ChSTU repository
ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets
Learn More
Please use this identifier to cite or link to this item:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/4191| Title: | Електропостачання підприємства з виготовлення акустичних систем |
| Authors: | Ключка, Костянтин Миколайович Губатий, Василь Васильович |
| Keywords: | Електропостачання підприємств;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2022 |
| Abstract: | В даній випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства по виготовленню акустичних систем для озвучування приміщень і відкритих територій. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. .В індивідуальному завданні проведено розрахунок випрямної схеми для блоку живлення оперативних кіл релейного захисту. В економічному розділі пояснювальної записки розглянуто питання розрахунку економічного ефекту від застосування конденсаторних установок. В розділі з охорони праці проведено модернізацію системи загального штучного освітлення. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/4191 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| Губатий_Ключка.pdf Restricted Access | 2.28 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій і робототехніки
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)
ПОГОДЖЕНО
Завідувач кафедри _________О.О. Ситник
«_____» __________2022 року
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
на тему:
«Електропостачання підприємства з виготовлення акустичних систем»
(назва теми згідно наказу)
Виконав: здобувач вищої освіти 2 курсу,
групи СКЕСЕ – 206
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)
ГубатийВасиль Васильович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _______________ Ключка К.М. .
( прізвище та ініціали)
Рецензент _______________ _______________
(прізвище та ініціали)
Черкаси 2022 року
ВСТУП
Раціонально спроектована сучасна система електропостачання
промислового підприємства в цілому та окремих цехів, зокрема, повинна
відповідати ряду вимог: надійності та економічності, безпеки та зручності
експлуатації, забезпеченню відповідної належної якості електроенергії, тощо.
Згідно Стандарту вищої освіти України, кваліфікаційна робота «має
передбачати розв’язання складного спеціалізованого завдання
електроенергетики, електротехніки, що характеризується комплексністю та
невизначеністю умов, із застосуванням теорій та методів електричної
інженерії». До таких завдань належить проектування системи
електропостачання промислового підприємства.
При проектуванні системи електропостачання цеху враховувалися
численні фактори, до числа яких відносяться споживана потужність, графіки
навантажень великих споживачів, характер навантажень, число,
розташування, потужність, напруга та інші параметри наявного джерела
живлення. Також враховувалися особливості технології даного виду
виробництва та її розвиток.
Проектування систем електропостачання полягає в розробці
комплексної документації, яка містить техніко-економічні обґрунтування,
розрахунки, креслення, схеми та пояснювальну записку.
В ході проектування проводиться аналіз потужності електроспоживачів,
їх категорїйність на напруги на якій вони працюють, а також їх розташування.
В результаті аналізу визначаються групи приймачів електроенергії та
намічається попередній варіант структурної схеми електропостачання. Далі в
проекті вирішується задача оптимального варіанту вибору електричної мережі
та їх технічні і економічні показники.
Представлена робота складається з розрахунково-пояснювальної
записки та графічної частини.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Системою електропостачання (СЕП) називають сукупність
взаємопов’язаних електроустановок, призначених для забезпечення
споживачів електричною енергією.
Система електропостачання промислових підприємств забезпечує
електричною енергією промислові споживачі. Основними споживачами є
електроприводи різних машин і механізми, електричне освітлення, електричні
нагрівальні пристрої, в тому числі електричні печі.
Робота промислових електроприводів та інших споживачів як при
проектуванні, так і під час експлуатації повинна знаходитись в строгій
відповідності як з окремими споживачами, так і з комплексом
електроприводів, що забезпечують роботу складних механізмів.
Раціонально виконана сучасна система електропостачання промислового
підприємства повинна задовольняти ряд вимог: бути економною і надійною,
безпечною і зручною в експлуатації, забезпечити належну якість
електроенергії, рівні напруги, стабільність частоти та ін. Повинні
передбачатися стислі терміни виконання будівельно-монтажних робіт і
необхідна гнучкість системи, що забезпечує можливість розширення при
розвитку підприємства без істотних ускладнень і подорожання первинних
варіантів. При цьому повинні по можливості прийматися рішення, що
вимагають мінімальних витрат кольорових металів і електроенергії.
Ці вимоги повинні забезпечуватися при проектуванні і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства (СЕП ПП).
СЕП ПП – частина енергосистеми і в енергетичному плані більш проста
(більш низькі напруги, менша потужність і протяжність ліній, відсутність
замкнутих контурів тощо) і більш складна в плані використання та
перетворення електроенергії в технологічних цілях промислового
виробництва. Електроприймачі, як електрична частина технологічних
агрегатів, входять невід’ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому
визначають роботу цієї системи і її параметри.
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції (ГПП),
розподільчих пунктів (РП), трансформаторних підстанцій (ТП) та силових
пунктів (СП) у цехах підприємства. Основна функція системи
електропостачання полягає у забезпеченні вимог виробництва щодо передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості відповідно до вимог діючих стандартів.
СЕП, проектованого нами підприємства відноситься до
централізованого типу. На підприємстві присутні споживачі І, II та III
категорій, тому систему електропостачання будемо проектувати з
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
врахуванням вимог, що ставляться до забезпечення живленням
електроспоживачів вказаних категорій. При цьому необхідно керуватися тим,
що категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання повинні
відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого віднесення
ЕП до більш високої категорії. Таке необґрунтоване віднесення
електроприймачів до вищих категорії приводе до зайвого завищення не тільки
потужності використаних трансформаторів, але й вимог до резервування
живлення споживачів тощо. Так, наприклад, до II категорії слід відносити
тільки таке технологічне та інше обладнання, без якого неможливе
продовження роботи основного виробництва на час після аварійного режиму.
ЕП, відключення яких призводить до масового недовідпуску продукції,
нерідко відносять не до II категорії, а до І категорії, що мотивується тим, що
наносяться «значні збитки економіки держави».
Згідно з вихідними даними та технічним завданням на випускну
кваліфікаційну роботу, об’єктом, електропостачання якого проектується, є
підприємство з виготовлення акустичних систем.
Акустичні системи, як правило, застосовуються для озвучування як в
закритих приміщеннях, так на відкритому повітрі. Із-за широкого будівництва
великих споруд з приміщеннями універсального призначення, призначених
для постановки різних театральних вистав, концертів, демонстрації фільмів,
проведення зборів тощо, необхідність виробництва акустичних систем набуває
особливого значення.
Проектоване нами підприємство випускає широкий спектр апаратури
акустичного звуковідтворення, а саме: динамічні гучномовці різних частотних
діапазонів та звукової потужності, елементи кросоверів багато смугових
акустичних систем, корпуси для встановлення динамічних головок,
комплектні звукові колонки для озвучування великих залів та відкритих
майданчиків тощо.
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії цеху по
виготовленню низькочастотних динамічних головок для сабвуферів
Об’єкт, для котрого проектується система електропостачання − цех по
виготовленню низькочастотних динамічних головок для сабвуферів.
В нашому цеху використовуються різноманітні верстати та спеціальні
технологічні установки. Основними споживачами електричної енергії, є
асинхронні електродвигуни традиційних верстатів, таких як токарний,
фрезерний, свердлильний. Також серед споживачів є спеціальні
електроспоживачі, до них можна віднести наступні: установка для
виготовлення магнітних систем, агрегат намотки звукових котушок
гучномовців, пристрій для намагнічування, автомат контролю якості обмотки
та інші. Також в цеху є освітлювальна мережа. На території цеху присутнє
нормальне середовище, без запиленості та наявності агресивних домішок в
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
повітрі. Кількість електроспоживачів становить − 42 одиниць. Серед
споживачів наявні однофазні, в кількості – 6 одиниць.
Цехове приміщення не є вибухонебезпечним, так як на території цеху
відсутні вибухонебезпечні речовини.
Цехове приміщення є сухим, відносна вологість повітря не перевищує
60%, запиленим зі струмопровідним пилом. Технологічне обладнання
розмішене окремими групами в залежності від спеціалізації і вимог
технологічних карт.
Приміщення цеху побудоване з бетонних плит, стіни поштукатурені і
побілені, стеля перекрита пустотілими плитами, підлога бетонна, є двері та
вікна. Приміщення цеху має такі розміри: довжина – 45 м, ширина – 25 м,
висота − 6м.
Проектом передбачено централізоване енергозабезпечення. Живлення
електроенергією споживачів цеху виконується від комплектної
трансформаторної підстанції (КТП) − 10/0,4 кВ. Ця підстанція розміщена в
окремому блоці силових приміщень.
Також в цеху передбачено централізоване теплопостачання і опалення
приміщень та подачу технічної води.
В нашому цеху наявні споживачі другої категорії і тому припинення
електропостачання може привести до масового недовипуску продукції,
простою електрообладнання, псування незакінчених виробів, що приводить до
масового браку всього виробництва.
Таким чином, згідно з гл. 1.2 ПУЕ цех має електроприймачі, що
відносяться до споживачів 2-ї категорії, перерва в роботі не призводить до
зупинки технологічного процесу, псування обладнання, погіршення
екологічного стану чи виникнення загрози для людського життя, а тому наші
електроприймачі другої категорії в нормальних режимах повинні
забезпечуватися електроенергією від двох незалежних взаємно резервованих
джерел живлення.
Для електроприймачів другої категорії при порушенні
електропостачання від одного з джерел живлення допустимі перерви
електропостачання на час, необхідний для включення резервного живлення
діями чергового персоналу або виїзної оперативної бригади.
У виробничому приміщенні встановлені трифазні електроприймачі
змінного струму, що працюють на промисловій частоті 50 Гц та відносяться
до класу електричних машин середньої потужності (від 10 кВ до 200 кВ).
Номінальна напруга живлення всіх електроприймачів – 380 В.
Основним споживачем реактивної потужності індуктивного характеру
на промислових підприємствах є асинхронні двигуни, трансформатори,
включаючи зварювальні та інші ЕП. Реактивною потужністю додатково
навантажуються живильні розподільні мережі підприємства, що відповідно
збільшує загальне споживання електроенергії.
Наш цех передбачає виробничі, допоміжні, та побутові приміщення. Він
отримує електропостачання від власної КТП. Електроприймачі живляться від
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
трьохфазної мережі змінного струму напругою 380 В, та частотою 50 Гц.
Також серед електроприймачів є однофазні споживачі − пристрій для
намагнічування, 3 шт., а також камера сушки дифузорів, 3 шт.
Електроприймачами цеху, що генерують вищі гармоніки в мережу, в
нашому випадку є випрямлячі апаратів контактного зварювання, газорозрядні
освітлювальні пристрої та електронні баласти, електродвигуни змінного
струму з регульованою швидкістю обертання з використанням тиристорних
регуляторів, конденсаторні установки для компенсації реактивної потужності
без фільтрів.
Більшість верстатів та агрегатів працюють в тривалому режимі роботи.
В короткочасному режимі працює більшість електроприймачів допоміжних
механізмів верстатів. В повторно-короткочасному режимі працюють
електродвигуни підйомних пристроїв (електроталей), автоматичні пристрої
для намагнічування, автомати контактного зварювання.
Повна встановлена потужність цеху становить 884,2 кВт.
Перелік встановленого в цеху обладнання та його кількість і електричні
характеристики наведені у табл. 1.1.
План цеху та розташування обладнання приводиться рис. 1.1.
Обладнання цеху розміщене з урахуванням технологічного процесу
виробництва динамічних головок для сабвуферів.
Групи технологічних установок та іншого обладнання, представляють
собою окремі дільниці, живлення яких доцільно виконувати від власних
розподільчих пунктів (РП).
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
Встанов-
№ поз. Кіль- лена
Назва електроспоживачів кість, потужність Кв cosφ tgφ
на плані шт. (умовна*),
кВт
Силові трифазні та однофазні електроприймачі
1 Прес дифузоротримачів 3 27 0,65 0,7 1,33
2 Збиральна установка діафрагм та
3 26 0,65 0,7 1,33
центруючих шайб
3 Установка для виготовлення
3 22 0,65 0,7 1,33
магнітних систем
4 Агрегат намотки звукових
3 17 0,65 0,7 1,33
котушок гучномовців
5 Збиральний автомат 3 16 0,65 0,7 1,33
6 Автомат контролю якості
3 5,5 0,65 0,7 1,33
обмотки
7 Камера сушки дифузорів* 3 100 0,8 0,96 0,29
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
Продовження таблиці 1.1
8 Прес металевих дифузорів 2 37 0,17 0,65 1,17
9 Автомат контактного зварювання
2 50 0,35 0,8 0,75
(ТВ=65%)
10 Фрезерний верстат 1 10 0,15 0,5 1,73
11 Токарний верстат 2 8 0,15 0,5 1,73
12 * Пристрій для намагнічування 10,1
3 0,15 0,5 1,73
(ТВ=25%) (13,4 кВА)
13 Свердлильний верстат 2 1,3 0,15 0,5 1,73
14 Електропідйомник (ТВ=60%) 2 11,5 0,1 0,5 1,73
15 Вентилятор 8 4 0,8 0,8 0,75
Освітлення − 12,7 0,85 0,95 0,33
Примітка: * − однофазні споживачі.
В обох частинах цеху передбачені електропідйомники. При
проектуванні даного цеху передбачається місце для встановлення комплектної
трансформаторної підстанції (КТП) вбудованого типу, що розміщується
максимально близько до найбільш потужних електроприймачів.
Серед особливостей розташування обладнання у приміщенні цеху є те,
що вимагається достатньо рівномірне освітлення приміщення.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Живлення цехів заводу виконується від власної головної понижуючої
підстанції (ГПП), що розташована в точці теоретичного навантаження
підприємства. Проектована СЕП відноситься до системи електропостачання
централізованого типу. Живлення цехових трансформаторних підстанцій
виконано за допомогою кабельних ліній, що прокладені в підземних
кабельних каналах. Основними високовольтними споживачами є 8 ТП на
напругу 10/0,4 кВ.
Живлення ГПП, згідно ПУЕ глава 4.2, здійснено від двох не залежних
вводів від районних розподільчих пунктів, по повітряним лініям (ПЛ). Така
схема живлення є надійною, економічно вигідною, і має зручні ремонтно-
налагоджувальні характеристики.
Структура підприємства приведена на генеральному плані графічної
частини даної роботи і включає цехи основного виробництва, та допоміжні
приміщення та підрозділи.
На нашому підприємстві знаходяться виробничі цехи, а також
знаходяться адміністративно-проектний корпус з їдальнею, котельня та ГПП.
Під час проектування СЕП підприємства, було враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Відповідно до плану розташування основних та допоміжних цехів можна
розбити територію нашого підприємства на категорії щодо надійності
енергозабезпечення.
Згідно ПУЕ [1], (пункти 1.2.17 – 1.2.20) до 1-ї категорії надійності
електропостачання відносяться лише ті електроприймачі, перерва в
електропостачанні яких може викликати небезпеку для життя та здоров’я
людей чи нанести значні збитки, пов’язаний з ушкодженням устаткування,
масовим браком продукції чи тривалим розладом складного технологічного
процесу. Споживачі першої категорії знаходяться в усіх виробничих цехах та в
котельній. Ці електроприймачів повинні живитися від двох незалежних
джерел, а перерва їх електропостачання допускається лише на час
автоматичного включення резерву.
До споживачів 2-ї та 3-ї категорії відносяться допоміжні цехи, перерва в
роботі яких не призведе до зупинки технологічного процесу, псування
обладнання, погіршення екологічного стану чи виникнення загрози для
людського життя. До споживачів 2-ї та 3-ї категорій відносяться допоміжні
цехи, складське приміщення, ремонтно-механічний цех, а також
адміністративно-проектний корпус з їдальнею.
У визначенні незалежного джерела для живлення споживачів першої
категорії згідно ПУЕ (пункт 1.2.10) сказано, що таким є джерело, „на якому
зберігається напруга при зникненні її на інших джерелах‖. При цьому
зрозуміло, що напруга цього джерела повинна бути на рівні, достатньому для
усталеної роботи електроприймачів протягом часу дії релейних захистів та
автоматики в живильній енергосистемі і на підприємстві.
Основним фактором, що впливає на ступінь резервування, є питома вага
електроприймачів різних категорій. Якщо переважають навантаження 1-ї та 2-ї
категорій, то автоматичне резервування потрібно передбачати, починаючи з
вищих ступенів електропостачання. Якщо ж питома вага електроприймачів 1-ї
категорії невелика, то доцільні більш дешеві рішення за допомогою резервних
перемичок невеликої потужності. Іноді таке резервування доцільно
виконувати не на підстанції, щоб не ускладнювати її, а на цехових силових
пунктах, до яких приєднані електроприймачі 1-ї категорії. Живлення цих
пунктів здійснюється від різних підстанцій чи секцій підстанцій, для
перемикання застосовується найпростіша автоматика. Для зменшення витрат
на резервування розподіл електричних навантажень по категоріях виконується
по електроприймачам, а не по цехах в цілому.
Невідповідальні споживачі 3-ї категорії живляться лише від одного з
вводів ГПП, та мають резервування завдяки резервній перетинці на низькій
стороні 0,4 кВ.
Поняття «категорія електроприймачів по надійності електропостачання»
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів і т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, II і III. Питома вага споживачів
різних категорій по встановленої потужності складає: І категорія – 45 %, II
категорія – 35 %, III категорія – 20 %.
Напруга більшості силових ЕП складає 0,38 кВ, а освітлення – 220 В;
дані наведені в відповідних таблицях дипломного проекту. Частота змінного
струму – загальнопромислова, тобто 50 Гц.
Режими роботи окремих споживачів електричної енергії вказані для
кожного при розрахунках електричних навантажень.
Для забезпечення сталого рівня безпеки, як навколишнього середовища,
так і працівників, доцільно забезпечити безперервне живлення заводу від
власної ГПП, що буде розташована в центрі теоретичного навантаження
заводу. Живлення ГПП, згідно ПУЕ (розділ 4.2), здійснено від двох
незалежних вводів районних розподільчих пунктів повітряними лініями.
1.4 Характеристика джерела живлення
Схема постачання та розподілу електроенергії нашого підприємства
представлена наступним чином: на території підприємства розташована ГПП
яка живиться від районної підстанцій (РП). Первинна напруга (110 кВ)
підводиться по повітряній лінії (ПЛ), а вторинна (10 кВ) розподіляється по
території підприємства кабельними лініями (КЛ).
Така побудова вважається оптимальною та міцно ввійшла в повсякденну
практику. На нашому підприємстві КЛ відходять від ГПП. Лінії проходять по
території підприємства у вигляді радіальних КЛ.
Основною умовою успішного впровадження глибоких вводів є гранична
компактність підстанцій, що досягається найпростішими схемними і
конструктивними рішеннями. При системі глибоких вводів не потрібні
проміжні розподільчі пункти РП, необхідні при великій ГПП; їхні функції
тепер виконують розподільні пристрої вторинної напруги 10 кВ; таким чином,
відпадає ланка комутації й одна проміжна мережна ланка та скорочується
число ступенів трансформації. При цьому підвищується надійність
електропостачання, тому, що у випадку аварії випадає тільки одна невелика
ланка, що легше відновити, чим при потужній ГПП; зона аварії різко
скорочується; зменшуються робочі струми і струми короткого замикання на
вторинній напрузі таких невеликих підстанцій.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110 кВ; потужність КЗ на шинах районної
підстанції SКЗ=2195 МВА; довжина повітряної лінії lпл = 69 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 109 квар, в часи її максимуму
навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Наявність інформації про цехові електричні навантаження, є необхідною
умовою при виборі та перевірці провідників (шин, кабелів тощо) і
трансформаторів по пропускній спроможності і економічній густині струму, а
також для розрахунку втрат і відхилення напруги, вибору апаратів захисту та
засобів компенсації реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» витікає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
І=const=Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадковий характер,
використовується співвідношення
t+Θ
1
ІΘ t= I t ×dt , Θ
t
де ‒ тривалість інтервалу осереднення t T , що приймаються для
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ=3×T0 ( у решті
випадків ‒ Θ<3×T0 );
Т ‒ інтервал реалізації випадкового процесу;
Т0 ‒ постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3·Т0, провідник нагрівається 95% сталого рівня).
Умовно приймаємо Т0 = 10 хв., = 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного співвідношення вводять поняття «розрахунковий струм»
Іроз ‒ це такий струм, що приведе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що і початкове змінне
навантаження I t .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Pроз = 3×U×Іроз×cosφроз .
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження P по активній потужності за час Θ
t+Θ
1
PΘ = P t dt . Θ
t
Активне розрахункове навантаження P аналогічне поняттю роз
«розрахунковий максимум» Рmax або «максимального навантаження» Іmax = Іроз,
тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилинних інтервалах
усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень проводимо згідно
методики [2], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступінь (рівень) системи електропостачання,
розрахунки на кожну з них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівній нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Рроз, цеху) цеху. Розрахункова потужність Pроз ‒ це
така потужність, при якій термін служби елементів системи
електропостачання дорівнює розрахунковому. Величина Pроз відноситься до
сукупності вихідних даних на проектування системи електропостачання.
Розрахунок навантаження цеху від окремого електропостачання (ЕП) до
шин цехової трансформаторної підстанції виконуємо нормативною методикою
[2]. При цьому у розрахунках використовуємо наступні позначення та
співвідношення:
‒ номінальна потужність Pном ;
‒ паспортна потужність Pпасп ;
‒ установлена потужність Pу .
У розрахунках використовуємо загальноприйняті позначення: для ‒ Р,
для одного електроприймача ‒ р. При цьому для окремого електроприймача
установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу =pном =pпасп ;
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі
ру = рном = рпасп× ТВ ,
де ТВ тривалість включення в долях одиниці (задається у паспорті, як правило,
у відсотках).
Переважна частина електроприймачів працює в довготривалому режимі,
тому їх установлена потужність дорівнює паспортній
pу =pном =pпасп .
Установлену потужність зварювального інвертора та кран-балки
визначаємо за виразом
ру, ТВ= рпасп× ТВ .
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
Групова номінальна (установлена) активна потужність ‒ це алгебраїчна
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
п
Рном =рном (2.1)
1
де п ‒ кількість електроприймачів у групі.
Для виконання розрахунку всі електроприймачі розділяємо на групи за
ознакою коефіцієнта використання та споживаної потужності.
Для прикладу приведемо розрахунки для групи обладнання з трьох
агрегатів намотки звукових котушок гучномовців
Рном 1 =17∙3 = 51 кВт.
Аналогічно виконуємо розрахунок для наступних груп. Встановлену
потужність нашого цеху визначаємо наступним чином
15
Pвст.в =Рвст.гр =Рвст 1+Рвст 2 +Рвст 3+Рвст 4 +Рвст 5 +Рвст 6 +Рвст 7 +Рвст 8 +
1
+Рвст 9 +Рвст 10 +Рвст 11+Рвст 12 +Рвст 13 Рвст 14 Рвст 15
Pвст.в =81+78+66+51+48+16,5+300+74+81+10+16+10,1+2,6+18+32=884,2 кВт.
Результати розрахунків заносимо в таблицю 2.1 (форма Ф 636‒92).
Групова номінальна реактивна потужність ‒ це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
п п
Qном =qном =рном×tgφп (2.1 а)
1 1
де tgφ ‒ паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Для нашої групи отримаємо
Qном 1=51×1,33=67,8 квар.
Аналогічно розраховуємо для інших груп приймачів, отримані
результати заносимо до таблиці 2.1.
Тоді групова номінальна реактивна потужність цеху становитиме
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
Qном цеху =51×1,33+781,33+66×1,33+...+23×1,73+
+32×0,75=990,3 квар.
Розрахункова активна потужність вузла живлення (цеху) визначається
розрахунковою величиною K ×P , що відповідає значенню , за в ном Kp
співвідношенням
Pроз=Kp×Kв×Pном , (2.2)
де Kp=f Kв,ne,Ta ‒ коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить від
коефіцієнту використання Kв та ефективної кількості електроприймачів пе та
сталою часу нагріву мережі, для якої розраховуємо електричні навантаження.
Згідно [2] приймаємо наступні сталі часу нагріву:
‒ Ta = 10 хв. ‒ для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити;
‒ Ta = 2,05 хв ‒ для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів;
‒ T ≥ 30 хв. ‒ для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові a
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою Kp = 1.
Добуток Kв×Pном є проміжною допоміжною розрахунковою величиною,
але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це могло вважатися
раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів ne визначаємо за
співвідношенням
n
Pном
1
ne = , (2.3) n
n×p2ном
1
Величину ne можна також знайти за спрощеним співвідношенням
2×pном
ne = , (2.4)
pном.тах
2×884,2
ne = =17,68 .
100
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
Значення коефіцієнта використання Кв по кожному окремому ЕП
визначаємо за довідковими даними [3].
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними кв і
знаходимо за формулою
n
кв.і×pном.і
K 1в = , (2.5) n
pном.i
1
Оскільки, у вибраних нами групах присутні споживачі які мають
однаковий коефіцієнт використання, то Кв = кв.і .
Груповий коефіцієнт використання по цеху цілому (середньо виважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Kв.і×Pном.і
K = 1в.цеху , (2.6) n
Pном.i
1
51×0,65+78×0,65+66×0,65+...+23×0,1+32×0,8
Kв.цеху = =0,63
51+78+66+...+23+32
Відповідно до отриманих даних коефіцієнт розрахункової потужності
для цеху визначаємо за довідковими даними [3] − Кр = 0,88.
З урахуванням приведених вище співвідношень, формула для
визначення розрахункової активної потужності прийме вид
п
Pроз.цеху =Kp× Kв.цеху ×Pном =Kp×Кв.і×Pном.і , (2.7)
1
Pроз.цеху =0,88×51×0,65+78×0,65+66×0,65+...+23×0,1+32×0,8=472,9 кВт.
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП розраховується за
співвідношенням
Qроз.цеху =Kp×Kв.i×Pном.i×tgφi , (2.8)
i
Qроз.цеху 0,88
51×0,651,33+78×0,651,33+66×0,651,33+...23×0,11,73+32×0,80,75
529,6 квар.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ повинне бути додане освітлювальне
навантаження P . роз.oc, Qроз.oc
Повну розрахункову потужність S силових електроприймачів роз
напругою до 1 кВ без врахування освітлення визначаємо за формулою
S 2 2роз. Pроз Qроз ,
Sроз. 472,9
2 529,62 710,1 кВА.
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні
ЕП тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %,
умовна трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній
величині навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних
цілей точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт)
визначається наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулами:
Рном, у 3 Рном.max ф
або Рном, у 3 Sпасп ТВ cosпасп , (2.9)
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами: при одному електроприймачеві
Рном, у 3 Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
Рном, у 3 Рном.max ф .
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і
cos , включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Рроз, у 3 Кв Кр Рном max ф . (2.10)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 pном ф
nе , (2.11)
3 pном max ф
де pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт;
pном max ф – номінальна потужність найбільшого ЕП однофазного струму,
кВт.
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos
більше трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні
навантаження за найбільш завантажену зміну по кожній фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням
таблиці 2.4 [2].
Наприклад, для фази а маємо
P(a) Кв Рав (ав)а Кв Рac (аc)а Кв Рао ;
Q(a) К в Рав q(ав)а Кв Раc q(аc)а Кв Qао ,
де Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами ав і ас;
Pao, Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
(ав)а , (ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що
включені на лінійну напругу до фази а;
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
К , Кв в – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму
роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз в і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів:
Р 3 Р(с) ,
Q 3 Q(c) . (2.12)
В цеху, електропостачання якого ми розраховуємо, встановлено шість
однофазних ЕП і які можна об’єднати у дві групи . До них відносяться: перша
група − три пристрої для намагнічування, друга група – три камери сушки
дифузорів.
Споживачі першої групи підключені на фазну напругу мережі − 0,38 кВ
(рівномірно, кожен на іншу фазу), та мають наступні характеристики:
− cosφпасп 0,5 ;
− паспортні потужності яких складають: Sпасп.ф 13,4кВА;
− відносна тривалість вмикання кожного пристрою намагнічування
становить ТВ=25% (ТВ=0,25).
Споживачі другої групи підключені на лінійну напругу мережі – 0,38 кВ
(рівномірно, кожен на іншу комбінацію фаз), та мають наступні
характеристики:
− cosφпасп 0,95 ;
− паспортні потужності яких складають: Sпасп.ф 100кВА;
Оскільки маємо кількість однофазних ЕП до трьох включно в кожній
групі, а також враховуючи рівномірне пофазне навантаження мережі 0,38 кВ,
умовну трифазну номінальну потужність Рном у (кВт), при рівномірному
розподілі по фазах, обчислимо:
− для першої групи однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені на фазні
напруги
Рном, у1=3×Sпасп.ф× ТВ×cosφпасп ,
Рном, у1 3 13,4 0,25 0,5 10,1 кВт.
− для другої групи трьох однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені
на лінійні напруги
Рном, у2 3 Рном.max ф .
Рном, у2 3100 300 кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
Остаточно отримаємо для однофазних ЕП цеху
Р Рном, у1 Рном, у2,
РΣ 10,1300 310,1 кВт.
Таким чином, умовна (еквівалентна) трифазна номінальна потужність
двох груп з трьох однофазних споживачів кожна, у складі силового
навантаження нашого цеху, з рівномірним навантаження по фазам,
становитиме – 310,1 кВт.
Отримані результати заносимо у відповідні графи таблиці 2.1, виконаної
за формою Ф 636-92 [2].
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується
метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок Рп. оc. ф використовуються дані: тип світильника, коефіцієнт
запасу кз , освітленість Еф , значення розрахункової висоти H, площа
освітлювального приміщення S. По обраному типу світильника, площі
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [7]
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну
для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Габаритні розміри нашого цеху: А=45м; В=25м; Н=6м. В цеху
використовуються світильник типу КСС, ГСП04 − 400, лампи ДРІ − 400,
ККД=65%, кр =0,85; cos0 = 0,8 ( tg0 0,75).
Максимальну активну потужність освітлювальних установок Pmax oc
визначимо згідно виразу
Pmax оc Рроз, ос, цеху кп Рп.оc.ф S ,
де кп – коефіцієнт попиту освітлення, 1,1;
2
S – площа приміщення, S 45 251125м ;
2
Рп. оc. ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м ,
визначається за формулою
Еф кз.ф
Рп.оc.ф Рп.оc.табл к ,
100 кз.табл
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
2
де Рп.оc.табл – питома потужність освітлювальної установки, 8,4 Вт/м ;
Еф – фактична норма освітленості для виконуваного виду робіт, 100 лк;
кз ф – коефіцієнт запасу фактичний для виконуваного виду робіт, 1,5;
кз табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт, 1,4;
к – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення, 0,5 .
Дані приведені, враховуючи висоту підвісу світильників 5 м, оскільки
висота цеху становить 6 м. Величину Еф приймемо для розрахунку рівною
200 лк.
Тоді:
200 1,5
Рп.оc.ф 8,4 0,5 8,99 Вт / м
2,
100 1,4
Pmax оc Рроз, ос, цеху 1,18,99 112511125 Вт = 11,1 кВт.
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність
Qmaxоc Qроз, ос, цеху Pmax оc tg0 ,
де tg0 – відповідно cos0 для кожного типу ламп.
Qмах ос Qроз, ос, цеху 11,10,758,3 квар.
Характеристики освітлення різних видів освітлення приймаються згідно
довідкових даних та відповідних нормативних документів.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0.4 кВ
визначаємо за виразами:
Р = Р +Р , кВт ;
0,38цеху роз.цеху осв
Р = 472,9+11,1 484,0 кВт ;
0,38цеху
Q = Q
0,38цеху роз.цеху
+Qосв, квар ;
Q = 529,6+8,3= 537,9 квар ;
0,38цеху
Одночасно визначаємо розрахункове навантаження SТП на шинах
цехової підстанції за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
2 2
SТП Р0,4 цеху Q0,4 цеху
SТП 484,0
2 537,92 723,6 кВА.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства
розрахункове (максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання
розрахункових навантажень окремих груп електроприймачів (цехів,
підрозділів) з урахуванням коефіцієнта одночасності збігання максимумів
навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5].
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
2 2
N N
SНН ГПП Ко P0,4 цеху Qi 0,4 цехуi . (2.13)
i i
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства
приводяться у вигляді таблиці 2.2. Значення навантажень повинні відповідати
вихідним даним, характеру і специфіці виробництва, загальної потужності
підприємства тощо.
Далі підставимо у вираз (2.13) відповідні значення та отримаємо
величину сумарної приблизної потужності підприємства (кВА)
Sпр 0,9 4933,9
2 5001,62 6323,1 кВА.
Таким чином, ми з використавши нормативну методику, виконали
розрахунок електричних навантажень по заводу, при цьому приблизна
розрахункова потужність має значення S пр= 6323,1 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
510 % ).
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у
якості навантаження Рроз (Qроз ) має використовуватися розрахункове i і
значення потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у
попередніх розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку
представляють у вигляді відповідної таблиці.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою
відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і
металу рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження
(ЦЕН). Для встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують
обмеження, що накладаються технологічними особливостями, умовами
генплану тощо. Перше уявлення про характер розподілу навантажень по
території об’єкта отримують за допомогою картограми навантажень.
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будують, як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього промислового
підприємства. Якщо картограму будують на генеральному плані промислового
підприємства, то як приймачі електроенергії розглядають самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [4, 12]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола
вибирають центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії,
а радіус кола зв'язують із розрахунковою потужністю приймача
електроенергії; значення його знаходять із умови рівності розрахункової
середньої активної потужності групи електроспоживачів площі кругу.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
Розрахунок параметрів кругів проведемо на прикладі цеху по
виготовленню динамічних головок для сабвуферів.
Радіус розрахункового кола r (мм) визначаємо за виразом
P
r= м , (2.14)
π×m
де Рм − максимальне електричне навантаження цеху, кВт; = 3,14 ; m −
2
масштаб, кВт/мм (приймаємо згідно найбільшої потужності цеху
2
0,2 кВт/мм ).
Підставивши у формулу (2.14) відповідні значення, отримаємо радіус
кола
484,0
r 27,8 мм.
3,14 0,2
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому та освітлювальному навантаженням. Величини відповідних кутів
αс.м. та αо.м. (градус) визначаємо за формулами:
360 Р
м.с.с.м. ; (2.15)
Рм
360 Р
о.м.
м.о. , (2.16)
Рм
де α − величина сектору, градус.
Підставивши у формули (2.15) та (2.16) відповідні значення, отримаємо
величини відповідних кутів (градус):
360 472,9
с.м. 351,7;
484,0
360 11,1
о.м. 8,3.
484,0
Далі проводимо аналогічні розрахунки та знаходимо навантажувальні
координати інших цехів і підрозділів підприємства.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.3.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
Точку, що відповідає теоретичному центру електричних навантажень
підприємства з координатами Х, Y (м), знаходимо за виразами:
n
(Pм.і х і )
X il ; (2.17)
n
Рм.і
іl
n
(Pм.і yі )
Y il , (2.18)
n
Рм.і
іl
де хі , yі − координати навантаження окремих об’єктів підприємства, м;
Рм.і. − максимальне навантаження цеху, кВт.
Підставивши у формули (2.17) та (2.18) відповідні значення, отримаємо
координати центру електричних навантажень підприємства (м):
527927,3
Х 107 м;
4933,9
315769,6
Y 64м.
4933,9
Теоретичний центр електричних навантажень має координати у точці
(107; 64). Ці значення і будемо використовувати при виборі місця
розташування ГПП.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
Координати ЦЕН цеху по виготовленню низькочастотних динамічних
головок для сабвуферів знаходимо за виразами:
n
(Pроз. x )і i
Х i=1ЦЕН = n ;
Pроз.і
i=1
n
(Pроз. y )i i
У i=1 ЦЕН = n ,
Pроз.i
i=1
де Рроз і, Qроз і – розрахункове навантаження окремого вузла живлення, ділянки,
а у випадку окремих електроприймачів – номінальна активна і реактивна
потужність окремого ЕП,
xі, yі – координати відповідного споживача.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку заносять у
таблицю 2.5.
Таблиця 2.5 − Розрахунок центру електричних навантажень цеху
Р Х , Y ,
№ Найменування ном і, хі, м у , м
ЦЕН ЦЕН
кВт і м м
Прес
1 27 3 81 24 648
дифузоротримачів
Прес
2 27 7 189 24 648
дифузоротримачів
Прес
3 27 11 297 24 648
дифузоротримачів
Збиральна установка
4 діафрагм та 26 16 416 23,5 611
центруючих шайб
Збиральна установка
5 діафрагм та 26 19,2 499,2 23,5 611
центруючих шайб
Збиральна установка
6 діафрагм та 26 22,6 587,6 23,5 611
центруючих шайб
Установка для
7 виготовлення 22 27 594 24,3 534,6
магнітних систем
Установка для
8 виготовлення 22 30,8 677,6 24,3 534,6
магнітних систем
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
Рном і∙ хі
Рном і∙ уі
Продовження таблиці 2.5
Установка для
9 виготовлення 22 34,7 763,4 24,3 534,6
магнітних систем
Агрегат для намотки
10 17 2,2 37,4 18,1 307,7
звукових котушок
Агрегат для намотки
11 звукових котушок 17 6 102 18,1 307,7
гучномовців
Агрегат для намотки
12 звукових котушок 17 9,8 166,6 18,1 307,7
гучномовців
Збиральний
13 16 14 224 17,9 268,5
автомат
Збиральний
14 16 18 288 17,9 268,5
автомат
Збиральний
15 16 22 352 17,9 268,5
автомат
Автомат контролю
16 5,5 26 143 18 99
якості обмотки
Автомат контролю
17 5,5 30,5 167,8 18 99
якості обмотки
Автомат контролю
18 5,5 35,3 194,2 18 99
якості обмотки
Камера сушки
19 100 12,7 1270 6 600
дифузорів
Камера сушки
20 100 15,5 1550 6 600
дифузорів
Камера сушки
21 100 18,2 1820 6 600
дифузорів
Прес металевих
22 37 22,2 821,4 8,6 318,2
дифузорів
Прес металевих
23 37 22,2 821,4 3,1 114,7
дифузорів
Автомат
24 контактного 40,3 26 1300 8,5 425
зварювання
Автомат
25 контактного 40,3 26 1300 6 300
зварювання
26 Фрезерний верстат 10 30 300 8,5 85
Токарний
27 8 26 208 3 24
верстат
Токарний
28 8 30 240 3 24
верстат
Пристрій для
29 10,1 33,4 337,3 9,2 46
намагнічування
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
Продовження таблиці 2.5
Пристрій для
30 10,1 36 363,6 9,2 46
намагнічування
Пристрій для
31 10,1 36 363,6 9,2 46
намагнічування
Свердлильний
32 1,3 33,3 43,3 3 3,3
верстат
33 Електропідйомник 8,9 21 186,9 22 253
34 Електропідйомник 8,9 21 186,9 5 57,5
35 Вентилятор 4 1,9 7,6 20,5 82
36 Вентилятор 4 37,2 148,8 25,4 101,6
37 Вентилятор 4 12,8 51,2 11 44
38 Вентилятор 4 15,5 62 11 44
39 Вентилятор 4 18,2 72,8 11 44
40 Вентилятор 4 27 108 11 44
41 Вентилятор 4 9,8 39,2 1,4 5,6
42 Вентилятор 4 40,6 162,4 1,4 5,6
Pном. j
Разом 884,2 17101 11313 19,3 12,8
Використовуючи проміжні розраховані дані які занесені в таблицю,
розраховуємо ЦЕН:
17101
ХЦЕН = =19,3 м ;
884,2
11313
YЦЕН = =12,8 м.
884,2
Розрахунок центру реактивного навантаження має сенс тоді, коли
компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях компенсації
споживачів реактивної енергії, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелом реактивної потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
Якщо на основі аналізу структури електроспоживання цеху прийнято
рішення про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП,
координати ЦЕН реактивного навантаження цеху не розраховують.
Так як в цеху не встановлено високовольтних двигунів і компенсація
реактивної потужності здійснюється на шинах цехової ТП, а не в місцях
концентрації джерел реактивної потужності, то ЦЕН реактивного
навантаження не розраховується.
ЦЕН визначався як деяка стабільна точка на генплані об’єкта.
Проте, кожен приймач електроенергії, цех, промислове підприємство
працюють у відповідності зі своїм графіком навантажень, навантаження
приймачів на протязі часу (зміни, доби і т.д.) змінюються у відповідності з
технологічним процесом виробництва. Тому не можна говорити про ЦЕН як
про стабільну точку, координати ЦЕН в кожен момент часу будуть приймати
значення, що визначені навантаженнями графіка.
Якщо джерело живлення знаходиться в ЦЕН, то затрати на систему
електропостачання досягають найменшого значення, коли навантаження
приймачів розподілені симетрично відносно цього центра.
Проте, зазвичай розташувати джерело живлення в центрі електричних
навантажень не вдається. В цьому випадку рекомендується зміщувати джерело
живлення в сторону високовольтних ліній.
На практиці потужність, що споживається різними споживачами на
протязі доби змінюється, і ЦЕН змінює своє положення. Тому джерело
живлення рекомендується розміщувати в центрі зони розсіювання
електричних навантажень.
Розміри, форма зони розсіяння, її центр визначають область найбільш
вигідного розташування джерела живлення на території промислового
підприємства.
Положення ЦЕН в зоні розсіювання залежить від координат місць
розташування приймачів в групі та від їх відносних навантажень в даний
момент часу.
Отже, зона розсіювання є геометричною характеристикою взаємного
розташування приймачів об’єкта та змін навантажень в часі.
Так як розміщення ТП в точці розрахованого центру навантажень
перешкоджає протіканню виробничого процесу, та для ліквідації виникнення
зворотних потоків енергії від ТП до споживачів, допускається зміщення
положення приміщення ТП зі зміщенням в сторону джерела живлення. Тому
ТП буде зміщене вліво вниз, де є достатньо місця для її розміщення.
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-будівельні обмеження.
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи.
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій і
трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і їх переважного напрямку.
Згідно ПУЕ [1], підприємство відноситься до другої категорії
енергозабезпечення.
При другій категорії енергозабезпечення, використовується радіальна
схема живлення цехів та відповідних установок, від власної підстанції (ГПП)
[3, 4, 6]. Живлення виконано кабельними лініями, що прокладені під землею, в
спеціально створених кабельних каналах.
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного центру навантаження
підприємства [12]. Енергопостачання ГПП виконано від двох незалежних
вводів районного розподільчого пункту, по повітряним лініям 110 кВ.
Для живлення ГПП використовується схема без прохідної п/ст від ГРП
відстань до якої 70 км.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ± 5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
Сума оплати нараховується в кінці звітного періоду в кінці місяця згідно
з фактично використаною електроенергією.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії,
які необхідні для функціонування основних виробництв.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства і розподілу її по окремим групам споживачів. ГПП
бувають двох видів: тупикові і прохідні.
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції).
Прохідні підстанції являють собою підключення двох трансформаторів в
розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина підстанції і розподільчий пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
В якості прикладу на рисунках 3.1 і 3.2 нижче приведені схеми РУВН
«схема 35-9А» та «схема 110-3Н».
Схеми РУ ПС при конкретному проектуванні розробляються з
врахуванням схем розвитку енергосистеми, схем електропостачання району чи
об’єкта та інших робіт з розвитку електричних мереж.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму і
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники.
Використання замість високовольтних вимикачів струмо-
відокремлювачів і короткозамикачів (система ВДКЗ) небажано в зв’язку з їх
нестійкою роботою в зимовий період.
Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами.
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими і триобмотковими
з регулюванням напруги під навантаженням. Двообмоткові трансформатори
виконуються з розщепленою вторинною обмоткою [6].
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “35-9А‖ підстанції 35/6 кВ
Розподільчий пристрій 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільчих
пристроїв (КРП) [33].
До складу КРП входять ввідні КРП, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРП, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “110-3Н‖ підстанції 110/10 кВ
Для прикладу на рисунку 3.3 наведена електрична схема типової
розподільчої установки у складі цехової ТП.
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені стандартом напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ
за винятком 150 кВ, застосування якої обмежене. При цьому на вартість
будівництва ліній електропередачі в умовах міської та промислової забудови
введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для ПЛ 35110 кВ і 1,62 для ПЛ
220330 кВ.
Узагальнюючи вище наведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, попередньо обираємо схему ГПП, наведену на
рисунку 3.4
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
Рисунок 3.4 − Електрична частина попередньо обраної ГПП 110/10 кВ
Розподільча установка 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільних
установок (КРУ).
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
До складу КРУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, шиноз’єднувальні КРУ, для відгалужень до окремих споживачів
(трансформаторів), трансформатори власних потреб та вимірювальні
трансформатори.
Враховуючи те, що наше підприємство є окремо розташованим об’єктом
і має споживачі першої категорії надійності електрозабезпечення, згідно ПУЕ
(розділ 4.2), ми приймаємо тупикову ГПП з напругою високої сторони 110 кВ
та напругою низької сторони 10 кВ, яка буде розташовуватися на території
підприємства.
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі,
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах.
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при
забрудненій атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними
документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і
приблизна потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
2 2
N N
SВН ГПП Ко (P 0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) , (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності у силових
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
трансформаторах ГПП.
Активну ΔРТ (кВт) і реактивну ΔQТ (квар) складову втрат в
трансформаторі визначаємо за виразами:
РТ 0,02 S пр;
QТ 0,1S пр ,
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проектування, кВА (S пр= 6317,8
кВА з таблиці 2.4).
Тоді отримаємо:
РТ 0,02 6323,1126,5 кВт;
QТ 0,16323,1 632,3 квар.
Таким чином, потужність ГПП визначається виразом
SВН ГПП 0,9 (4933,9 126,5)
2 (5001,6 632,3)2
0,9 (5060,4)2 (5633,9)2 =6815,6 кВА.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу
SВН ГПП
Іроз= Кзав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання, Кзав.Л =0,85
6815,6
Іроз= 0,85 15,2 А.
2 3 110
2
Переріз лінії живлення Fек (мм ) визначаємо за виразом
I
F мeк , (3.3)
Jек
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
2
де Jек − нормоване значення економічної густини струму, А/мм ;
визначається згідно ПУЕ (таблиця 1.3.36). При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії
сталеалюмінієвими провідниками економічна густина струму складе Jек = 1,3
2
А/мм .
Підставивши у формулу (3.3) відповідні значення, отримаємо значення
перерізу ПЛ
15,2
Feк 11,7 мм
2.
1,3
Вибраний розрахунково-економічний вигідний переріз проводу
округлимо до найближчого стандартного перерізу Fст. Але вибираємо
2
мінімальний стандартний переріз лінії Fст = 70 мм (за умовою корони [1]
2
мінімальний переріз для повітряних ліній 110 кВ – 70 мм ), марки АС70.
Тривалий допустимий струм провідника такого перерізу визначаємо згідно
ПУЕ (таблиця 1.3.29). При прокладанні провідника ззовні приміщень тривало
допустимий струм складе Іт.д = 265 А.
Далі вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
Іроз к Ідоп , (3.4)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища, к=1
15,21265;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 Іроз к кдоп Ідоп.Т , (3.5)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
2 15,2 1 1,25 265,
30,4 331,3;
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності
від напруги.
Вибраний провід повністю відповідає усім умовам та режимам роботи.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70.
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу
напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП
напругою 220 кВ і вище справедливе співвідношення: Х R .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , зі збільшенням
до 3555 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
поперечної складової U/ / вносить уточнення в розрахунки напруги, що
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2 3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.5)
Рисунок 3.5 – Схема заміщення фази ділянки мережі
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
На рисунку 3.5 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U
/
ф
U/ф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.6)
де R r0l 0,329 69 22,7 Ом,
Х х0l 0,195 69 13,5 Ом.
(r0, x0 − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0 = 0,329 Ом/км, х0= 0,195 Ом/км; lл − довжина лінії,
км, lл = 70 км ).
U/ф 15,2 (22,7 0,7813,5 0,63) 389,4В.
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /ф
U/ /ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.7)
U/ /ф 15,2 (13,5 0,78 22,7 0,63) 57,3В.
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Uф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jU
//
ф (3.8)
U jф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) Uф1 e ,
де модуль U1ф цієї напруги
U (U U/ )2 // 2ф1 ф2 ф (Uф ) , (3.9)
Uф1 (110000389,4)
2 (57,3)2 110390В.
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
Uф Uф1 Uф2 . (3.11)
Uф 110392 110000 392В.
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має вид
Рисунок 3.6 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / 3 U/ /ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.12)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U
/ .
Тоді втрати напруги U приблизно визначається за формулою
/ PіR QіX PіR Q XU U 3 (Ia R Ip X)
і , (3.13)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Тоді отримаємо
U U/ 3 (15,2 0,78 22,715,2 0,6313,5) 637,2 В.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються
за загальним виразом
П П0 L , (3.14)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра, віднесеного
до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
Dcp
X 0,144 lg 0,0157 Х/ Х/ / , (3.15) 0 0 0
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1
5,04
X0 0,144 lg 0,0157 1 0,38.
0,017
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
D 3cp D12 D13 D23 , (3.16)
D 3cp 8 8 8 8,9 м.
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
F F
rпр 1,151,20 cт . (3.16)
70 11
rпр (1,151,20) 6,1мм.
3,14
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.17)
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2 / км ;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,531,5 Ом мм2 / км , для міді 18,019,0Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення:
P Q
I іa ; I
і
p , (3.18)
3 Uі 3 Uі
Тоді отримаємо
4933,9 5001,6
Ia 25,9 А, Ip 26,3А.
3 110 3 110
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями
(3.5) – (3.18), робимо висновок, що вибрані параметри провідника здатні
забезпечити передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах
напруги.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ 0,02 Sпр; (4.1)
QТ 0,1Sпр , (4.2)
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проектування, що визначається
на 6 ступені, кВА (S пр= 6323,1 кВА з таблиці 2.4).
Тоді отримаємо:
РТ 0,02 6323,1126,5 кВт;
QТ 0,16323,1 632,3 квар.
Таким чином, потужність ГПП визначається виразом
S S 0,9 (4933,9126,5)2 (5001,6 632,3)2np(6 ст.) ВН ГПП 6815,6 кВА. (4.3)
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
Snp(6 ст.)
SТ , (4.4)
2 0,7
6815,6
SТ 4868,3 кВА.
1,4
За цим значенням потужності вибираємо оптимальну номінальну
потужність трансформатора SТ = 6300 кВА.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
навантаження, в якому максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.)
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Рисунок 4.1 – Упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначається за
формулою
n
(S2i ti )
1
К i11 , (4.5)
S nном Т ti
i1
де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора;
ti – проміжки часу, у які потужність навантаження не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
значенням із двох величин K / та K / /2 2 .
Підставивши у формулу (4.5) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту початкового завантаження трансформатора
1 ((2,652 1) (1,992 1) (1,992 2) ... (3,982 3) (3,312 1) (2,652 1))
К1 0,6.
6,3 (11 2 11 2 3 3 2 311)
Величина K /2 обчислюється за формулою
m
(S2i ti )
/ 1К2
i1 , (4.6)
S mном Т ti
i1
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Підставивши у формулу (4.6) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту перевантаження трансформатора
1 (6,8162 3)
К '2 1,07.
6,3 3
Величина K / /2 визначається за виразом
0,9 S
К/ /
np(6 ст.)
2 ,
Sном т
'' 0,9 6,816К2 0,9.
6,3
Приймаємо коефіцієнт перевантаження рівним К2 = К2´ = 1,07.
Для трансформатора з масляним охолодженням та вимушеною
циркуляцією масла при температурі охолоджувального середовища θохол = 30
о
С та коефіцієнті початкового завантаження К1 = 0,6 згідно даних [6]. Значення
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
коефіцієнту допустимого перевантаження при аварійних несистематичних
перевантаженнях по t = 6 годин на добу складе К2доп = 1,3.
Робота трансформатора в такому режимі допускається, оскільки
виконується умова
К2доп К2; 1,31,07.
На основі проведених розрахунків остаточно приймаємо трансформатор з
номінальною потужністю Sн.тр. = 6300 кВА, марки 2×ТМН – 6300/110 У1, що
має напруги UВН = 115 кВ та UНН = 11 кВ, Ік.з. – 1%, втрати х. х. – 11кВт, втрати
к. з. – 44кВт.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини
споживачів ПС передбачається живлення від трансформатора, який залишився
у роботі, в межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна
потужність Sном Т кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції.
Цю умову можна записати так:
Snp(6 ст.)
SномТ . (4.7)
2
По-друге, повинна також виконуватися умова
Snp(6 ст.).а
SномТ , (4.8)
К2.а
де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі
для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого обмеження
навантаження у цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини
попереднього навантаження. У загальному випадку використовують
нормативну документацію, експлуатаційну документацію на трансформатор.
Для визначення навантажувальної здатності проводять розрахунки за
допомогою відповідних програм на ЕОМ.
Обидві умови виконуються з великим запасом.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
При вирішенні цього питання керуються такими положеннями:
– число трансформаторів на підстанції визначається з умови надійності
живлення з урахуванням категорії споживачів електроенергії;
– намічаються можливі варіанти потужності трансформаторів з
урахуванням допустимого їх перевантаження в робочому і післяаварійному
режимах, і на підставі техніко-економічного зіставлення вибирається
прийнятний варіант з урахуванням можливого збільшення навантажень.
Існує декілька методик розрахунку числа та потужності цехових
трансформаторів з врахуванням компенсації реактивної потужності. Один з
можливих шляхів вибору числа і економічної потужності цехових
трансформаторів одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) приведено нижче. Загальна послідовність розрахунків наступна.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NТ.Е. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1 .
Визначається додаткова потужність НБК QНК 2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Обираємо попередньо потужність силового трансформатора ТП, що
буде встановлена в нашому цеху
S
S ТП
723,6
пиблТ 516,9 кВА.
2 0,7 2 0,7
За цим значенням потужності обираємо оптимальну номінальну
потужність трансформатора Sном Т = 630 кВА.
Для надійної роботи трансформаторів цехової КТП в післяаварійному
режимі (при живленні споживачів цеху від одного трансформатора), частина
невідповідальних споживачів III категорії на даний період відключається від
електропостачання, розвантажуючи трансформатор який залишається в
роботі.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK QHK1 QHK2. (4.9) сум
Мінімальне число цехових трансформаторів Nмін однакової потужності
SномТ, що призначені для живлення технологічно зв`язаних навантажень
дорівнює:
P
Nmin
max N, (4.10)
кзаван Sном Т
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
де Pмах – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
SномТ – номінальна потужність трансформатора, кВА;
∆N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
723,6
Nmin 0,47 2.
0,75 630
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе Nmin m , (4.11)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у
функції Nmin і N , m=0
Nе 2.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax T ,
яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається
вона за формулою
2
Qmax T Nе к 2заван.ф Sном T Рmax , (4.12)
S
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к
ТП
заван.ф
Ne Sном T
723,6
kз.ф 0,58.
2 630
Підставивши у формулу (4.12) відповідні значення, отримаємо величину
некомпенсованої потужності
Q 2 2max.т (2 0,58 630) 723,6 102,3 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
QHK1 складе
QHK1 Qmax QmaxT , (4.13) 0,4
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш 0,38
завантажену зміну, квар.
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно
QHK1 537,9102,3 435,6 квар.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK2 Qmax QHK1 Nе Sном Т (4.14) 0,4
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників K1 ,
K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з довідковими
даними.
Значення коефіцієнту К1 визначаємо згідно [3]. Для енергосистеми
центру при числі робочих змін – 1 питомий коефіцієнт втрат складе К1 = 24.
Значення коефіцієнту К2 визначаємо згідно даних з [3]. При потужності
кожного цехового трансформатора Sт = 630 кВА та довжині живлячої лінії l ≤
0,5 км коефіцієнт К2 = 3.
Відповідно значення коефіцієнту γ при К1 = 24 та К2 = 3 складе γ = 0,18.
Підставивши у формулу (4.14) відповідні значення, отримаємо
додаткову потужність батарей статичних конденсаторів (квар)
QНК 2 537,9 435,60,18 2 630 124,5.
Оскільки отримано, що QНК2 0 , тоді додатково встановлювати
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
конденсаторні батареї не потрібно.
Остаточно сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів
складе
QHK QHK1 435,6 квар. сум
У результаті розрахунків за співвідношеннями (4.9) – (4.14) вибирається
кількість і потужність трансформаторів, а також сумарна реактивна
потужність батарей статичних конденсаторів по всьому підприємству.
Результати вибору приводиться у вигляді таблиці 4.1
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі
ТЕР, виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану розвитку
даного району з урахуванням балансу реактивної потужності, виходячи із
допустимих меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і
струму, встановлених ДСТУ EN 50160 та [2].
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором
усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і
післяаварійного режимів роботи [4, 5, 10].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і
трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності в
вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих
межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконують одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму
роботи системи електропостачання;
Кількості і потужності нерегульованих конденсаторних батарей
приймають за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
визначають в відповідності з графіком навантажень та з урахуванням
технічних умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної потужності,
яка генерується усіма конденсаторними установками підприємства, шляхом
різночасного увімкнення окремих батарей у відповідності з графіком
навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з найбільшим
споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або
на головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише в тих
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної
безпеки.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю
годин роботи на рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих
гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження конденсаторів
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати
необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10, 12].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на межі
балансової приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф , (4.15)
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними, кнс =0,92 );
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
Підставивши у формулу (4.15) відповідні значення (згідно з вихідними
даними: Qeк = 109 квар), отримаємо максимальну реактивну потужність на
шинах РП 10 кВ
Qк =0,92×5001,6+632,3-109-2450=2674,8 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення два комплектні
високовольтні блоки статичних конденсаторів марки УКЛ10,51350У1
потужністю QБСК = 1350 квар при номінальній напрузі живлення Uн = 10,5 кВ.
Сумарна ємність конденсаторної установки складає ΣQБСК = 2700 квар,
при номінальній напрузі живлення 10,5 кВ.
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [4, 7, 12]. Вибір схеми
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх
за потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш ніж двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-
630 кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції
мають споживачі II категорії, їх живлення повинне здійснюватися
двокабельною лінією з роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг
перед магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і
обслуговуванні, безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують споживачам
під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть поєднуватись до
РП підстанції, до силових РП, або безпосередньо до трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами. Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при
зникненні напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають
живлення.
Розподіл електроенергії у внутрішньозаводських електричних мережах
нашого заводу, виконуємо по одноступеневій радіальній схемі розподілу
електроенергії.
Для визначення найбільш відповідальних електроспоживачів звертаємо
увагу на обладнання, що використовується в виробничому процесі заводу. В
нашому випадку до найбільш відповідальних споживачів відносяться
сушильні камери, цехи з виготовлення кабін, навісного обладнання з
гідроприводом, ковальський цех, компресорна станція, котельня. Саме
припинення електропостачання обладнання цих цехів приведе до масового
браку продукції, псування обладнання та загрози життю працівників заводу.
Зважаючи на те, що всі інші цехи заводу в своєму складі не мають
відповідальних та високовольтних електроспоживачів, живлення їх виконуємо
також по радіальній схемі розподілу електроенергії, але з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Прокладання кабельних ліній виконано в спеціально створених
підземних кабельних каналах.
Споживачі першої та другої категорії, згідно ПУЕ (пункт 1.2.17), як
правило, живляться від двотрансформаторних підстанцій, з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Враховуючи це до кожної трансформаторної підстанції
підведено по дві окремі кабельні лінії, кожна з яких живить окремий цеховий
силовий трансформатор. При проектуванні враховуємо кількість та
потужність однотрансформаторних підстанції та розподіляємо їх потенціал
потужності так, щоб навантаження на обох вводах ГПП було приблизно
однаковим. Резервування споживачів, що живляться від одно
трансформаторних підстанцій, як правило виконується від більш потужного
джерела живлення 0,4 кВ.
На рисунку 5.1. для прикладу приведено одноступеневу радіальну схему
розподілення електроенергії на підприємстві.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибираємо згідно ПУЕ (розділ
3.3.35 – 2.3.53, таблиці 1.3.19 − 1.3.21) за економічною густиною струму з
перевіркою:
− на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в
нормальному та післяаварійному режимах;
− на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
Розрахунок проведемо на прикладі цеху з виготовлення звукових
колонок. За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо
максимальне повне навантаження, що складається з активного Рм.10 (кВт) та
реактивного Qм.10 (квар) навантаження з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Дані для розрахунків беремо з таблиці 1.4. Втрати активної
∆Рт та реактивної ∆Qт потужності в трансформаторі з достатньою для
практики точністю приймаємо рівними відповідно 2% и 10% повної
максимальної потужності зі сторони низької напруги:
Рмакс10 Рроз0,4 РТ Рроз0,4 0,02 Sном.Т; (5.1)
Qмакс10 Qроз0,4 QТ Q 0,1S , (5.2) роз0,4 ном.Т
де Рроз0,4, Qроз0,4 − активні та реактивні розрахункові навантаження на стороні
0,4 кВ, кВт та квар відповідно:
Рмакс10 484,0 0,02 2 630 509,2 кВт;
Qм.10 537,9 0,12 630 663,9 квар.
Аналогічно розраховуємо максимальні активні та реактивні
навантаження для інших цехів. Результати розрахунків заносимо до таблиці
5.1.
Таблиця 5.1 − Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Q
Позиція, ТП Р кВт Q квар S , кВА Р макс10, роз0,4 роз0,4 ном. Т макс10, кВт квар
1 509,2 663,9 2×630 509,2 663,9
7 304,4 320,9 2×250 314,4 370,9
2 1501,2 1460,1 2×1600 1565,2 1780,1
8 638,8 574,2 2×630 663,8 700,2
3 651,6 708,8 2×630 676,8 834
4 386,2 459,1 2×400 402,2 539,1
5 704,9 858,5 2×630 730,1 984,5
6 265 222,5 2×250 275 272,5
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
Розрахункову потужність кожної радіальної лінії, що живить підстанцію
ТП-1 цеху по виготовленню офісних меблів Sл(ТП-1) (кВА) визначаємо згідно
електричної схеми живлення і розрахункових потужностей за виразом
S 2л(ТП1) Рмакс10 Q
2
макс10 , (5.3)
де Рмакс10 і Qммакс10 − розрахункова активна і реактивна потужність лінії, що
живить підстанцію ТП-1, кВт та квар відповідно.
Підставивши у формулу (5.3) відповідні значення, отримаємо
розрахункову потужність лінії
S 498,32 468,82л(ТП1) 837,7 кВА.
Розрахунковий струм лінії Іл(ТП-1) в нормальному режимі визначається за
виразом
S
I лл , (5.4)
3 Uн
де Uн номінальна напруга лінії, кВ.
Підставивши у формулу (5.4) відповідні значення, отримаємо
розрахунковий струм лінії
837,7
Iл(ТП1) 48,4А.
3 10
Для визначення перерізу живлячого кабелю визначаємо згідно ПУЕ
(таблиця 1.3.36) економічну густину струму. При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії кабелем
з алюмінієвими жилами та паперовою ізоляцією економічна густина струму
2
складе – Jек = 1,6 А/мм .
Визначаємо стандартний переріз кабельної лінії Fек(ТП-1), по якому
проходить струм Іл(ТП-1) за виразом
Iл(ТП1)
Fек(ТП1) ;
Jек
48,4
Fек(ТП2) 30,2 мм
2.
1,6
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
Для живлення підстанції ТП-1 приймаємо кабель марки АСБГ(3×35) з
2
перерізом жил 35 мм та тривало допустимим струмом Іт.д = 117 А.
Аналогічно вибираємо кабелі, що живлять інші ТП. Результати
розрахунків зводимо в таблицю 5.2
Таблиця 5.2 − Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
2
Ділянка кабелю Sл, кВА Lл, м Iл, A Fек, мм Iт.д, А Марка кабеля
ГПП-ТП1 837,7 35 48,4 30,2 117 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП2 2370 50 136,8 85,5 160 АСБГ(3×70)
ГПП-ТП3 1074 75 62 34,8 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП8 964,8 38 55,7 17,8 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП5 1225,7 140 70,8 44,3 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП6 387 90 22,3 13,9 70 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП4 672 40 38,8 24,3 70 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП7 486 85 28,1 17,6 70 АСБГ(3×16)
Виконаємо перевірку кабелю (на прикладі кабеля, що живить підстанцію
ТП-1) на допустимий струм в нормальному режимі роботи за виразом:
Іл Іт.д К1 К2, (5.5)
де К1 − поправочний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
в середовищі яких прокладено кабель; К1 = 1,04;
К2 − поправочний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів,
прокладених паралельно; К2 = 0,87
Ідоп − тривалий допустимий струм на 1 кабель в нормальних умовах, А.
Підставивши у співвідношення (5.5) відповідні значення отримаємо:
48,490 1,04 0,87;
48,481,43.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом:
2 Iл Iт.д К1 К2 К3, (5.6)
де К3 − допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії; К3 = 1,25.
Підставивши у співвідношення (5.6) відповідні значення отримаємо:
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
2 48,490 1,04 0,87 1,25;
96,7 101,8.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше 5% від Uн, тобто має виконуватися умова
U 52,5. (5.7)
Величина втрати напруги в лінії ΔU (В) визначається за виразом
U 3 Іл L (r0 cos x0 sin), (5.8)
де r0, x0 – відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км; для
кабеля АСБГ(3×25) r0 = 0,047 Ом/км, x0 = 0,92 Ом/км.
Підставивши у формулу (5.8) відповідні значення, отримаємо величину
втрати напруги у лінії (В)
U 3 48,4 0,035 (0,047 0,77 0,92 0,64) 2,8 В.
Втрата напруги в лінії не перевищує допустиму, оскільки виконується
умова (5.7)
2,3 52,5.
Вибраний кабель повністю відповідає усім умова і режимам роботи.
Аналогічно виконуємо перевірку інших живлячих кабельних ліній.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проектування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань [13]:
– виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
– вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
– зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з’єднань СЕП;
– координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
– оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
– проектування заземлювальних пристроїв;
– визначення впливу струмів КЗ на лінії зв’язку;
– вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
– аналіз аварій в електроустановках;
– проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій
же послідовності.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок ведемо згідно з [15] – ДСТУ IEC/TR 60909-4:2008. «Струми
короткого замикання в трифазних системах змінного струму», що встановлює
загальну методику розрахунку струмів короткого замикання в мережах вище
1000 В. Згідно з цим стандартом параметри елементів схем заміщення можуть
бути визначені в іменованих одиницях (додаток 1 вказаного стандарту), або у
відносних одиницях з приведенням значень параметрів розрахункових схем до
вибраних базисних умов (додаток 1 вказаного стандарту).
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов. За базисні умови
приймаємо:
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
х с
К1 х л
Rл
К1
х т р
Rт р
х а в т
Rа в т
К2 х ш
Rш
К2
х а в т 1 х а в т 2
К3 К4 R а в т 1 R а в т 2
х я 1 х я 2
R я 1 R я 2
Т П 1 Т П 2 К3 К4
Т П 1 Т П 2
Рисунок 6.1 – Електрична схема та схАе м а заміщення для розрахунку
стSру к зм і в КЗ у високовольтній мережі
базисна потужність Sхб = 100 Мх ВА; с л А х т р 1 х т р 2
базисна напруга Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ;
базисний струм визначаємо за формулою:
S
I бб . х с 0 х3 л 0 А U х т р 1 0 х т р 2 0 б
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми U U: к 0 C
– довжина повітряної лінії lПЛ .
Відповідно отримаємо:
100 Ли с т
базисний струм І ступеня: Iб1 0,5 кА;
Из м . Л и с т № д о к у м . По д п . Д а т а 3 115
Ко п и р о в а л 1 0 0 Фо р м а т A4
базисний струм ІІ ступеня: Iб2 5,5 кА.
3 10,5
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
Ин в . № п о д л . По д п . и д а т а Вз а м . и н в . № И н в . № д у б л . По д п . и д а т а
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях.
Реактивний опір системи хс (в.о.) визначаємо за формулою
S
x б , (6.1) c
Sкз
де Sкз потужність, яку видає генератор в мережу при короткому замиканні,
МВА (Sкз = 2195 МВА – за умовою).
Підставивши у формулу (6.1) відповідні значення, отримаємо опір
електричної системи (в.о.)
100
хc 0,046.
2195
Активний Rпл (в.о.) та реактивний хпл (в.о.) опір повітряної лінії 110 кВ
визначаємо за виразами:
S
R r l бпл 0пл л ; (6.2)
U 2б1
S
хпл х
б
0пл lл , (6.3)
U 2б1
де r0пл, x0пл − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0пл = 0,329 Ом/км, х0пл = 0,195 Ом/км; lл − довжина
лінії, км (lл = 69 км ).
Підставивши у формули (6.2) та (6.3) відповідні значення, отримаємо
активний та індуктивний опір повітряної лінії 110 кВ
100
Rпл 0,329 69 0,17;
1152
100
хпл 0,195 69 0,1.
1152
Реактивний опір трансформатора ГПП хтр визначаємо за формулою
Uк Sхтp
б , (6.4)
100 Sн.mp
де Uк − напруга короткого замикання трансформатора, %; для трансформатора
ТМН – 2×6300/110 У1 Uк = 10,5%; Sн.тр − номінальна потужність
трансформатора – 6,3 МВА; фактичний коефіцієнт трансформації
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
U 115
n ном В 10,5 .
Uном Н 11
Підставивши у формулу (6.4) відповідні значення, отримаємо
реактивний опір трансформатора ГПП (в.о.)
10,5 100
хтp 1,67.
100 6,3
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій
же послідовності.
Розрахунки проводять методом точного зведення у іменованих або
відносних одиницях.
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання Кі
розраховується початкове значення Iп 0 періодичної складової струму КЗ,
ударний струм iу .
Розраховуючи ударний струм вважають [15] (у п. 6.2 – 6.3
використовуються позначення фізичних величин, прийнятих у цьому
нормативі):
1) ударний струм наступає через 0,01c після початку КЗ;
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t 0,01c
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
На практиці здебільшого визначають не повний струм КЗ, а тільки його
складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час вибору
параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є початкове
значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники й апарати,
необхідно знати початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм, значення періодичної та аперіодичної складових для заданого моменту
часу тощо.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К1 ІкзК1 (кА) за
виразом
I
IкзК1
б1 , (6.5)
ZК1
де ZК1 повний опір лінії від джерела живлення до точки К1, в.о.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
Величину цього опору визначаємо за формулою
2
ZК1 хc х
2
пл Rпл ;
2
ZК1 0,045 0,1 0,17
2 0,23 Ом.
Підставивши у формулу (6.5) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К1 (кА)
0,5
IкзК1 2,17 кА.
0,23
Ударний струм в точці К1 іудК1 (кА) визначаємо за виразом
іудК1 2 IкзК1 kудК1, (6.6)
де kудК1 − ударний коефіцієнт в точці К1; визначається за формулою
R
3,14 пл
х х
k c пл удК1 1 е ;
0,17
3,14
k 1 2,71 0,050,1удК1 1,4.
Підставивши у формулу (6.6) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К1
іудК1 2 2,17 1,4 4,28 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К2 ІкзК2 (кА) за
виразом
I
I б2кзК2 , (6.7)
ZК2
де ZК2 повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
2
Z х х х х (R R )2К2 с пл тр ш пл шл ;
2
ZК2 0,045 0,11,67 0,21 (0,17 0,21)
2 2,06 Ом.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
Підставивши у формулу (6.7) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К2
5,5
IкзК2 2,67.
2,06
Ударний струм в точці К2 іудК2 визначаємо за виразом
і 2 I k ; (6.8) удК2 кзК2 удК2
де kудК2 − ударний коефіцієнт в точці К2; визначається за формулою
R R
3,14 пл шл
х х
k 1 е с пл
хтрхш
удК2 ;
0,170,21
3,14
k 1 2,71 0,050,11,550,21удК2 1,68.
Підставивши у формулу (6.8) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К2
іудК2 2 2,67 1,68 6,32 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К3 ІкзК3 за виразом
I
I б2кзК3 , (6.9)
ZК3
де ZК3 повний опір лінії від джерела живлення до точки К3, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
ZК3 (Хс Хпл Хтр Хш Хавт Хш Хавт1 Х
2 2
л1) (Rпл Rш Rавт Rш Rавт1 Rл1) ;
ZК3 (0,045 0,11,67 0,21 0,13 0,21 0,17 0,082)
2
(0,17 0,21 0,41 0,211,1 0,0612)2 3,41.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К3
5,5
IкзК3 1,62 кА.
3,41
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
Ударний струм в точці К3 іудК3 визначаємо за виразом
і (6.10) удК3 2 IкзК3 kудК3;
де kудК3 − ударний коефіцієнт в точці К3; визначається за формулою
R R R R
3,14 пл ш авт ш
Rавт1Rл1
Х
k 1 е с
ХплХтрХшХавтХшХавт1Хл1
удК3 ;
0,170,210,410,211,10,0612
3,14
k 1 2,71 0,050,11,550,210,130,210,170,082удК3 1,09.
Далі підставимо у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К3
іудК3 2 1,62 1,09 2,48 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К4 ІкзК4 за виразом
I
IкзК4
б2 , (6.11)
ZК4
де ZК4 повний опір лінії від джерела живлення до точки К4, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
ZК4 (Хс Хпл Хтр Х
2
ш Хавт Хш Хавт2 Хл2) (Rпл Rш R
2
авт Rш Rавт2 Rл2) ;
ZК4 (0,045 0,11,67 0,21 0,13 0,21 0,17 0,082)
2
(0,17 0,21 0,41 0,211,1 0,0625)2 3,42.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К4
5,5
IкзК4 1,61 кА.
3,42
Ударний струм в точці К4 іудК4 визначаємо за виразом
іудК4 2 IкзК4 kудК4; (6.12)
де kудК4 − ударний коефіцієнт в точці К4; визначається за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
RплRшRавтRшR R3,14 авт 2 л 2
ХсХплХтрХшХk авт
ХшХавт 2Хл 2
удК4 1 е ;
0,170,210,410,211,10,0625
3,14
k 1 2,71 0,050,11,550,210,130,210,170,082 удК4 1,15.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К4
іудК4 2 1,611,15 2,47 кА.
Результати розрахунків заносимо до таблиціх 6 с. 1 .
К1
х л
Таблиця 6.1 − Струми короткого замикання в СЕП
Точка короткого R л
К1 К2 К1 K 3 К4
замикання х т р
R*к, в.о. 0,174 0,384 2,17 2,171
К2 Rт р х*к, в.о. 0,153 2,03 2,63 2,632
Z*к, в.о. 0,23 2,0х6 а в т 3,41 3,42
ІКЗ, кА 2,17 2,6R7 1,62 1,61 ав т
іуд, кА 4,28 6,32 2,48 2,47
х ш
6.3 Розрахунок струму однофазного короRтш к о го замикання в мережі
110 кВ К2
х а в т 1 х а в т 2
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у
відносних одинКи3 ц я х . Для роКз4 р а х ункової сRхе а вм т 1и ( рисунRок а в 6т 2 . 2 ), що містить точку
А однофазного короткого замикання, склхад а є мо схемху з аміщення (рисунок я1 я2
6.2), користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у [3, 4].
Для розрахунку струму однофазногRо я з 1 а м иканняR н я 2а землю приймаємо
електричнуТ П с 1 х е м у транТс П ф 2 о р матора 110/10 кВ і скКл3 а д а ємо схеКм4 у заміщення
(рисунок 1.4) зі струмом короткого замиканняТм П в1 т о чці А.Т П 1
S А кз
х с х л А х т р 1 х т р 2
Рисунок 6.2 − Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
х с 0 однхо лф 0 а А з н о гох тК р 1З 0 х т р 2 0
U к 0
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
Ли с т
Из м . Л и с т № д о к у м . По д п . Д а т а
Ко п и р о в а л Фо р м а т A4
Ин в . № п о д л . По д п . и д а т а Вз а м . и н в . № И н в . № д у б л . По д п . и д а т а
х с
К1
х л
R л
К1
х т р
К2 Rт р
х а в т
R а в т
х ш
Rш
К2
х а в т 1 х а в т 2
К3 К4 R а в т 1 R а в т 2
Розрахунок виконуємо у відносних бахзи яс 1 н и х одиницхях я 2. З а базисні умови
приймаємо: Rя 1 R я 2
базисна потужність Sб = 100 МВА;
Т Пб а1 з и с на напрТу Пг а2 U б1 = 115 кВ;
К3 К4
базисний струм визначаємо за формулоТю П 1 Т П 1
S
I бS б А . кз 3 Uб
Відповідно:
100
базисний струм Іх с ст у п еня: хIб л1 А х т р 1 0 ,5хк Ат р ; 2 3 115
На базі цих схем приводимо схему для визначення опору нульової
послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у відносних одиницях.
х с 0 х л 0 А х т р 1 0 х т р 2 0
U к 0
Рисунок 6.3 − Схема заміщення для розрахунку опору нульової
послідовності Ли с т
Из м . Л и с т № Ід но кд у у м к . т и вПно и д пй . оД па ті ра н ульової послідовності повітряної лінії х0 (в.о.)
визначаємо через опір лінії прКяо м п и о рї о п в ао лс л ід овності з врахуваннямФ ко ро м е а ф т і ц і є Aн4 т а n ,
величина якого залежить від конструктивного виконання лінії за формулою
х0 n хпл; (6.13)
де n − коефіцієнт в залежності від типу монтажу лінії, для одноланцюгової
лінії зі сталевими тросами n = 3.
Підставивши у формулу (6.13) відповідні значення, отримаємо
індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії (в.о.)
х0 30,103 0,309.
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від
схеми з’єднання обмоток трансформатора − при схемі з’єднання зірка з
нульовим виводом − трикутник (рисунок 6.3) мають такі ж значення, як і
прямої послідовності.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
Ин в . № п о д л . По д п . и д а т а Вз а м . и н в . № И н в . № д у б л . По д п . и д а т а
(1)
Потужність однофазного короткого замикання Sк (кВА) на шинах 110
кВ районної підстанції визначаємо через потужність трифазного КЗ за
формулою
S(1) k S(3); (6.14) к к
де k − коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 k 1,5, при КЗ у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ГПП), приймаємо k = 1,5.
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо
потужність однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ районної
підстанції (кВА)
S(1)к 1,5 2195 3292,5 кВА.
(1)
Струм однофазного КЗ Ік (кА) на шинах районної підстанції
визначаємо за виразом
(1)
I(1)
S
к
к , (6.14)
3 U1
де U1 − номінальна напруга на шинах заводської підстанції, кВ; U1 =110 кВ.
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ заводської підстанції
(1) 3292,5Iк 17,2 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи хco (в.о.) визначаємо з виразу
І(1)к 3 1 , (6.15)
Іб хс1 хс2 хсо
де хс1, хс2 − відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, в.о. Ці
опори визначаються з виразу хс1 хс2 хс , ( хс 0,045 – визначається раніше).
З виразу (6.15) знаходимо хсо (в.о.)
3 1 І
х бс0 хс1 хс2;
Ік
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
3 15,5
хс0 0,045 0,045 1,02.
17,2
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо сумарний опір схеми нульової
послідовності х0 (в.о.) для однофазного струму КЗ як паралельне з'єднання
двох віток
(хс0 хл0)(хтр10 хтр20)
х0 ;
(хс0 хл0) (хтр10 хтр20)
(1,02 0,309)(1,66 1,66)
х0 0,81.
(1,02 0,309) (1,661,66)
(1)
Струм однофазного КЗ ІкзА (кА) у віддаленій точці А визначаємо за
виразом
3 1 І
І(1) бкзА , (6.16)
хрез1 хрез2 х0
де хрез1 = хрез2 = хс1 + хл1 = 0,045 + 0,103 = 0,148.
Підставивши у формулу (6.16) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання у точці А
(1) 3 15,5ІкзА 14,9 кА.
0,148 0,148 0,81
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ.
ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Вибір типу, потужності та інших параметрів головної понижуючої
підстанції (ГПП), а також її місцезнаходження повинні обумовлюватися
значеннями і характером навантаження та розміщенням їх на генеральному
плану підприємства. При цьому повинні ураховуватися також архітектурно-
будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення технологічного обладнання,
умови навколишнього середовища, вимоги вибухо-пожежної та екологічної
безпеки. Схеми електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним вимогам:
– забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
– ураховувати перспективу розвитку;
– допускати можливість поетапного розширення;
– широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
– забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства та розмноження виводів для окремих груп споживачів.
ГПП бувають двох видів: тупикові та прохідні. Тупикові підстанції
передбачають дві незалежні лінії до кожного з трансформаторів від джерела
живлення (районної підстанції). Прохідні підстанції являють собою
підключення двох трансформаторів в розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина та розподільний пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму та
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники. Використання
замість високовольтних вимикачів струмовідокремлювачів та
короткозамикачів небажано в зв’язку з їх нестійкою роботою в зимовий
період. Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами та високовольтним вимикачем.
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими та
триобмотковими з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
трансформатори потужністю 25, 40 і 63 МВА виконуються з розщепленою
вторинною обмоткою. Для трансформатора потужністю 25 МВА виводи
вторинних обмоток в більшості випадків перемикають. Для аналогічних
перемикань в трансформаторах 40 і 63 МВА необхідне економічне
обґрунтування.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
Для підстанцій середніх та крупних підприємств основними
параметрами, що визначають конструктивне виконання елементів і побудову
високовольтної лінії напругою 35-220 кВ є: сполучення номінальних напруг,
кількості та потужності трансформаторів, схеми приєднання до мережі вищого
рівня та компенсація реактивної потужності.
Для обґрунтування вибору напруги зовнішньої мережі нашого
підприємства, ми скористаємося рекомендаціями, завдяки яким напруги
вибирають не на основі конкретного техніко-економічного розрахунку, а на
базі заздалегідь виконаного техніко-економічного аналізу приведених витрат
на зовнішнє електропостачання підприємств даного типу. У цьому випадку ми
не враховуємо деякі приватні чи місцеві фактори, однак виконання не
прив’язаних до конкретних умов рекомендацій забезпечує більш
перспективний розвиток електропостачання промислового району в цілому.
В основу техніко-економічних розрахунків покладені дві принципові
схеми електропостачання промислового підприємства:
− від районної підстанції без проміжної трансформації з урахуванням
наявності на районній понижуючої підстанції (РПС) вільної потужності на
порівнюваних напругах;
− від РПС з установкою на ній трансформаторів чи
автотрансформаторів. При цьому враховуються частка витрат і вартість утрат
за коефіцієнтом, що визначається як відношення
Sр
4, (7.1)
Sп
де Sр – потужність трансформаторів на РПС, МВА; в нашому енергетичному
регіоні використовують автотрансформатори типу АТДЦТН-200000/220/110, з
потужністю первинної обмотки Sном(ВН) = 200 МВА, а вторинної обмотки
Sном(НН) = 100 МВА; Sп – потужність трансформаторів на головній
понижуючій підстанції промислового підприємства, МВА.
Відповідно умова (7.1) буде виконуватися
100
7,9 4.
12,6
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені стандартом напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ
за винятком 150 кВ, застосування якої обмежене. При цьому на вартість
будівництва ліній електропередачі в умовах міської та промислової забудови
введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для ПЛ 35110 кВ і 1,62 для ПЛ
220330 кВ.
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань [8].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам.
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні апарати
РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по максимальному
струму і номінальній напрузі і перевіряються на електродинамічну і термічну
стійкість до струмів КЗ. Результати вибору зводяться в таблицю 7.1 та 7.2.
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Каталожні дані вимикача Умови
Розрахункові дані
ВГТ-110-40/2500 У1 вибору
Uн = 110 кВ Uном = 110 кВ Uн Uном
Іmах = 35,4 А Іном = 2500 А Іmax Іном
Iуд = 4,28 кА Iм.м.ск. = 67 кА іуд Ім.м.ск
In.t = 2,17 кА Iвідкл. = 40 кА Іn.t Івідкл
В І 2 2к t tф 4,28 0,05 0,92 В І
2
к m tm 67
2 0,05 224,4 В І 2к Т tT
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача на
проміжку часу tm, кА;
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ;
Івідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА;
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
Таблиця 7.2 − Вибір роз’єднувача
Каталожні дані роз’єднувача Умови вибору
Розрахункові дані
РДЗ-2-110Б/1000 У1
Uн = 110 кВ Uном =110 кВ U н Uном
Іmах = 35,4 А Іном = 1000 А Іmax Іном
Iуд = 4,28 кА Iм.м.ск. = 80 кА іуд І м.м.ск
Int = 2,17 кА Iвідкл. = 31,5 кА І n.t Івідкл
Апаратура вважається правильно вибраною, якщо каталожні дані
більше (дорівнюють) розрахунковим.
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу
ВН, ВНП та інші сучасні.
Результати вибору ввідного вимикача зводимо в таблицю 7.3, а
секційного вимикача – в таблицю 7.4.
Таблиця 7.3 − Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Каталожні дані вимикача
Розрахункові дані
ВБ4-П-10/1250
Uн = 10 кВ Uн = 10 кВ
Іmах(ввід) = 353 А Ін = 1250 А
Iуд = 6,32 кА Iм.м.ск. = 31,5 кА
Int = 2,67 кА Iвідкл. = 31,5 кА
Вк І
2
t tф 6,32
2 0,12 4,79 В І 2к m tm 31,5
2 0,12 109
де Імах(ввід) − розрахунковий струм ввідного вимикача, А.
Розрахунковий струм ввідного вимикача Імах(ввід) визначаємо за виразом
Sрозр
Imax(ввід) ;
3 10,5
6317,8
Imax(ввід) 347 А.
3 10,5
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
Таблиця 7.4 − Вибір секційного вимикача 10 кВ
Каталожні дані вимикача
Розрахункові дані
ВБ4-П-10/630
Uн = 10 кВ Uн = 10 кВ
Іmах(секційний) = 177 А Ін = 630 А
Iуд = 6,32 кА Iм.м.ск. = 20 кА
Int = 2,67 кА Iвідкл. = 20 кА
Вк І
2 2 2 2
t tф 6,32 0,12 4,79 Вк Іm tm 20 0,12 48
де Іmax(секційний) − розрахунковий струм секційного вимикача, А.
Апаратура вважається правильно вибраною, якщо каталожні дані
більше (дорівнюють) розрахунковим.
Розрахунковий струм секційного вимикача Імах(секційний) (А) визначаємо за
формулою
0,5 Sрозр 0,5 6317,8
Imax(секційний) ; I max(секційний) 173,7 А.
3 10,5 3 10,5
Плавкі запобіжники (при їх наявності) напругою вище 1000 В
вибирають за конструктивним виконанням, номінальною напругою та
струмом, граничному струму відключення та потужності, роду установки.
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (пункти 1.6.6 – 1.6.8), вибирають
за номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряють на термічну
стійкість при короткому замиканні. Попередньо обираємо трансформатор
струму напругою 10 кВ типу ТОЛ-10 (800/5).
Результати вибору трансформатора струму, що розташований у
ввідному колі приведено в таблиці 7.5.
Таблиця 7.5 − Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Каталожні дані трансформатора
Розрахункові дані
струму ТОЛ-10 (800/5)
Uн = 10 кВ Uн = 10 кВ
Іmах = 353 А Ін = 800 А
Iуд = 6,32 кА Iд = 14,8 кА
Вк І
2
t tф 6,32
2 0,12 4,79 В 2 2 к Іm tm 14,8 0,12 26,2
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
Номінальний струм вторинної обмотки трансформатора складає І2н=5А,
допустима потужність вторинної обмотки при соsφ =0,8 та класі точності 0,5
складає S2н = 15 ВА.
Вибраний трансформатор струму перевіряємо на відповідність своєму
класу точності. Для цього має виконуватися умова
r r r , (7.2) пров.ф прил н
де rпров.ф фактичний опір з’єднувальних проводів, Ом;
rприл сумарний опір приєднаних до трансформатора приладів, Ом.
rн опір вторинної обмотки трансформатора струму, Ом; rн = 0,6 Ом.
Сумарний опір приєднаних приладів rприл (Ом) визначаємо за виразом
Sприл
rприл , (7.3)
I 22н
де Sприл − сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та
реактивної енергії, інші прилади), ВА; Sприл = 7 ВА.
Підставивши у формулу (7.3) відповідні значення, отримаємо сумарний
опір приєднаних приладів (Ом)
14
rприл 0,28.
52
Сумарний опір з’єднувальних проводів rпров (Ом) визначаємо за виразом
S2н I
2
2н(rприл rк )
r , (7.4) пров
I 22н
де rк опір контактів, Ом; rк = 0,1 Ом.
Підставивши у формулу (7.4) відповідні значення, отримаємо сумарний
опір з’єднувальних проводів (Ом)
1552 (0,28 0,1)
rпров 0,22.
52
2
Визначаємо переріз з’єднувальних проводів Fпров (мм )
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
lP Fпров , (7.5)
rпров
де lпров розрахункова довжина проводів при з’єднанні в зірку, м; 1р = lпров = 25
м;
2
ρ питомий опір матеріалу провідника, Ом·мм /м; для алюмінієвих
2
провідників ρ = 0,02 Ом·мм /м.
Підставивши у формулу (7.5) відповідні значення, отримаємо переріз
2
з’єднувальних проводів (мм )
25 0,02
Fпров 2,27 мм
2.
0,22
2
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу F = 2,5 мм .
Визначаємо фактичний опір з’єднувальних проводів rпров.ф (Ом)
l
r P
пров ;
F
25 0,02
rпров 0,2.
2,5
Підставивши у вираз (7.2) відповідні значення, отримаємо
0,2 0,28 0,6; 0,46 0,6.
Оскільки умова виконується, то обраний трансформатор струму
забезпечить допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір трансформаторів напруги в мережі 10 кВ виконуємо згідно ПУЕ
(пункт 1.6.9). Для цього виконуємо розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора. Розрахунок виконаємо в таблиці 7.6.
Згідно з розрахунковим навантаженням трансформатора, що дорівнює
Sф = 472 ВА, вибираємо трансформатор напруги типу НТМИ-10-66 УЗ
потужністю Sн = 500 ВА. Оскільки номінальна потужність трансформатора
більша розрахункової потужності навантаження, то трансформатор буде
працювати в класі точності 0,5 з допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання визначаємо за формулою
Таблиця 7.6 − Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
споживається
Прилад Тип
S,
Р, Вт Q, вар
ВА
Вольтметр Э-335 2,0 1 1 0 1 2,0 − 2,0
Лічильник
0,92
активної СА-И670М 2,5 3 0,38 1 7,5 18,2 19,7
5
енергії (ввід)
Лічильник
0,92
реактивної СР-И676 2,5 3 0,38 1 7,5 18,2 19,7
5
енергії (ввід)
Лічильник
Активної 0,92 216,
СА-И670М 2,5 3 0,38 11 82,5 200,2
енергії 5 7
(лінії 10 кВ)
Лічильник
реактивної 0,92 216,
СР-И676 2,5 3 0,38 11 82,5 200,2
енергії 5 7
(лінії 10 кВ)
Всього 180 436,8 472,
8
Величину мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
2
струмів короткого замикання Fmin (мм ), згідно ПУЕ (пункти 1.4.16 − 1.4.18,
[1]), визначаємо за формулою
Іt tф
F , (7.6) min
С
де Іt=∞ − КЗ, що діє на ділянці лінії, А;
tф – фіктивний час дії струмів КЗ, с;
С – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А с / мм2 . Для кабелю з
паперовою ізоляцією жил С = 83 А с / мм2 .
Фіктивний час дії струмів КЗ tф (с) визначаємо за приблизним виразом
tф tзах tвідкл , (7.7)
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
Споживана
потужність однієї
котушки, Вт
Кількість
котушок, шт
cosφ
sinφ
Число
приладів, шт
де tзах − тривалість дії захисту, с;
tвідкл − тривалість дії відключаючої апаратури, с.
Підставивши у формулу (7.7) відповідні значення, отримаємо фіктивний
час дії струмів КЗ (с)
t ф 0,08 0,12 0,2.
Визначимо для прикладу мінімальний переріз кабелю з умови термічної
стійкості для лінії ГПП – ТП2.
Підставивши у формулу (7.6) відповідні значення, отримаємо
2
мінімальний переріз кабелю з умови термічної стійкості (мм )
2480 0,2
Fmin 13,4 мм
2.
83
2
Лінія ГПП – ТП1 виконана кабелем перерізом F = 35 мм . Цей переріз
більший за допустимий, тому він повністю задовольняє умовам термічної
стійкості під час дії ударних струмів КЗ.
Аналогічно виконуємо перевірку інших високовольтних кабелів, що
використовується для розподілу електричної енергії по території заводу.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1кВ,
з якої найбільш поширена − напруга 380В.
Вибір схеми і конструктивне виконання цехової мережі залежить від
таких факторів, як вимоги до надійності електропостачання і резервування,
режими роботи електроприймачів, розміщення їх по території цеху,
номінальний струм та напруги. Суттєве значення має мікроклімат виробничих
приміщень. Класифікація приміщень приведена в гл. 1.1 ПУЕ [1].
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняють за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: виконані оголеними
проводами і шинами ( повітряні лінії і струмопроводи) і виконані кабелями і
ізольованими проводами (електропроводки).
Повітряні лінії напругою до 1000 В застосовують для розподілу
електроенергії по економічним міркуванням, зручності експлуатації і т.ін. На
промислових підприємствах повітряні лінії знаходять обмежене застосування;
для живлення окремих споживачів невеликої потужності і в якості мереж
зовнішнього освітлення.
Кабельні лінії – найбільш поширені елементи цехової електричної
мережі.
У цеховій мережі використовуються шино проводи різного призначення
та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами.
Радіальна схема конструктивно виконується по чотирьохступінчатому
принципу (рис. 8.1), а саме: енергія від розподільчого пристрою 0,4 кВ через
живлячі кабелі типу АВВГ і ААШв передається до розподільчих щитів типу
ПР11. Мережа від розподільчих щитів виконується проводом АПВ, який
прокладено в трубах, чи кабелем АВВГ, який прокладено на кабельних
конструкціях. В якості захисних апаратів застосовуються автоматичні
вимикачі з комбінованим розчіплювачем: тепловий розчіплював виконує
захист мережі від перевантажень електромагнітний – від струмів К.З. Умови
прокладання живлячих провідників регламентуються ПВЕ розд. 2.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька переваг
перед магістральною: високу і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеки і надійність роботи. При коротких замиканнях припиняють роботу
один або декілька електроприймачів, підключених до ушкодженої лінії, решта
продовжують роботу.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодження на
шинах ТП, що мало ймовірно внаслідок достатньої надійності конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів, яке пов’язане зі зміною технологічного процесу.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Магістральні схеми розподілу електричної енергії (рис. 4.2)
забезпечують споживачам під’єднання до любої точки магістралі. Магістралі
можуть поєднуватись до РЩ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовується шинопроводи, кабелі і проводи.
Як правило, у чистому вигляді радіальні або магістральні схеми
застосовуються рідко, зазвичай, на практиці більше розповсюджені змішані
схеми.
До переваги магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна , так як при зникненні
напруги на магістралі всі під’єднані до неї споживачів втрачають
живлення. Застосування шинопроводів призводе до збільшення витрат
провідникового матеріалу. В залежності від характеру підприємства,
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
розміщення електроспоживачів і умов навколишнього середовища силові
мережі можуть виконуватися по змішаній схемі розподілу енергії.
Рисунок 8.2 – Магістральна схема цехової електричної мережі
1 – магістральний шинопровід, 2 – розподільчий шинопровід, 3 -
електроприймачі
У цехах з декількома ТП для підвищення надійності електропостачання
магістральні мережі живляться від декількох підстанцій та секціонуються
нормально відключеними автоматичними вимикачами, що показано на
рисунку 8.3.
Рисунок 8.3 – Магістральна схема цехової електричної мережі з
резервуванням магістралей
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способу її виконання
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва,
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження, та
його розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та
конструкції цехової електромережі.
Враховуючи ступінь надійності електрозабезпечення відповідальних
споживачів а також характер роботи встановленого допоміжного обладнання
та конструктивні особливості приміщення, приймаємо радіальну схему
живлення споживачів цеху.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частин [7].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати
умови експлуатації освітлювальної установки.
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє
раціональному використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції,
знижує стомлення робітників, зменшує кількість аварій та випадків
травматизму.
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частини [4, 5].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає6 визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
Першим етапом проектування системи освітлення є його аналіз,
необхідний для повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому етапі
обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основі класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, що розрізняються в залежності від
розряду робіт, що виконуються, коректуються рівні освітленості, якісні
показники освітлювальних установок, до яких відноситься показник
засліпленості, пульсації освітлюваності, кольоропередача, нерівномірність
розподілу освітленості [7].
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні освітлювальної частини необхідно також врахувати
умови експлуатації освітлювальної установки.
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване,
коли до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильного вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлювального приміщення. Освітлення з
рівномірним розміщенням світильників застосовують, якщо у виробничих
приміщеннях виробниче устаткування розміщене рівномірно по всій площі з
однаковими умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне
освітлення. Якщо у приміщенні є робочі поверхні, що вимагають різних умов
освітлення, то для створення на них необхідної освітленості необхідно
світильники розміщувати локалізовано в залежності від розміщення робочих
поверхонь або виробничого устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачити в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням, у приміщеннях, де робочі місця
розміщені групами, зосереджені на окремих дільницях, а також у
приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються роботи різної точності,
що вимагають не однакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають
високого рівня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють
світильники загального освітлення при комбінованій системі, має становити
10 % від нормативної для комбінованого освітлення. Використання в
приміщенні тільки місцевого освітлення нормами заборонено.
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне, спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні
робочого освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале
порушення виробничого процесу, а також порушення роботи відповідних
об’єктів (водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости). Це освітлення
називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно має
створювати на робочих місцях не менше 5 % нормованого робочого
освітлення при системі загального освітлення, але не менше як 2 Лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Спеціальних вимог до якості освітлення не ставиться. Розряд і під
розряд зорової роботи ІІв+1, показник засліпленості Р=20, коефіцієнт
пульсації – Кп=20% [1, 7].
Приміщення закрите опалюване умови нормальні, відносна вологість
не вище 60%. Стіни пофарбовані світлою водно-дисперсною фарбою,
поштукатурені, перекриття білою фарбою. Виходячи з особливостей
будівельних конструкцій і умов середовища, визначаємо коефіцієнти відбиття
світла [1].
При розрахункові приймаємо наступні габаритні розміри цеху:
− висота H 6 м;
− довжина А 45 м;
− ширина В 25 м.
Для даного приміщення приймаємо згідно [5]:
− коефіцієнт відбиття від стелі п 30%;
− коефіцієнт відбиття від стін с 10%;
− коефіцієнт відбиття від робочої поверхні р.п 10%;
− розряд зорової роботи — вищої точності.
Для роботи даного цеху з технологічними установками та верстатами
визначаємо мінімальну освітленість загального освітленя Ен = 200 лк [7].
Проектом додатково передбачено аварійне освітлення, призначене для
евакуації працюючих та попередження подальшого розвитку аварії.
Так як процес виробництва не потребує високого рівня
кольоропередачі, то робоче освітлення в цеху виконано люмінесцентними
лампами низького тиску, зважаючи при цьому на їх переваги: спектр
випромінювання наближений до природного, лампи мають високу ефективну
віддачу – 75…90 лм/Вт, строк служби – 10 000 годин і більше. Для цього
вибираємо люмінесцентну лампу типу ЛБ, яка відповідає вимогам
освітленості і кольоропередачі для даного технологічного процесу.
По каталогах підбираємо світильник типу ЛСП 16 - 2×70 – 0,02 УХЛ 4
ІР 20, для якого КСС (крива сили світла) – ―Д‖ – косинусна (основний
світлорозподіл, кут відхилення напрямку світла від вісі симетрії світильника -
45˚).
Лампи вмикають в мережу за допомогою ПРА, працює в мережі
змінного струму. Тип ПРА – ІИ16/20–А–01–017 (ІУ16–545.251-82).
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
Спосіб кріплення – підвіска шинопроводу вздовж металевих ферм на
полосових підвісках. Висота підвішування 0,3м.
Розраховуємо відстань між рядами світильників
L = Hp .
Для цього визначаємо:
1) за довідниковими даними для вибраного типу світильника відносну
відстань між рядами світильника, з КСС світильника типу ―Д‖ Коефіцієнт
=1,4;
2) розрахункову висоту підвішування світильників
Нр = Н – hзв – hр.п.,
де
Н – загальна висота приміщення; hзв – висота звішування світильника;
hр.п. – висота робочої поверхні; Нр = 6 – 0,3 – 0,8 = 4,9 м;
L = 4,9 1,4 = 6,86 (м).
Відстань від крайнього ряду до стіни визначаємо залежно від
наявності робочих місць біля стіни
l = 0,5 L
l = 0,5 6,86 = 3,43 м.
Визначаємо кількість рядів світильників у приміщенні
Nрядів=А/L,
Nрядів=45/6,86 =6,6,
округлюємо до 6 рядів
Оскільки число рядів не є цілим числом, то уточнюємо величину L
L = 7 м.
Розраховуємо індекс приміщення
і = (А×В)/(Нр×(А+В)),
і = (45×25)/(4,9× (45+25)) = 3,28.
Визначаємо коефіцієнт використання світлового потоку по
довідниковим даним [7], враховуючи, що і = 3,28
η = 74,7%.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
Рисунок 8.4 – Приклад розміщення світильників цеху:
hс – відстань від стелі до світильника, Lв – відстань між світильниками,
l – відстань від крайнього ряду до стіни, Lа – відстань між рядами
Визначаємо потужність освітлювальної установки методом коефіцієнту
використання світлового потоку. Розраховуємо світловий потік ряду
світильників – світної лінії
Фр=(Е×S×kз×z)/(η×Nрядів)
де z = 1.1 – коефіцієнт, що враховує нерівномірність освітлення
Фр= (300×45×25×1,5×1,1)/(0,747×6) = 124247 лм.
Світловий потік лампи ЛБ 80 складає Ф0 = 5220 лм
Розраховуємо кількість світильників в ряду (2 лампи)
N = Фр/Ф0 = 124247/(2×5220) ≈ 12. в ряду
Визначаємо загальну кількість світильників і встановлену потужність
освітлювальної установки:
N∑ = N ×рядів Nв ряду,
N∑ = 6×12 =72;
P∑ = P0 N∑ k ПРА,
P∑ = 140 72 1,1 = 12672 Вт = 11,08 кВт.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Джерелом електропостачання освітлювальної установки являється
загальна мережа цеху 380/220В з глухо заземленою нейтраллю.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
З метою управління освітленням та захисту її від струмів короткого
замикання і перевантаження встановлюються групові освітлювальні щити
робочого і аварійного освітлення.
Для цехів промислових підприємств найбільш доцільним являється
централізоване управління освітленням з елементами автоматизації.
В приміщенні проектом передбачити щит робочого освітлення і щит
аварійного освітлення.
Для зручності управління всі світильники поділяють на групи: кількість
груп – 6.
Групову освітлювальну проводку виконати кабельно-провідниковою
продукцією з мідною жилою. Мережу виконати кабелем ВВГ. В проекті
прийняти трипровідну схему підключення світильників. Номінальна напруга –
220 В.
Для зручності управління освітлення, для захисту установки від
струмів короткого замикання і перевантаження, в цеху передбачена установка
щита робочого робочого освітлення ЩРО серії УКРПРЭ-29АУ3,та щита
розподільчого аварійного освітлення серії УКРПРЭ-01АУ3.
При двотрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від
одного трансформатора, а друга від іншого. При аварійному відключенні
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
способом тобто від іншого трансформатора по відношенню до
трансформатора робочого освітлення.
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанції
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим
струмом навантаження
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
Переріз освітлювальної електропроводки вибирається за умовою
нагрівання і перевіряється на втрати напруги. Приймаємо кабелем ВВГ 3 1,5 і
перевіряємо на втрату напруги.
Розрахунковий струм в залежності від системи виконання мережі
визначається виразами:
− для однофазних двопровідних мереж 1ф N
P 3роз 10
Ipоз ;
Uф cos
– для двофазних двопровідних мереж 2ф N
P 3роз 10
Ipоз ;
2 Uф cos
− для трифазних чотирипровідних мереж 3ф N
P 3 3роз 10 Pроз 10
Ipоз ,
3 Uл cos 3 Uф cos
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності.
Визначаємо потужність групи світильників для нашого випадку:
Ргр = Р0 N св. в гр kПРА
Ргр = 160 12 1,1 = 2112 Вт,
де
Р0 – потужність світильника;
N св. в гр – кількість світильників в групі;
kПРА – втрати потужності в ПРА.
Розраховуємо струм групи світильників
Iр = Ргр/(UнСоsφ)
Iр = 2112/(220×0,92) = 10,4 А
де
сos φ =0, 92 − для люмінесцентних ламп.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
Групову освітлювальну мережу виконати кабелем з трьома мідними
жилами, який прокладено в повітрі − ВВГ 3 1,5; Іт.д= 19 А [1, 3, 12]
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги
Зниження напруги відносно номінальної пов’язано зі зменшенням
світлового потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на
робочих місцях.
Збільшення напруги відносно номінальної пов’язано з додатковою
витратою енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє
особливо важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до [7] напруга в найбільш віддалених лампах внутрішнього
освітлення промислових підприємств і суспільних будинків, а також
прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча
97,5 % Uном , а в найбільш віддалених лампах освітлення житлових будинків,
аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного світильниками – не нижча
95 % Uном . У мережах 12 – 42 В допускаються втрати напруги до 10 % Uном ,
якщо рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга в ламп не
повинна перевищувати 105 % Uном .
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % Uном , при інших лампах – не нижчою 88 % Uном .
Перевіряємо мережу на втрати напруги
11 2
ΔU = (2×10 ×М)/(γ×S×Uн ) ,
де
М – момент навантаження, кВт м;
γ – питомий опір матеріалу провідника, Ом м;
6
γ=50,6× 10 Ом× м (для міді)
2
S – переріз провідника, мм ;
Uн – номінальна напруга групи, В.
Розрахунок моменту навантаження групи:
Складаємо розрахункову схему групи (рис. 8.6):
Рисунок 8.6 – Розрахункова схема групи моменту навантаження
групи світильників
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
Отримаємо:
l1=56м;l2=l3=l4=l5=l6=1,8м;
l7+8=3,6м; l9=l10=l11=l12=1,8м;
М = [(160 1,8) + (160×2)×1,8 + (3 160) 1,8 + (4 160) 1,8 + (5 160) 3,6 +
(6 160) 1,8 + (7 160) 1,8 + (8 160) 1,8 + (9 160) 1,8 + (10 160) 1,8 +
(11 160) 56]×1,1 = 127,2 кВт м.
Зниження напруги по відношенню до номінального не повинно
перевищувати в найбільш віддалених ламп 2,5% для робочого освітлення
промислових приміщень.
Втрати напруги для робочого освітлення становлять
11 6 2
ΔU = (2×10 ×127,2)/(50,6×10 ×1,5×220 ) = 6,9 %.
Отримані втрати перевищують встановлені 2,5 %, тому збільшуємо
переріз струмоведучої жили у 2 рази.
11 6 2
ΔU = (2×10 ×127,2)/(50,6×10 ×4×220 ) = 2,49 %.
Умова виконується, тому приймаємо переріз провідника ВВГ 3×4
Іт.д.=35 А.
Для економії матеріалу переріз збільшуємо лише для 4-ої, 5-ої, 6-ої
груп, так як вони знаходяться на найбільшій відстані від щита робочого
освітлення.
Перевіряємо втрати 3-ої групи:
М= [(160 1,8) + (160×2)×1,8 + (3 160) 1,8 + (4 160) 1,8 + (5 160) 3,6 +
(6 160) 1,8 + (7 160) 1,8 + (8 160) 1,8 + (9 160) 1,8 + (10 160) 1,8 +
(11 160) 29,3]×1,1 = 75,7 кВт м;
11 6 2
ΔU = (2×10 ×75,7)/(50,6×10 ×1,5×220 )=2,6 %.
Умова не виконується, тому для груп 1,2,3 збільшуємо переріз
11 6 2
ΔU = (2×10 ×75,7)/(50,6×10 ×2,5×220 )=2,4 %.
Умова виконується, тому для груп 1,2,3 приймаємо переріз провідника
ВВГ 3×2,5; Іт.д.=25 А.
Перевіряємо мережу ремонтного освітлення на втрати напруги,
приймаючи при визначенні моменту навантаження максимальну потужність
трансформатора. При цьому враховуємо, що до світильника ремонтної
переноски підключається лампа розжарювання з Рн=60 Вт
М=60×59,6=3576 Вт× м=3,6 кВт×м;
11 6 2
ΔU = (2×10 ×3,6)/(50,6×10 ×4×42 )=2%.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
Встановлюємо додаткові ящики з понижуючими трансформаторами
типу ЯТП 0,25. При цьому живлення ящиків буде розраховане на 220 В, а сама
ремонтна переноска підключатиметься до ящиків з трансформаторами і буде
розрахована на 42 В.
Втрати напруги в мережі ремонтного освітлення не перевищують 2,5%.
Отже, для ремонтного освітлення приймаємо кабель ВВГ 3×4; Іт.д.= 35 А.
Оскільки висота приміщення – 6 м, то дозволяється виконати проводку
по стінах під скобу. Проводка до щитів робочого і аварійного освітлення
виконується в лотках кабельних.
Приймаємо відключаючий апарат на вводі до щита робочого освітлення
типу ВА5135, Ін = 25А.; В якості живлячого провідника приймаємо провід
ВВГ 5×4, Ітд = 35А.(таблиця ПУЭ 1.3.6).
Підбираємо по каталогах щит робочого освітлення типу УКРПРЕ-
29АУ3, та щит аварійного освітлення типу УКПРЕ- 01АУ3.
Вибираємо автоматичний вимикач для групи приймачів:
Розраховуємо уставку автоматичного вимикача на щиті для захисту
мережі від струмів короткого замикання і перенавантаження
Іуст 1,25×Ір =1,25×10,4 =13А
Іуст=16 А – приймаємо автоматичний вимикач серії ВА-60-26, часострумова
характеристика типу ―С‖, 1-полюсний, ІР23.
Вибираємо автоматичний вимикач для захисту світильників аварійного
освітлення. Визначаємо розрахунковий струм групи приймачів аварійного
освітлення:
Ргр = Р0 N св. в гр kПРА;
Ргр = 160 6 1,1 = 1056 Вт;
Iр = Ргр/(UнСоsφ);
Iр = 1056/(220×0,92) = 6 А;
Іуст≥1,25×6=7,5 А;
Іуст=10 А.
Приймаємо автоматичний вимикач серії ВА 60-26,1-полюс.
Переріз провідника, що живить групу світильників аварійного
освітлення, приймаємо ВВГ 3×2,5; Іт.д.=25 А.
Вибираємо вимикач для вводу в щит аварійного освітлення. Для
виконання умови селективності приймаємо уставку захисного апарату на
ступінь вище – АЕ2056; Іуст=16 А.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цеху
електричної мережі, номінальна напруга мережі, результати розрахунку
навантажень.
Для мереж наругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
Перевірці на економічну густину струму згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
− мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000-5000 год;
− відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
− збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і
закритих розподільчих установок всіх напруг;
− мережі тимчасових споруд а також пристрої з терміном служби 3-5
років;
− Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
− вибір по умовам теплового нагріву;
− по їх пропускній спроможності і умовам захисту;
− термічну стійкість до струмів короткого замикання;
− втрати напруги;
− механічна міцність
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
2
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S>35 мм і стальних
2
S>25 мм .
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової
мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз
провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних
режимів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і
коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
– номінальні потужності ЕП.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Вибір елементів схеми на стороні 10 кВ
Sн.т.р 630
Ip = = =36,4 А,
3 U 1,73 10
н
де Uн = 10 кВ; Sн.т.р – номінальна потужність силового трансформатора.
Вибираємо високовольтний запобіжник з умови U≥Uр
Iп.в. ≥2÷3 Iр
Iп.в. ≥2∙36,4=72,8 А.
Вибираємо ПКТ 103-10-80-20У3, для якого:
Uн=10 кВ; Uм=12 кВ; Iн=80 А; Iн відкл=20; m=9,2 кг.
Вибираємо вимикач навантаження з умов:
Iн.в. ≥ Iр,
Uн.в. . ≥ Uр.в.
Вибираємо камеру збірну односторонню КСО 306-04063 (Uн=10кВ,
Ін=630А), в яку вбудовано вимикач ВНПР 10/630-20Зп (Вимикач
навантаження автогазовий Iн.в.=630А, Uн.в.=10кВ) і запобіжник ПКТ 103-10-80-
20У3
Вибір перерізу живлячого провідника виконується з умови
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
Fмін= Iр/jе
де
2
jе= 1,4 А/мм .
Переріз кабелю приймається найближчий до стандартного, в залежності від
способу прокладання [1, 12] з умов:
Iт.д. ≥Iз × Кз; Iз= Iп.в;
Кз=1,2 для 10 кВ;
2
Fмін=36,4/1,4=26 мм ;
Iт.д. ≥80∙1,2;
Iт.д. ≥96 А.
Вибираємо кабель з алюмінієвими жилами, прокладений в повітрі
ААШВ 3×35, для якого − Iт.д=117 А, для якого умова буде виконана.
Вибір елементів схеми на стороні 0,4 кВ.
Визначаємо розрахунковий струм за формулою
S К
н.т.р з.т
І = ;
р
3 U
н
630 0,78
І = =710,1 А;
р
3 0,4
де Uн = 0,4 кВ; Кз.т = 0,78.
Обираємо вимикач типу ВА88-43 1000/1000, для якого Uн=0,4 кВ,
Ін=1000А.
Тип автоматичного вимикача приймається в залежності від типу шафи,
прийнятої проектом, з умов:
Ін.а.в Ін.тр ;
800 800;
Ін.т.р 1,25 Ір;
1000 1,25 710,1=887;
де Ін.тр – номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А.
Вибір перерізу шин проводимо з умов:
Iт.д. ≥ Iз × Кз;
де
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
Кз=1 − для мережі до 1 кВ;
Iз= Iн.т.р; Iт.д. ≥ 1∙1000 ; Iт.д. ≥ 1000.
Відповідно приймаємо шини [12]
Іном.шин І ; макс.роб
1,4Sн.тр 1,4630
Імакс.роб = = =1274,6 А.
3 Uвн 3 0,4
Вибираємо шини типу АД31Т розміром 100х6 та Ін=1475А.
Проводимо розрахунок для вибору секційного автоматичного вимикача,
який спрацьовує в аварійному режимі, при виході з ладу одного з силових
трансформаторів. В аварійному режимі споживачі III категорії від’єднуються
від шин трансформаторів. Навантаження споживачів II категорії, що
рівномірно під’єднані до кожної секції шин, становлять 0,5 Sм(II), кВА на
кожний трансформатор.
Вибираємо секційний автоматичний вимикач з умов:
Ін.(с.в) Ін.т.р(с.в);
800 800;
Ін.т.р(с.в) 1,25 Ір(с.в);
800 1,25 550,3 687,5;
де Ін.т.р.(с.е.) – номінальний струм секційного автоматичного вимикача
(каталожні дані), А.
Далі струм, який буде проходити через секційний автоматичний вимикач,
визначаємо із умови
0,5Sм(ІІ) 0,5723,6Iр.с.в= = =550,3А.
3 Uн 3 0,38
Приймаємо автоматичний вимикач ВА88-40 800/800, для якого Uн=0,4
кВ, Ін=800А.
Переріз провідника цехової мережі вибирається за розрахунковим
струмом таким чином, щоб провідники при струмах навантаження, які
відповідають роботі у тривалому режимі і умовам нормованої для них
температури середовища, не перегрівалися більше допустимих.
Вибір перерізу провідника здійснюється за таблицями глави 1.3 ПУЕ [1].
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу. При цьому повинна
виконуватись умова
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
Ірозр Ідоп ,
де Ідоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі і шині
для даного перерізу ПУЕ.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти по нагріву струмом після аварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться в таблицю.
Вибір розподільчих щитів проводиться в залежності від:
− кількості під’єднаних електроприймачів до щита (від 2 до 12
максимально);
− номінального струму автоматичних вимикачів, та струму теплових
розчіплювачів, які захищають під’єднані електроприймачі.
− сумарного струму споживачів, під’єднаних до щита , який
− визначається з умови
Ip Iн Kn ,
де Кп=0,3−0,7 для щитів в залежності від технологічної функції, яку
виконують споживачі [12], коефіцієнт, який залежить від технологічних
функцій, які виконують споживачі.
Для довготривалого режиму роботи струм визначається з умови
P
I = H ;
p , 3 U cos
H
де Рн − номінальна потужність кВт,
Uн = 0,38кВ.
Для електроприймачів, які працюють в повторно-короткочасному
режимі з умови
P ТВ 1
I = H ;
р , 3 U cos 0,875
H
де ТВ приймається у відносних одиницях
P
I = H1
p1 3 U cos
H 1
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
Таблиця 8.1 – Вибір струмовідних частин живлення ЕП цеху
Найменування Iр, Iдоп., Марка
обладнання А А
Автомат контролю якості обмотки 12 19 АВВГ 4×2,5
Камера сушки дифузорів 158,3 200 АВВГ 3×120+1×70
Прес металевих дифузорів 86,5 140 АВВГ 3×70+1×35
Токарний верстат 24,3 42 АВВГ 4×10
Пристрій для намагнічування 17,6 42 АВВГ 4×10
Свердлильний верстат 3,4 19 АВВГ 4×2,5
Електропідйомник 31 42 АВВГ 4×10
Збиральна установка діафрагм та
56,4 90 АВВГ 3×35+1×25
центруючих шайб
Агрегат для намотки звукових котушок 37 60 АВВГ 4×16
Збиральний автомат 32,6 60 АВВГ 4×16
Прес дифузоротримачів 58,6 90 АВВГ 3×35+1×25
Установка для виготовлення магнітних
47,8 75 АВВГ 3×25+1×16
систем
Фрезерний верстат 30,4 42 АВВГ 4×10
Вентилятор 7,6 19 АВВГ 4×2,5
Автомат контактного зварювання 87,5 140 АВВГ 3×70+1×35
ККУ 303 330 АВВГ 3×185+1×95
Щит робочого освітлення 20 35 ВВГ 5×4
Щит аварійного освітлення 10 35 ВВГ 5×4
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5
до 2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги у споживачів (рис. 8.7).
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U = δ×U = Eм - ΔU1 1 тр +Uм +ΔUсп 5 ,
де Ем – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆Uтр – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %
δU =Uцж (%)+Uт(%)-ΔU(%) ,
де ∆Uцж (%) – відхилення в центрі живлення;
∆Uт (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором;
∑∆U (%) – сума втрат напруги від джерела живлення до розрахункової
точки мережі.
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
Uн-ΔUт-ΔUл295%,
де ∆Uт, ∆Uл2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми.
Втрату напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до віддаленого
споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить споживача
від РП, так як його переріз менший, ніж переріз кабелю від шин ТП до РП.
Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але якщо
вони не перевищуватимуть норму, то реальні відхилення тим більш
задовольнятимуть норму.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються за формулою
ΔU = 3×Ірл×Lкл×r ×cosφ+ x ×sinφ . 0 0
Визначимо втрати напруги найбільш потужного електроприймача цеху –
2
печі опору, для якої Ір=158,3А, переріз живлячої лінії Л2 дорівнює 200 мм ,
питомий активний та індуктивний опір: r0=0,15 Ом/км, х0=0,06 Ом/км,
Lкл2=40м
ΔU (В) = 3×158,3×0,04×
л2 0,15×0,95+0,06×0,31=1,81В ;
1,81
ΔU (%) = 100% 0,5% .
л2 380
Знайдемо втрати напруги на цеховому трансформаторі
S
ΔU = мт ×Uа ×cosφ+ Uр ×sinφ , Sнт
де Sм – максимальне навантаження одного трансформатора
Sнт – номінальна потужність трансформатора
ΔР
U = кза ×100% − активна складова напруги КЗ; Sнт
Uр = u
2
кз -U
2
а − реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується ∆Ркз= 7600Вт;
Uк.з.=5,5%; Sтр=630кВА; сosφ=0,9; sinφ=0,433
1 723,6
Sм = Sтп = 361,8 кВА. 2 2
Розраховуємо активні і реактивні складові КЗ
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
7600
Uа = ×100% =1,21% ; 630000
U = 5,52 -1,212р 5,4% .
Втрати напруги ΔUT на цеховому трансформаторі складуть
631,8
ΔUТ = ×1,21×0,9 + 5,4×0,433 1,96% .
630
В результаті розрахованих даних отримаємо нерівність
100% + 5% − 1,96% − 0,5% = 102,54% >95%.
Таким чином відхилення напруги уздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» δUТ, яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» δUТ регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U2 U
2
1
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення δUТ, залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.2.
Таблиця 8.2 – Значення δUТ, залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5 10 10,8
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо.
РП встановлюється так, щоб ширина проходів обслуговування була не
менше 0,8м. Відстань від розподільчих щитів до електроустаткування повинні
бути не менше 1м.
Щит робочого освітлення встановлюємо ближче до дверей, всі інші
щити встановлюються в максимально можливій близькості до
електроспоживачів, з урахуванням центру навантажень.
Вибір перерізу живлячого РП кабелю здійснюється з умови
Іт.д ІЗ КЗ ,
де Іт.д. − приймаємо з таблиць ПУЕ (13.4.-1.3.31.) в залежності від провідника
та способу прокладки;
ІЗ=Ін.т.р; КЗ=1 − для мережі до 1 кВ.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 8.3
Таблиця 8.3 − Переріз живлячого кабеля РП
Позиція РП Тип РП Іт.д ІЗ КЗ Марка кабелю
РП1 ПР11-3053-54У3.1 340 320 АВВГ 2(3×95+1×50)
РП2 ПР11-3059-21У3 200 200 АВВГ 3×120+1×70
РП3 ПР11-3053-54У3.1 200 200 АВВГ 3×120+1×70
РП4 ПР11-3053-54У3.1 400 400 АВВГ2( 3×120+1×70)
РП5 ПР11-3067-21У3 340 320 АВВГ 2(3×95+1×50)
РП6 ПР11-3053-54У3.1 140 125 АВВГ 3×70+1×35
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок ведемо згідно з [15] – ДСТУ IEC/TR 60909-4:2008. «Струми
короткого замикання в трифазних системах змінного струму». Стандартом
встановлено методику розрахунків максимальних і мінімальних значень
струму при симетричних і не симетричних КЗ. Методика призначена для
розрахунку струмів КЗ, для вибору комутаційних апаратів, установок
релейного захисту і заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ. Величини, що
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
підлягають визначенню і допустимі погрішності їх розрахунку залежать від
вказаних вище цілей.
Розрахунку для вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
1) начальне значення періодичності складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент
часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюгу.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановкою напругою до 1 кВ
слід враховувати:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткого замкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з᾿єднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
1) максимально спрощувати і еквівалентувати всю зовнішню мережу по
відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні
джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо примикають до
місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних машин;
4)не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх сумарний
номінальний струм не перевищує 10% начального значення періодичної
складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги мережі,
на якій знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри
її елементів;
3) вибираємо метод розрахунку струмів КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5)оцінюємо одержані результати.
Відповідного до цільового призначення розрахунку встановлюємо
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в
яких може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких
замикань. До сукупності первинних характеристик розрахункових умов
входять: схема, вид струму Кз, а також точка (місце), вид і тривалість КЗ.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
Розрахункова схема електроустановки – це схема зєднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, бо
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід враховувати
передбачені для даної електроустановки умови її усталеної роботи і не
зважати на короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації (
наприклад, під час перемикань).
Розрахункова схема містить реальні елементи ( на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв’язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках
струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного контуру. При
цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес аналізується в
одній фазі. Для того, щоб була можливість застосування методів теорії
електричних кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у вигляді
електричного контуру. Для цього здійснюється перехід від розрахункової
схеми до схеми заміщення, суть якої – в заміні окремих елементів
електричними еквівалентами, з’єднаними у такій же послідовності.
Особливістю розрахунків струмів КЗ визначають на основі принципової
схеми. Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу
споживачів, обладнання та елементів мережі ( шини РУ, РП тощо), в яких
встановлюють апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела.Місце
КЗ в електроустановках напругою до 1кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Установлена
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати
незмінною. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що електроустановки
напругою до 1кВ промислових підприємств увімкнені до джерела
необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС
В електроустановках можуть виникати різноманітні види коротких
замикань, які зумовлені різними причинами. На основі схеми електричної
принципової складаємо розрахункову та схему заміщення, в якій кожний
елемент замінюється на відповідний опір. На схемі заміщення позначаються
точки, в яких ймовірне виникнення короткого замикання: К1, К2, К3 (рис. 8.8,
рис. 8.9).
Розрахунок опорів елементів мережі. На стороні 10 кВ розрахунок
струмів короткого замикання ведеться методом відносних одиниць: за базисну
напругу приймається U = U U =10,5кВб н , де н ; за базисну потужність
приймається Sб =100МВА , чи кратну 100, Sk = 32МВА , L = 3,8км .
Для трансформатора ТП маємо такі параметри: ∆Ркз= 7600Вт;
Uк.з.=5,5%; Sтр=630кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
Рисунок 8.8 − Розрахункова схема
Рисунок 8.9 − Схема заміщення
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів у міліомах,
приведений до ступеня низької напруги мережі розраховують за формулами:
Р U2
rт =
к НН 106 ;
S2нт
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
2
2 100P U
2
x к НН 4т = Uк - 10 ;
Sнт Sнт
де Sнт – номінальна потужність трансформатора, кВА;
Рк – втрати КЗ в трансформаторі, кВт;
UНН – номінальна напруга обмотки нижчої напруги трансформатора, кВ;
uк – напруга КЗ трансформатора, %
7,60,42
r = 106т 3,1 мОм ; 6302
2
2 1007,6 0,4
2
xт = 5,5 -
4
10 15,1 мОм .
630 630
При наближеному обліку опорів контактів приймають: rк 0,1 мОм –
для контактних з’єднань кабелів; rк 0,01 мОм – для шинопроводів;
rк 1,0 мОм – для комутаційних апаратів.
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
При електропостачанні від енергосистеми через понижуючий
трансформатор початкове дійсне значення періодичної складової трифазного
струму КЗ Іпо без врахування підпитки від електродвигунів розраховують за
формулою
Uср.нн
Іпо = ; 2 2
3 r1 + x 1
де Uср.нн – середня номінальна напруга мережі, в якій відбулося коротке
замикання,В;
r1 ,x1 − сумарний активний і сумарний індуктивний опори прямої
послідовності
Визначаємо результуючий опір кола до визначеної точки короткого
замикання К1. При послідовному з'єднанні елементів
Z = Х 2 2
*р * рез
+ r ,
*рез
Оскільки, на стороні 10кВ активний опір незначний, то ним нехтують,
тоді отримаємо
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
Z = Х
*рК1 *р
= 3,355;
Х*р = Х*бс + Х*бл = 3,125 + 0,23 = 3,355;
S
б 100Х = = = 3,125 ,
*бс Sк.ш 32
де Х*бс − опір системи зведений до базисних умов;
Sб − базисна потужність МВА;
Sк.ш − потужність короткого замикання на шинах, МВА, (вихідні дані).
Відносний опір лінії
S 100
Х = Х0 ×l
б = 0,0675×3,8× = 0,23Ом,
*б.л U2ср 10,5
2
де Ucр = Uб =10,5 кВА;
l довжина лінії, км;
Х0 − опір 1 км лінії ом/км, довідникові дані, Х0 =0,0675мОм/м=0,0675
Ом/км [1]
Визначаємо величини струмів і потужності короткого замикання в точці
К1.
1. Визначаємо базисний струм короткого замикання
S 100
Іб =
б = = 5,5 кА.
3 U 1,73 10,5б
2. Визначаємо діюче значення струму короткого замикання
І(3)
І
= б
5,5
= =1,64 кА.
к(к1) Z 3,355
р(К1)
3. Визначаємо миттєве значення ударного струму короткого замикання
іу = Ку × 2×І
(3) =1,8× 2×1,64 = 4,17 кА,
к(к1)
де Ку =1,8- для мережі 10 кВ.
4. Визначаємо повний струм короткого замикання за перший період
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
Іу = (1-1,52)І
3 =1,25×1,64 = 2,05 кA.
к(к1)
5. Визначаємо потужність короткого замикання в точці К1
S = 3 U (3)к н Ік.з = 3 10,5 1,64 = 29,8 МВ А.
6. Визначаємо 2-х фазний струм короткого замикання
І (2) (3)к(к1) = 0,865 Ік(к1) = 0,865 1,64 =1,43 кА.
Визначаємо результуючий опір для точки К2.
Проводимо розрахунок на стороні 0,4 кВ. Розрахунок проводимо
методом іменованих одиниць. Складаємо схему заміщення. Визначаємо
результуючий опір для точки К2
Z 2рез (к2) (rтр rав1 rш ) (Хтр Хав1 Хш )
2
(0,0031 0,00041 0,0001)2 (0,014 0,00013 0,00013)2 0,023 Ом,
де Rш, Хш − опір шин [1].
Опір трансформатора визначаємо з умови
Uк% U
2
н 5,5 0,4
2
Zтр 0,014;
100 Sтр 100 0,63
де Uк% − напруга короткого замикання в %, Uк% 5,5, [1];
Sтр − номінальна потужність трансформатора, Sтр 0,63 МВА, [1];
Uн − лінійна напруга 0,4 кВ;
Р U2к.з н 7600 0,4
2
Rтр 0,0031 Ом;
S 2 2тр 630
де
Ркз − втрати короткого замикання, Ркз =7600Вт;
Sтр − потужність трансформатора, Sтр =630 кВА;
Х Z2 R2 0,0142 0,00312тр тр тр 0,014Ом ;
rав1, Хав1 − опір автоматичного вимикача (Ом) [1]:
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
Xа1 = 0,13мОм,rа1 = 0,41мОм.
Визначаємо струм і потужність короткого замикання в точці К2:
(3) Uн 0,4 (3)Iк (к2) 7,2 кА; Іу (1,4 2,1) І к(к2) 1,4 7,2 10,1 кА;
3 Zрез(к2) 3 0,032
S 3 U І(3)
2 (3)
кз н к(к2) 3 0,4 7,2 8,7 мВА; Ік(к2) 0,87 Ік(к2) 0,87 7,2 6,3кА.
Проводимо розрахунок струмів короткого замикання для точки К3:
Схема розрахункова та заміщення, має вигляд
Рисунок 8.10 – Розрахункова схема
Рисунок 8.11 – Схема заміщення
Тоді отримаємо
Z рез(кз) (rтр rав1 rш rав2 r 2 rав3 rав4 r
2
л3) (Хтр Хав1 Хш Хав2 Х 2 Хав3 Хав4 Х л3)
2
2
0,00310,000410,00010,000410,0003290,00110,00110,00521
0,03 Ом.
2
0,0130,000130,000130,000130,0000810,00050,0005 0,0001
Визначаємо струм і потужності в точці К3:
(3) 0,4 0,4Iк (к3) 6,42 кА ;
3 Zрез(к3) 3 0,03
(3)
І (1,42,1) І 1,4 6,42 8,988 кА ;
у к(к3)
Sкз 3 U
(3)
н ×Ік(к3) 3 0,4 6,42 4,44 мВА ;
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
І2к(к3) 0,87 І
(3)
к(к3) 0,87 6,42 5,59 кА .
4. Оскільки як мережа 0,4 кВ виконана з глухо заземленою нейтраллю,
то в ній можуть виникати однофазні замикання на землю. Визначаємо
однофазний струм короткого замикання в точці К3.
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Особливу увагу в мережах напругою до 1 кВ з глухо заземленою
нейтраллю належить приділяти розрахунку струму однофазного короткого
замикання.
Якщо електропостачання електроустановки напругою до 1 кВ
здійснюється від енергосистеми за допомогою понижуючого трансформатора,
розрахунок струму І(1)КЗ однофазного короткого замикання з достатньою
точністю можна здійснювати за наступною спрощеною формулою
Струм однофазного короткого замикання визначають за формулою:
U
ф
Ік.з = , А Zп +1/ 3 Zт
де UФ − фазна напруга мережі 0,4 кВ ( UФ = 220В),
1/ 3×Zтр − одна третя частина повного опору трифазного трансформатора,
зведеного до напруги 0,4кВ; 1/ 3ТР 1/ 30,3 Ом ;
Zп − опір петлі фаза-нуль, Zп =18,5 Ом / км
220
І1к.з = = 214А = 0,214кА 18,50,05+1/ 30,312
Таблиця 8.4 – Залежність повного опору трансформатора від потужності
ST, кВА 40 63 100 160 250 400 630 1000 1600
ZT, Ом 1,949 1,237 0,779 0,487 0,312 0,195 0,129 0,078 0,006
Результати розрахунків заносимо в таблицю 8.5.
Таблиця 8.5 – Значення струмів короткого замикання
Точки Z (3) І І (2) (1)р (к) І S к у к І к к.з.
короткого (Ом) (кА) (кА) (кА) (кА) мВА
замикання
К1 3,355 1,64 2,05 1,427 29,8
К2 0,03 7,2 10,1 6,3 8,7
К3 0,036 6,42 8,988 5,59 0,214 4,44
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Перевантаження є менш небезпечним і в ряді випадків допускається
відмовитись від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно глави ПУЕ 3.1 мають бути захищеними від перевантаження :
− мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
− освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і переносних
електроприймачів, а також у пожеже-небезпечних зонах;
− силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перенавантаження провідників;
− мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
Оскільки, мережа всередині приміщення виконана приховано (в
кабельних лотках підлоги цеху), та беручи до уваги те, що за технологічним
процесом у мережі не може виникати тривалих перенавантажень, то від
захисту від перенавантажень мережі цеху допускається відмовитись.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Місця встановлення та розташування апаратів захисту регламентуються
гл. 3.1 ПУЕ.
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях приєднання до
живильної лінії таких кіл керування, сигналізації та вимірювання, вимкнення
яких може спричинити небезпечні наслідки.
Як апарати захисту мають застосовуватись автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільш поширені досконалі
автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі
автоматичного вимикача необхідно орієнтуватись на тип ВА, які відповідають
ДСТУ 30-20-95.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, експлуатаційних
умов та вимог: селективності відключення, вимог до дистанційного керування,
індикації і т.д. При такому виборі необхідно користуватися технічною
документацією на конкретні апарати.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
Вимоги до вибору автоматичних вимикачів:
− номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
− відключаючи здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, який захищається;
− номінальний струм розчіплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, який
захищається
Іном.розч. Іроз
− автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок повільного
спрацювання розчіплювачів слід обирати по умові
Іном.розч (1,11,3)Іроз
Для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим
розчіплювачем достатньо виконання попередньої умови: при допустимих
короткочасних перевантаженнях елементу, що захищається, автоматичний
вимикач не повинен спрацьовувати, це досягається вибором уставки
миттєвого спрацювання електромагнітного розчіплювача з умови
Іном.роз.е (1,251,35)іп ,
де іп – пікове навантаження
Вибір автоматичного вимикача здійснюється (згідно величині струму
споживання під’єднаного до нього споживача, а також типу РП і марки
встановлених в ньому автоматів) з умов приведених в розрахункових
таблицях.
Таблиця 8.6 − Типи позиційних автоматичних вимикачів, що живлять ЕП
Назва І І I І 1,25 I Тип
електроспоживача н.а.в. н.т.р р н.т.р р автомата
Прес дифузоротримачів 250 80 58,6 80 1,2558,6 73,25 ВА51-35
Збиральна
установка діафрагм та 250 80 56,4 80 1,2556,4 70,5 ВА51-35
центруючи шайб
Свердлильний верстат 250 16 3,4 16 1,253,4 4,25 ВА51-35
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
Продовження таблиці 8.6
Електропідйомник 250 40 31 40 1,2531 38,8 ВА51-35
Збиральний автомат 250 50 32,6 50 1,2532,6 41 ВА51-35
Автомат контролю якості
250 16 12 16 1,2512 15 ВА51-35
обмотки
Камера сушки дифузорів 250 200 158 200 1,25158 197 ВА51-35
Установка для
виготовлення магнітних 250 63 47,8 631,2547,8 60 ВА51-35
систем
Агрегат для намотки
250 50 37 50 1,2537 46,25 ВА51-35
звукових котушок
Прес металевих дифузорів 250 125 86,5 1251,2586,5 108 ВА51-35
Автомат контактного
250 125 87 1251,2587,5 109 ВА51-35
зварювання
Токарний верстат 250 40 24,3 40 1,2524,3 30,4 ВА51-35
Автоматичний пристрій
250 40 30,7 40 1,2530,4 38 ВА51-35
для намагнічування
Фрезерний верстат 250 40 30,4 40 1,2530,4 38 ВА51-35
Вентилятор 250 16 7,6 16 1,257,6 10 ВА51-35
ЩРО 250 25 251,2520 25 1250 10 Ін.т. р ВА51-35
16 1,2510 12,5
ЩАО 250 16 1250 10 Ін.т. р ВА51-35
Конденсаторна 200 1,25143179
250 200 1250 10 Ін.т. р ВА51-35 установка
Таблиця 8.7 − Типи ввідних автоматичних вимикачів, що живлять РП
Номер
Тип
поз. Ін.а.в. Ін.т.р Ін.т.р 1,25Iр n Кп Ін.д.м.р (57)Ін автомата
РП
1250 3 58 7
1 400 320 3201,25(58,6356,43) 0,6 300 ВА 57-35
1200
1600 7 208
2 400 200 200 1,252360,6 177 ВА 57-35
1456
1280 7 170
3 400 200 200 1,252180,6 163 ВА 57-35
1190
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
116
Продовження таблиці 8.7
1000 7 128
4 400 400 400 1,254890,6 367 ВА 57-35
896
1280 7 174
5 400 320 320 1,253540,6 267 ВА 57-35
1218
6 400 125 1251,251540,4 115,5 10 Ін.т. р ВА 57-35
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Виконаємо дану перевірку згідно умови
Ксн×Ідоп Кзах×Ізах ,
Ін.е.р 1,25×Іп .
Проводимо розрахунок для ЕП, який має найбільший струм
навантаження – камери сушки дифузорів. Виконаємо дану перевірку згідно
умови
. .
1 200 > 0,22 800 = 176 А,
де Ксн – поправочний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалодопустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчіплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Оскільки, як піч опору не має пускового струму, то перевірка за
пусковим струмом не виконується.
Проводиться перевірка ліній, що живлять окремі споживачі.
Також перевіряється правильність захисту від струмів короткого
замикання, для чого порівнюється величина струму короткого замикання в
точці розташування автоматичного вимикача з величиною номінального
струму електромагнітного розчіплювача автоматичного вимикача, відношення
вказаних величин повинно бути не менше 1,5.
Розрахунок для інших споживачів проводиться аналогічно.
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього розрахунку необхідно знати:
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t tзах tвим ,
де tзах – час дії захисту; tзах = 0,08 с;
tвим – час вимикання апарату; tвим = 0,12 с;
t 0,08 0,12 0,2 с
2) усталене значення струму КЗ, І=6,42 кА (точка К3);
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр tпр(п) tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності t f / /прп (рисунок 8.4), де / / I/ / / I
tпр 0,02 0,0001 0,02 с.
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності
від для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
tпр(а) 0,005
/ / .
tпр(а) 0,005 0,02 0,0001.
При дійсному часі t 1c величину tпра не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
I tпр
Smin ,
С
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику після
і до КЗ, С=88 (для алюмінієвих шин).
6420 0,02
S 2min 10,31 мм .
88
2
Вибраний переріз кабелю S = 35 мм задовольняє умови термічної
стійкості.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги у споживачів (рис. 5.1).
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U = δ×U = E
1 1 Т
- ΔUТ +Uм +ΔUсп 5 ,
де ЕТ – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆UТ – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %.
−5% – припустиме усталене відхилення напруги згідно [13].
Величина UТ (%) знаходиться по формулі
S
UТ
max Ua cos Up sin ,
Sном Т
де Smax – максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора,
кВА;
Sном Т – номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 P
U КЗa – активна складова напруги КЗ трансформатора, %;
Sном Т
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
Uр U
2 U2КЗ a – реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %.
723,6 5,5 5,5
UТ 100 0,9 5,5
2 ( 100)2 0,43 3,3%.
630 630 630
Тоді
U1 Ет 3,32 2,5 0,56 5%,
U1 1,38% 5%,
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги
U2 Eт кзаван UТ Uм Uсп 5%,
де кзаван 0,3 – коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
5 % – припустиме усталене підвищення напруги згідно 2
U2 Ет 0,33,32 2,5 0,56 5%,
U2 Ет 1,19% 5%
U2 2,69% 5%
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
установок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування комплектних
установок дає значне спрощення будівельні частини електроустановок, так як
не потрібні складні перегородки для камер електричних апаратів,
трансформаторів та іншого обладнання.
Приміщення створюються простими у будівельному відношенні.
Повністю закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо
у виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
В даному проекті використовується двотрансформаторна КТП
однорядного типу − 2КТП 630-10/0,4У3. До складу КТП входять: пристрій
вводу з боку високої напруги (УВН); силовий трансформатор; розподільний
пристрій з боку нижчої напруги (РУНН). УВН виготовляється в виконанні
ШВВ-2Р − шафа з вимикачем навантаження типу ВНПР і запобіжниками ПКТ.
По конструкції. Вимикач ВНПР має пружинно-важільний привід, надійніше
пружинного приводу ВНП.
У КТП застосовуються трифазні двохобмоточні силові
трансформатори типів ТМЗ 630−10/0,4.
РУНН складається з набору шаф: шафи введення нижчої напруги −
ШНВ; шаф фідерних ліній − ШНЛ; шафи секційної – ШНС; зовнішньої шафи
сигналізації (за замовленням).
РУНН випускається транспортними блоками довжиною не більше 4 м.
Шкафи РУНН представляють собою металевий каркас, закритий з боків і
зверху металевими знімними листами. У КТП застосовуються два види
конструкції каркасів: збірна (каркас зібраний із спеціальних стійок) і зварена
(каркас зварений з металевих стійок, швелерів і куточків). Усередині каркаса
закріплені вимикачі, шини, апаратура, прилади та монтаж вторинної
комутації. Оперативне обслуговування шаф проводиться з фасаду, доступ до
ошиноки і кабельним прикріпленням здійснюється з заднього боку шафи. Для
зручності обслуговування і монтажу передбачені двері, що замикаються на
замки. Конструкція шаф РУНН зі стаціонарними вимикачами забезпечує
оперування приводами вимикачів при закритих дверях і неможливість
відкривання дверей без застосування інструменту. У шафах РУНН встановлені
автоматичні вимикачі: на вводі і секціонуванні − висувного виконання; на
відхідних лініях − стаціонарного або висувного виконання. Релейний
апаратура розміщена у верхніх відсіках шаф.
Шафи ШНВ забезпечують можливість підключення магістральних
шинопроводів (ШМА-16) без додаткових стикувальних вузлів. Для обліку
електричної енергії в КТП встановлені лічильники активної і реактивної (за
замовленням) енергії. Лічильники розміщені в шафі обліку (розміщеному на
стінці ШНВ).
У двотрансформаторних КТП передбачений автоматичний ввід резерву
(АВР), забезпечує відключення вимикача вводу НН і включення секційного
вимикача при: зникнення напруги на вводі або при зникненні напруги в одній
з фаз в залежності від виконання схеми. Крім того, АВР передбачається при
відключенні вимикача одного з вводів з якої-небудь причини (відключення
вбудованими в вимикач захистами, при помилковій роботі автоматики і т.д.).
Схема виконана із захистом від перевантаження.
У КТП передбачені наступні захисту:
− від багатофазних коротких замикань,
− від однофазних коротких замикань,
− від коротких замикань в колах керування і сигналізації,
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
− від коротких замикань в обмотках і висновках трансформаторів
потужністю до 1000 кВА включно високовольтними запобіжниками,
− відключення вступного вимикача РУНН з витримкою часу при
зникненні напруги,
− від перегріву обмоток сухих трансформаторів.
У КТП передбачена наступна сигналізація:
− АВР включений,
− положення ввідних і секційного вимикачів РУНН (для відхідних
автоматів на замовлення),
− аварійне відключення вступного та секційного вимикачів РУНН (для
відхідних автоматів на замовлення),
− перегріву обмоток сухого трансформатора,
− аварійного відключення одного з вводів в результаті перевищення
допустимої температури обмоток сухого трансформатора,
− аварійне відключення в результаті однофазного замикання на землю
на шинах РУНН,
− загальний сигнал відхилення нормального режиму роботи КТП.
Ввід високої напруги розміщений в спеціальному сталевому кожусі на
баку трансформатора. Прохідні ізолятори високої напруги входять всередину
кожуха з масляного бака. Усередині кожуха можуть бути розміщені дві кінцеві
закінцівки силових кабелів. Контактний пристрій допускає підключати дві
жили кабелів до кожної фази, що дозволяє з'єднувати кілька КТП ланцюжком
або в кільце.
На кришці бака трансформатора встановлені розширювальний бачок з
мастило-вказівником рівня і повітре-осушувачем і газовим реле, що діє на
сигнал чи відключення. Протилежна вузька сторона масляного бака
трансформатора з'єднана кожухом з блоком розподільного пристрою низької
напруги. Усередині кожуха розташовані виводи нижчої напруги
трансформатора, які з'єднані шинами з автоматичним повітряним вимикачем
(автоматом) введення нижчої напруги.
Будівельна частина підстанції складається з окремих об'ємних блоків,
виготовлених на заводі залізобетонних виробів. Всі необхідні отвори, а також
монтаж внутрішнього обладнання виконують на заводі. Для кріплення
електрообладнання в панелі закладають спеціальні металеві деталі. Окремі
елементи (панелі) з'єднуються між собою металевими зв'язками на зварюванні
або на болтах в об'ємні блоки. Заводи постачають приміщення для підстанції
цілком або складається з окремих об'ємних секцій, збираються на монтажі.
Об'ємні КТП забезпечені пристроями, що забезпечують їх вентиляцію,
опалення, освітлення і зв'язок. Крім того, в конструкції передбачені всі
приєднувальні елементи, необхідні для підведення зовнішніх комунікацій.
Для підстанцій, встановлюваних всередині виробничого корпусу,
виконують бетонну підготовку. Об'ємні елементи виготовляють із
залізобетону або металу. Залежно від числа і потужності трансформаторів,
кількості та типу шаф розподільних пристроїв високої та низької напруги
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
будівельна частина підстанцій може складатися з одного або декількох
об'ємних блоків, які є цілком закінченими елементами, що не вимагають будь-
якого доопрацювання на місці установки. Перевезення кожного блоку об'ємної
підстанції здійснюється окремо, їх габарити допускають транспортування по
залізних і автомобільних дорогах. Приймання під монтаж залізобетонних
об'ємних елементів, коли вони доставляються будівельниками для монтажу
електрообладнання безпосередньо на місце установки, полягає в перевірці
розташування закладних конструкцій, кабельного підпілля, маслозбірних ями,
якості обробки стель, стін, підлог і покрівлі. Необхідною умовою при
прийманні підстанцій, які з кількох елементів, є перевірка сопрягаемость
блоків і комплектність деталей для їх складання.
Крім показань приладів, про навантаження герметизованих трансформаторів
типів ТНЗ і ТМЗ судять по тиску всередині бака, яке при нормальній
навантаженні не повинно перевищувати 50 кПа за показання мановакумметра.
При тиску 60 кПа спрацьовує реле тиску, видавлюючи скляну діафрагму, тиск
при цьому знижується до нуля. Різке зниження внутрішнього тиску
відбувається і при втраті герметичності трансформатора. Якщо тиск впав до
нуля, перевіряють цілісність діафрагми. Якщо вона розбита, трансформатор
відключають, і з'ясовують причину, що призвела до спрацьовування реле
тиску, і за відсутності пошкодження (тобто реле спрацювало від
перевантаження) встановлюють нову діафрагму і включають трансформатор
під знижене навантаження. На герметизованих трансформаторах для
контролю температури у верхніх шарах масла встановлені термометричні
сигналізатори з дією на світловий або звуковий сигнал при перегріві.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розрахунок випрямної схеми для
блоку живлення оперативних кіл релейного захисту
Для живлення оперативних кіл пристроїв релейного захисту постійним
струмом неминуче прийдеться проектувати випрямну схему на
напівпровідникових вентилях. В такому випадку доцільно за основу взяти
випрямлячі однофазного зміного струму, що працюють в режимі
двохпівперіодного випрямлення і схеми з подвоєнням або помноженям
випрямленої напруги (рис. 3). Звичайно на виході таких випрямлячів
вмикаються зглажувальні фільтри, які починаються з конденсатора, що
визначає ємнісний характер навантаження випрямляча.
Рисунок 9.1 – Основні схеми однофазних двохнапівперіодних
випрямлячів: а – схема із середньою точкою; б – мостова схема;
в – схема з подвоєнням напруги.
Найбільш широке розповсюдження у випрямлячах знаходять
напівпровідникові вентилі – головним чином, кремнієві діоди. Вони
використовуються для отримання випрямлених напруг до 400 – 500 В при силі
струму до декількох ампер. Напівпровідникові вентилі по експлуатаційній
надійності і терміну служби значно перевищують всі інші типи вентелів.
Зручніш всього використовувати напівпровідникові вентилі в мостовій схемі
(рис. 3, б). Випрямляч, зібраний по цій схемі, забезпечує двохпівперіодне
випрямлення і володіє всими перевагами схеми із середньою точкою. Разом з
тим конструкція випрямляча спрощується, так як розміри і маса
трансформатора зменшується внаслідок кращого використання обмоток по
струму. Крім того, зворотна напруга на вентиль в мостовій схемі менше, чим в
схемі із середньою точкою.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
Необхідність використання в схемі чотирьох вентилів замість двох є
недоліком мостової схеми. Тому найбільш доцільно її використовувати з
напівпровідниковими діодами, що мають невеликі розміри і масу.
Для підвищення випрямленої напруги на навантаженні при заданій
напрузі на вторинній обмотці трансформатора або при відсутності силового
трансформатора з необхідним коефіціентом трансформації використовують
схеми випрямлення з подвоєням або помноженям напруги. Такі схеми
дозволяють отримати випрямлену напругу порядку 1000 В і вище.
Одна з найбільш розповсюджених схем з подвоєням напруги наведена
на рис. 3, в. Порівняльні властивості основних випрямних схем наведені
нижче.
Перевагами двохнапівперіодної із середньою точкою схеми
випрямлення є мінімальна (2 шт) кількість вентилів, низьке середне значення
струму вентилів, можливість установки однотипних напівпровідникових
вентилів на спільному радіаторі без ізоляції. Недоліки: необхідність в
трансформаторі, ускладнена конструкція трансформатора, погане
використання трансформатора по струму, висока зворотна напруга на
вентилях, підвищений зворотній опір, велика вірогідність появи пульсацій з
частотою мережі із-за несиметрії плеч. Сфера застосування (по напрузі,
струму і потужності) при використанні напівпровідникових вентилів:
випрямлена напруга U0 до 100 В, випрямлений струм I0 до 500 мА, потужність
на виході Р0 до 50 Вт.
Двохнапівперіодна мостова має такі переваги: низькі вихідний опір,
зворотна напруга на вентилях та середнє значення струму, простий
зглажувальний фільтр, добре використання трансформатора. Недоліки:
необхідність в чотирьох вентилях, підвищене вдвоє падіння напруги на
вентилях, неможливість встановити однотипні напівпровідникові вентилі на
одному радіаторі (без ізолюючих прокладок). Сфера застосування: U0 до 400
В, I0 до 1А, Р0 до 300 Вт.
Низькі вихідний опір, зворотна напруга на вентилях, мінімальна (2 шт)
кількість вентилів, добре використання трансформатора, можливість роботи
без трансформатора – переваги схеми з подвоєнням напруги. Недоліки:
підвищене середнє значення струму вентилів, неможливість встановити
однотипні напівпровідникові вентилі на спільній металічній основі без
ізолації, складний зглажувальний фільтр, низька частота пульсації на
конденсаторах фільтра, можливість появи пульсації з частотою мережі (на
зовнішніх зажимах конденсаторів фільтра) при не симетрії плеч. Сфера
застосування: U0 до 300...1000 В, I0 до 200 мА, Р0 до 50 Вт.
Порівнявши переваги і недоліки схем випрямлення ми обираємо
мостову схему.
Використовуючи довідник [1], визначаєм орієнтовні значення
параметрів вентеля Uзвор; Iпр.ср; Iпр; а також габаритну потужність
трансформатора Sтр.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
Для орієнтовного визначення цих параметрів слід задатися значеннями
допоміжних коефіціентів В і D, які для двохнапівперіодної схеми (із
середньою точкою) та мостової схеми В = 0,95...1,1; D = 2,1...2,2; а для схеми з
подвоєнням напруги В = 0,95...1,1; D = 2,05...2,1
U звор
1,41 B U звор 1,41 U0 B 1,41 90 1127 В;
U0
Iпр.ср
0,5 Iпр.ср I0 0,5 500 0,5 250 мА;
I0
(9.1)
Iпр
D Iпр I0 D 50,0 2,15 1075 мА;
I0
Sтр
0,707 B D Sтр 0,707 P0 B D 0,707 U0 I0 B D
P0
0,707 90 0,5 1 2,15 68,5 ВА.
Амплітуду зворотної напруги на вентилі визначаємо по максимальному
значенню випрямленої напруги:
U0 max U0 1 a max 00 1 0,06 95,5 В. (9.2)
Вибираємо тип вентиля таким чином, щоб виконувались умови:
Uзвор max > Uзвор; Iпр.ср max > Iпр.ср; Іпр < 1,75 Iпр.ср max.
Параметри вентилів (випрямних діодів, стовпів і діодних збірок) Uзвор max
і Iпр.ср max визначаються по довіднику [1]. Uзвор max = 200 В; Iпр.ср max = 10 А.
Вказані умови виконуються для вентеля типу – Д242А.
Знаходимо опір вентиля в прямому напрямку:
Uпр
rпр , (9.3)
Iпр.ср max
де
Uпр – спад напруги на вентилі в прямому напрямку, В. З довідника [1] ми
визначаємо, що Uпр = 1,0 В. Дане значення підставляємо у формулу:
1
rпр 0,1 Ом.
10
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
Визначаємо активний опір обмоток трансформатора
s f B
k c mr U0 4
U0 I0
rтр , (9.4)
I0 fc Bm
де
kr – коефіціент, що залежить від схеми випрямлення: для
двохнапівперіодної схеми із середньою точкою kr = 4,7; для мостової схеми kr
= 3,5; для схеми з подвоєнням напруги kr = 0,9;
s – число стержнів трансформатора, що тримають обмотки: для осердя
броньового (Ш-подібного) типу s = 1; стержньового (П-подібного) типу s = 2;
Bm – амплітуда магнітної індукції в магнітопроводі трансформатора, Тл
(отримуємо із графіка [1] залежності амплітуди магнітної індукції від
потужності трансформатора); при Sтр = 68,4 ВА отримуєм значення Bm =
= 1,27 Тл.
Отримані величини підставляємо у формулу для знаходження активного
опору обмоток трансформатора:
1 50 1,25
3,5 90 4
90 0,5
rтр 10,9 Ом .
0,5 50 1,25
Знаходимо індуктивність розсіювання обмоток трансформатора:
kL s UL 0s , (9.5)
2 s f Bp 1 I0 fc B
c m
m 4
U0 I0
де
kL – коефіціент, що залежить від схеми випрямлення: для
-3
двохнапівперіодної схеми із середньою точкою kL = 4,310 ; для мостової
-3 -3
схеми kL = 510 ; для схеми з подвоєнням напруги kL = 1,2510 ;
p – число секцій обмоток, що чередуються: якщо вторинна обмотка
намотується після первинної (або навпаки), p = 2; якщо первинна обмотка
намотується між половинами вторинної обмотки (або навпаки), p = 3.
5 10 3 1 90
L 0,011 Гн.
s
2 1 50 1,252 1 0,5 50 1,25 4
90 0,5
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
Визначаємо кут , що характеризує співвідношення між індуктивним та
активним опорами фази випрямляча
2 fc L arctg s
, (9.6)
r
де
r – активний опір фази випрямляча, Ом.
В загальному випадку активний опір матиме вигляд:
r rтр nв rпр , (9.10)
де
nв – кількість послідовно включених і одночосно працюючих вентилів:
для схеми із середньою точкою і схеми з подвоєнням напруги nв = 1; для
мостової схеми nв = 2.
r 10,94 2 0,111,14 Ом;
2 3,14 50 0,011
arctg 21 12'.
11,14
Далі знаходимо основний розрахунковий коефіцієнт:
I0 rA , (9.11)
m U0
де
m – число фаз випрямляча: для схеми з подвоєнням напруги m = 1; для
схеми із середньою точкою і мостової схеми m = 2.
0,5 3,14 11,14
A 0,098 .
2 90
По знайденому значенню коефіціента А і кута визначаємо допоміжні
коефіціенти: B = 0,93; D = 2,55; F = 7,8; H = 180
Знаючи коефіціенти B, D і F, знаходимо необхідні параметри: U2, I2, S2,
S1, Sтр, Uзвор, Iпр.ср, Iпр, Iпрт.
U звор
1,41 B U звор 1,41 U0 B 1,41 90 0,93 118 В;
U0
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
Iпр.ср
0,5 Iпр.ср 0,5 I0 500 0,5 250 мА;
I0
Iпр
D Iпр I0 D 550 2,6 1300 мА;
I0
Iпрm
0,5 F Iпрm 0,5 I0 F 0,5 500 7,8 1947,5 мА;
I0
I2 0,707 D I2 0,707 I0 D 0,707 500 2,6 919,8 мА;
I0
U2 B U2 U0 B 90 0,9 84 В;
U0
S1 0,707 B D S1 0,707 P0 B D 0,707 U0 I0 B D
P0
0,707 90 0,5 0,9 2,55 76,24 ВА;
S2 0,707 B D S2 0,707 P0 B D 0,707 U0 I0 B D
P0
0,707 90 0,5 0,9 2,55 76,24 ВА;
Sтр
0,707 B D Sтр 0,707 P0 B D 0,707 U0 I0 B D
P0
0,707 90 0,5 0,93 2,55 76,24 ВА.
По уточненим значенням параметрів Uзвор, Iпр.ср та Iпр вибираємо тип
вентиля таким чином, щоб виконувались умови:
Uзвор max > Uзвор; Iпр.ср max > Iпр.ср; Іпр < 1,75 Iпр.ср max.
Вказані умови виконуються для вентиля типу – Д242А. Отже вибраний
нами тип вентиля вірний.
Величину ємності, що є навантаженням випрямляча (першого елемента
фільтра) знаходим за формулою
100 H 100 180
C 1600 мкФ.
r K П 11,14 1
Відповідно до значення ємності беремо електролітичний конденсатора
типу К50-35 з номінальною ємністю 2200 мкФ, розрахованих на номінальну
напругу 200 В.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
Напруга холостого ходу випрямляча рівна
Uoхх U2m 2 U2 2 84 118 В.
Найбільша випрямлена напруга на виході випрямляча визначаємо при
максимальній напрузі мережі
U0 xx max Uoxx 1 a max 118 1 0,06118 1,06 125 В.
Струм короткого замикання рівний
2 m U 2 2 118 334
I 20 кз 30 А.
r 11,14 11,14
Внутрішній опір випрямляча знаходимо за формулою
Uoxx U0 118 90r0 56 Ом.
I0 0,5
Визначаємо ККД випрямляча
P
η 0 , (9.12)
P0 Pтр Pв
де
Pтр – втрати потужності в трансформаторі, Вт;
Pв – втрати потужності на вентилях, Вт.
Для визначення Pтр використовується формула:
Pтр Sтр 1 ηтр 82,24 1 0,8818,09 Вт.
Величину Pв знаходимо за формулою
Pв Iпр.ср Uпр N 4 0,25 1,0 1 Вт.
55
0,7
45 18,09 1,1
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП −
Розрахунок економічного ефекту від застосування конденсаторних
установок
При повноцінному проектуванні електропостачання промислового
підприємства виникає необхідність у виборі оптимального вирішення в
переліку достатньо великої кількості варіантів практичної реалізації.
Велика кількість можливих рішень вказаних задач електропостачання
промислових підприємств, а також існуючі суттєві відмінності між варіантами
за капітальними вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують
техніко-економічних розрахунків під час проектування і експлуатації систем
електропостачання.
Ті чи інші варіанти схем електропостачання підприємства або окремих
його вузлів в конкретних умовах можуть різнитися напругою живлячої і
розподільчої мережі, потужність трансформаторів та їх кількістю,
конструктивним виконанням електричних мереж, тощо. Тому прийняття
найбільш раціонального рішення здійснюється в результаті порівнянь
декількох рівноцінних за технічними показниками варіантів.
При доступності необхідних статистичних даних з аварійності
електрообладнання та елементів мереж, тривалості і вартості їх планових і
аварійних ремонтів в техніко-економічних розрахунках враховується вартісна
оцінка надійності.
Нормальна робота приймачів електричної енергії залежить від її якості.
У разі зміни якості електричної енергії змінюється режим роботи споживачів,
в результаті чого змінюється продуктивність роботи виробничих механізмів,
що може викликати зниження рівня якості продукції аж до браку. Зниження
показників якості електричної енергії пов’язане з додатковими втратами
потужності і енергії, що повинно враховуватись при техніко-економічних
розрахунках.
Модернізація економіки України її все більша прихильність до ринкових
форм господарювання вимагає від сучасних спеціалістів володіння базовими
навичками техніко-економічних розрахунків елементів СЕП промислових
підприємств.
В нашій роботі ми будемо розглядати питання щодо отримання
економічного ефекту від запровадження заходів щодо компенсації реактивної
потужності.
Поняття компенсації реактивної потужності полягає в цілеспрямованій
дії на баланс реактивної потужності в конкретному вузлі електроенергетичної
системи з метою зменшення втрат електричної енергії та регулювання
напруги.
Реактивна потужність і енергія, погіршують показники роботи
енергосистеми, тобто завантаження реактивними струмами генераторів
електростанцій збільшує витрату палива; збільшуються втрати в мережах і
приймачах; збільшується спад напруги в мережах [10].
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
Основні споживачі реактивної потужності − асинхронні електродвигуни,
які споживають 40% всієї потужності спільно з побутовими і власними
потребами; електричні печі 8%; перетворювачі 10%; трансформатори всіх
ступенів трансформації 35%; лінії електропередач 7%.
Реактивний струм додатково навантажує лінії електропередачі, що
призводить до збільшення перерізів проводів і кабелів і відповідно до
збільшення капітальних витрат на зовнішні і внутрішні мережі. Реактивна
потужність разом з активною потужністю
враховується постачальником електроенергії, а отже, підлягає оплаті
по тарифах, що діють, тому складає значну частину рахунку за
електроенергію.
Розрахунок економічного ефекту від застосування конденсаторних
установок:
Таблиця 10.1 − Техніко-економічний розрахунок компенсації реактивної
потужності.
Один.
Найменування Позн. Кільк.
вимір
Вартість конденсаторної батареї включаючи
К 200000 грн.
вартість обладнання і монтажних робіт
*
Вартість 1кВт×г 10 грн/кВт г
Норматив ефективності Е 0,1 -
Амортизаційні відрахування ар 0,01 -
Відрахування на експлуатацію ае 0,008 -
Активні втрати в конденсаторній батареї:
- для конденсаторної батареї потужністю
2700квар Р1 0,62 кВт
- для конденсаторної батареї потужністю
1800квар Р2 0,493 кВт
- для конденсаторної батареї потужністю
900квар Р3 0,247 кВт
Економічний еквівалент реактивної потужності Д 0,032 кВт/квар
Річне число часів використання максимальної
ТБК 5000 год. потужності конденсаторної батареї
*
− в зв᾿язку з нестабільністю цін на електроенергію, для розрахунків умовно приймаємо
вартість 1 кВт×г електроенергії рівною 1 грн.
Розраховуємо приведені затрати
З = (Е+ар +ае)К+(ΔР1 +2ΔР2 +ΔР3)β×ТКБ ;
З = (0,1+0,01+0,008)200000+(0,62+2×0,493+0,247)×10×5000 =1232750 грн.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
Далі визначаємо зменшення плати при компенсації реактивної
потужності
ΔП = Д×β×QКУ ×ТКБ ;
ΔП = 0,032×10×7200×5000 =11520000 грн.
Наступним кроком розраховуємо економічний ефект
Е = ΔП-З ;
Е =11520000-1232750 =10287250 грн.
Отже, на основі розрахунків можна зробити висновок, що компенсація
реактивної потужності − важлива і необхідна умова економічного та надійного
функціонування системи електропостачання підприємства. Цю функцію
виконують пристрої компенсації реактивної потужності − конденсаторні
установки, основними елементами яких є конденсатори.
При правильному проведенні компенсації дозволяє отримати:
− знизити загальні витрати на електроенергію;
− зменшити навантаження елементів розподільчої мережі (ввідних
ліній, трансформаторів і розподільних пристроїв), тим самим продовжуючи їх
термін служби;
− знизити теплові втрати струму і витрати на електроенергію;
− знизити вплив вищих гармонік;
− придушити мережеві перешкоди, знизити несиметрію фаз;
− домогтися більшої надійності і економічності розподільних мереж.
Крім того в багатьох випадках додатково отримаємо:
− виключити генерацію реактивної енергії в мережу в години
мінімального навантаження;
− знизити витрати на ремонт і оновлення парку електрообладнання;
− збільшити пропускну здатність системи електропостачання
споживача, що дозволить підключити додаткові навантаження без збільшення
вартості мереж;
− забезпечити отримання інформації про параметри і стан мережі,
− а в знову створюваних мережах − зменшити потужність підстанцій і
перетину кабельних ліній, що знизить їх вартість.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних мережах
загальної призначеності.
3. Кудрин Б.И Электроснабжение промышленных предприятий. – 2-е
изд. Интермет Инжиниринг, 2006. – 672 с.
4. Проектирование электроснабжения промышленных предприятий.
Нормы технологического проектирования НТП ЭПП–94. –1-я ред. ВНИПИ
Тяжпромэлектропроект им. Ф.Б. Якубовского. – М. 1994.
5. Указания по расчету электрических нагрузок. РТМ 36.18.32.4–92
ВНИПИ Тяжпромэлектропроект им. Ф.Б. Якубовского. – М. 1992
6. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и
дипломного проектирования по электроснабжению промышленных
предприятий: Учеб. пособ. для вузов, − М. Энергоатомиздат, 1987, - 368 с.
7. Посібник з дисципліни «Споживачі електричної енергії» частина 1
«Електричне освітлення». Черкаський державний технологічний університет.
– Черкаси: ЧДТУ, 2014. Соловей О.І., Ситник О.О., Самойлик о,В., Семко І.Б.,
Курбака Г.В., Борисова Н.І.
8. Схемы принципиальные электрические распределительных
устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. Первая редакция № 278. –
М.: 2007.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств .
10. Указания по проектированию установок компенсации реактивной
мощности в сетях общего назначения промышленных предприятий. РТМ
36.18.32.6 – 92. ВНИПИ Тяжпромэлектропроект им. Ф.Б. Якубовского. – М.:
1992.
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для
вузів. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
12. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред.
Ю.Г.Барыбина и др. – Энергоатомиздат, 1990. – 576 с.
13. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра
для здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм навчання
[Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Самойлик О.В., Курбака Г.В.];
М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ,
2018. – 100 с.
Арк.
ЧДТУ А1 19004 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135