Допустимый ток перегрузки выключателя

Тема: Как и по каким таблицам выбирать сечение кабеля?

Опции темы

• Версия для печати
• Отправить по электронной почте…
• Подписаться на эту тему…

Как и по каким таблицам выбирать сечение кабеля?

Вопрос по выбору сечения кабеля. Скрытая и закрытая проводка – это одно и то же? А в земле? В пластиковом коробе? В гофре? Где и по какой колонке смотреть? Еще как-то зависит от количества жил в кабеле? Нельзя ли рассказать подробнее о зависимости сечения кабеля от условий прокладки и на понятном языке?

Откройте ПУЭ, главу 1.3, выбор проводников по нагреву. В этой главе есть таблицы допустимых длительных токов для проводов, шнуров и кабелей. В таблице 1.3.4. указаны данные допустимых длительных токов для проводов, шнуров и кабелей с резиновой и
поливинилхлоридной изоляцией с медными жилами. Прокладка в трубе или открыто.
В таблице 1.3.6. Допустимый длительный ток для проводов с медными жилами с резиновой изоляцией в металлических защитных оболочках и кабелей с медными жилами с резиновой изоляцией в свинцовой, поливинилхлоридной, найритовой или резиновой оболочке, бронированных и небронированных. Прокладка в земле и по воздуху.
В зависимости от способа прокладки, по таблицам выбирается необходимое сечение кабеля или проводов.

Дабы не плодить темы, задам свой вопрос в этой.
Какой длительный допустимый ток у кабеля ВВГнг 3х1,5 (фаза, N, PE)? Следует ли считать общую оболочку трех жил «трубой» и по табл. 3.1.4 ПУЭ делать вывод, что макс. ток — 15А. Опять таки, далее написано, что при определении количества проводов, прокладываемых в одной трубе (или жил многожильного проводника), нулевой рабочий проводник четырехпроводной системы трехфазного тока, а также заземляющие и нулевые защитные проводники в расчет не принимаются.
Еще далее — допустимые длительные токи для проводов и кабелей, проложенных в коробах, а также в лотках пучками, должны приниматься: для проводов — по табл. 1.3.4 и 1.3.5, как для проводов, проложенных в трубах, для кабелей — по табл. 1.3.6 — 1.3.8, как для кабелей, проложенных в воздухе. При количестве одновременно нагруженных проводов более четырех, проложенных в трубах, коробах, а также в лотках пучками, токи для проводов должны приниматься по табл. 1.3.4 и 1.3.5, как для проводов, проложенных открыто (в воздухе), с введением снижающих коэффициентов 0, 68 для 5 и 6; 0, 63 для 7 — 9 и 0, 6 для 10 — 12 проводов.
Собственно заморочка в следующем. Имеем на этаже щит освещения. Куча(>20) отходящих от АВ кабелей 3х1,5 проложенных в пластиковом коробе. Все автоматы номиналом 16А. Правильно ли это? Или все-таки номинал должен быть 10А?

З.Ы. Я всегда считал, что должны стоять 10А, т. к. допустимый ток — 15А. Теперь чего-то в раздумьях.

Следует считать, что кабеля 3х1,5, проложенный в коробе, необходимо считать как проложенный в трубе, то есть допустимый длительный ток для данного кабеля не более 15 А.

Интересно узнать о % заполнения короба, в котором уложено свыше 20 кабелей. Какой короб применили? Размеры его? Я частенько вижу, когда забивают короба под завязку, что противоречит требованиям ПУЭ, п. 2.1.61.

Везёт. А я ни разу не видел, что бы кто-нибудь соблюдал это правило Обычно взе забито, а если крышка не закрывается (и такое видел), то стяжками «закроют».

Допустимая нагрузка на медный кабель

Подписка на рассылку

• ВКонтакте
• Facebook
• ok
• Twitter
• YouTube
• Instagram
• Яндекс.Дзен
• TikTok

Во время эксплуатации кабельных линий переменный электрический ток в течение продолжительного периода времени протекает по токопроводящим жилам кабелей и вызывает их нагрев. Максимальное значение тока, при котором температура жил достигает предельно допустимых значений, но при этом не приводит к выходу кабеля из строя, называется максимальной допустимой длительной токовой нагрузкой. На величину этой нагрузки влияет номинальное напряжения сети, материал, из которого изготовлены жилы кабеля и их изоляция, номинальное сечение жил, а также температура воздуха или грунта (в зависимости от того, какой способ прокладки был выбран для данной кабельной линии). Температура жил не должна превышать значения, указанные в таблице 1.

Чаще всего для прокладки кабельных линий используется кабель медный, токовая нагрузка которого выше, чем у кабелей с алюминиевыми жилами с аналогичным сечением. Поэтому рассмотрим допустимые токовые нагрузки кабелей с медными жилами с изоляцией из ПВХ пластиката, полимерных композиций, резины, кабельной бумаги, сшитого полиэтилена при различных условиях прокладки.

Следует учитывать, что температура окружающего пространства зависит от климатического региона и, к тому же, изменяется в течение года. Ниже приводятся таблицы, в которых указан допустимый длительный ток для кабелей с медными жилами эксплуатируемых при полной нагрузке и рассчитанный для температуры воздуха +250С внутри и снаружи помещений, а также температуре грунта 150С на глубине 0,7-0,8 м при удельном термическом сопротивлении 1,2 К м/Вт.

Для кабелей, работающих в режиме перегрузки, вводятся поправочные коэффициенты:

с изоляцией из ПВХ пластиката и безгалогеновых полимерных композиций:

• при прокладке на воздухе – 1,16
• при прокладке в земле – 1,13

с изоляцией из сшитого полиэтилена:

• при прокладке на воздухе – 1,20
• при прокладке в земле – 1,17

При выполнении расчетов кабельных линий необходимо брать в расчет, что величина длительно допустимых токов для кабелей с защитным покровом типа К, проложенных в воде увеличиваются в 1,1 раза

Если температура воздуха или грунта отличается от значений, для которых были произведены расчеты, то длительно допустимые токовые нагрузки вычисляются путем умножения на поправочный коэффициент в соответствии данными из таблицы 10

Данными из приведенных выше таблиц, можно пользоваться при проектировании кабельных линий, проложенных на открытом воздухе или под землей. Однако монтаж электропроводок в низковольтных электроустановках может производиться внутри труб из различного материала, кабельных лотках, коробах и т. д. Прокладка может быть как скрытой, так и открытой, одиночной или групповой. В этом случае расчет максимальных допустимых нагрузок по току осуществляется в соответствии с данными, указанными в ГОСТ 50571.5.52-2011.

Для кабелей с изоляцией из силанально сшитого полиэтилена на напряжение от 6 до 35 кВ токовые нагрузки рассчитаны исходя из условий, что экраны заземлены с обеих сторон.

Если температура воздуха или грунта отличается от значений, для которых были произведены расчеты, то длительно допустимый ток медного кабеля корректируется с помощью поправочного коэффициента в соответствии с данными из таблиц 18 и 19

Для кабелей, эксплуатируемых в режиме перегрузки, продолжительные предельные токовые нагрузки рассчитываются с учетом корректировочного коэффициента, равного:

• для прокладки в земле – 1,17
• для прокладки на воздухе – 1,2

При расчете токовых нагрузок для одножильных кабелей, прокладываемых под землей в трубах, длина которых превышает 10 метров, учитываются коэффициенты:

при раздельной прокладке кабелей – 0,94

при групповой прокладке – 0,9

Если осуществляется подземная прокладка нескольких кабельных линий, то длительные токи рассчитываются с учетом поправочных коэффициентов из таблицы 20.

ВВЕДЕНИЕ

В Методических указаниях рассматриваются вопросы защиты от коротких замыканий сети постоянного тока электростанций и подстанций. Указания предназначены для обеспечения персонала электростанций и наладочных организаций, занимающегося эксплуатацией и наладкой системы постоянного тока, методикой расчетной проверки соответствия аппаратов защиты условиям надежной работы.

1. СОСТАВ НАГРУЗКИ СИСТЕМЫ ПОСТОЯННОГО ТОКА И ЕЕ ОСОБЕННОСТИ

1.1. Основная нагрузка системы постоянного тока:

— устройства управления, сигн ализации, блокировки и релейной защиты;

— приводы выключателей (электродвигательные или электромагнитные);

— электродвигатели аварийных маслонасосов системы смазки агрегатов;

— электродвигатели аварийных маслонасосов системы уплотнения вала генераторов;

— электродвигатели аварийных маслонасосов системы регулирования турбин;

— преобразовательный агрегат для аварийного питания устройств связи.

1.2. Перечисленные потребители не допускают перерыва питания, обычно они отключены и включаются в аварийных режимах.

1.3. Нагрузка системы постоянного тока может быть разделена на три вида:

— постоянная — соответствует току, потребляемому с шин постоянного тока в нормальном режиме и остающемуся неизменным в течение всего аварийного режима;

— временная — соответствует току потребителей, подключаемых к аккумуляторной батарее при исчезновении переменного тока и характеризует установившийся аварийный режим;

— кратковременная — длительностью не более 5 с; она характеризуется потребляемым от аккумуляторной батареи (АБ) током в переходном аварийном режиме.

Классификация потребителей постоянного тока по характеру приложения нагрузки:

Устройства управления, блокировки, сигнализации и релейной защиты. Постоянно включенная часть аварийного освещения

Аварийное освещение. Электро двигатели аварийных маслонасосов систем смазки, уплотнения и регулирования. Преобразовательный агрегат связи

Пуск электродвигателей, включение и отключение приводов выключателей

1.4. В соответствии с Нормами технологического проектирования (НТП) для тепловых электростанций, входящих в энергосистему, длительность исчезновения переменного тока допускается не более 30 мин, а для изолированных ТЭС — 1 ч.

В течение этого времени — в установившемся авар ийном режиме — нагрузка равна сумме постоянной и временной нагрузок.

1.5. Постоянная нагрузка может быть определена по схемам питания потребителей постоянного тока или непосредственным измерением. Ее значение, как правило, невелико — 20 — 40 А, она не оказывает большого влияния на работу системы постоянного тока в аварийном режиме.

1.6. Наибольшая нагрузка переходного аварийного режима (толчковая) может иметь место в начальный период переходного процесса или через некоторое время в зависимости от моментов включения приводов масляных выключателей и пусков маслонасосов.

1.7. Пусковые токи электродвигателей резервных маслонасосов и токи, потребляемые приводами выключателей, могут быть определены на основании данных заводов-изготовителей или непосредственным измерением.

1.8. Наиболее удобной формой анализа работы потребителей системы постоянного тока электростанции является построение графика нагрузок I _нагр = f(t) для аварийного получасового или часового режимов. Примеры построения таких графиков приведены на рис. 1, 2.

1. Постоянная нагрузка

2. Аварийное освещение

3. Приводы выключателей

4. Преобразовательный агрегат связи

5. Электродвигатели аварийных маслонасосов уплотнения

6. Электродвигатели аварийных маслонасосов смазки

Суммарный график нагрузок

Рис. 1. График нагрузок аварийного получасового режима для ТЭС с поперечным связями

Примечани я: 1. Расчетные графики нагрузок постоянного тока приведены для ТЭС с поперечными связями. 2. Разброс моментов включения аварийных насосов разных турбоагрегатов отражен на графиках 5 и 6. На суммарном графике условно принято включение сначала маслонасосов уплотнения, а затем насосов смазки. Принимаемый порядок их включения не влияет на значение расчетных токов. 3. В конце аварийного режима (t = 30 мин) показан толчковый ток любого выключателя главной схемы, так как в этом случае принимается включение выключателей по одному. Условно принято включение выключателя У-220 с наибольшим током потребления привода (ШПЭ-44). 4. Рассмотрен случай питания аварийных нагрузок трех агрегатов (3×60 мВт или 2×60 + 1×100 мВт).

1. Постоянная нагрузка

2. Аварийное освещение

3. Приводы выключателей

4. Преобразовательный агрегат связи

5. Электродвигатели аварийных маслонасосов уплотнения генераторов

6. Электродвигатели аварийных маслонасосов смазки

Суммарный график нагрузок

Рис. 2. График нагрузок аварийного получасового режима для ТЭС с блоками мощностью 150 — 200 МВт

Примечани е. Время включения насосов уплотнения (30 с) и смазки (1 мин) принято условно. В общем случае моменты включения указанных насосов для 1-го и 2-го блоков не совпадают, что учтено в суммарном графике нагрузок.

2. НАГРУЗКИ ПЕРЕХОДНОГО АВАРИЙНОГО РЕЖИМА

2.1. Время возникновения наибольшей толчковой нагрузки зависит от распределения моментов включения приводов масляных выключателей и пуска маслонасосов.

2.2. Суммарный ток, потребляемый приводами выключателей, достигает максимального значения при переключениях на резервный источник питания СН (АВР).

2.3. Возможны следующие режимы работы АВР:

— мгновенное переключение питания с рабочего на резервное по импульсу от отключающихся выключателей рабочего питания;

— переключение на резервное питание с выдержкой времени 2 — 2,5 с по импульсу от пускового органа минимального напряжения.

2.4. Учет пусковых токов отдельных потребителей постоянного тока выполняется по-разному в зависимости от типа электростанции и мощности устанавливаемых основных агрегатов.

2.5. Для ТЭС с поперечными связями в тепловой части и агрегатами 60 и 100 МВт в начальный момент аварийного процесса и толчковом токе участвуют: постоянная нагрузка, нагрузка от аварийного освещения, нагрузка от приводов выключателей и пусковой ток преобразовательного агрегата оперативной связи, включающегося мгновенно.

Электродвигатели аварийных маслонасосов уплотнения генераторов и смазки пускаются позже за счет работы в начале выбега агрегата главного маслонасоса на валу (пуск первого насоса принимается через 30 с, второго — через 1 — 2 мин после начала аварийного режима).

2.6. При расчетах следует исключить возможность сов падения пусковых режимов всех маслонасосов. Максимальную толчковую нагрузку следует принимать в переходном режиме как сумму установившихся токов, аварийных маслонасосов и пускового тока одного наиболее крупного насоса (см. рис. 1).

2.7. На ТЭЦ с поперечными связями в тепловой части мощностью до 200 МВт устанавливается одна аккумуляторная батарея, а при мощности более 200 МВт — две одинаковой емкости, которые вместе должны обеспечить питание маслонасосов смазки турбин и водородного уплотнения генераторов всех агрегатов электростанции, а также преобразовательного агрегата связи и всех нагрузок аварийного освещения.

На ТЭС с блочными тепловыми схемами для каждых двух блоков, обслуживаемых с одного блочного щита, предусматривается, как правило, одна аккумуляторная батарея.

Для блоков мощностью 300 МВт и выше в тех случаях, когда установка одной батареи на два блока невозможна по условиям выбора коммутационной аппаратуры постоянного тока, допускается установка отдельной батареи для каждого блока. В зависимости от типа и мощности блоков последовательность включения отдельных нагрузок постоянного тока в аварийном переходном режиме различна.

2.8. Для ТЭС с блоками 200 МВт и менее в нормальном режиме в системах смазки и уплотнений давление создается за счет работы главного маслонасоса на валу турбины, включение аварийных маслонасосов происходит аналогично указанному выше для ТЭЦ: можно считать, что маслонасос смазки включается через 1 — 2 мин, маслонасос уплотнения — через 30 с после начала выбега агрегата.

Значение и момент появления максимальных расчетных толчковых токов зависят от типа применяемых выключателей. При использовании воздушного выключателя в цепи резервного трансформатора СН расчетный ток для двух блоков будет максимальным в тот момент, когда аккумуляторная батарея уже несет нагрузку установившегося режима одного блока и принимает толчковую нагрузку переходного режима второго блока при пуске наиболее мощного маслонасоса. При использовании в схеме резервного трансформатора СН на стороне высокого напряжения масляного выключателя наибольшая расчетная толчковая нагрузка возникнет при АВР первого блока. В этом случае определяющим может также явиться время окончания аварийного разряда аккумуляторной батареи, когда значительные толчковые токи воспринимаются разряженной батареей. Этот режим должен проверяться с учетом включения в конце аварийного режима выключателей по одному.

2.9. Для электростанций с блоками 300 МВт и выше в аварийных режимах характерны значительные суммарные толчковые нагрузки, так как при исчезновении переменного тока на АБ почти одновременно накладываются нагрузки приводов при включении выключателей, электр одвигателей маслонасосов смазки и регулирования (для турбин ЛМЗ), маслонасосов уплотнения вала генераторов, агрегата связи и аварийного освещения.

График нагрузок аварийного режима для ТЭС с блоками мощностью 150 — 200 МВт приведен на рис. 2.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ СОПРОТИВЛЕНИЙ ЭЛЕМЕНТОВ СЕТИ ПОСТОЯННОГО ТОКА

3.1. Сопротивление проводов, кабелей и шин может быть рассчитано, если известны их длина и сечение по формуле

где R — сопротивление, Ом;

ρ — удельное сопротивление, Ом · мм 2 /м;

S — сечение, мм 2 .

Для меди ρ = 0,0172 Ом · мм 2 /м.

Для алюминия ρ = 0,0283 Ом · мм 2 /м.

Для коммутационных и защитных аппаратов сопротивление переходных контактов R _пк составляет:

R _пк = 1 · 10 -3 Ом.

Для элементного коммутатора сопротивление R _эк составляет:

R _эк = 5 · 10 -3 Ом.

3.2. Сопротивление элементов сети постоянного тока можно измерить обычными методами: с помощью моста или методом амперметра-вольтметра. Для измерения сопротивления отходящей тупиковой линии она должна быть выведена из работы. На противоположном конце кабеля устанав ливается закоротка, затем производится измерение. Недостатком этого метода является необходимость вывода линии из работы. Примерно 80 % общего числа присоединений щитов постоянного тока составляют «кольца» оперативного тока, вывод из работы которых связан с большими трудностями, а при работе основного оборудования практически невозможен.

Используя особенность «колец» оперативного тока, заключающуюся в том, что оба источника питания расположены на сравнительно небольшом расстоянии один от другого (не более 30 м), их сопротивление может быть измерено под нагрузкой. Для этого «кольцо» переводится в режим одностороннего питания. Со стороны отключенного источника питания к «кольцу» через рубильник подключается резистор сопротивлением 100 — 200 Ом и номинальным током 1 — 2 А последовательно с амперметром.

Затем производят измерение падения напряжения на одном полюсе «кольца» при замкнутом рубильнике от протекания по нему дополнительного тока ΔI и разомкнутом рубильнике. Сопротивление цепи, «кольца» при этом определяется по формуле

(3.2)

где U ₂ , U ₁ — падение напряжения на полюсе соответственно при протекании по нему дополнительного тока и без него;

ΔI — дополнительный ток.

Схема измерения приведена на рис. 3.

Рис. 3. Принципиальная схема измерения сопротивлений «колец» постоянного тока

4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В СЕТИ ПОСТОЯННОГО ТОКА

4.1. Ток короткого замыкания в сети постоянного тока, питающейся от аккумуляторной батареи СК, определяется по формуле

где I _кз — ток короткого замыкания, А;

E _расч — расчетная ЭДС одного элемента , В;

n — количество элементов батареи;

R _АБ — внутреннее сопротивление аккумуляторной батареи, Ом;

R _ц — сопротивление цепи короткого замыкания.

4.2. В формуле (4.1) E _расч , R _АБ — фиктивные расчетные величины, нелинейно зависящие от тока, протекающего через АБ. В свою очередь этот ток зависит от сопротивления цепи короткого замыкания. Для упрощения расчетов кривая нелинейной зависимости тока в АБ от сопротивления, на которое она замкнута, заменяется двумя прямолинейными участками, пересекающимися в точке, соответствующей граничному сопротивлению.

Значение этого сопротивления зависит от номера батареи и количества включенных в работу элементов в соответствии с выражением 4.2:

где R _гр — граничное сопротивление, Ом;

N — номер аккумуляторной батареи.

4.3. В том случае, если R _{ц гр} , принимается E _расч = 1,73 В

Если же R _ц > R _гр , то принимается E _расч = 1,93 В

4.4. Значения сопротивлений, вычисленные по формулам (4.2), (4.3), (4.4) для наиболее часто применяемых на электростанциях аккумуляторных батарей, приведены в табл. 1.

Внутреннее сопротивление типовых аккумуляторных батарей, кОм

Короткое замыкание и перегрузки в электрической сети

Короткие замыкания (КЗ или «коротыш» как говорят электрики) в электрических сетях чаще всего случаются из-за разрушения изоляции токопроводящих частей в результате механических воздействий, естественного старения, воздействия агрессивных сред и влаги, а также ошибочных действий электротехнического персонала. Короткое замыкание сопровождается резким возрастанием тока в цепи, а также значительным увеличением выделяющегося тепла, пропорционального квадрату величины тока.
Воздействие теплового нагрева на проводку резко снижает механическую и диэлектрическую прочность изоляции. А в результате регулярной перегрузки электрических сетей токами, которые существенно превышают допустимую для данного вида и сечений проводников норму, происходит её тепловое старение.

Воздействие влаги и агрессивных сред на изоляцию сопровождается, как правило, появлением поверхностных токов утечки. Тепловой нагрев приводит к испарению жидкости и образованию на ней солевых отложений. После испарения влаги токи утечки исчезают, но при последующем увлажнении процесс повторяется. Только сейчас из-за повышенной концентрации соли проводимость достигает таких значений, при которых ток утечки не исчезает и по окончании испарения. Действие тока утечки приводит к обугливанию изоляции и потери ей механической прочности. Возникает ситуация, способная привести к распространению поверхностного дугового разряда и загоранию изоляции.

Коренное отличие режима короткого замыкания от режима перегрузки состоит в том, что в первом случае аварийная ситуация возникает вследствие разрушения изоляции, а во втором — является его причиной. В некоторых случаях перегрузка электропроводки во время аварийного режима может иметь большую пожарную опасность, чем короткое замыкание.

При возникающих в сети перегрузках на воспламеняющую способность проводов существенное влияние оказывает материал жилы. Проведённые в режиме перегрузки испытания убедительно доказали, что вероятность загорания изоляции у кабелей с медными жилами выше, чем у проводов из алюминиевого материала. При испытаниях на короткое замыкание проявилась схожая закономерность.
Кроме того, оказалось, что провода и кабели в полиэтиленовой оболочке, а также используемые при их прокладке полиэтиленовые трубы имеют большую «склонность» к возгоранию, чем аналогичная электропроводка, выполненная в винипластовых трубах.

Особо опасна перегрузка в частном жилом секторе, т.е. в домах, где обычно от общей электросети запитаны все потребители, а защитное оборудование рассчитано лишь на токи К.З. К тому же, ничто не препятствует жильцам многоквартирных жилых домов бесконтрольно увеличивать потребляемую ими мощность.

Следует обратить особое внимание на тот факт, что электроустановочные изделия снабжаются, как правило, специальными надписями, указывающими на предельные значения токов, напряжений и допустимую рассеиваемую мощность данного устройства. Для того чтобы эксплуатация этих устройств не вызывала проблем — необходимо научиться расшифровывать эти надписи.

Если на выключателе имеется надпись «6,3 А; 250 В», то это значит, что ток, проходящий через выключатель, не должен быть более 6,3 Ампер, а напряжение в сети, к которой он подключён – не более 250 вольт.

Если на изделии указывается, кроме того, и мощность (например, «3 А; 250 В; 300 Вт»), то на предельную величину тока не нужно обращать внимания. В этом случае исходить следует из указанной предельной мощности. В данном случае допустимый предельный ток будет равен 300 Вт : 220 вольт = 1,3 Ампера.

Для обесточивания сети при коротком замыкании, как правило применяют автоматический выключатель.