на шинах 0,4 кВ (табл. В.З).
Принимаем к установке два трансформатора мощностью 400 кВА типа
ТМЗ-400/10/0,4.
Мощность компенсирующих устройств реактивной нагрузки котельной определяем
исходя из пропускной способности трансформаторов ТП по формуле (25)
QHK > 417,4 - д/(2х 400x0,75)2 -588,82 = 302,2 квар.
Устанавливаем две компенсирующих установки (по одной на каждую секцию шин
0,4 кВ ТП) типа АКРМ-200-(8><25) производства ООО МПП «Энерготехника» [23], с коси-
нусными конденсаторами типа MKK400-D-25-01 [24], общей мощностью 2x200= 400 кВА.
Проверяем коэффициент фактической загрузки трансформаторов в нормальном ре-
жиме
_ ^р2+(2р-2Нк)2 _ ^588,82 +(417,4-2x200)2 _
’ “	2^400	’ ’
что меньше принятого.
В послеаварийном режиме работы, при аварийном отключении одного из трансфор-
маторов, оставшийся в работе трансформатор будет иметь коэффициент загрузки, равный
^Рр2 +(Qp-Qhk)2 ^588,82 +(417,4-2х200)2
(Nm -Y)SHm ~	1x400
По таблицам и кривым приложения Б [18] определяем, что продолжительность мак-
симума, с загрузкой трансформатора в послеаварийном режиме работы 1,48 составит не ме-
нее 5,7 часа при температуре окружающей среды +20°С. Это обеспечит работу пропарочной
станции в течение наиболее загруженной смены при аварийном отключении одного из
трансформаторов ТП.
В.5.	Кабельные линии напряжением выше 1000 В
В.5.1.	Выбор кабелей выше 1000 В к трансформаторам ТП
Нагрузка кабелей 10 кВ, питающих ТП, отличается от нагрузки на вводах 0,4 кВ
трансформаторов ТП, определенной ранее (табл. В.З), на величину потерь в трансформато-
рах. По каталожным данным [2], для трансформаторов ТМЗ-400/10/0,4 потери холостого хо-
55
да, короткого замыкания, ток холостого хода и напряжение короткого замыкания соответст
венно равны &РХ= 1,08 кВт, ДРК = 5,5 кВт, /х = 2,1%, UK- 4,5%.
Активные потери
= Nm(&Px + fc1 2APJ=2x(l,08 + 0,742 х 5,5) = 8,3 кВт.
Реактивные потери
AGm	+ *2^^SHWl=2xf^400W42—4Оо1 = 36,Зквар.
т "\100	100 нт) <100	100	)
По формуле (26) определяем расчетную нагрузку со стороны обмоток ВН трансфор-
маторов
Sp = 7(588>8 + 83)2 + (417,4 - 2 х 200 + 36,3)2 = 599,6 кВА.
Sp 599,6
Ток нормального режима I п =-— = —-=------= 17,3 А.
р Nmyl3UH 273x10
Sp	599 6
Токпослеаварийного режима Iп„ =-----—-=— =--------=---= 34,6 А.
Р' (Nm-X)j3UH (2-1)73x10
Для двухсменной работы котельной (по заданию) зададимся временем использования
максимальной нагрузки Тм = 3000 4-5000 часов. Тогда экономическая плотность тока для
кабелей с алюминиевыми жилами (табл. 8) равна j3 = 1,4 А/мм2. Экономически целесообраз-
ное сечение найдем по формуле (38)
17 3
К = —— = 12,4 мм2.
1,4
Предварительно выбираем кабель марки ААШв-10(3x16)' с алюминиевыми жилами, с
бумажной, пропитанной маслоканифольной смесью изоляцией, в алюминиевой оболочке, в
поливинилхлоридном защитном шланге, на напряжение 10 кВ с тремя жилами, сечением по
16 мм2 каждая.
При прокладке в земле (в траншее) допустимый ток указанного кабеля равен
7^ои = 75 А [3, табл.1, 3, 16], что больше тока послеаварийного режима. Указанный выше ка-
бель проходит по нагреву максимальным рабочим током послеаварийного режима.
Ток короткого замыкания на шинах питающего РП-10кВ составляет /$ = 14,3 кА.
Время отключения КЗ выключателем ВМПЭ-10/630-20, установленным на РП, по справоч-
ным данным, составляет 1откл =0,12 с. Тепловой импульс тока КЗ будет не менее
Вк ~ (^кз^откл ~ 14,32 х 0,12 = 24,5 кА2с, а минимальное термически стойкое к току КЗ се-
чение найдем по формуле (40). Значение коэффициента С примем по табл. 9.
FT = 1000&- = 1000^^ = 55,0 мм2.
С	90
Так как кабель ААШв-10(3x16), выбранный по экономической плотности тока, не
проходит по термической стойкости к току КЗ, выбираем кабель АПвПКШ-10(3x70) с алю-
миниевыми жилами, с изоляцией из сшитого (вулканизированного) полиэтилена, с броней из
1 Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена не выпускаются на сечения 16 мм2. Поэтому выбираем кабель
ААШв.
56
круглых стальных проволок в защитном шланге из полиэтилена, на номинальное напряже-
ние 10 кВ, с тремя жилами сечением 70 мм2.
Проверку кабеля по потерям напряжения в нормальном режиме выполняем по форму-
ле (37), с учетом уточненной расчетной нагрузки, по потерям в трансформаторах и компен-
сации реактивной мощности, на каждый кабель
л л г	с:о/ >> л т т 0’5 Х ^Р +	+ х (@Р + ^Qm ~ Qhk)^x0 . nn0/
ЛЦ)0И = 5% > АС/ = -—-—-----------------------------------100% =
U*
_ °>5 х (588>8 + 8>3) х 350 х °’443 + °’5 х <417’4 + 36’3 ~ 2 х 200) х 350 х °»119 х 100о/ _ 0 047о/
100002
где £=350 м - расстояние от проектируемой подстанции ТП «Котельная» до источника пи-
тания РП-10 кВ (по заданию); zq = 0,443 мОм/м, = 0,119 мОм/м - удельные значения со-
противлений, активного и реактивного, для кабеля марки АПвПКШ-10(3x70) [20].
В данном случае располагаемые потери значительно превосходят действительные по-
тери напряжения в питающем кабеле.
Таким образом, кабель марки АПвПКШ-10(3x70) проходит по всем условиям и окон-
чательно принимается к установке.
В.5.2.	Расчет нагрузки на шинах РП-47
и проверка существующих, питающих кабельных линий по нагреву
По заданию следует проверить кабели 2хААШв-10(3x95), питающие РП-47 от РТП
«Промышленная», по нагреву. Для этого следует определить суммарную нагрузку этих кабе-
лей (на шинах 10 кВ РП-47) с учетом существующих потребителей пропарочной станции
(рис. В.2) и вновь подключаемой нагрузки проектируемой котельной.
Суммирование нагрузок на шинах 10 кВ РП-47 (табл. В.З) выполним по методике [5] с
учетом коэффициента одновременности максимумов нагрузок Ко в отходящих от РП-47 ли-
ниях. По методике [5] нагрузку РП-47 определяем в табличной форме Ф636-92, т.е. продол-
жаем табл. В.З.
Для этого переносим расчетные нагрузки на шинах 0,4 кВ проектируемой котельной
Рр- 588,8 кВт и Qp = 417,4 квар в отдельную строку, в графы 7 и 8 соответственно. Добав-
ляем строчки (графы 7, 8) с потерями в трансформаторах ТП «Котельная» ДРт=8,3 кВт и
t±Qm= 36,3 квар и с мощностью выбранных ранее компенсирующих устройств
QK = 2 х 200 = 400 квар. Мощность компенсирующих устройств заносим в графу 8 со зна-
ком «-». В строке «Итого ТП «Котельная», путем суммирования, определяем нагрузку (ак-
тивную и реактивную) со стороны обмотки ВН трансформатора, в линиях 10 кВ питающих
ТП «Котельная», яч.З, 14 РП-47 (рис. В.2). Добавляем строки с существующими нагрузками
(рис. В.2) пропарочной станции: двухцепная магистраль Ml, питающая ТП1, ТП6 главного
корпуса, и двухцепная линия к ТП2. Для синхронных электродвигателей (СД) компрессор-
ной (яч. 5, 12, рис. В.2) в табл. В.З выделяем отдельную строку. Из-за отсутствия более дос-
товерных данных, в качестве фактического коэффициента загрузки СД принимаем коэффи-
циент использования по справочнику [10] k3^ku =0,7, который заносим в графу 5. Нахо-
дим расчетную активную нагрузку СД Рр,сд ~ пСД^зРн “ пСД^иРн = 2 х 0,7 х 200= 280 кВт.
Заносим результат в графу 7. Из того же справочника для СД компрессоров находим коэф-
фициент мощности cos<p = 0,8 и заносим его в графу 6. Предполагаем использовать СД в ка-
честве компенсаторов реактивной мощности. Для этого находим располагаемую реактивную
57
мощность СД [25] бс/Г =иСД^зРн^<3~исд^иРн^(г’ = 280,0х0,75 = 210,0 квар, гд<
tg<p = д/1-cos2 ср / cos <2? - -J1 -0,82 / 0,8 = 0,75 и заносим ее в графу 8 со знаком «-». В каж
дую из перечисленных строк, в графу 2 заносим число кабельных линий, идущих от РП-47 i
указанным выше потребителям.
В итоговой строке находим суммы и последовательно записываем их в графы 2, 4, 7 i
8: суммарное число кабельных линий, отходящих от РП-47 - Ей = 8; суммарную установ
ленную мощность приемников -ХРН =17462 кВт; суммарные расчетные нагрузки линий -
ХРр= 5126,7 кВт; XQp=l387,9 квар. Находим приближенное значение средневзвешенногс
коэффициента использования Ки &КС ='£Pp/'LPN =5126,7/17462 = 0,29. По табл. 5 нахо
дим коэффициент одновременности максимумов Ко~ f (Ел, Ки) = 0,8.
Принимая коэффициент одновременности за расчетный коэффициент Кр = Ко, за-
писываем его значение в графу 11 и вычисляем суммарные расчетные нагрузки РП-47
Рр1. = кр£рр = 0,8 х 5126,7 = 4101,3 кВт,
Qp х = KpLQp = 0,8 х 1387,9 = 1110,3 квар,
SP1 = -]Ppl + Q2pl = V4101,32 +1110,32 = 4249,0 кВА.
В формуле (28), принимая за Nm = 2 число кабельных линий, питающих РП-47, на-
ходим ток послеаварийного режима, при повреждении одного из кабелей
spl _	4249,0
р а ~ (Д^ -1)ТзС7н ~ (2-1)73x10
= 245,3 А.
Для кабеля марки ААШв-10(3x95), проложенного в траншее, находим допустимый
ток [3, табл. 1.3.16] 1доп = 205 А. Так как в послеаварийном режиме один из кабелей, про-
ложенных рядом в траншее, не нагружен, то можно принять коэффициент, учитывающий
способ прокладки kcn = 1. С учетом допустимой аварийной перегрузки кабелей с бумажной
изоляцией [17] ка = 1,3, проверяем условие (35) допустимого нагрева кабеля
1доцкСпка ~ 204 х 1,0 х 1,3 = 266,5 А > кв1р а = 1,0 х 245,3 А .
Условие (35) выполняется, существующий кабель марки ААШв-10(Зх95) способен
пропустить дополнительную нагрузку проектируемой котельной и менять его на кабель
большего сечения не следует.
6. Кабельные линии напряжением до 1000 В
В.6.1.	Выбор сечений и марок питающих кабельных линий
и ответвлений от РУ-0,4 кВ ТП
Принимаем к установке кабель марки АВВГ, с алюминиевыми жилами, в поливинил-
хлоридной изоляции и оболочке, небронированный. Принятый кабель имеет негорючие изо-
ляцию и оболочку, минимальную стоимость, удобен в монтаже. Между РУ-0,4 кВ ТП и СП, в
пределах помещения РУ-0,4 кВ (рис. В.1), кабели прокладываем в каналах. За пределами РУ-
0,4 кВ кабели ответвлений к отдельным электроприемникам, сетевым насосам, групповым
щиткам освещения, к вентиляции - в лотках, по стенам и опорным конструкциям. Учитывая
58
способ прокладки, следует пользоваться таблицами допустимых токов на провода и кабели
[3] при их прокладке в воздухе.
Значения расчетных токов нормального режима к силовым пунктам принимаем на ос-
нове расчета нагрузок СП (табл. В.З). Расчетные токи ответвлений к отдельным потребите-
лям, например, к сетевому насосу СН-1, определяем по формуле (11)
95
' = н ----------= 180,4 А.
Р 73x0,38x0,8
Для остальных потребителей (СП, щитки освещения, установки компенсации реак-
тивной мощности) расчетные токи находим по формуле (19). Например, для СП1
7 _ ^72,02 +58,12
Р~ 73x0,38
= 140,5 А.
Результаты заносим в табл. В.4.
Таблица В.4
Выбор сечений отходящих линий РУ-0,4 кВ ТП «Котельная» по нагреву рабочим током
нормального режима
№ пане- ли	№ фи- дера	Назначение	/р, кВт	Ср. квар	COS (р	/р, А	Адой х^си, А	Марка
1СШ РУ-0,4 кВ ТП								
1	1	СП1	72,0	58,1		140,5	216,2	АВВГ(Зх150+ 1x95)
1	2	СПЗ	96,8	79,8		190,6	216,2	АВВГ(Зх 150+1x95)
1	3	СП5	90.6	65,5		169,9	216,2	АВВГ(Зх 150+1x95)
1	4	ЩО	Щит освещения	24,7	0,0		37,5	38,6	АВВГ(4х10)
2	5	СН-1	Насос сетевой	95 0	71,3	0,8	180,4	216,2	ЛВВГ(Зх 150+1x95)
2	6	С1	АКРМ-200-(8*25)	0,0	200,0		303,9	432,4	2хАВВГ(Зх150+1x95)
2	7	Тельферы	2	2,7	0,6	5,1	17,5	АВВГ(4х2,5)
2	8	Резерв						
2СШ РУ-0.4 кВ ТП								
6	12	СП2	96,8	79,8		190,6	216,2	АВВГ(Зх15О+1х95)
6	13	СП4	39,6	40,6		86,1	82,8	АВВГ(Зх35+1х16)
6	14	СПб	109,5	74,7		201,4	216,2	АВВГ(Зх150+1х95)
6	15	КИП-2	16,6	12,4	0,8	31,5	38,6	АВВГ(4х10)
7	16	ЩО-2 Аварийное осве- щение	8,2	0,0		12,5	17,5	АВВГ(4х2,5)
7	17	СН-2	Насос сетевой	95,0	71,3	0,8	180,4	216,2	АВВГ(Зх150+1x95)
7	18	СН-3	Насос сетевой	95,0	71,3	0,8	180,4	216,2	АВВГ(Зх 150+1x95)
7	19	С2	АКРМ-200-(8х25)	0,0	200,0		303,9	432,4	2хАВВГ(Зх150+1x95)
Аварийное освещение котельной для продолжения работы [4] должно обеспечивать
не менее 25% освещенности. Расчетную нагрузку освещения котельной (табл. В.З) делим в
пропорции: 75% - щит рабочего освещения ЩО, 1СШ РУ-0,4 кВ, яч.4; 25% - щит аварийно-
го освещения ЩО-2, 2СШ РУ-0,4 кВ, яч.16 (табл. В4).
Выбор сечений фазной жилы выполняем по условию нагрева (35), принимая кв = 1.
Для радиальных одноцепных линий принимаем I ра = Iр, ка = 1. Допустимые токи для че-
тырехжильных кабелей находим по [3, табл. 1.3.7]. Значение коэффициента, учитывающего
способ прокладки кабеля, по рекомендациям примечания к [3, табл. 1.3.7], принимаем рав-
ным ксп = 0,92. Допустимые длительные токи для проводов, проложенных в лотках, при од-
59
норядной прокладке (не в пучках) принимаем, как для проводов, проложенных в воздухе [3].
Сечения нулевых жил принимаем по табл. 6.
При выборе сечений учитываем рекомендации [16] по унификации оборудования и
кабельной продукции. Так, например, для СП1 ближайшим допустимым по току кабелем яв-
ляется АВВГ(Зх120+1х70), с допустимым током 184,0 А. Однако, с целью унификации, при-
меняем кабель ближайшего большего сечения марки АВВГ(Зх150+1x95) с допустимым то-
ком 216,2 А. Это позволяет на всех ответвлениях от РУ-0,4 кВ, кроме СП4, щитка освещения
и конденсаторных установок, применить кабель одного сечения.
Результаты расчетов заносим в табл. В.4.
Выбранные сечения кабелей следует проверить по располагаемым потерям напряже-
ния, по условию (37). Расчетные активные и реактивные нагрузки СП принимаем по табл.
В.З. Для приемников продолжительного режима работы, непосредственно получающих пи-
тание от РУ-0,4 кВ ТП, за расчетную активную мощность принимаем номинальную мощ-
ность приемника (7). Например, для сетевого насоса СН-1 Рр = рн= 95 кВт. Реактивную на-
грузку находим с учетом коэффициента мощности Qp =Pntg(fl- 95x0,75 = 71,3 квар, где
tg<p = 0,15 соответствует коэффициенту мощности cos </> = 0,8.
Таблица В.5
Проверка выбранных сечений питающих кабелей по потерям напряжения
№ фи- дера	Назначение	Марка	го, мОм/м	А>, мОм/м	Г, мОм	X, мОм	Длина, м	ДП%	Приме- чание
1СШ РУ-0,4 кВ ТП									
1	СП1	АВВГ(Зх150+1х95)	0,22	0,06	4,4	1,2	20	0,27	
2	СПЗ	АВВГ(Зх150+1х95)	0,22	0,06	4,4	1,2	20	0,36	
3	СП5	АВВГ(Зх150+1х95)	0,22	0,06	4,4	1,2	20	0,33	
4	ЩО	АВВГ(4х10)	2,08	0,07	104	3,5	50	1,78	
5	СН-1	АВВГ(Зх150+1х95)	0,22	0,06	13,2	3,6	60	1,05	
6	С1	2хАВВГ(Зх150+1x95)	0,11	0,03	1,7	0,5	15	0,06	
7	Тельферы	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	266,0	1,8	20	0,37	
8	Резерв								
2СШ РУ-0,4 кВ ТП
13	СП2	АВВГ(Зх150+1x95)	0,22	0,06	4,4	1,2	20	0,36	
12	СП4	АВВГ(Зх35+1х16)	0,95	0,06	19,0	1,2	20	0,55	
14	СПб	АВВГ(Зх150+1х95)	0,22	0,06	4,4	1,2	20	0,40	
19	КИП-2	АВВГ(4х10)	3,33	0,07	113,2	2,4	34	1,32	
15	ЩО-2	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	665	4,5	50	3,79	
16	СН-2	АВВГ(Зх150+1х95)	0,22	0,06	13,2	3,6	60	1,05	
17	СН-3	АВВГ(Зх150+1х95)	0,22	0,06	13,6	3,7	62	1,08	Резер!
18	С2	2хАВВГ(Зх150+1х95)	0,11	0,03	1,7	0,5	15	0,06	
Удельные сопротивления, активные г0, мОм/м и индуктивные х0, мОм/м, на единицу
длины принимаем по табл 7. Протяженность кабельных линий определяем по плану котель-
ной (рис. В.1). Расчетные сопротивления кабельных линий определяем по формулам (37).
Например, для СП1 получим г = r0Z = 0,22 х 20 = 4,4мОм, х = XqL = 0,06 х 20 = 1,2 мОм. По-
тери напряжения составят
ДС/% = 72’0х4’- + 58Д-х1>2хюо = 0,27% < MJdon% = 5%.
3802
Для остальных приемников расчеты выполняем аналогично и сводим в табл. В.5.
60
В.6.2.	Выбор сечений и марок кабельных линий ответвлений от СП
Для ответвлений от СП применяем четырехжильные кабели марки АВВГ. Способ
прокладки - в каналах, в лотках по стенам и опорным конструкциям, в трубах и металлору-
кавах. Для определения расчетных нагрузок и токов ответвлений используем формулы (7)-
(11) для соответствующих режимов работы электрооборудования.
Например, для ответвления к дымососу Д1 от СП1 (табл. В.2) принимаем за расчет-
ную нагрузку номинальную мощность дымососа Рр = рн = 45 кВт. За расчетную реактив-
ную нагрузку принимаем номинальную мощность с учетом коэффициента мощности
Qp = pHtg(p = 45 х 0,75 = 33,8 квар, где tgcp = 0,75 соответствует коэффициенту мощности
costp = 0,8. Ток нормального режима определяем по формуле (11)
45
1п = -=---------= 85,5 А.
р 73x0,38x0,8
Выбор сечений фазной жилы выполняем по условию (35), принимая для одноцепных
радиальных линий, проложенных в нормальной среде кв = 1, Iр а = Iр, ка = 1. Допустимые
токи для четырехжильных кабелей находим по [3, табл. 1.3.7] Значение коэффициента, учи-
тывающего способ прокладки кабеля, по рекомендациям примечания к [3, табл. 1.3.7], при-
нимаем равным ксп = 0,92. Допустимые длительные токи для проводов, проложенных в лот-
ках, при однорядной прокладке (не в пучках) принимаем, как для проводов, проложенных в
воздухе [3]. Сечения нулевых жил принимаем по табл. 6. Так, например, ближайшим, соот-
ветствующим условию (35), является кабель АВВГ(Зх5О+1х25) с допустимым током для
трехжильных кабелей, при прокладке в воздухе, 1доп =110 А. С учетом снижения допусти-
мой токовой нагрузки ксп = 0,92 для четырехжильных кабелей, получим
1р =85,5<1д0„ксп =110x0,92 = 101,2 А.
При выборе сечений учитываем рекомендации [16] по унификации оборудования и
кабельной продукции. Так, например, применение кабеля сечением 4x10 мм2 для щитков,
задвижек и вентилей позволяет исключить применение кабеля 4><6 мм2. Ответвления к при-
емникам кратковременного и повторно-кратковременного режимов работы (МЭО, задвижки,
тали) имеют ограниченное сечение, до 10 мм2, поэтому их расчетная нагрузка определяется,
как для приемников продолжительного режима работы, по формуле (7).
Результаты расчетов заносим в табл. В.6.
Проверку выбранных сечений по располагаемым потерям напряжения выполняем
аналогично предыдущим, как и для питающих кабелей. Результаты сводим в табл. В.7. Поте-
ри напряжения во всех ответвлениях меньше 5%.
В.7.	Выбор защитно-коммутационной аппаратуры
По рекомендациям [16] для защиты сетей напряжением до 1000 В котельной от пере-
грузок и токов коротких замыканий применяем автоматические выключатели с комбиниро-
ванными расцепителями серий ВА и А3700.
61
Таблица В.6
Выбор сечений кабельных линий ответвлений от СП к потребителям по нагреву
№ СП	№ па- не- ли	№ фи- де- ра	Наименование ЭП		Коли- чест- во п	Рн, кВт		ПВ%	cos (р	Расчетные нагрузки				1доп '*ксп, А	Марка кабеля
			на плане	назначение		од- но- го ЭП	об- щая			Др, кВт	Qp, квар	SP’ кВА	(о, А		
1	2	3	4	.	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
СП1	1	1	Д1	Дымосос	1	45	45		0,8	45,0	33,8	56,3	85,5	101,2	АВВГ(Зх50+1х25)
СП1	1	2	В1	Вентилятор дутьевой	1	18	18		0,8	18,0	13,5	22,5	34,2	38,6	АВВГ(4х10)
СП1	1	3	М1-1+5	МЭО1	5	0,9	4,5	15	0,7	4,5	4,6	6,4	9,8	17,5	АВВГ(4х2,5)
СП1	1	4	ВВ-1	Вытяжная вентиляция	1	4,2	4,2		0,8	4,2	3,2	5,3	8,0	17,5	АВВГ(4х2,5)
СП1	1	5	КИП-1	(операторская)					0,8	16,б	12,4	20,7	31,5	38,6	АВВГ(4х10)
СП1	1	б	НПТС-1	Насос солевого раствора	1	4,2	4,2		0,8	4,2	3,2	5,3	8,0	17,5	АВВГ(4х2,5)
СП2	2	1	В4	Вентилятор дутьевой	1	45	45		0,8	45,0	33,8	56,3	85,5	101,2	АВВГ(Зх5О+1х25)
СП2	2	2	Д4	Дымосос	1	75	75		0,8	75,0	56,3	93,8	142,4	156,4	АВВГ(Зх95+1х50)
СП2	2	3	М2-1+5	МЭО2	5	0,9	4,5	15	0,7	4,5	4,6	6,4	9,8	17,5	АВВГ(4х2,5)
СПЗ	3	1	ВЗ	Вентилятор дутьевой	1	45	45		0,8	45,0	33,8	56,3	85,5	101,2	АВВГ(Зх5О+1х25)
СПЗ	3	2	ДЗ	Дымосос	1	75	75		0,8	75,0	56,3	93,8	142,4	156,4	АВВГ(Зх95+1х50)
СПЗ	3	3	МЗ-1+5	МЭОЗ	5	0,9	4,5	15	0,7	4,5	4,6	6,4	9,8	17,5	АВВГ(4х2,5)
СП4	4	1	ВВ-2	Вытяжная вентиляция	1	4,2	4,2		0,8	4,2	3,2	5,3	8,0	17,5	АВВГ(4х2,5)
СП4	4	2	ВВ-3	Вытяжная вентиляция	1	4,2	4,2		0,8	4,2	3,2	5,3	8,0	17,5	АВВГ(4х2,5)
СП4	4	3	НМП-1	Мазутные перекачивающие	1	35	35		0,8	35,0	26,3	43,8	66,5	69,0	АВВГ(Зх25+1х16)
СП4	4	4	НПБ	Насос подпитки бойлеров	1	4,2	4,2		0,8	4,2	3,2	5,3	8,0	17,5	АВВГ(4х2,5)
СП4	4	5	НПТС-2	Насос солевого раствора	1	4,2	4,2		0,8	4,2	3,2	5,3	8,0	17,5	АВВГ(4х2,5)
СП5	5	1	В-1	Вентили	1	4,2	4,2	15	0,7	4,2-	4,3	6,0	9,1	17,5	АВВГ(4х2,5)
СП5	5	2	В-2	Вентили	1	4,2	4,2	15	0,7	4,2	4,3	6,0	9,1	17,5	АВВГ(4х2,5)
СП5	5	3	В-3	Вентили	1	4,2	4,2	15	0,7	4,2	4,3	6,0	9,1	17,5	АВВГ(4х2,5)
СП5	5	4	3-1	Задвижки	1	4,2	4,2	15	0,7	4,2	4,3	6,0	9,1	17,5	АВВГ(4х2,5)
СП5	5	5	3-2	Задвижки	1	4,2	4,2	15	0,7	4,2	4,3	6,0	9,1	17,5	АВВГ(4х2,5)
СП5	5	6	3-3	Задвижки	1	4,2	4,2	15	0,7	4,2	4,3	6,0	9,1	17,5	АВВГ(4х2,5)
СП5	6	7	НИВ-2	Насос исх.воды	1	18	18		0,8	18,0	13,5	22,5	34,2	38,6	АВВГ(4х10)
СП5	6	8	НМД-1	Насосы мазутные подающие	1	7	7		0,8	7,0	5,3	8,8	13,3	17,5	АВВГ(4х2,5)
СП5	6	9	НМП-2	Насосы мазутные перекачив.	1	35	35		0,8	35,0	26,3	43,8	66,5	69,0	АВВГ(Зх25+1х16)
СП5	6	10	ПВ-1	Приточная вентиляция	1	7	7		0,8	7,0	5,3	8,8	13,3	17,5	АВВГ(4х2,5)
Окончание табл. В.6
Ns СП	№ па- не- ли	Ns фи- де- ра	Наименование ЭП		Коли- чест- во п	кВт		ПВ%	COS ф	Расчетные нафузки				1доп *ксп, А	Марка кабеля
			на плане	назначение		од- но- го ЭП	об- щая			кВт	Qp, квар	SP’ кВА	{р, А		
1	2	3	4	5	б	7	8	9	10	И	12	13	14	15	16
СП5	б	И	ПЭН-2	Насос питательный	1	45	45		0,8	45,0	33,8	56,3	85,5	101,2	АВВГ(Зх5 0+1x25)
СП5	б	12	СНТ-2	Насос сетевой СНТ	1	55	55		0,8	55,0	41,3	68,8	104,5	128,8	АВВГ(Зх70+1х35)
СПб	7	1	НГВС-1	Насос взрыхления соли	1	15	15		0,7	15,0	15,3	21,4	32,6	38,6	АВВГ(4х10)
СПб	7	2	НИВ-1	Насос исх.воды	1	18	18		0,8	18,0	13,5	22,5	34,2	38,6	АВВГ(4х10)
СПб	7	3	НМД-2	Насосы мазутные подающие	1	7	7		0,8	7,0	5,3	8,8	13,3	17,5	АВВГ(4х2,5)
СПб	7	4	НМД-3	Насосы мазутные подающие	1	7	7		0,8	7,0	5,3	8,8	13,3	17,5	АВВГ(4х2,5)
СПб	7	5	ПВ-2	Приточная вентиляция	1	7	7		0,8	7,0	5,3	8,8	13,3	17,5	АВВГ(4х2,5)
СПб	7	6	ПЭН-1	Насос питательный	1	45	45		0,8	45,0	33,8	56,3	85,5	101,2	АВВГ(Зх50+1х25)
СПб	8	7	ПЭН-3	Насос питательный	“Л	45	45		0,8	45,0	33,8	56,3	85,5	101,2	АВВГ(Зх50+1х25)
СПб	8	8	СНТ-1	Насос сетевой СНТ	1	55	55		0,8	55,0	41,3	68,8	104,5	128,8	АВВГ(Зх70+1х35)
СПб	8	9	СНТ-3	Насос сетевой СНТ	1	55	55		0,8	55,0	41,3	68,8	104,5	128,8	АВВГ(Зх7О+1х35)
СПб	8	10	ВЗ-1	Вытяжка загазованности	1	4	4		0,8	4,0	3,0	5,0	7,6	17,5	АВВГ(4х2,5)
СПб	8	11	ВЗ-2	Вытяжка загазованности	1	4	4		0,8	4,0	3,0	5,0	7,6	17,5	АВВГ(4х2,5)
Таблица В.7
Проверка сечений кабельных линий ответвлений от СП по располагаемым потерям напряжения ____________
№ СП	№ па- не- ли	№ фи- дера	Наименование ЭП		Расчетные нагрузки			Марка кабеля	го, мОм/м	хо, мОм/м	Длина, м	г, мОм	X, мОм	А17%	Приме- чание
			на плане	назначение	/’р, кВт	Qp, квар	5р, кВА								
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
СП1	1	1	Д1	Дымосос	45,0	33,8	56,3	АВВГ(Зх50+1х25)	0,67	0,06	60	40,2	3,6	1,1	
СП1	1	2	В1	Вентилятор дутьевой	18,0	13,5	22,5	АВВГ(4х10)	3,33	0,07	65	216,5	4,6	2,1	
СП1	1	3	М1-1+5	МЭО1	4,5	4,6	6,4	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	62	824,6	5,6	2,6	S6
СП1	1	4	ВВ-1	Вытяжная вентиляция	4,2	3,2	5,3	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	100	1330,0	9,0	2,9	
СП1	1	5	КИП-1	(операторская)	18,4	13,8	23,0	АВВГ(4х10)	3,33	0,07	40	133,2	2,8	1,3	
СП1	1	6	НПТС-1	Насос солевого раствора	4,2	3,2	5,3	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	70	931,0	6,3	2,1	
СП2	2	1	В4	Вентилятор дутьевой	45,0	33,8	56,3	АВВГ(Зх50+1х25)	0,67	0,06	100	67,0	6,0	1,8	
СП2	2	2	Д4	Дымосос	75,0	56,3	93,8	АВВГ(Зх95+1х50)	0,35	0,06	65	22,8	3,9	1,1	
СП2	2	3	М2-1+5	МЭО2	4,5	4,6	6,4	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	65	864,5	5,9	2,8	S6
Окончание табл. В.7
№ СП	№ па- не- ли	№ фи- лера	Наименование ЭП		Расчетные нагрузки			Марка кабеля	'о, мОм/м	х0, мОм/м	Длина, м	Г, мОм	X, мОм	А (7%	Приме- чание
			на плане	назначение	РР' кВт	Qp, квар	5р, кВА								
1	2	3	4	5	б	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
СПЗ	3	1	ВЗ	Вентилятор дутьевой	45,0	33,8	56,3	АВВГ(Зх50+1х25)	0,67	0,06	60	40,2	3,6	1,1	
спз	3	2	ДЗ	Дымосос	75,0	56,3	93,8	АВВГ(Зх95+1х50)	0,35	0,06	54	18,9	3,2	0,9	
спз	3	3	МЗ-1+5	МЭОЗ	4,5	4,6	6,4	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	100	1330,0	9,0	4,3	S6
СП4	4	1	ВВ-2	Вытяжная вентиляция	4,2	3,2	5,3	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	100	1330,0	9,0	2,9	
СП4	4	2	ВВ-3	Вытяжная вентиляция	4,2	3,2	5,3	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	100	1330,0	9,0	2,9	резерв
СП4	4	3	НМП-1	Насосы мазутные	35,0	26,3	43,8	АВВГ(Зх25+1х16)	1,33	0,07	100	133,0	7,0	2,6	
СП4	4	4	НПБ	Насос подпитки бойлеров	4,2	3,2	5,3	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	100	1330,0	9,0	2,9	
СП4	4	5	НПТС-2	Насос солевого раствора	4,2	3,2	5,3	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	100	1330,0	9,0	2,9	
СП5	5	1,2,3	В-1,2,3	Вентили	4,2	4,3	6,0	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	100	1330,0	9,0	4,0	S6
СП5	5	4,5,6	3-1,2,3	Задвижки	4,2	4,3	6,0	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	100	1330,0	9,0	4,0	S6
СП5	6	7	НИВ-2	Насос исх воды	18,0	13,5	22,5	АВВГ(4хЮ)	3,33	0,07	100	333,0	7,0	3,2	резерв
СП5	—бП	:8	НМД-1	Насосы мазутные	7,0	5,3	8,8	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	70	931,0	6,3	3,4	
СП5	6	9	НМП-2	Насосы мазутные	35,0	26,3	43,8	АВВГ(Зх25+1х1б)	1,33	0,07	100	133,0	7,0	2,6	резерв
СП5	6	10	ПВ-1	Приточная вентиляция	7,0	5,3	8,8	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	100	1330,0	9,0	4,9	
СП5	6	И	ПЭН-2	Насос питательный	45,0	33,8	56,3	АВВГ(Зх50+1х25)	0,67	0,06	70	46,9	4,2	1,3	
СП5	6	12	СНТ-2	Насос сетевой СНТ	55,0	41,3	68,8	АВВГ(Зх70+1х35)	0,48	0,06	56	26,9	3,4	0,9	
СПб	7	1	НГВС-1	Насос взрыхления соли	15,0	15,3	21,4	АВВГ(4х10)	3,33	0,07	70	233,1	4,9	2,5	
СПб	7	2	НИВ-1	Насос исх.воды	18,0	13,5	22,5	АВВГ(4х10)	3,33	0,07	70	233,1	4,9	2,3	
СПб	7	3	НМД-2	Насосы мазутные	7,0	5,3	8,8	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	70	931,0	6,3	3,4	
СПб	7	4	НМД-3	Насосы мазутные	7,0	5,3	8,8	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	70	931,0	6,3	3,4	резерв
СПб	7	5	ПВ-2	Приточная вентиляция	7,0	5,3	8,8	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	100	1330,0	9,0	4,9	резерв
СПб	7	6	ПЭН-1	Насос питательный	45,0	33,8	56,3	АВВ1 (3x50+1x25)	0,67	0,06	70	46,9	4,2	1,3	
СПб	8	7	ПЭН-3	Насос питательный	45,0	33,8	56,3	АВВГ(Зх50+1х25)	0,67	0,06	100	67,0	6,0	1,8	резерв
СПб	8	8	СНТ-1	Насос сетевой СН Г	55,0	41,3	68,8	АВВ1 (3x70+1x35)	0,48	0,06	56	26,9	3,4	0,9	
СПб	8	9	СНТ-3	Насос сетевой С1Г1	55,0	41,3	68,8	АВВГ(Зх70+1х35)	0,48	0,06	100	48,0	6,0	1,7	резерв
СПб	8	10	ВЗ-1	Вытяжка загазованности	4,0	3,0	5,0	АВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	85	1130,5	7,7	2,4	
СПб	8	11	ВЗ-2	Вытяжка загазованности	4,0	3,0	5,0	ЛВВГ(4х2,5)	13,3	0,09	85	1130,5	7,7	2,4	
В.7.1.	Выключатели вводов трансформаторов
и секционный выключатель РУ-0,4 кВ ТП
Полная нагрузка ТП (табл. В.З) составляет Рр = 588,8 кВт, Qp =417,4 квар. На шинах
ТП установлены две конденсаторные батареи общей мощностью QHK =2x200 = 400 квар
(раздел В.4). С учетом компенсации реактивной мощности расчетная нагрузка ТП составит
SP = Рр2 +{QP-QHK}1 = д/588,82 +(417,4-400)2 = 589,1 кВА.
По формуле (27) находим расчетный ток нормального режима
589,1
2x73x0,38
= 447,5 А.
По формуле (28) находим наибольший расчетный ток послеаварийного режима (при
отказе одного из трансформаторов)
589,1
Р (2 -1) х д/з х 0,38
= 895,0А.
Пиковый ток определяем для нормального режима при пуске сетевого насоса СН-1,
наибольшего по мощности. Его номинальный ток составляет
I и. max
Ри.тах
^UH cos <р
=-----------= 180,4 А,
3 х 0,38 х 0,8
коэффициент использования (табл. В.З) ки = 0,7, а кратность пускового тока (табл. В.1)
кп - 5,5. Тогда по формуле (30) получим
1пиК = 447-5 -180,4 х 0,7 + 5,5 х 180,4 = 967,8 А.
Принимаем к установке [26] автоматический выключатель ВА54-41 с номинальным
током главных контактов 1Н = 1000 А и предельным током отключения 1откл =135кА. Ус-
ловие (31) выполняется = 1000 > Iпп = 855,7 А.
Ток теплового расцепителя принимаем по условию (33) 13 = 1000 > Iр а = 855,7 А.
Ток электромагнитного расцепителя с кратностью тока отсечки 2 принимаем по усло-
вию (34) для нормальных условий окружающей среды
1Э = 2 х 1000 = 2000 > к1ал1пик = 1,25 х 967,8 = 1209,8 А.
J	jUfl llUt\
Таким образом, на вводах трансформаторов и в качестве секционного выключателя в
РУ-0,4 кВ ТП принимаем к установке автоматический выключатель ВА54-41. Конструктивно
используем панели ЩРО-94 (распределительные щиты одностороннего обслуживания, раз-
работки 1994 года), производства ОАО «Самарский завод «Электрощит» [22].
В.7.2.	Выключатели отходящих линий (фидеров) РУ-0,4 кВ ТП
Для технологических агрегатов, резервируемых по схеме замещения отказавшего
элемента, расчетные токи нормального режима и токи послеаварийного режима совпадают
= Iр а. Расчетные токи ответвлений от РУ-0,4 кВ ТП к СП и сетевым насосам определены
65
ранее, в табл. В.4. Для групп приемников, подключенных к СП, расчет пиковых токов вы
полняем аналогично предыдущему, по формуле (30). Для отдельных электроприемников, не
посредственно подключенных к РУ-0,4кВ ТП (сетевые насосы), пиковые токи находим п
формуле (29). Например, для кабельного ответвления к СН-1 получим
кзап1пик = 1>25 X 5,5 X180,4 = 1240,4 А.
В качестве аппаратов защиты применяем автоматические воздушные выключатся]
серии АЗ700 на номинальные токи IH = 160 н-400 А. Уставки тепловых расцепителей 13 вы
бираем по условию (33). Уставки электромагнитных расцепителей 1Э мгновенного действи
(отсечка) - по условию (34). Выбранные ранее, по нагреву и потерям напряжения, кабел!
проверяем по условию (36) согласования с уставками защит.
Результаты расчетов сводим в табл. В.8.
В.7.3.	Выключатели ответвлений от СП к электроприемникам
Для отдельных электроприемников, резервируемых по схеме замещения отказавшей
элемента, расчетные токи нормального режима и токи послеаварийного режима совпадаю'
I р = Iр.а и определены ранее, в табл. В.6. Пиковые токи находим по формуле (29), анало
гично расчету пикового тока для ответвления к сетевому насосу СН-1.
В качестве аппаратов защиты применяем автоматические воздушные выключателр
типа А3716Б с номинальным током 1Н =160 А [26]. Уставки тепловых расцепителей 13 вы
бираем по условию (33). Уставки электромагнитных расцепителей 1Э мгновенного действие
(отсечка) - по условию (34). Выбранные ранее, по нагреву и потерям напряжения, кабелг
проверяем по условию (36) согласования с уставками защит. В необходимых случаях сеченю
кабелей увеличиваем.
Результаты расчетов сводим в табл. В.9.
В.8.	Проверка выбранной защитной аппаратуры напряжением до 1000 В по токам КЗ
Защитная аппаратура напряжением до 1000 В должна быть проверена по двум усло-
виям:
-	по коммутационной способности отключения максимальных токов КЗ;
-	по чувствительности отключения минимальных токов КЗ.
В.8.1. Проверка защитной аппаратуры по коммутационной способности
Проверку аппаратов защиты по коммутационной способности выполняем по наи-
большим токам КЗ. В сети до 1000 В за наибольший ток КЗ принимаем ток трехфазного ме-
таллического (при отсутствии электрической дуги в месте КЗ) короткого замыкания в точке
К1, ближайшей к проверяемым коммутационным аппаратам. Наибольший ток КЗ будет воз-
никать на шинах 0,4 кВ ТП «Котельная» (рис. В.8).
Расчет выполняем по формуле (41) в именованных единицах, с приведением сопро-
тивлений к ступени напряжения в расчетной точке КЗ. Приведение сопротивлений выполня-
ем по средним значениям напряжений на шинах элементов сети UcpBjj =10,5 кВ,
Ucp.HH =0,4кВ.
Сопротивление системы определим по известному току трехфазного КЗ на шинах
10 кВ РП-47, по формуле (46)
66
UcpHH
-fi1 k.BhUср ВН
= —=  --------х 1000 — 0,62 мОм.
л/3 х 14,3 х 10,5
Удельные значения сопротивлений, активно-
го и реактивного, для кабеля марки АПвПКШ-
10(3x70) примем по справочным данным [20]
г0 = 0,443 мОм/м, = 0,119 мОм/м. При протя-
женности кабеля £ = 350м, сопротивления кабеля,
приведенные к напряжению Ucp ии = 0,4, получим
2
rw = rGL СрНН- = 0,443 X 350-^— = 0,23 мОм,
U2cp.BH	Ю>52
UcnHH	0 42
xw=x0L Р = 0,119х 350—z—-- = 0,06 мОм.
Ucp.BH	Ю,52
Кабепьный ввод №1
от районной подстанции
энергосистемы
РП47-10 кВ
Q1
ВМПЭ-10/1500/32 Ксекци011НоВ
Перемычке
СШ1-10 кВ,
РП47
Ток трехфазного КЗ
на шинах РП47 (СШ1 и CU12)
в максимальном режиме
равен 14.3 кА
15
QS
ВМПЭ-10/630/20
резерв
Сопротивления трансформатора найдем по
формулам (48)
. 4,5;;О,42„1о6
100 SHm 100 400
= 18,00 мОм,
ТП “Котельная"
т
ЬРК ин2	5,5 0,42 ,л6
—-—*— = -?—к ——хЮ
$нт $нт	400 400
= 5,50 мОм,
Хт = ~гт2 = д/18,ОО2 - 5,502 = 17,14мОм.
Сопротивление автоматических выключате-
лей состоит из суммы сопротивления контактов и
сопротивления расцепителей (табл. 10). Для выклю-
чателя на вводе трансформатора ВА54-41 на номи-
нальный ток 1000 А активные и реактивные сопро-
тивления близки к нулю и в расчете не учитывают-
ся.
Сопротивления контактов рубильников на
вводе 0,4 кВ трансформатора (рис. В.8) принимаем
(табл. 10) гка = 0,08 мОм. Сопротивления контакт-
ных соединений шин в РУ-0,4 кВ ТП принимаем
равным гш —0,01 мОм.
Таким образом, суммарное сопротивление
всех контактов до точки КЗ равно
Гк = пкагка + пш гш ~ 2 х 0,08 + 10 X 0,01 = 0,26 мОм,
где пка - 2 - число рубильников на вводе транс-
форматора; пш =10- число соединений шин с вво-
Рис. В.8. Поясняющая схема к расчету
тока трехфазного КЗ
дами трансформаторов, коммутационной аппаратурой, трансформаторами тока в ячейке №3
ввода трансформатора (рис. В.8).
67
Таблица В.8
Выбор защит отходящих линий РУ-0,4 кВ ТП
№СШ	№ панели	№ фидера	Обозначе- ние	Назначение	Рн.тах- кВт	ки	COS ф	к-п	6т. max, А	!Р’ А	к-зап* ^пик> А	Автоматический выключатель					Кабель			
												марка	Лт> А	Ъ. А	/э, А	‘У-пр, кА	марка	1доп * ксп, А		1з	 1доп *ксп	кзащ
1	2	3	4	5	б	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
1СШ РУ-0,4 кВ ТП																				
1	1	1	СП1		45	0,9	0,8	б	85,5	140,5	720,4	А3726Б	250	200	2500	65	АВВГ(Зх150+1x95)	216,2	0,93	1,0
1	1	2	СПЗ		75	0,9	0,8	5,5	142,4	190,6	1057,2	А3726Б	250	200	2500	65	АВВГ(Зх150+1х95)	216,2	0,93	1,0
1	1	3	СП5		55	0,7	0,8	6	104,5	169,9	904,3	А3726Б	250	200	2500	65	АВВГ(Зх150+1x95)	216,2	0,93	1,0
1	1	4	ЩО							37,5		А3716Б*	160	40	630	"30	АВВГ(4х10)	38,6	1,04	1,0
1	2	5	СН-1	Насос сетевой	95	0,7	0,8	5,5	180,4	180,4	1240,4	А3726Б	250	200	2500	65	АВВГ(Зх150+1х95)	216,2	0,93	1,0
1	2	6	С1	АКРМ-200-(8х25)	200	1				303,9		А3736Б	400	320	2500	65	2хАВВГ(Зх150+ +1x95)	432,4	0,74	1,0
1	2	7		Тельферы	0,4	0,1	0,6	7	1,0	5,1	15,1	А3716Б	160	16	630	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
1	2	8		Резерв																
2СШ РУ-0		,4 кВ ТП																		
2	6	12	СП2		75	0,9	0,8	6	142,4	190,6	1146,3	А3726Б	250	200	2500	65	АВВГ(Зх150+1х95)	216,2	0,93	1,0
2	6	13	СП4		35	0,7	0,8		66,5	86,1	631,1	А3716Б	160	80	630	45	АВВГ(ЗхЗ 5+1x16)	82,8	0,97	1,0
2	6	14	СПб		55	0,7	0,8	о	104,5	201,4	943,8	А3726Б	250	200	2500	65	АВВГ(Зх 150+1x95)	216,2	0,93	1,0
2	б	15	КИП-2							31,5		А3716Б	160	32	630	30	АВВГ(4х10)	38,6	0,83	1,о
2	7	16	ЩО-2							12,5		А3716Б	160	16	630	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
2	7	17	СН-2	Насос сетевой	95	0,7	0,8	5,5	180,4	180,4	1240,4	А3726Б	250	200	2500	65	АВВГ(Зх150+1х95)	216,2	0,93	1,0
2	7	18	СН-3	Насос сетевой	95	0,7	0,8	5,5	180,4	180,4	1240,4	А3726Б	250	200	2500	65	АВВГ(Зх 150+1x95)	216,2	0,93	1,0
2	7	19	С2	АКРМ-200-(8Х25)	200	1				303,9		А3736Б	400	320	2500	65	2хАВВГ(Зх150+ +1x95)	432,4	0,74	1,0
* Для отмеченного автомата к щитку рабочего освещения ЩО с уставкой срабатывания /3=40 А не выполняется условие (36). По ПУЭ [3] допускается использовать ближайшее
меньшее сечение кабеля, выбранное по нагреву, однако автомат должен бы гь проверен по чунствит слыюсти к току однофазного КЗ по условию (54). Проверка выполнена в разделе расчета
токов КЗ.
Таблица В.9
Выбор защит ответвлений or силовых пунктов к электроприемникам
№СП	№ панели	№ фидера	Наименование ЭП		!Р' А	кп	kl(inK 1пик< Л	Автоматический выключатель					Кабель			
			на плане	назначение				марка	Ль А	А	Л, А	1упр> кА	марка	1доп* ксгь А		1з.	 1доп*ксп	^защ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
СП1	1	1	Д1	Дымосос	85,5	(> 7	512,8	А3716Б	160	100	1600	45	АВВГ(Зх50+1х25)	101,2	0,99	1,0
СП1	1	2	В1	Вентилятор дутьевой	34,2		239,3	А3716Б	160	40	1600	45	АВВГ(4х16)*	55,2	0,72	1,0
СП1	1	3	М1-1+5	МЭ01	9,8	2,5	24,4	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СП1	1	4	BB-I	Вытяжная вентиляция	8,0	7	55,8	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СП1	1	5	КИП-1	(операторская)	31,5			А3716Б	160	40	1600	45	АВВГ(4х16)*	55,2	0,72	1,0
ст	I	6	НПТС-1	Насос солевого раствора	8,0	7	55,8	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СП2	2	1	В4	Вентилятор дутьевой	85,5	б	512,8	А3716Б	160	100	1600	45	АВВГ(Зх50+1х25)	101,2	0,99	1,0
СП2	2	2	Д4	Дымосос	142,4	5,5	783,4	А3716Б	160	160	1600	45	АВВГ(Зх120+1х70)*	184,0	0,87	1,0
СП2	2	3	М2-1+5	МЭ02	9,8	2,5	24,4	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
спз	3	1	ВЗ	Вентилятор дутьевой	85,5	б	512,8	А3716Б	160	100	1600	45	АВВГ(Зх50+1х25)	101,2	0,99	1,0
спз	3	2	дз	Дымосос	142,4	5,5	783,4	А3716Б	160	160	1600	45	АВВГ(Зх120+1х70)*	184,0	0,87	1,0
спз	3	3	МЗ-1+5	МЭОЗ	9,8	2,5	24,4	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СП4	4	1	ВВ-2	Вытяжная вентиляция	8,0	7	55,8	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СП4	4	2	ВВ-3	Вытяжная вентиляция	8,0	7	55,8	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СП4	4	3	НМП-1	Насосы мазутные перека- чивающие	66,5	7	465,3	А3716Б	160	80	1600	45	АВВГ(Зх35+1х25)*	82,8	0,97	1,0
СП4	4	4	НПБ	Насос подпитки бойлеров	8,0	7	55,8	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СП4	4	5	НПТС-2	Насос солевого раствора	8,0	7	55,8	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СП5	5	1	В-1	Вентили	9,1	7	63,8	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СП5	5	2	В-2	Вентили	9,1	7	63,8	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СП5	5	3	В-3	Вентили	9,1	7	63,8	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СП5	5	4	3-1	Задвижки	9,1	7	63,8	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СП5	5	5	3-2	Задвижки	9,1	7	63,8	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СП5	5	б	3-3	Задвижки	9,1	7	63,8	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
Окончание табл. В.9
№ СП	№ па- не- ли	№ фи- де- ра	Наименование ЭП		А	кп	кзап* ^ПЫКу А	Автоматический выключатель					Кабель			
			на плане	назначение				марка	А	А	7g, А	ly.np, кА	марка	1доп* kcn, А		ь	к-защ
															?доп*ксп	
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
СП5	6	7	НИВ-2	Насос исх.воды	34,2	7	239,3	А3716Б	160	40	1600	45	АВВГ(4х16)*	55,2	0,72	1,0
СП5	6	8	НМД-1	Насосы мазутные подающ.	13,3	7	93,1	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СП5	6	9	НМП 2	Насосы мазутные перека- чивающие	66,5	7	465,3	А3716Б	160	80	1600	45	АВВГ(Зх35+1х25)*	82,8	0.97	1,0
СП 5	6	10	ПВ-1	Приточная вентиляция	13,3	7	93,1	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СП5	б	11	ПЭН-2	Насос питательный	85,5	6	512,8	А3716Б	160	100	1600	45	АВВГ(Зх50+1х25)	101,2	0,99	1,0
СП5	6	12	СНТ-2	Насос сетевой СНТ	104,5	6	626,7	А3716Б	160	125	1600	45	АВВГ(Зх70+1х35)	128,8	0,97	1,0
СПб	7	1	НГВС-1	Насос взрыхл.соли	32,6	7	227,9	А3716Б	160	40	1600	45	АВВГ(4х16)*	55,2	0,72	1,0
СПб	7	2	НИВ-1	Насос исх.воды	34,2	7	239,3	А3716Б	160	40	1600	45	АВВГ(4х1б)*	55,2	0,72	1,0
СПб	7	3	НМД-2	Насосы мазутные по- дающие	13,3	7	93,1	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СПб	7	4	НМД-3	Насосы мазутные по- дающие	13,3	7	93,1	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СПб	7	5	ПВ-2	Приточная вентиляция	13,3	7	93,1	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СПб	7	6	ПЭН-1	Насос питательный	85,5	6	512,8	А3716Б	160	100	1600	45	АВВГ(Зх50+1х25)	101,2	0,99	1,0
СПб	8	7	ПЭН-3	Насос питательный	85,5	6	512,8	А3716Б	160	100	1600	45	АВВГ(Зх50+1х25)	101,2	0,99	1,0
СПб	8	8	СНТ-1	Насос сетевой СНТ	104,5	6	626,7	А3716Б	160	125	1600	45	АВВГ(Зх70+1х35)	128,8	0,97	1,0
СПб	8	9	СНТ-3	Насос сетевой СНТ	104,5	6	626,7	А3716Б	160	125	1600	45	АВВГ(Зх70+1х35)	128,8	0,97	1,0
СПб	8	10	ВЗ-1	Вытяжка загазованности	7,6	7	53,2	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
СПб	8	И	ВЗ-2	Вытяжка загазованности	7,6	8	60,8	А3716Б	160	16	1600	30	АВВГ(4х2,5)	17,5	0,92	1,0
* - сечение увеличено по условию согласования допустимого по нагреву тока кабеля7^ол х kcn с уставкой 13 защиты.
Суммарные активное и реактивное сопротивления до точки КЗ
= rw +гт+гк = 0,23 + 5,50 + 0,26 = 5,99 мОм;
а'£ = хс + xw + хт = 0,62 + 0,06 + 17,14 = 17,81 мОм.
Полное сопротивление цепи КЗ z£ = 7^ +xs = \5,992 +17,812 = 18,79мОм.
Периодическая составляющая тока КЗ от энергосистемы
/(з)=/„о = (^=_9+^=123кА.
М	ZEV3 18,79 Хд/з
Номинальный ток сетевого насоса CH-1, непосредственно подключенного в точке ко-
роткого замыкания через короткое кабельное ответвление, составляет 180,4 А=0,18 кА, или
1,46%>1,0%, поэтому его влияние на начальное значение тока КЗ следует учесть [8].
Сопротивления асинхронного двигателя сетевого насоса найдем по формулам (42)
х'лд a0,18-^-°S^ =0,18 350 Х °’8 =218,9 мОм.
г н
95
гАд «О.Збх^д =0,36x218,9 = 78,8 мОм,
где Uн=380 В - номинальное напряжение асинхронного двигателя; Рн =95 кВт - номиналь-
ная мощность асинхронного двигателя сетевого насоса СН-1; cos (р =0,8 - его коэффициент
мощности.
ЭДС асинхронных электродвигателей находим по формуле (43)
ЕфАД =^(иф(0) COW) “ [(О)ГАЦ)2 + (иф(0) sin<^(0) ~1(О)ХАДУ2 =
= 7(220 х 0,8 -180,4 х 78.8 х 10-3)2 + (220 х 0,6 -180,7 х 218,9 х 10-3)2 =186,4 В,
где	= ифм = 220 В ,	-1Н =180,7 А, cos^(0) = cos^„ =0,8- фазное напряжение, ток и
коэффициент мощности асинхронного электродвигателя в момент времени, непосредственно
предшествующий короткому замыканию, принятые по номинальным данным двигателя;
sin ^(0) = 71 - cos2 ф(0) .
В цепи двигателя (рис. В.8) учтем сопротивления:
-	кабельного ответвления АВВГ(3><150+1х95), длиной 60 м. Сопротивления кабеля
определены ранее (табл. В.5) и равны rw = 13,2 мОм, xw = 3,6 мОм;
-	трансформатора тока ТКФ-1-300/5 (табл. 11) гта =0,2 мОм, хт а =0,3 мОм;
-	автоматического выключателя SF5 (расцепителей и контактов) типа
А3726Б 250/200 (табл. 10) rpSF =0,36 мОм, xp$F =0,28 мОм, rKSF =0,6 мОм;
-	сопротивления контактных соединений шин гкш =4*0,01=0,04 мОм и кабелей
rK W =2*0,1=0,2 мОм, где целые цифры означают число контактных соединений
шин и кабелей по схеме рис. В.8.
Суммарное сопротивление от двигателя до точки КЗ составит
гАд +	= 78,8 +13,2 + 0,2 + 0,36 + 0,6 + 0,04 + 0,2 = 93,4 мОм,
х"АД + Ех,- = 218,9 + 3,6 + 0,3 + 0,28 = 223,1 мОм.
Начальное значение тока периодической составляющей от асинхронного двигателя
найдем по формуле (44)
71
1по АЛ =----,	-	-----------=-------1	= 0,44 кА.
V3	+ ^ + (x^ + Ех,- У л/З x-^93,42 +223,12
Суммарное значение тока КЗ в точке К1 (рис. В.8) находим в виде простой алгебраи-
ческой суммы, по формуле (45)
‘S’ = Ino +1 по. АД = 12,29 + 0,44 = 12,73 кА.
Найдем ударный ток от энергосистемы.
Постоянная времени затухания Та апериодической составляющей тока КЗ
т
1 а
(Осг^
17,81
314,159x5,99
= 0,00947 с.
Угол (рк сдвига по фазе ЭДС источника и периодической составляющей тока КЗ
ху 17,81
p« = aictg— = arctg——
2-»	?
= 0,324 рад.
Время ty от начала КЗ до появления ударного тока
t = 0,01^-^ = 0,01 х я/2 + 0>324 = о,0060с.
У	71	71
Ударный коэффициент
1 । za у!Тц 1 । оолч п, -0,006/0,00947 i i т
= 1 + sin^e у = 1 + sin(0,324) х е ’	=1,17.
Ударный ток трехфазного КЗ (z^) в электроустановках с одним источником энергии
рассчитывают по формуле (49)
iyd = yj2InoKyd = v2 х 12,3х 1,17 = 20,3 кА.
Ударный ток от электродвигателя сетевого насоса найдем аналогично.
Постоянная времени затухания Та апериодической составляющей тока КЗ
.11
93 4
Т =	=-------------= 0,00760 с.
й?с {Гад + Ег,) 314,159 х 223,1
Угол (рк сдвига по фазе ЭДС источника и периодической составляющей тока КЗ
Хи/т+ЕХ;	223 1
<рк = arctg—=-= arctg-— = 0,397 рад.
гад93,4
Время ty от начала КЗ до появления ударного тока
t = 0,01Я/2 + ^ = 0,01 х я/2 + 0’397 = озОО63с.
Я	71
Ударный коэффициент
Куд = 1 + sm(pKetylT° = 1 + sin(0,386) х е-о.ообз/о,оо7б = ц7
72
Ударный ток трехфазного КЗ (z^) от электродвигателя сетевого насоса
1уд.лд ~ ^21по. ад Куд =	0,44 х 1,17 = 0,74 кА.
Суммарное значение ударного тока
1уд.к\ = ^уд + 1уд.АД ~ 20,30 + 0,74 = 21,04 кА.
Для выключателей вводов трансформаторов подстанции ВА54-41 ток отключения со-
ставляет 150 кА и условие (50) выполняется с большим запасом
7огам=150>7^=12,73кА.
Для выключателей отходящих линий от РУ-0,4 кВ ТП (табл. В.8) и от СП (табл. В.9)
типов А3726Б, А3716Б, с токами отключений I = 30 а- 65 > iyd к1 =21,04 кА, условие (50)
также выполняется.
Таким образом, принятые к установке автоматические выключатели соответствуют
уровню наибольших токов КЗ в сети 0,4 кВ и выбраны правильно.
В.8.2.	Проверка защитной аппаратуры по чувствительности к минимальным токам КЗ
Проверку выполним для защиты, в зоне которой ожидается наименьший ток одно-
фазного КЗ, при наибольшей уставке срабатывания защиты (55).
По таблицам выбора сечений кабельных линий, питающих СП (табл. В.4) и ответвле-
ний от них (табл. В.6), находим электроприемник с наибольшим значением параметра (53).
Таким электроприемником является вентилятор приточной вентиляции ВП-1 (ячейка 10,
СП5) мощностью рн = 7 кВт, для которого //}) =max=280,9 кВтхм/мм2. За наимень-
ший ток КЗ принимаем ток однофазного КЗ, а расчетную точку КЗ принимаем на зажимах
электродвигателя вентилятора приточной вентиляции ВП-1. Поясняющая схема к расчету
тока однофазного КЗ представлена на рис. В.9.
Расчет выполним методом петли «фаза-нуль», по формуле (51). Численное значение
zm= 56 мОм для масляного трансформатора, типа ТМЗ-400/140/0,4 со схемой соединений
обмоток Д/Y примем по табл. 12.
Сопротивления элементов петли (рис. В.9) для фазных и нулевых проводников вы-
числим в целом, аналогично предыдущему расчету токов трехфазного КЗ, с той лишь разни-
цей, что:
-	при определении минимального значения тока КЗ учтем увеличение активных сопротив-
лений кабелей вследствие нагревания жил током КЗ по формуле (53), rs ~csrw, где -
коэффициент, учитывающий увеличение активного сопротивления кабеля за счет нагрева
током КЗ, примем равным 1,5;
-	в месте КЗ (в точке К2, на рис. В.9), учтем сопротивление электрической дуги, которая
может возникнуть при большом токе КЗ (табл. 14).
Сопротивления элементов схемы в цепи однофазного КЗ для точки К2 (рис. В.9) пред-
ставлены в табл. В. 10.
По значениям итоговой строки табл. В. 10 вычисляем полное сопротивление петли
«фаза-нуль»
zn =	)2 +	+ ^Ni )2 = V(2004>8 + 2005,5)2 + (11,3 +10,2)2 = 4010,4 мОм.
73
Цепь 1. РП47-10 кВ. яч.З
АПвПКШ-10(Зх70). 350м.
ТП "Котельная"
1СШ РУ-0,4 кВ ТП
3
. S9 2
I 1000
 I L1.L2.L3
—I— PEN
Т1
ТМЗ-400/10/0 4
S9 1
1000
SF9
ВА54-41
1000/1000
SF3
А3726Б
250/200
Вентилятор
приточный
ВЛ-1/7
Рис. В.9. К расчету тока
однофазного КЗ
Ток однофазного КЗ в точке К2 по формуле
(51)равен
7(1) _ ^Фн
'к!
220
-----— = 0,055 кА = 54,6 А.
z„+^- 4010,4 + —
"	3	3
Чувствительность ближайшего к точке К2 ав-
томатического выключателя SF10, А3716Б 160/16, с
током срабатывания теплового расцепителя 13=16 А,
по формуле (54) будет равна
= —= 3,41>* ч =3.
13	16
Таким образом, условие обеспечения задан-
ной чувствительности срабатывания защиты [3] для
автоматического выключателя SF10 выполняется.
Так как SF10 и точка КЗ проверки его чувствитель-
ности выбрана по наихудшим условиям, то и для
всех других защит должно выполняться условие (54),
что обеспечит требуемую чувствительность срабаты-
вания при минимальных значениях токов КЗ.
Уставки защит всех автоматов, в том числе и
автомата защиты ответвления к щитку рабочего ос-
вещения (см. примечание к табл В 8), выбраны пра-
вильно.
В.9.	Выбор магнитных пускателей
Для управления этектроприемниками (вклю-
чение, отключение, реверс), в зависимости от номи-
нальных токов, следует предусмотреть установку
магнитных пускателей или контакторов. Большинст-
во электроприемников имеют комплектные станции
управления, поставляемые заводами-изготовителями,
в состав которых входят, в том числе, и магнитные
пускатели.
К числу приемников, не имеющих комплект-
ных станций управления, в рассматриваемом проекте
относятся:
-	вентили В-1+3 рн =4.2кВт, UH =380В,
cos тр = 0,7, ПВ%= 15° о;
-	задвижки 3-1+3 р„=4,2кВт, t/H=380B,
cos тр = 0,7, ПВ%=15%.
Указанные приемники подключены к СП5,
панель №1, ячейки 1-6.
Номинальный ток электродвигателей указанных приемников равен
4,2
'н =	----= г- ----------= 9’1 А-
V3(7Hcos^ 73x0,38x0,7
74
Таблица В. 10
Сопротивления элементов сети при однофазном КЗ в точке К2
Элемент сети	Фаза		Нуль		мОм	Примечание
	R, мОм	х, мОм	Rn, мОм	Хц, мОм		
Трансформатор					56	табл. 12
Контакты соединений						
- шин г=9х0,01	0,09					
- кабелей г=4х0,1	0,4					
Разъединители яч. 9 ввода трансформатора г=2х0,08	0,16					табл. 10
SF9, ВА54-41 1000/1000:						
- контакты выключателя	0					табл.10
- расцепители	0	0				табл. 10
SF3, А3726Б 250/200						
- контакты выключателя	0,6					табл. 10
- расцепители	0,36	0,28				табл. 10
Трансформатор тока ТКФ-1- 300/5	0,2	0,3				табл И
ИЗ, РУ-0,4 кВ ТП, ф.З - СП5	1,5*4,4	1,2	1,5x0,35x20	1,2		табл. В.5, С$ =1,5
SF10, А3716Б 160/16.						
- контакты выключателя	0,65					табл. 10
- расцепители	0,74	0,55				табл. 10
ИТО, СП5, ф.10 - ПВ-1	1,5x1330	9	1,5x1330	9		табл. В.7, £$=1,5
Дуга	отсутствует					табл. 14
Итого:	2004,8	11,3	2005,5	10,2	56	
По справочным данным [2, табл. 30.7] принимаем к установке магнитные пускатели
типа ПМЕ-2241 второго габарита в защищенном, реверсивном исполнении с тепловыми реле
с номинальными параметрами Uи =380 В, 1Н =23 А, Рн тах =10 кВт, для которого выполня-
ются условия выбора (56).
UH =38ОВ>С/ИЛ =380 В, /„ =23А>/р =9,1А, Рнтах =10кВт>р„ =4,2кВт,
где UH, IH, Рн тах - номинальные напряжение, ток аппарата и наибольшая мощность элек-
тродвигателя; UH л, I р, рн - напряжение и наибольший расчетный ток в линии, в которой
установлен данный аппарат, и номинальная мощность электродвигателя, управляемого аппа-
ратом.
Конструктивно располагаем магнитные пускатели в отдельном шкафу управления, в
помещении РУ-0,4 кВ подстанции.
1 Цифры в маркировке означают, первая цифра 1,2...-габарит (величина) пускателя; вторая цифра 1-открытое
исполнение, 2-защищенное исполнение; третья цифра 1- нереверсивный без тепловых реле, 2 - нереверсивный с теп-
ловыми реле, 3 - реверсивный без тепловых реле, 4 - реверсивный с тепловыми реле.
75
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение....................................................................3
1.	Исходные данные для электрической части проекта..........................4
2.	Общий порядок расчета....................................................6
3.	Определение расчетных нагрузок...........................................7
3 1 Расчетные коэффициенты.........................................8
3.2.	Ответвления к электроприемникам..............................10
3.3.	Питающие сети напряжением до 1000 В .........................11
3.4.	Шины цеховых трансформаторных подстанций, магистральные
шинопроводы.......................................................15
3.5.	Расчет электрических нагрузок элементов сети напряжением выше
1000 В........................................................15
4.	Выбор трансформаторов цеховых ТП и компенсирующих устройств
напряжением до 1000 В......................................................18
5.	Составление принципиальной схемы электроснабжения.......................19
6.	Определение расчетных токов и выбор защитной аппаратуры.................20
7.	Выбор проводов и кабелей................................................22
7.1.	Сети напряжением до 1000 В...................................22
7.2.	Сети напряжением 6-35	кВ.................................... 26
8.	Проверка защитной аппаратуры и кабельных линий по токам коротких
замыканий..................................................................29
8.1.	Наибольшие токи трехфазного КЗ.............................  29
8.2.	Наименьшие токи однофазного КЗ...............................32
9.	Выбор магнитных пускателей..............................................36
Литература.......................................................-........ 37
Приложение А...............................................................39
Приложение Б...............................................................41
Приложение В...............................................................42
Учебное издание
ОЗЕРСКИЙ Владимир Михайлович
ХУСАИНОВ Игорь Миргазианович
АРТЮХОВ Иван Иванович
РАСЧЕТЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ОБЪЕКТОВ
НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В
Учебное пособие
Редактор О.А.Панина
Подписано в печать 27.04 10	Формат 60x84 1/8
Бум.офсет.	Усл.-печ.л.	9,5	Уч.-изд.л. 9.0
Тираж 200	экз.	Заказ 187 С 51
Саратовский государственный технический университет
410054 г.Саратов, ул. Политехническая, 77
Отпечатано в Издательстве СГТУ, 410054 г.Саратов, ул. Политехническая, 77