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/5747| Title: | Електропостачання заводу мобільних термоелектрогенераторів |
| Authors: | Самойлик, Олександр Васильович Сметана Олександр Миколайович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2025 |
| Abstract: | У даній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проєктування електропостачання заводу мобільних термоелектрогенераторів. 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. Кваліфікаційна робота бакалавра виконана у відповідності до вимог методичних рекомендацій з використанням сучасної довідкової літератури, всі розрахунки та креслення електричної частини відповідають вимогам ДСТУ та ЄСКД. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5747 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ЕСЕ_12_Сметана_Самойлик.pdf Restricted Access | 2.91 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ…………………………………... 53
4.1 Вибір трансформаторів ГПП …………………………… 53
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності…….. 56
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві…. 59
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ……………...…. 68
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі………………………...…. 68
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж……………… 70
6 6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В……………………………………... 74
6.1 Вихідні дані для розрахунків…………………………… 74
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання
в характерних точках…………………………………….. 79
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання
в мережі 110 кВ………………………………………….. 83
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ
ГПП. ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ ПЕРЕВІРКА
КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ…………………………………………..….. 89
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП……. 89
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН……………..….. 90
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН………… 92
7.4 Вибір трансформаторів струму………………………… 93
7.5 Вибір трансформаторів напруги……………………….. 96
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість……………….. 97
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
ЦЕХУ……………………………………………………………… 98
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання
цеху………………………………………………………. 98
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних
систем…………………………………………………….. 99
8.2.1 Загальні відомості………………………………... 99
8.2.2 Розрахунок освітленості…………………………. 99
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок... 103
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 4
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам
нагріву…………………………………………………… 109
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних
мереж……………………………………………… 110
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до
1 кВ за умовами нагріву та захисту…………. 110
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами
напруги …………………………………………… 113
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок
НКУ……………………………………………….. 115
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до
1000 В……………………………………………………... 117
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної
складової струму трифазного КЗ………………... 120
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ……….……. 128
8.5 Захист цехових електричних мереж……………………. 128
8.5.1 Вибір апаратів захисту………………………….. 128
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність……………….. 131
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової
трансформаторної підстанції…………………………… 131
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки
трансформаторної підстанції…………………………… 132
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – випробування захисних
заземлень…………………………………….………...………….. 137
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА………………………….. 143
11 ОХОРОНА ПРАЦІ……………………………………………….. 150
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ……………………………….. 161
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 5
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Раціональне використання енергії дозволить уникнути втрат у лініях,
отже, позначиться і собівартості виробленої продукції, і рівні
заробітної плати працівників. проектування електропостачання будівлі та
цехівпромислових підприємств допоможе вирішити проблеми економії
енергоресурсів та мінімізації втрат.
Різноманітність умов, які необхідно враховувати при проектуванні
електропостачання підприємств різних галузей промисловості, не дозволяє в
ряді випадків дати однозначні рекомендації з деяких питань. Вони повинні
вирішуватись шляхом ретельного аналізу специфічних вимог, що
пред'являються до електропостачання даним видом виробництва або даною
галуззю промисловості.
Основні вимоги, що повинні бути реалізовані під час проектування [1, 2, 4]:
• надійність електропостачання;
• якість електроенергії, що задовольняє вимогам діючім державним
стандартам;
• економічність;
• забезпечення безпеки робіт як для електротехнічного персоналу, так і
не електротехнічного;
• відсутність шкідливого впливу на навколишнє середовище.
• можливість частих перебудов технології виробництва та розвитку
підприємства;
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Дана кваліфікаційна робота присвячена проєктуванню системи
електропостачання заводу мобільних термоелектрогенераторів.
Термоелектрогенератори – технічні пристрої ( по суті – електричні
генератори), що призначені для прямого перетворення теплової енергії в
електрику за допомогою використання в його конструкції термоелементів
(термоелектричних матеріалів).
Основними видами є наступні. Паливні: тепло від спалювання палива
(природний газ, нафта, вугілля) та тепло від горіння піротехнічних складів
(шашок). Радіоізотопні: тепло від розпаду ізотопів (розпад не контролюється
та робота визначається періодом напіврозпаду). Атомні: тепло ядерного
реактора (уран-233, уран-235, плутоній-238, торій), як правило, тут
термоелектрогенератор - другий і третій ступінь перетворення. Сонячні:
тепло від сонячних колекторів (дзеркала, лінзи, теплові труби). Утилізаційні:
тепло з будь-яких джерел, що виділяють скидне тепло (вихлопні та пічні
гази, тепло гасових ламп та ін.).
Градієнтні: засновані на природному перепаді температур між
навколишнім середовищем та приміщенням (обладнанням, технологічним
трубопроводом з теплою середовищем, що переміщається тощо) із
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
застосуванням початкового пускового струму. В основі даного типу
термоелектрогенераторів – використання частини отриманої електричної
енергії від ефекту Зеєбека для перетворення на теплову за законом Джоуля-
Ленца. Термосифонні: використання природного тепла Землі або води у разі
негативних зовнішніх температур.
Теплова енергія Землі за допомогою термосифона, встановленого в
свердловину, доставляється до термоелектричного генератора, обладнаного
радіатором з повітряним ребра. За рахунок різниці температури генерується
електрична енергія
Практика експлуатації систем електропостачання свідчить про те, що
електрична енергія ще не завжди використовується технічно та економічно
ефективно не тільки при споживанні у виробничих процесах, але й при
передачі її споживачу. Тому значне місце у вирішені задач
електропостачання займають питання правильного проектування, тобто
вибору найбільш економічно та технічно досконалого варіанту побудування і
функціонування систем електропостачання виробничого об’єкту.
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості.
Як відомо [4,5] системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та
комбіновані. Згідно з завданням на дипломне проектування система
електропостачання промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу
чергу безперебійність електропостачання з урахуванням можливості
забезпечення резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи
на те, що ці особливості та характеристики є головними чинниками при
проектуванні системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію
побудови раціональної СЕП вносять загальні вимоги до системи
електропостачання, основні з яких приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств
слід проводити згідно з [4, 9, 8] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги
до безперебійності електропостачання з урахуванням можливості
забезпечення резервування в технологічної частині проекту, вимоги
електробезпеки.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [8, 1, 10]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на кожної
напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з’єднань підстанцій мають
бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і резервування
було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від
різних секцій шин підстанцій, взаємозв’язані технологічні агрегати повинні
живитися від однієї секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-
яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків [1].
е) При побудові схеми електропостачання підприємства,
електроприймачі якого вимагають резервування живлення, повинно
проводитися секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових
двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися
під навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має
бути обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати, як правило, роздільну роботу ліній,
трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена
паралельна робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, 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 оточуючого
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не
повинно порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих
виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів [1, 4].
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого
віднесення ЕП до більш високої категорії, а саме:
– ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що
виконують допоміжні технологічні операції, частину обладнання
інженерного забезпечення будівлі, слід відносити до ІІІ категорії. Віднесення
вказаних електроприймачів до ІІ категорії приводе до необґрунтованого
завищення не тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог
до резервування живлення споживачів.
До ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше
обладнання, без якого неможливе продовження роботи основного
виробництва на час після аварійного режиму.
– електроприймачі, відключення яких приводе до масового
недовідпуску продукції , нерідко відносять не до ІІ категорії, а до І категорії,
що мотивується тім, що наносяться "значні збитки народному господарству”.
Зазначимо, що поняття “значні збитки народному господарству” слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного
підприємства.
Поняття “категорія електроприймача по надійності електропостачання”
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів тощо. Це поняття правомірно тільки по відношенню до
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, ІІ та ІІІ.
Структура підприємства приведена на генплану (лист №1) і включає як
цеха основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проектуванні системи електропостачання було враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням заводу є цехові
трансформаторні підстанції.
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося,
що всі підстанції заводу будуть телемеханізовані і будуть працювати без
чергового персоналу.
Підприємство у нашому випадку має споживачів І, ІІ та ІІІ категорії.
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ [1] у
цієї частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проектуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху
технологічної оснастки
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним струмом
промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В (400 В). Однофазне
обладнання складається з 6 установок, що включені на фазну (220 В/230 В)
або лінійну напругу 380 В (400 В). Вищих гармоніки при функціонуванні
обладнання не виникає. Встановлена потужність та інші характеристики
приведено у таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№
поз. Кількість, Встановлена
на Найменування електроприймачів cosϕ
шт. потужність,
плані кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Вентилятор витяжний 8 2,8 0,87
2 Верстат різьбонарізний 2 5,1 0,82
3 Прес оболонки 2 12,6 0,88
4 Тельфер 2 7,2 0,85
5 Вертикально–свердлильний верстат 2 2,2 0,81
6 Прес корпусу 2 51,2 0,93
7 Термопластавтомат 4 28,8 0,84
8 Радіально–свердлильний верстат 2 4,8 0,87
9 Трубовідрізний верстат 2 6,2 0,81
10 Токарно–револьверний верстат 8 3,4 0,81
11 Прес листогибочний 2 72,0 0,91
12 Універсально–фрезерний верстат 2 7,8 0,88
13 Прес кромкогибочний 2 21,2 0,85
14 Відрізний верстат 2 15,4 0,94
15 Верстат трубозгинальний 2 6,2 0,87
16 Конвеєр 1 4,4 0,87
17 Діркопробивний прес 1 17,8 0,92
18 Прес кришки люка 2 28,6 0,90
19 Токарно–гвинторізний верстат 2 7,8 0,87
20 Вентилятор приточний 3 21,4 0,88
Σ = 53
Однофазні електроприймачі
1 Машина зварювальна точкова ТЗ 3 5,0 0,6
2 Автомат зварювальний АЗ-А-тн 3 4,0 0,7
Σ = 6
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до
ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання, без
якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних
особливостей виробничих процесів.
Групи верстатів утворюють окремі відділення, електропостачання яких
доцільно виконувати від власних розподільчих пунктів.
План цеху та розташування обладнання приведено на листі 5графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість приміщення.
В цеху установлено тельфер, який забезпечує потреби виробничого
процесу.
Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220 В;
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого розглядається окремо,
складають A×B×H = 38×82×10 .
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх
електропостачання
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проектуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства може здійснюватися від районної
підстанції (РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ).
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– обрана номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ ;
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1600 МВ ⋅А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 40 км .
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 1800 квар в часи її максимуму
навантаження.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ 13
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Першим і основним етапом проектування системи ЕСПП є визначення
очікуваних (розрахункових) значень електричних навантажень. Вони не є
простою сумою встановлених (номінальних) потужностей ЕП. Це зумовлено
неповним завантаженням деяких ЕП, неодночасністю їх роботи,
імовірнісним випадковим характером включення та відключення ЕП тощо.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу [1, 15]
І = const = Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових
характер, використовується співвідношення
t+Θ
IΘ(t) = 1 I(t) ⋅dt ,
Θ ∫
t
де Θ – тривалість інтервалу осереднення (Θ ≤ t ≤ T - Θ ), що приймається
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ = 3 ⋅T0 (у
решті випадків – Θ < 3 ⋅T0 );
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 ⋅T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого
рівня).
Умовно приймають T0 =10 хв., Θ = 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального
нагріву провідника або визиває такий же тепловий знос, що й початкове
змінне навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз = 3 ⋅Uном ⋅ Ipоз ⋅cosϕ . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження PΘ по активної потужності за час Θ
P 1 t+Θ
Θ =
Θ ∫ P(t)dt .
t
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax = Iроз , тобто найбільшому значенню струму зі середніх у 30-хвилиних
інтервалах осереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових
електроприймачів
При визначенні електричних навантажень враховують ступень (рівень)
системи електропостачання, так як розрахунки на кожної із них мають свою
специфіку. На підприємствах середньої та великої потужності таких рівній
нараховують шість (рисунок 2.1).
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
У розрахунках використовуються слідуючи позначення та
співвідношення [1, 14, 15]:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– установлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі:
pу = pном = pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі:
pу = pном = pпасп ⋅ ТВ ,
де ТВ – тривалість включення у долях одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
n
Рном =∑рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебрична сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном =∑qном =∑рном ⋅ tgϕ , (2.3)
1 1
де tgϕ – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної
потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв ⋅Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз = Кp ⋅Кв ⋅Рном , (2.4)
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ 16
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де Кр = f (Kв, nе, Ta ) – коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить
від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості електроприймачів
nе та сталою часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні
навантаження.
Згідно [1] прийняти наступні сталі часу нагріву:
– Ta =10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta = 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta ≥ 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою Кр =1.
Відмітимо, що добуток Кв ⋅Рном є проміжною допоміжною
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше.
У загальному випадку величину ефективної кількості
електроприймачів nе визначають за співвідношенням:
2
n
∑Pном
n = 1
е n .
∑n ⋅р2
ном
1
Реально для типових електроприймачів, що встановлено нашому цеху,
величину nе можна визначати з необхідною точністю за спрощеним
співвідношенням:
2 p
n = ∑ ном
е . (2.5)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число ne буде більше за n (n
– дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n = nе . Якщо рном max / pном min ≤ 3 ,
де pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи,
тоді також приймаємо ne = n .
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
Значення коефіцієнту використання кв по кожному окремому
електроприймачу визначаємо по довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
∑кв і ⋅рном і
Кв =
1
n . (2.6)
∑рном і
1
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до
1000 В
n Коефіцієнт використання Кв
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шино проводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює [6, 14, 15]
п
∑Кв, і ⋅Рном і
К 1
в, цеху = п . (2.7)
∑Рном і
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вид
п
Рроз цеху = Кр ⋅ Кв, цеху ⋅Рном = Кр ⋅∑Кв, i ⋅Рном і . (2.8)
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
Qроз цеху = Кр ⋅∑Кв,і ⋅Рном,і ⋅ tgϕі . (2.9)
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинні бути добавлено освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругої до 1 кВ визначається формулою
2 2
Sроз цеху = (Рроз цеху ) + (Qроз цеху ) . (2.10)
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.3, співвідношення (2.1) – (2.9) та
графік (рисунок 2.2 ), таблиці 2.1 і 2.2, розраховуємо величину
розрахункового активної та реактивної потужності цеха.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3
розрахунків електричних навантажень, виконаної по формі Ф636–92 [5].
Враховуючи велику кількість електроприймачів, розрахунок
проводимо за допомогою електронних таблиць Excel.
Розрахунок електричного навантаження електроприймачів (ЕП)
напругою до 1000 В проводимо для кожного вузла живлення.
Дані для розрахунку (графи 1–6) заносяться на основі вихідних даних
(графи 1–4) та довідковими даними (графи 5, 6).
При цьому:
– усі ЕП групуються за характерними категоріями з однаковими Кв і
tgϕ . У кожної строчці вказуються ЕП однакової потужності;
– резервні електроприймачі при підрахунках розрахункової потужності
не враховуються. У графах 2 і 4 вказуються тільки працюючи ЕП;
– для приводів з багатьма двигунами враховують усі одночасно
працюючи двигуни;
– при включенні однофазного ЕП на фазну напругу він враховується у
графі 2, як еквівалентний трифазний ЕП номінальною потужністю
рном = 3 ⋅рном о ; qном = 3 ⋅qном о ,
де рном о , qном о – активна і реактивна потужності однофазного ЕП;
– при включенні однофазного ЕП на лінійну напругу він враховується
як еквівалентний ЕП номінальною потужністю
рном = 3 ⋅рном о ; qном = 3 ⋅qном о ;
– при наявності групи однофазних ЕП, які розподілені по фазах з
нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних й однофазних ЕП у групі, вони можуть бути представлені у
розрахунках як еквівалентна група трифазних ЕП з той ж сумарною
номінальною потужністю. У випадку перебільшення вказаної
нерівномірності номінальна потужність еквівалентної групи приймається
рівною потрійному значенню потужності найбільш завантаженої фази.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
Визначаємо номінальну групову потужність першої групи
єлектроприймачів (вентилятор витяжний) Рном,1 . При цьому, так як
електроприймачі згруповані таким чином, що мають однакову величину
коефіцієнта використання Кв та номінальну потужність, групова
установлена (номінальна) активна потужність дорівнює
n
Рном =∑pном .
1
Рном1= 8 ⋅2,8 = 22,4 кВт.
Визначаємо розрахункову величину Кв ⋅Рном,1 для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку
Кв ⋅Рном,1 заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3
Кв ⋅Рном,1= 0,72 ⋅22,4 = 16,8 кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.3 та заносимо
її у відповідну графу таблиці 2.3.
Кв ⋅Рном,1 ⋅ tgφ = 16,8 ⋅0,57 = 9,6 квар.
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3
додатку А.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення
величин Кв ⋅Рном, та Кв ⋅Рном, ⋅ tgφ , а саме: ∑Кв ⋅Рном та
∑Кв ⋅Рном ⋅ tgφ .
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
n 2 ⋅747,8
е = ≈12 .
72
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту
використання по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
К 589,6
в, цеху = = 0,788.
747,8
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
По графіку (рисунок 2.2) для визначених величин nе =12 та
Кв, цеху = 0,788 знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр, цеху
який дорівнює
Кр, цеху = 1,05.
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну
потужність цеху
Рроз цеху =1,05 ⋅589,6 = 619,1кВт.
Розрахункова реактивна потужність (графа 12) визначається
наступним чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе ≤10 Qроз =1,1⋅∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ ;
при nе >10 Qроз =∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ .
Так, як величина ефективної кількості електроприймвчів nе ≥10,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по
цеху визначається співвідношенням (2.9), тобто являє собою число
підсумкової строки графи 9:
Qроз цеху = 312,6 квар.
Повну розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругою до 1 кВ по цеху визначається формулою (2.10)
S 2 2
роз = 619,1 + 312,6 = 693,5 кВ∙А.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт)
визначається наступним чином [3, 14, 15]:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном, у = 3 ⋅Рном.max ф або Рном, у = 3 ⋅Sпасп ⋅ ТВ ⋅cosϕпасп ,
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 електроприймачу
Рном, у = 3 ⋅Рном. ;
• при двох або трьох електроприймачах
Рном, у = 3 ⋅Рном.max ф . (2.11)
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cosϕ
більш 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 кожної 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.
Наприклад, для фази а маємо [3, 14, 15]
PΣ(a) = Кв ⋅Раb ⋅ρ(аb)а + Кв ⋅Рac ⋅ρ(аc)а + К′в ⋅Рао ; (2.12)
QΣ(a) = Кв ⋅Раb ⋅q(аb)а + Кв ⋅Раc ⋅q(аc)а + К′в ⋅Qао , (2.13)
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
де Pab, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно
між фазами аb і ас;
Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним
та нульовим проводами);
ρ(аb)а , ρ(ас)а , q(аb)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень(таблиця
2.4), що включені на лінійну напругу до фази а;
Кв, К′в – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму
роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b
і с, знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності,
наприклад фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від
однофазних електроприймачів.
РΣ = 3 ⋅РΣ(с) і QΣ = 3 ⋅QΣ(c) .
Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення навантажень
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0
ρ(аb)а, , ρ(bс)b, ρ(са)с 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
ρ(аb)b,, ρ(bс)с, ρ(са)а –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
q(аb)а, , q(bс)b, q(са)с 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 – –
0,05 0,29
q(аb)b,, q(bс)с, q(са)а 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29
Однофазними електроприймачами в цеху є наступні установки:
- автомат зварювальний -3 шт;
- машина зварювальна точкова – 3 шт.
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність Pу для групи
однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ=100 %,
що підключені наступним чином:
- автомат зварювальний АЗ-А-тн: напруга фазна Uф = 220В;
рф,0 = 4,0 кВт ; cosϕ = 0,7 ; К′в,a0 = 0,5;
- машина зварювальна точкова ТЗ : напруга лінійна UЛ = 380В;
рЛ = 5,0 кВт ; cosϕ = 0,6 ; Кв = 0,6 .
Визначаємо загальне середнє навантаження окремих фаз (А, В, С)
згідно співвідношень (2.12, 2.13), які записано для більш загального
випадку:
PΣ(a) = ΣКв,i ⋅Раb,i ⋅ρ(аb)а,i + ΣКв,i ⋅Рac,i ⋅ρ(аc)а,i + ΣК′в,i ⋅Рао,i
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
PΣ(b) = ΣКв,i ⋅Раb,i ⋅ρ(аb)b,i + ΣКв,i ⋅Рbc,i ⋅ρ(bc)b,i + ΣК′в,i ⋅Рbо,i
PΣ(c) = ΣКв,i ⋅Раc,i ⋅ρ(аc)c,i + ΣКв,i ⋅Рbc,i ⋅ρ(bc)c,i + ΣК′в,i ⋅Рcо,i
QΣ(a) = ΣКв,i ⋅Раb,i ⋅q(аb)а,i + ΣКв,i ⋅Раc,i ⋅q(аc)а,i + ΣК′в,i ⋅Qао,i
QΣ(b) = ΣКв,i ⋅Раb,i ⋅q(аb)b,i + ΣКв,i ⋅Рbc,i ⋅q(bc)b,i + ΣК′в,i ⋅Qbо,i
QΣ(c) = ΣКв,i ⋅Раc,i ⋅q(аc)c,i + ΣКв,i ⋅Рbc,i ⋅q(bc)c,i + ΣК′в,i ⋅Qcо,i
Визначимо навантаження фаз, використовуючи відповідні
коефіцієнти зведення навантажень з таблиці 2.4.
PΣ(a) = PΣ(b) = PΣ(c) = 0,5 ⋅5,0 ⋅0,89 + 0,5 ⋅5,0 ⋅0,89 + 0,5 ⋅4 = 6,45 кВт .
Середнє реактивне навантаження, віднесене до фаз А,В,С дорівнює
відповідно:
QΣ(a) = QΣ(b) = QΣ(c) = 0,6 ⋅5,0 ⋅0,38+ 0,6 ⋅5,0 ⋅0,38+ 0,5 ⋅4,0 ⋅1,73 = 5,74 квар
Для кожної фази
Q
tgϕ = Σ(ф)
ф .
PΣ(ф)
tg tg tg 5,74 (квар)
ϕ(a) = ϕ(b) = ϕ(c) = = 0,89
6,45 (кВт)
Нерівномірність навантаження по фазах:
p
∆p = ном.max.ф − pном.min.ф .
pном.min.ф
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
∆p = 0 , тобто фази завантажено рівномірно.
Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження
⟨Кв(а)⟩ = ⟨Кв(b)⟩ = ⟨Кв(c)⟩ = ⟨Кв(ф)⟩ для фази
На приклади фази (b)
Р
⟨К ⟩ = Σ(b)
в(b) Р Р .
ab + bc + Р
2 b,0
⟨К 6,45
в(b)⟩ = 4 4 = 0,72
+ + 5
2
Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження ⟨Кв(а)⟩для
найбільш навантаженої фази
Умовна трифазна номінальна потужність Рном у однофазного
навантаження складає
Ру = 3 ⋅PΣ(ф) ; Ру = 3 ⋅6,45 =19,35 кВт .
Qу = Pу ⋅ tgϕ(b) ; Qу =19,35 ⋅0,89 =17,2 квар .
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню:
2 ⋅ ΣP
n (o)
e(o) = .
3 ⋅pmax.(o)
ΣP(ф) = 3 ⋅6,45 кВт
n 2 ⋅3 ⋅6,45
e(o) = = 2
3 ⋅6,45
За таблиці 2.1 при ne(o) = 2 та ⟨Кв(ф)⟩ = 0,72 отримаємо Кр =1,14 .
Рроз у = Кр ⋅ Кв(ф) ⋅Ру
Рроз у =1,14 ⋅0,72 ⋅19,35 =15,9 кВт
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
Розрахункова реактивна потужність визначається наступним чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від пе :
при пе ≤10 Qроз =1,1⋅∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ ;
при пе >10 Qроз =∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ .
Qроз у =1,1⋅Кр ⋅∑⟨Кв(b)⟩ ⋅Ру,і ⋅ tgϕі
і
Qроз у =1,1⋅∑0,72 ⋅19,35 ⋅0,89 =13,6 квар .
і
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою
S 2 2
роз у = Pроз у +Qроз у .
Sроз у = ( 2 2
19,35 ⋅103 ) + (13,6 ⋅103 ) ≈ 24 кВ ⋅А
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
На промислових підприємствах близько 10% споживаної енергії
витрачається електричне освітлення. Правильне виконання
освітлювальних установок сприяє раціональному використанню
електроенергії, поліпшенню якості продукції, підвищенню продуктивності
праці, зниженню втоми робітників, зменшує кількість аварій та випадків
травматизму.
На етапі визначення величини загальної розрахункової потужності
цеху активну потужність освітлювальних установок Pmax оc . з достатньою
точністю визначається співвідношенням [7, 14]:
Pmax оc = ω⋅S , (2.14)
де S, – площа приміщення, м2 ;
ω – питома потужність освітлювальних установок, Вт / м2 .
Максимальна реактивна потужність для газорозрядних ламп
визначається співвідношенням:
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
Qmax оc = Pmax оc ⋅ tgϕ0 , (2.15)
де tgϕ0 – відповідно cosϕ0 для кожного типу ламп.
Використовуючи співвідношення (2.14 і 2.15), а також довідкові
дані з [6, 7], визначимо активну та реактивну потужності освітлювальних
установок
Pmax оc = 26,5 ⋅3116 = 82574 Вт,
Рроз, ос = 82574 ⋅0,9 = 74 кВт
Qроз, ос = Рроз, ос ⋅ tgφ = Рроз, ос ⋅ tgφ = 74 ⋅0,2 = 14,8 квар.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ
цехової підстанції
Сумарні активна та реактивна розрахункові потужності на шинах
0,4 кВ визначаються за виразами [7, 14]
Р0,4 цеху = Рроз, цеху + Рроз, ос, цеху + Рроз у
Р0,4 цеху = 619 + 74 +19 = 712 кВт ,
Q0,4 цеху = Qроз, цеху + Qроз, ос, цеху +Qроз у ,
Q0,4 цеху = 313+15+14 = 342 квар .
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
2 2
S ТП = (Р0,4 цеху ) + (Q0,4 цеху ) , (2.16)
S ТП = (712)2 + (342)2 = 767 кВ ⋅А .
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТП за формулою
(2.16) по усім цехам заносимо у таблицю 2.5.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
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, що
живляться від вузла мережі, що розглядається з урахуванням коефіцієнта
одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Так як однофазне навантаження має місце в окремому цеху, причому
Sроз у = 24 кВА, у таблицю 2.5 дані по однофазним навантаженням не
вносимо.
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається по даним [5, 3].
Приблизну потужність Sпр заводу (для нашого випадку вона
дорівнює потужності на шина низької напруги SНН ГПП ) визначаємо за
формулою
N 2 2
N
SНН ГПП = Ко ⋅ ∑P0,4 цеху і + ∑Q0,4 цеху і , (2.17)
i i
SНН ГПП = 0,9 ⋅ (6728,8)2 +(3930)2 = 7013 кВ ⋅А .
Таким чином, нами з використанням нормативної методики,
виконано розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна
розрахункова потужність має значення SНН ГПП = 7013 кВ ⋅А (таблиця 2.5).
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
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
Центр електричних навантажень підприємства.
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як
точку з координатами [6, 14]
n
∑ Р0,4 цеху ⋅ xi
Х i = 1
ЦЕН підпр = n , (2.18)
∑ Р0,4 цеху
i = 1
n
∑ Р0,4 цеху ⋅ yi
YЦЕН підпр = i = 1
n . (2.19)
∑ Р0,4 цеху
i = 1
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6.
Визначаємо координати ЦЕН за формулами (2.18 – 2.19):
Х 1286413,4
ЦЕН підпр = = 191 м ,
6728,8
Y 1141423,9
ЦЕН підпр = = 169,6 м .
6728,8
Центр електричних навантажень цеху.
Враховуючи наявність впливу декілька факторів на вибір місця
розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод
(погрішність 5–10 %), суть якого полягає в наступному. Координати ЦЕН
обчислюють за формулами:
– для активної потужності:
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
п
∑Рроз i ⋅ хi
Х i=1
ЦЕН цеху(Р) = п , (2.20)
∑Рроз i
i=1
п
∑Рроз i ⋅ уi
У i=1
ЦЕН цеху(Р) = п ; (2.21)
∑Рроз i
i=1
– для реактивної потужності:
п
∑Qроз i ⋅ хi
Х i=1
ЦЕН цеху(Q) = п ,
∑Qроз i
i=1
п
∑Qроз i ⋅ уi
УЦЕН цеху(Q) =
i=1
п ,
∑Qроз i
i=1
де Pроз і і Qроз і – номінальна активна і реактивна потужності
електроприймачів,
xi , yi – координати відповідного споживача.
Встановлення ТП у точці, координати якої розраховують за
формулами (2.20) та (2.21) дозволяє суттєво зменшити використання
кольорового металу за рахунок оптимізації довжини кабелів з врахуванням
їх перерізу.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
Для кожного споживача заносимо його встановлену потужність та
координати ( у міліметрах згідно рисунку 1.1.) у відповідні стовбці таблиці
2.7. Координати ЦЕН отримаємо також в міліметрах після того, як у
таблицю 2.7 буде внесено останній споживач.
Таблиця 2.7 – Розрахунок центру електричних навантажень
Найменування Pi, Xi, Yi,
кВт мм Pi∙Xi мм Pi∙Yi Хцен Yцен
Вентилятор витяжний 2,8 6,0 16,8 10,0 28,0
Вентилятор витяжний 2,8 6,0 16,8 18,0 50,4
Вентилятор витяжний 2,8 35,0 98,0 5,0 14,0
Вентилятор витяжний 2,8 100,0 280,0 110,0 308,0
Вентилятор витяжний 2,3 170,0 391,0 110,0 253,0
Вентилятор витяжний 2,8 145,0 406,0 27,0 75,6
Вентилятор витяжний 2,8 247,0 691,6 107,0 299,6
Вентилятор витяжний 2,8 252,0 705,6 107,0 299,6
Верстат різьбонарізний 5,1 12,0 61,2 31,0 158,1
Верстат різьбонарізний 5,1 12,0 61,2 41,0 209,1
Прес оболонки 12,6 130,0 1638,0 36,0 453,6
Прес оболонки 12,6 154,0 1940,4 36,0 453,6
Тельфер 7,2 60,0 432,0 60,0 432,0
Тельфер 7,2 130,0 936,0 60,0 432,0
Вертикально–свердлильний
верстат 2,2 175,0 385,0 41,0 90,2
Вертикально–свердлильний
верстат 2,2 203,0 446,6 41,0 90,2
Прес корпусу 51,2 125,0 6400,0 103,0 5273,6
Прес корпусу 51,2 150,0 7680,0 103,0 5273,6
Термопласти автомат 22,8 131,0 2986,8 80,0 1824,0
Термопласти автомат 22,8 131,0 2986,8 69,0 1573,2
Термопласти автомат 22,8 157,0 3579,6 80,0 1824,0
Термопласти автомат 22,8 157,0 3579,6 68,0 1550,4
Радіально–свердлильний
верстат 4,8 180,0 864,0 29,0 139,2
Радіально–свердлильний
верстат 4,8 204,0 979,2 29,0 139,2
Трубовідрізний верстат 6,2 20,0 124,0 88,0 545,6
Трубовідрізний верстат 6,2 20,0 124,0 78,0 483,6
Токарно–револьверний верстат 3,4 182,0 618,8 58,0 197,2
Токарно–револьверний верстат 3,4 182,0 618,8 67,0 227,8
Токарно–револьверний верстат 3,4 182,0 618,8 75,0 255,0
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ 36
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Токарно–револьверний верстат 3,4 182,0 618,8 83,0 282,2
Токарно–револьверний верстат 3,4 202,0 686,8 58,0 197,2
Токарно–револьверний верстат 3,4 202,0 686,8 67,0 227,8
Токарно револьверний верстат 3,4 202,0 686,8 75,0 255,0
Токарноревольверний верстат 3,4 202,0 686,8 83,0 282,2
Прес листогибочний 72,0 51,0 3672,0 102,0 7344,0
Прес листогибочний 72,0 90,0 6480,0 102,0 7344,0
Універсально–фрезерний
верстат 7,8 180,0 1404,0 99,0 772,2
Універсально–фрезерний
верстат 7,8 203,0 1583,4 99,0 772,2
Прес кромкогибочний 21,2 54,0 1144,8 84,0 1780,8
Прес кромкогибочний 21,2 94,0 1992,8 84,0 1780,8
Відрізний верстат 15,4 57,0 877,8 67,0 1031,8
Відрізний верстат 15,4 97,0 1493,8 67,0 1031,8
Верстат трубогибочний 6,2 13,0 80,6 50,0 310,0
Верстат трубогибочний 6,2 13,0 80,6 60,0 372,0
Конвеєр 4,4 60,0 264,0 22,0 96,8
Діркопробивний прес 17,8 126,0 2242,8 68,0 1210,4
Прес кришки люка 28,6 150,0 4290,0 68,0 1944,8
Прес кришки люка 28,6 186,0 5319,6 50,0 1430,0
Токарно–гвинторізний верстат 7,8 208,0 1622,4 50,0 390,0
Токарно–гвинторізний верстат 7,8 186,0 1450,8 50,0 390,0
Вентилятор приточний 21,4 230,0 4922,0 105,0 2247,0
Вентилятор приточний 21,4 235,0 5029,0 105,0 2247,0
Вентилятор приточний 21,4 240,0 5136,0 105,0 2247,0
723,3 92119,0 58940,4 127,4 81,5
Так як компенсацію реактивної потужності здійснювати будемо
безпосередньо на шинах ТП, координати ЦЕН реактивного навантаження
цеху не розраховуємо.
Розрахункові координати ЦЕН складають (рисунок 2.3):
ХЦЕН цеху(Р) =127 мм ; (на плані).
УЦЕН цеху(Р) = 82 мм, (на плані).
З урахуванням розрахованих координат обираємо місця
розташування цехової трансформаторної підстанції, враховуючи наступні
міркування.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу
навантажень на картограмі виконують різними способами. Найбільш
простий з них полягає в зображенні ступеня інтенсивності розподілу
навантажень приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. В
якості центру кола вибирають центр електричного навантаження приймача
електроенергії, а радіус кола пов'язують з розрахунковою потужністю
приймача; значення його знаходять з умови рівності розрахункової
потужності в деякому масштабі площі кола [7, 14, 15]:
P 2
роз і = π ⋅ r ⋅m ,
де Pроз i – максимальне електричне навантаження i-ого підрозділу;
r – радіус кола;
m – масштаб.
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру.
Оскільки при проектуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень.
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться
аналогічним способом. Реактивні навантаження можуть живитися від
конденсаторних установок, які розташовуються в місцях споживання
реактивної потужності, а також від синхронних компенсаторів і
синхронних електродвигунів. У зв'язку з цим, в загальному випадку, для
відшукання оптимальних умов і місць установки джерел реактивної
потужності потрібно знаходити окремо центри споживання реактивної
потужності підприємства.
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому, а також освітлювальному навантаженням
360 ⋅P
α роз цеху
с.н = ; (2.22)
Р0,4 цеху
360 ⋅P
α роз ос. цеху
оc.н = . (2.23)
Р0,4 цеху
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри
картограми електричних навантажень.
P
r = pоз 0,4 цеху i
i . (2.24)
π ⋅m
Розраховані за формулами (2.2 – 2.24) значення заносимо в
таблицю 2.8.
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкту, умови оточуючого середовища,
наявність зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-
будівельні обмеження [4, 9, 15].
При виборі місця розташуванні цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якої мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо
зворотних потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно
розрахованого ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі
нормативи.
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза межами
цеху тільки при неможливості розміщення її на території цеху, або у
випадку, коли частина навантаженню розташована поза межами цеху.
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках:
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів;
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв;
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за
міркуванням виробничого характеру.
Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху.
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху,
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати
перешкод виробничому процесу.
З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного
проїзду поблизу розрахованого ЦЕН, а також необхідність зміщення ТП в
бік найбільш потужних електроприймачів , обираємо місця встановлення
КТП поблизу до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних споживачів
(лист 5 графічної частини). Обираємо місце розташування відкритої
підстанції і трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку
(лист 3 графічної частини).
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
Рисунок 2.3 – План цеху та розташування обладнання
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ
ПІДПРИЄМСТВА. РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Конкретизація структур СЕП робиться на підставі відповідних
електротехнічних розрахунків, дозволяючих вибрати відповідне конкретне
обладнання і апаратуру
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
прийомними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ) [1, 4, 9].
Для великих енергоємних підприємств з електричним
навантаженням близько 100 – 150 МВт і вище в якості прийомних пунктів
можуть бути використані вузлові розподільчі підстанції (ВРП) з
первинною напругою 220 – 500 кВ.
Живлення ГПП, ПГВ, ВРП від мереж енергосистеми повинно
виконуватися не менше ніж по двох лініях, підключеним 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 [1, 4, 9].
Вибір конкретної схеми здійснюється за результатом всебічного
аналізу вимог до системи електропостачання, величині, характеру та
особливостей навантаження підприємства, надійності електропостачання,
місцевих умов та інших факторів. Вибір розпочинається с розгляду
можливості застосування різних схем із діючих типових [8], починаючи
від найпростіших «блочних» до більш складних «спрощених» та схем
«містків». Остаточний вибір проводиться на основі техніко-економічного
аналізу порівнянних варіантів.
При виборі головної схеми електропостачання промислового
підприємства основними чинниками є характеристики джерел живлення та
споживачів електроенергії, в першу чергу вимоги до безперебійності
електропостачання з урахуванням можливості забезпечення резервування
у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки [4].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, 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 вибухопожежної та екологічної
безпеки [1].
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
Схеми електричних з’єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним вимогам [1, 4, 9, 8]:
– 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.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не
повинно порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих
виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
В якості прикладу на рисунках нижче приведені схема РУВН
“місток з вимикачами в колах ліній” (рисунок 3.1) та схема РУВН “місток з
вимикачами в колах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку
трансформаторів” (рисунок 3.2) [1, 8].
Також, для прикладу, якщо в однієї з вказаних схем РУВН
встановлено розрядники, то в іншої – обмежувач перенапруги, що й
рекомендовано при проектуванні підстанцій, що будуються.
З врахуванням вихідних даних нами обрано схему РУВН у вигляді
« два блока з вимикачами та ремонтною перемичкою між ними».
Розподільча установка РУ 10 (6) кВ виконується закритого типу, має
в більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоточних трансформаторів з розщепленою вторинною обмоткою
може мати подвійну секційну систему шин) і складається з комплектних
розподільчих установок (КРУ).
До складу РУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРУ, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів. Передбачається встановлення розрядників на стороні
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
10 (6) кВ, а також резервних КРУ для відгалужень. Електричні схеми
типової розподільчої установки наведена на рисунку 3.3.
Рисунок 3.1 – Схема РУ ВН схема РУВН
“місток з вимикачами в колах ліній”
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “місток з вимикачами в колах
трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів”
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ:
а) – з однією секціонованою системою шин;
б) – з двома секціонованованими система шин
Реальна схема РУВН відповідає обраної комплектної
трансформаторної підстанції (лист 2 графічної частини).
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Вибір стандартної напруги визначає побудову всієї системи
електропостачання [2, 4].
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості
випадків використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують
при забрудненої атмосфері та інших випадках, передбаченими
нормативними документами [4, 15].
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз
живлячих ліній (у нашому випадку, повітряних ліній ПЛ). Вихідними
даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна потужність
SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою (2.17) , у якої
враховано втрати потужності у силових трансформаторах ГПП:
N 2 N 2
SВН ГПП = Ко ⋅ ∑P0,4 цеху і + ∆PT + ∑Q0,4 цеху і + ∆QT , (3.1)
i i
де ∆PT і∆QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу
S
І = ВН ГПП
роз ПЛ ⋅Кзав.Л , (3.2)
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 [4, 15].
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий
струм післяаварійного режиму [1, 4, 15], 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 ПЛ ≤ к ⋅ Ідоп ,
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 ⋅ Іроз ПЛ ≤ к ⋅ кдоп ⋅ Ідоп.Т ,
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з
місцем 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 [1].
Активна і реактивна складова втрат в трансформаторі визначаються
за виразом
∆PT = 0,02 ⋅SНН ГПП ,
∆QT = 0,1⋅SНН ГПП ,
де SНН ГПП – приблизна повна потужність об’єкта, кВА, що визначена
нами за формулою (2.17).
Таким чином
ΔРТ = 0,02 ⋅7013 = 140 кВт ;
∆QT = 0,1⋅7013 ≈ 701квар .
Загальне навантаження об’єкта становить
SВН ГПП = 0,9 (6729 +140)2 + (3930 + 701)2 = 7885 кВ ⋅А.
У нашому випадку
Іроз ПЛ = 7885
= 21 А .
2 ⋅1,732 ⋅110
Переріз лінії живлення (мм2) визначається виразом
І
F = роз ПЛ
ек ,
jек
де jек – нормоване значення економічної густини струму jек = 1,4 А/мм2.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
Fек = 21 =15 мм2.
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закруглюється до
найближчого стандартного перерізу Fст .
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ
складає 70 мм2. Таким чином, користуючись проведеними розрахунками,
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6], для якого
Ідоп.Т(АС70) = 260 А .
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт,
що враховує фактичну розрахункову температуру середовища к =1);
21 А ≤ 1⋅260 А ;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25;
2 ⋅21 А = 42 А ≤ 0,9 ⋅1,25 ⋅260 = 292,5 А ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [1] визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2 .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6].
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 [1, 4, 15].
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: X R .
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 3.4):
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.4 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 дорівнює [15]:
∆U′ф = Iа ⋅R + Iр ⋅X = I ⋅ (R cosϕ+Xsinϕ) . (3.3)
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії δU//
ф
δU′ф′ = Iа ⋅X − Iр ⋅R = I ⋅ (X ⋅cosϕ−R ⋅sinϕ) . (3.4)
Знаючи складову падіння напругу ∆Uф , можна визначити вектор
напруги на початку ділянки [19]:
Uф1 = Uф2 + ∆Uф = Uф2 + ∆U′ф + jδU′ф′ = ,
= Uф2 + (IaR + IpX) + j(I jδ
aX − IpR) = Uф1 ⋅e
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
де модуль U1ф цієї напруги :
Uф1 = (Uф2 + ∆U′ф)2 + (δU′ф′ )2 (3.5)
та його фаза δ :
δU′′
δ = arctg ф .
Uф2 + ∆U′ф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги ∆Uф .
«Втрата напруги» ∆Uф, для ділянки електричної мережі:
∆Uф = Uф1 − Uф2 (3.6)
Модуль падіння напруги ∆Uф визначається співвідношенням
∆Uф = (∆U′ф)2 + (δU′′ )2
ф . (3.7)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної
мережі має наступний вид:
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами,
для любої кількості ділянок лінії маємо
n
∆U′′ = 3 ⋅ ∆U′ф′ = 3 ⋅∑(Ii ⋅ ri ⋅cosϕi + Ii ⋅xi ⋅sinϕi ) .
i=1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %)
можна вважати, що падіння напруги ∆U1дорівнює його поздовжній
складовій ∆U/ . Тоді втрата напруги ∆U приблизно визначається по
формулі
∆U ∆U′ = 3 ⋅ (I ⋅R + I ⋅X) = PіR +QіX ≈ PіR +QіX
a p ,
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП
визначаються за загальним виразом [15]:
П = П0 ⋅L ,
де Π{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
D
X0 = 0,144 ⋅ lg cp + 0,0157 ⋅µ = Х/ / /
r 0 +Х0 ,
др
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
µ – магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
µ =1, для сталі – µ1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами
Dcp , (жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин)
(параметра Dij і визначається з формули [15]:
D 3
cp = D12 ⋅D13 ⋅D23 , м.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або
вертикальній площині, жили трижильного кабелю – по вершинах
рівностороннього трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову
розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевій частині проводу (Fcт ), збільшивши його з урахуванням
скручування на 15 – 20 % [15], тобто
rпр = (1,15÷1,20) ⋅ F+ Fcт .
π
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R ρ
0 = ,
F
де ρ – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2/км;
F – переріз фазного проводу(жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
ρ = 29,5÷31,5 Ом ⋅мм2 / км , для міді ρ =18,0÷19,0 Ом ⋅мм2 / км [6].
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення:
I = Pі ; I = Qі
a p (3.8)
3 ⋅Uі 3 ⋅Uі
Проектна потужність підприємства:
Pi = 4915,9 кВт; Qі = 3490,1 квар.
R0 = 0,34 Ом/км, X0 =0,318 Ом/км при Dср = 0,8 м.
Тоді для ділянки мережі:
R = R0 ⋅L , R = 0,34 ⋅40=13,6 Ом,
X = X0 ⋅L , X = 0,318 ⋅40=12,72 Ом.
Активну і реактивну складові струму обчислимо за формулами (3.8):
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
I 4915,9 ⋅103
a = = 25,9 A ;
3 ⋅110 ⋅103
I 3490 ⋅103
p = =18,3 A .
3 ⋅110 ⋅103
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо подовжню і поперечну
складові падіння напруги:
∆U′ф = 29,5 ⋅13,6 +18,3 ⋅12,7 = 634,7 В;
δU′′ = 25,9 ⋅12,7 −18,3 ⋅13,6 = 77 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5):
Uф1 = (110 + 0,63)2 ⋅106 + (0,077)2 ⋅106 =110,6 кВ .
Модуль падіння напруги ∆Uф визначається співвідношенням (3.7)
∆Uф = (0,63)2 ⋅106 + (0,077)2 ⋅106 = 634 В.
Втрата напруга розраховується за співвідношенням (3.6)
∆Uф =110,6 ⋅103 −110,0 ⋅103 = 0,6 ⋅103 В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проектної потужності Pі = 4915,9 кВт; Qі = 3490,1 квар складає
∆U
∆U(%) = ф %.
∆Uном
U(%) 0,6 ⋅103
∆ = ⋅100 = 0,55% .
110 ⋅103
Таким чином, вибрані параметри повітряних ліній здатні практично
без втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
За умовою надійності електропостачання ГПП підприємств зазвичай
виконуються двотрансформаторними. Визначення потужності
трансформаторів ГПП проводиться на підставі розрахункового
навантаження підприємства у нормальному режимі роботи з урахуванням
режиму енергопостачальної організації з реактивної потужності. У
післяаварійному режимі (при відключенні одного трансформатора) для
надійного електропостачання споживачів передбачається їх харчування від
трансформатора, що залишився в роботі. При цьому частина
невідповідальних споживачів може бути вимкнена з метою зниження
навантаження трансформатора [14, 15].
При виборі трансформаторів головної понижуючої підстанції у
якості розрахункової потужності приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах [4, 9]. Активна і реактивна складова
втрат в трансформаторі визначаються за виразом
∆РТ = 0,02 ⋅Sпр;
∆QТ = 0,1⋅Sпр ,
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6
ступені, кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
(2.17), у якому враховано втрати потужності в трансформаторах:
n 2
n 2
Snp(6 ст.) = КО ⋅ ∑P + ∆PТ + ∑Q + ∆QТ = SВН ГПП .
i=1 i=1
Попередньо обрана потужність SТ пр кожного з двох
трансформаторів ГПП оцінюється згідно виразу [6, 17]
S
S = np(6 ст.)
Т пр . (4.1)
2 ⋅0,7
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
Рисунок 4.1 – Типовий графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора рахується за
формулою
n
∑(S2
i ⋅ ∆t
1 i )
К = i=1
1 n ,
Sном Т ∑∆ti
i=1
де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА [6];
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження
трансформатора, за яких навантаження менше або дорівнює номінальному
трансформатора;
∆ti – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ∆ti , МВА.
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за
більшим значенням із двох величин K / та K / /
2 2 .
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
Величина K /
2 обчислюється за формулою
m
∑(S2
1 i ⋅ ∆ti )
К / = i=1
2 ,
S m
ном Т ∑∆ti
i=1
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора [6].
Величина K / /
2 визначається за виразом
/ / 0,9 ⋅S
К = np(6 ст.)
2 .
Sном Т
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження
К1 за допомогою таблиць визначається допустиме систематичне
перевантаження К2 доп . Робота трансформатора допускається із
систематичним перевантаженням, коли виконується умова К2 доп ≥ К2 [6].
На основі розрахунків приймається номінальна потужність
трансформатора і вказуються його параметри.
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 [6, 10].
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 [6, 10]. Цю умову можна записати так:
S
SномТ ≥ np(6 ст.) .
2
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
По-друге, повинна також виконуватися умова
S
S ≥ np(6 ст.).а
номТ ,
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.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу (4.1):
Отже
S 7885
Т пр = = 5632 кВ ⋅А .
2 ⋅0,7
Попередньо вибираємо трансформатор ТМН–6300/110 із
номінальними параметрами:
Sном Т =6,3 МВ ⋅А , Uном В=115 кВ, Uном Н =11кВ, UКЗ=10,5%,
ΔРХХ = 10 кВт, ΔРКЗ= 44 кВт .
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, в головним
чином, вимогами надійності живлення електроприймачів [3, 4, 6].
Обираємо попередньо потужність трансформатору нашої цехової
ТП, користуючись співвідношенням
S SТП 767
приб T = = = 548 кВ∙А.
2 ⋅0,7 1,4
Таким чином, номінальна потужність обраного трансформатору
складає
Sном T = 630 кВ∙А.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності [6].
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QHK1.
Визначається додаткова потужність НБК QHK2 з метою
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі
напругою 10 (6) кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHKсум = QHK1 +QHK2. (4.2)
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової
потужності Sном Т , що призначені для живлення технологічно зв`язаних
навантажень:
N P
= max
min + ∆N,
кзаван ⋅Sном T
де Pmax – максимальне активне навантаження даної групи
трансформаторів, кВт (для нашого випадку Pmax = Ppоз 0,4 цеху ) [6, 10];
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
Sном T – номінальна потужність трансформатора, кВА;
∆N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
N 712
min = + 0,49 = 2.
0,75 ⋅630
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе = Nmin + m ,
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [3, 6]
у функції Nmin і ∆N .
Nе = 2 + 0 = 2 ,
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
За рахунок ∆N та m з`являється некомпенсована потужність
Qmax T , яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ,
визначається вона за формулою [6]
2
Q 2
max T = (Nе ⋅кзаван.ф ⋅Sном T ) − Рmax .
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к SТП
заван.ф = .
Ne ⋅Sном T
к 767
заван.ф = = 0,61.
2 ⋅630
У такому разі
Q 2 2
max.T = (2 ⋅ 0,61 ⋅ 630) - (619,1) = 456 квар .
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних
конденсаторів QHK1 складе:
QHK1 = Qmax0,4 −Qmax T ,
де Qmax0,4 – сумарна реактивна потужність напругою 0,4 кВ за найбільш
завантажену зміну, квар.
QHK1 = 327,5 - 455,5 = −128 квар .
При QHK1 < 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку
не потрібно. У нашому випадку QHK1 ≤ 0 квар, тобто встановлювати
батареї не потрібно.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою [6]
QHK2 = Qmax0,4 −QHK1 − γ ⋅Nе ⋅Sном Т ,
де γ – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
K1, K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними [5].
QHK2 = 327,4 − (−127) − 0,18 ⋅2 ⋅630 = 228,6 квар .
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2 < 0 , тоді додатково
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів згідно
формули (4.2) складає
QHKсум = (−128) + 228 = 100 квар.
Таким чином, за результатами розрахунків вибираємо дві комплектні
конденсаторні установки марки УК3 – 0,38 – 50 потужністю 50 квар і
напругою живлення 0,38 кВ [5].
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві
Щоб уникнути надмірних втрат активної потужності від передачі
реактивної потужності енергосистеми на підставі відповідних техніко-
економічних розрахунків і з урахуванням наявної реактивної потужності
власних джерел, підприємствам задають певні оптимальні (економічні)
значення їх реактивної потужності [4, 5].
Транспортування електроенергії здійснюють за рахунок витрати
певної частини самої продукції, тому втрати електричної енергії при її
передачі неминучі.
Крім цих «необхідних технологічних витрат» у всіх елементах
системи електропостачання виникають суттєві додаткові втрати активної
потужності і енергії, що обумовлені завантаженням їх реактивною
потужністю, яка передається споживачам по лініях електропередачі.
Вибір місця приєднання конденсаторних батарей опирається на
аналіз схеми електропостачання. При цьому розглядається кілька способів
компенсації реактивної потужності: централізована, групова,
індивідуальна (рисунок 4.2) і комбінована – централізована в поєднанні з
груповою або індивідуальною [4, 5].
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
Рисунок 4.2 – Способи компенсації реактивної потужності:
а – централізована на стороні високої напруги;
б – централізована на стороні низької напруги;
в – групова;
г – індивідуальна; штриховий лінією показані ділянки мережі, що розвантажені від
потоків реактивної потужності споживачів.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
Типове навантаження промислових підприємств – індуктивного
характеру, тому компенсація реактивної потужності (РП) здійснюється за
допомогою ємності (конденсаторних батарей) [6].
Схема включення ємності в навантажувальне коло при поперечній
компенсації наведено на рисунку 4.3.
Рисунок 4.3 – Схема включення ємності в навантажувальне коло
при поперечній компенсації
Потужність однофазного конденсатора при синусоїдальній формі
напруги, прикладеного до його затискачів, визначається за
співвідношенням [6]:
Q = ω⋅C ⋅U2 .
Потужність трифазного конденсатора, сполученого трикутником,
визначається по цій же формулі. У цьому випадку U – лінійна напруга, а
C – сума ємностей всіх трьох фаз конденсатора. Потужність трифазного
конденсатора, сполученого зіркою, за однакової кількості ємностей всіх
трьох фаз визначається за співвідношенням [6]:
Q 1
= ω⋅C ⋅U2 ,
3
де C – сума ємностей усіх трьох фаз.
На рисунку 4.4. показана однолінійна схема мережі підприємства з
можливими місцями установки пристроїв компенсації реактивної
потужності [6].
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
Рисунок 4.4 – Рекомендовані місця установки засобів компенсації
реактивної потужності у мережі підприємства
Межа балансової приналежності може перебувати в точках 1− 4 .
Якщо пристрої компенсації встановлені на межі балансової належності, то
втрати активної енергії в мережі споживача не скорочуються, а пропускна
здатність мережі не збільшується. Єдиний позитивний ефект для нього –
часткова нормалізація напруги [6, 5]. При перенесенні місця установки
компенсуючих пристроїв від межі балансової належності ближче до
споживача з'являються ділянки мережі, розвантажені від потоків
реактивної потужності. На цих ділянках знижуються втрати активної
потужності. В результаті знижується термін окупності компенсуючих
пристроїв і підвищується ефективність використання електроенергії.
Споживачеві доцільно встановлювати пристрої, що компенсують
реактивну потужність якнайдалі від межі балансового розділу, але при
цьому потрібно враховувати, що джерела реактивної потужності на
підприємстві знаходяться на різних рівнях напруги [6, 13].
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
При великій кількості споживачів індивідуальна компенсація може
виявитися менш ефективною, ніж групова. Індивідуальна компенсація
доцільна біля великих електроприймачів з відносно низьким коефіцієнтом
потужності і великою кількістю годин роботи на рік. Групова компенсація
в порівнянні з індивідуальною має трохи більший термін окупності, але
завдяки застосуванню установок з автоматичним регулюванням реактивної
потужності не вимагає щоденного обслуговування (ручного включення і
відключення) і є кращим варіантом компенсації.
Для захисту конденсаторів шляхом їх шунтування при наскрізних
струмах КЗ можуть застосовуватися, наприклад, іскрові розрядники [1, 13],
що спікаються (рисунок 4.5), які після спрацювання тимчасово виводяться
з роботи за допомогою роз'єднувачів QS1, QS2 , QS3 для відновлення
розрядних властивостей.
Рисунок 4.5 – Схема установки поздовжньої ємнісний компенсації
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
Якщо навантаження споживача має ємнісний характер, то для
компенсації надлишкової ємнісної складової струму (для наближення
коефіцієнта потужності до одиниці) застосовується індуктивність, що
включається паралельно навантаженню [6, 13]. Такі випадки мають місце
при наявності на підприємствах протяжних кабельних ліній високої
напруги в періоди зниженої навантаження мережі, а також при збереженні
в роботі всієї потужності конденсаторів в години мінімуму навантаження
підприємств.
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі
техніко-економічних розрахунків, 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 ГОСТ 13109
(діючий) та ДСТУ EN 50160 [2, 13].
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з
вибором усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для
нормального і післяаварійного режимів роботи [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 [6, 13].
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 [6, 13]:
– максимальних, мінімальних і після аварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу
підприємства в режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
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 [6, 13].
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
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 [6, 13].
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 приєднувати до
магістральних шинопроводів.
Згідно рекомендацій [10] для типового розміщення
електроприймачів у цеху, практично рівномірної густині навантаження,
відсутності РП високої напруги, приймаємо схеми компенсації з
розташуванням засобів компенсації (конденсаторних батарей) на шинах
цехової підстанції.
Параметри КУ у інших цехах приведено у таблиці 4.1 – Вибір
кількості та потужності цехових трансформаторів та НКБ
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають [4, 6,
13]:
– 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 вірогідність перенавантаження
конденсаторів струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і
застосовувати необхідні заходи з їх усунення.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qmах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на
межі балансової приналежності.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом [6, 13]
Qвк = кнс ⋅ Qmax + ∆Qт - Qек - ∑Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними);
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 (таблиця 4.1).
Згідно отриманого значення приймаються до встановлення за довідковими
даними високовольтні конденсаторні установки з потужністю, що
дорівнює розрахунковому значенню, поділеному на кількість секцій шин
підстанції, що проектується.
З енергосистемою узгоджено Qек = 1800 квар.
Qвк = 0,9 ⋅3930 + 701−1800 −1825 = 613 квар .
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення
високовольтні конденсаторні установки з потужністю, що дорівнює
розрахунковому значенню, поділеному на кількість секцій підстанції, а
саме: дві конденсаторні установки марки УКЛ(П)56–10,5–300 УЗ,
модернізовані [5].
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі
Розподіл електроенергії на нижчому ступені багато в чому залежить від
схеми живлення електроприймачів. При виборі схеми електричної мережі
живлення електроустаткування цеху розглядають її комутаційну гнучкість,
надійність харчування, економічність, і навіть можливість застосування
індустріальних методів монтажу електричної мережі [4, 13].
Вибір способу позацехового електропостачання слід виконувати на
підставі техніко-економічних розрахунків порівнянних варіантів по мінімуму
приведених витрат з урахуванням трудовитрат при виробництві
електромонтажних робіт [6, 13].
Нами враховані наступні фактори:
– надійності і зручності експлуатації (ремонтоздатність, додаткова
прокладка ліній),
– ступінь забрудненості повітря, грунту,
– щільність забудови проммайданчика, рівень грунтових вод,
– розміщення технологічних, транспортних та інших комунікацій,
– вимоги пожежної безпеки,
– перспективу розвитку мережі тощо.
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [3, 6, 13]. 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 чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення [4, 13].
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400–
630 кВ·А одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та ІІ категорій і по умовам
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції
мають споживачів ІІ категорії, їх живлення повинно здійснюватися
двокабельною лінією з роз’єднувачами на кожному кабелі [4].
Радіальна схема розподілу електроенергії має високу надійність і
простоту в експлуатації і обслуговуванні, безпеку роботи, але для неї
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
характерна 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 [4].
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 РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів [4].
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'єднані до неї споживачі втрачають живлення [4].
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП,
категорії надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої
наведено на рисунку 5.1.
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема розподілення
електроенергії
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають 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 [1, 4].
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне
навантаження (Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Втрати активної ∆Рт та реактивної ∆Qт потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької
напруги трансформатора [14]
Рmax 10= Рроз 0,4+ ∆РТ = Рроз 0,4+ 0,02 ⋅ Sном Т ; (5.1)
Qmax 10= Qроз 0,4+ ∆QТ = Qроз 0,4+ 0,1⋅Sном Т , (5.2)
де Рроз 0,4, Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ (активне,
реактивне).
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми
живлення визначаємо за співвідношенням [14]
S Лi = (Рmax 10 і )2 2
+ (Qmax 10 і ) ,
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна
потужність лінії і-ого трансформатора з врахуванням втрат в
трансформаторах, що розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2).
Розраховані дані заносимо у таблицю 5.1.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Р
ТП роз 0,4 Qроз 0,4 Sном Т , Рmax 10 , Qmax 10 , S Л ,
кВт квар кВ·А кВт квар кВ·А
1 2 3 4 5 6 7
ТП–1 (1 трансф.) 742,7 413,7 1000 762,7 513,7 919,6
ТП–2 (2 трансф.) 366,9 216,5 630 379,5 279,5 471,3
ТП–3 (2 трансф.) 398,8 234,0 630 411,4 297,0 507,4
ТП–4 (2 трансф.) 462,5 228,5 1000 482,5 328,5 583,7
ТП–5 (2 трансф.) 433,5 246,0 630 446,1 309,0 542,7
ТП–6 (2 трансф.) 331,1 195,2 630 343,7 258,2 429,9
ТП–7 (2 трансф.) 354,5 222,0 630 367,1 285,0 464,7
ТП–8 (1 трансф.) 383,5 233,3 630 396,1 296,3 494,7
ТП–9 (2 трансф.) 454,0 299,3 1000 474,0 399,3 619,8
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП–ТП) в
нормальному режимі визначається як [1, 10]
S
I = Лі
роз, Лі .
3 ⋅Uном
Для цеху, який обрано у якості прикладу
Iроз Л ( ГПП - ТП 4 ) = 583,7
= 33,7 А .
3 ⋅10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2
(графа 4).
Згідно економічної густини струму j ек визначаємо стандартний
переріз Fек кабельної лінії [1], по якому визначається тривалий допустимий
струм Ідоп , значення якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
I
F = роз, Лі 33,7
ек = = 24,1 мм2 .
j ек 1,4
Обираємо переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП4) 25 мм2.
За допомогою отриманих даних обираємо згідно [5] трижильний
алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ (3×25),
Іном каб = 90 А .
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [1]
Іроз, Л ≤ Ідоп ⋅К1 ⋅К2 ,
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
К1 =1,05 ;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів
прокладених паралельно К2 = 0,90 ;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.
33,7 ≤ 90 ⋅1,05 ⋅0,9 = 85,1
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом
2 ⋅ Іроз Л ≤ Ідоп ⋅К1 ⋅К2 ⋅К3,
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3 =1,25.
Для нашого випадку
2 ⋅33,7 А = 67,4 А ≤ 90 ⋅1,05 ⋅0,9 ⋅1,25 =106,3 А ,
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% ⋅Uном і визначається за виразом [6]:
ΔU= 3 ⋅ Iроз Л ⋅LКЛ ⋅ (rо ⋅cosϕ + xо ⋅sinϕ) ,
де LКЛ – довжина лінії, км;
ro , xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cosϕ – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Значення cosϕ та sinϕ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії, наприклад:
cosϕ= 482,5 = 0,827 ; sinϕ = 328,5 = 0,562
583,7 583,7
.
Втрата напруги в кабельній лінії, що розглядається в якості прикладу,
буде
∆U = 1,732 ⋅33,7 ⋅0,165(1,24 ⋅0,827 + 0,099 ⋅0,562) =10,4 В.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
Таким чином, умова виконується, так як
∆U = 10,4 ≤ 0,05 ⋅Uном = 50 В
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній,
обираємо за довідковими даними та заносимо їх в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка LКЛ , SЛ , Iроз Л , Fек , Ідоп , Прийнята
кабелю м кВА А мм2 А F , мм2 Марка кабелю
1 2 3 4 5 6 7 8
ГПП–ТП1 155 919,6 53,1 37,9 140 50 АСБГ(3×50)
ГПП–ТП2 160 471,3 27,2 19,4 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП3 55 507,4 29,3 20,9 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП4 165 583,7 33,7 24,1 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП5 115 542,7 31,3 22,4 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП6 195 429,9 24,8 17,7 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП7 215 464,7 26,8 19,2 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП8 115 494,7 28,6 20,4 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП9 270 619,8 35,8 25,6 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП–БСК10 10 300,0 17,3 12,4 75 16 АСБГ(3х16)
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В
Розрахунок ведеться струмів короткого замикання проводемо згідно
[11].
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на
застосування засобів обчислювальної техніки.
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ,
значення якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку.
Тому можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку [12].
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на
застосування засобів обчислювальної техніки [12].
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ,
значення якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку.
Тому можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку [12, 14].
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. Вона 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 цього здійснюють перехід
від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності
[12, 14].
Розрахунок ведемо згідно чинного держстандарту методом точного зведення
в іменованих одиницях [12, 14].
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
Точне зведення в іменованих одиницях виміру полягає в перерахуванні
значень показників елементів на ступень напруги, який називають основним.
Таким може бути будь-який ступень напруги СЕП, у тому числі – й
фіктивний.
Зведення значень параметрів режиму Ei, Ui , Ii та опору zi елемента в
іменованих одиницях з i–го ступеня напруги, віддаленого від основного
кількома послідовно ввімкненими трансформаторами з фактичними
коефіцієнтами трансформації n1, n2 , ..., nm , здійснюється за
співвідношеннями [12, 14]:
E = Ei ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ; (6.1)
U = Ui ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ; (6.2)
I = Ii ( 6.3)
n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm
z = z ⋅ (n ⋅n ⋅ ⋅ ⋅n ).2i 1 2 m , (6.4)
де E, U, I, z – зведені величини, а коефіцієнт трансформації ni кожного
трансформатора визначають як відношення напруги холостого ходу обмотки,
зверненої до основного ступеня напруги, до напруги холостого ходу
обмотки, зверненої до ступеня напруги, де міститься елемент, параметри
якого зводяться.
Якщо первинні параметри режиму E* (ном), U* (ном), I* (ном) та опір
z* (ном) елемента задані у відносних одиницях виміру щодо номінальних умов
(номінальна напруга Uном та потужність Sном на i-му ступені напруги), то
їхні зведені до основного ступеня напруги значення в іменованих одиницях
виміру встановлюють за виразами [12, 14]:
E = E *(ном) i ⋅Uном ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ; (6.5)
U = U* (ном) i ⋅Uном ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ; (6.6)
I = I Sном
* (ном) i ; (6.7)
3 ⋅Uном ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
2
z = z Uном 2
* (ном) i ⋅ ⋅ (n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ) ; (6.8)
Sном
z = z Uном
* ном і ⋅ ⋅ (n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm )2 . (6.9)
3 ⋅ I ном
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [11, 12]
припущення.
Рисунок 6.1 – Розрахункова схема розрахунку КЗ
Схему складаємо однолінійною (рисунок 6.2).
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
Рисунок 6.2 – Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ :
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1600 МВ ⋅А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 40 км .
Середнє розрахункове значення питомого індуктивного опору складає
для повітряних ліній напругою 6–220 кВ хПЛ, пит = 0,4 Ом/км .
Для обраних кабельних ліній
хкаб. пит = 0,099 Ом/км ; rкаб. пит =1,24 Ом/км [19].
Необхідні дані по силовим трансформаторам беремо із каталогів після
вибору типа трансформатора:
– номінальна потужність S ном. Т = 6,3 МВ ⋅А ;
– напруга КЗ UКЗ=10,5% ;
U
– фактичний коефіцієнт трансформації n = ном В = 115 .
Uном Н 11
За основний ступень напруги приймаємо довільно першу ступень
(рисунок 6.2). Розподіл елементів схеми за ступенями напруги буде
наступним:
– І ступень, (основна): ХС , ХПЛ .
– ІІ ступень: ХТ , Х2 , X5, X7 , R2, R5, R7 ,
де ХТ – індуктивний опір силового трансформатора, Х2 , X5, X7 , R2, R5, R7
– індуктивний та відповідно активний опори кабельних ліній Л2, Л5,
Л7.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
Розрахуємо значення показників елементів схеми заміщення обраним
методом, використовуючи для цього формули (6.1) – (6.9), які для
індуктивних опорів мають вид [12, 14]:
– приведений до основного ступеня індуктивний опір системи
3 2
2
Х = UC (n)2
(110 ⋅10 )
С = 6 ⋅ (1)2 = 7,562 Ом ;
SКЗ 1600 ⋅10
– приведений до основного ступеня індуктивний опір повітряної лінії
ХПЛ = lПЛ ⋅ хПЛ, пит ⋅ (n)
2 = 40 ⋅0,4 ⋅ (1)2 =16 Ом ;
– приведений до основного ступеня індуктивний опір силового
трансформатора
3 2
2 2
Х = UКЗ U
⋅ ном. Н 2 10,5 (11⋅10 )
(n) 115
Т = ⋅ = 220,4 Ом ;
100 Sном Т 100 6,3 ⋅106
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л2
2
Х2= х 2
каб. пит ⋅LКЛ 2 ⋅n =0,099 115
⋅0,16 ⋅
=1,728 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л5
Х = х 2 115 2
5 каб. пит ⋅LКЛ 5 ⋅n = 0,099 ⋅0,115 ⋅ =1,242 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної лінії
Л7
2
Х7 = хкаб. пит ⋅LКЛ 7 ⋅n
2= 0,099 ⋅0,215 115
⋅
= 2,33 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л2
2
R = r 2 115
2 каб. пит ⋅LКЛ 2 ⋅n = 1,24 ⋅0,16 ⋅ = 21,6 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л5
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
2
R = r ⋅L ⋅n2 115
5 каб. пит КЛ 5 = 1,24 ⋅0,115 ⋅ =15,59 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л10
2
R 2
7 = rкаб. пит ⋅LКЛ 7 ⋅n = 1,24 ⋅0,215 115
⋅
= 53,08 Ом .
11
Таким чином, нами розраховано всі елементи схеми заміщення
методом точного зведення в іменованих одиницях.
6.2 Розрахунок струмів з трифазного короткого замикання в
характерних точках
Струм короткого замикання визначаємо згідно закону Ома, який для
зведених величин I, U, z буде мате вид [12, 14]:
I U
КЗ= , (6.10)
zΣ
де I КЗ – зведений до основного ступеня струм КЗ короткозамкненого
ланцюга;
zΣ – сумарний зведений до основного ступеня опір коротко замкнутого
ланцюга (одної фази);
U – зведена до основного ступеня фазна напруга енергосистеми:
3
U = Uc n n n 110 ⋅10
⋅ 1 ⋅ 2 ⋅ ⋅ ⋅ m = = 63510 В .
3 3
Відмітимо, що обчислені значення струму КЗ будуть натуральними
тільки для основного ступеня напруги (І ступень) [12]. Для другого ступеня
напруги СЕП натуральні значення струму та напруги визначають
перерахуванням за відповідними коефіцієнтами трансформації
трансформаторів між шуканим і основним ступенями згідно (6.3 ), а саме
ІКЗ, і = ІКЗ, і ⋅n .
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
Позначимо ZΣ(К1) - ZΣ(К5) – сумарний приведений до основного
ступеня опір короткозамкнених ланцюгів з точками замикання К1– К5
відповідно. Знайдемо сумарний опір для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:
Z∑ К1 ≡ Х∑ К1 = ХС + ХПЛ = 7,562 + 16 = 23,56 Ом .
Точка короткого замикання К2:
Z∑ К2 ≡ Х∑ К2= ХС +ХПЛ +ХТ = 7,56 + 16 + 220,4 ≈ 244 Ом .
Точка короткого замикання К3:
2 2 2
Z∑ К3= Х2
∑ К3+(R2 ) = (ХС +ХПЛ +ХТ +Х2 ) +(R2 ) =
= (7,56 +16 + 220,4 +1,728)2 + (21,6)2 = 246,7 Ом
Точка короткого замикання К4:
Z 2 2
∑ К4= Х∑ К4+(R5 ) = ( 2 2
ХС +ХПЛ +ХТ +Х5 ) +(R5 ) =
.
= (7,56 +16 + 220,4 +1,242)2 + (15,59)2 = 245,7 Ом
Точка короткого замикання К5:
2 ( 2 2 2
Z∑ К5 = Х∑ К5+ R7 ) = (ХС +ХПЛ +ХТ +Х7 ) +(R7 ) =
.
= (7,56 +16 + 220,4 + 2,33)2 + (53,08)2 = 252 Ом
Знайдемо зведений струм короткого замикання для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:
I U
КЗ (К1) = = 63510 = 2695,7 А .
z∑ К1 23,56
Точка короткого замикання К2:
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
I = U = 63510
КЗ (К2) = 260,3 А .
z∑ К2 244
Точка короткого замикання К3:
I = U = 63510
КЗ (К3) = 257,4 А .
z∑ К3 246,7
Точка короткого замикання К4:
I КЗ (К4) = U = 63510
= 258,5 А .
z∑ К4 245,7
Точка короткого замикання К5:
I U 63510
КЗ (К5) = = = 252 А .
z∑ К5 252
Натуральне значення струму КЗ у обраних точках буде:
– точка короткого замикання К1:
І КЗ (К1) = ІКЗ (К1) ⋅n1 = 2695,7 ⋅1 = 2695,7 А ;
– точка короткого замикання К2:
І = І 115
КЗ (К2) КЗ (К2) ⋅n2 = 260,3 ⋅ = 2721,3 А ;
11
– точка короткого замикання К3:
ІКЗ (К3) = ІКЗ (К3) ⋅n2 = 257,4 ⋅10,455 = 2691 А ;
– точка короткого замикання К4:
ІКЗ (К4) = ІКЗ (К4) ⋅n2 = 258,5 ⋅10,455 = 2702,6 А ;
– точка короткого замикання К5:
ІКЗ (К5) = І КЗ (К5) ⋅n2 = 252 ⋅10,455 = 2634,7 А .
Таким чином, нами розраховані шукані величини IКЗ(К1)- IКЗ(К5)
точним методом в іменованих одиницях.
Розрахуємо ударний струм короткого замикання.
При розрахунку ударного струму вважають [12, 15]:
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
1) ударний струм наступає через 0,01 с після начала КЗ;
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01 с
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
В простих радіальних електричних мережах ударний струм слід
визначати згідно формули
-0,01
iу = 2 ⋅ Iп 0 ⋅ (1 + e Ta ) = 2 ⋅ Iп 0 ⋅kу ,
де kу – ударний коефіцієнт,
Та – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с.
У складних розгалужених електричних мережах ударний струм КЗ
варто обчислювати методами вузлових напруг або контурних струмів (при
нульових початкових умовах).
При наближених розрахунках ударного струму КЗ в складних мережах
допускається використовувати формулу
- 0,01
iу = 2 ⋅ Iп 0 ⋅ (1 + е Та, ек ) ,
де Та, ек – еквівалентна стала часу затухання аперіодичної складової струму
КЗ, с.
Якщо точка КЗ розділяє схему на радіальні незалежні вітки, то при
наближених розрахунках ударний струм КЗ слід визначати як суму ударних
струмів окремих віток:
-0,01
m Ta,i
iу = Σ 2 ⋅ I ⋅ (1 + e ) ,
i = 1 п 0 i
де Iп0i – початкове діюче значення періодичної складової струму КЗ в і-ої
вітки.
Розрахуємо ударний струм для точок короткого замикання К1– К5. Для
цього використаємо указівки [15, 16], що для мереж напругою вище 1000 В, в
яких нехтують активним опором, ударний коефіцієнт kу = 1,8 .
Таким чином для визначених місць короткого замикання ударний
струм буде:
– точка короткого замикання К1:
iу (К1) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К1) = 2 ⋅1,8 ⋅2695,7 = 6793 А ,
– точка короткого замикання К2:
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
iу (К2) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К2) = 2 ⋅1,8 ⋅2721,3 = 6927,3 А ,
– точка короткого замикання К3:
iу (К3) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К3) = 2 ⋅1,8 ⋅2691 = 6850 А ,
– точка короткого замикання К4:
iу (К4) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К4) = 2 ⋅1,8 ⋅2702,6 = 6879,7 А ,
– точка короткого замикання К5:
iу (К5) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К5) = 2 ⋅1,8 ⋅2634,7 = 6706,8 А .
Визначені величини ударного струму та початкового значення
періодичної складової струму КЗ заносимо у таблицю 6.1.
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Параметр Місце короткого замикання
К1 К2 К3 К4 К5
ІКЗ, А 2695,7 260,3 257,4 258,5 252
ІКЗ, А 2695,7 2721,3 2691 2702,6 2634,7
іy , А 6793 6927,3 6850 66879,7 6706,8
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рисунок 6.3), що містить
точку А однофазного короткого замикання, складаємо схему заміщення
(рисунок 6.4), користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у
[11, 12, 15].
Рисунок 6.3 – Розрахункова схема однофазного КЗ
У схема заміщення однофазного КЗ обґрунтовано нехтуємо активними
складовими повного опору.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
Рисунок 6.4 – Схема заміщення однофазного КЗ
Розрахунок ведемо у відносних одиницях. Базисну потужність довільно
вибираємо Sб =100 МВ ⋅А , базисну напругу на першому (основному) ступені
приймаємо Uб,1=110 кВ , базисний струм на цьому ступені буде
І = Sб 100 ⋅106
б = ≈ 525 А .
3 ⋅Uб,1 3 ⋅110 ⋅103
Модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного КЗ має зв’язок зі струмом
І(1)
КЗ1 прямої послідовності однофазного КЗ співвідношенням:
І(1) = 3 ⋅ І(1)
КЗ КЗ1 . (6.11)
У свою чергу, струм І(1)
КЗ1 прямої послідовності однофазного КЗ може
бути визнано за допомогою метода симетричних складових, основне
співвідношення якого у загальному вигляді має вид:
E
І(n) А Σ
КЗ1 = (n) , (6.12)
j(X1Σ + ΔX )
де Е А Σ – сумарна ЕРС джерел енергії;
Х1Σ – сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ;
ΔХ(n) – додатковий індуктивний опір, що визначається видом
несиметричного КЗ (n) та параметрами схем заміщення зворотної і нульової
послідовності.
Для нашого випадку формула (6.12) прийме вид:
І(1)
КЗ1 = Е* ⋅ І , (6.13)
Х*1Σ + Х б
*2Σ + Х*0Σ
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
де Х*2Σ – індуктивний опір зворотної послідовності;
Х*0Σ – індуктивний опір нульової послідовності.
Величина Е*= UC =1, тоді з урахуванням цього формула (6.13)
Uб,1
прийме вид
І(1)
КЗ1 = Іб . (6.14)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
З методу симетричних складових також відомо, що індуктивний опір
зворотної послідовності Х2 дорівнює індуктивному опору прямої
послідовності Х1 [14]. У такому разі, з урахуванням того, що всі елементи
схеми заміщення знаходяться на одному ступені напруги, а розрахунок
проводимо у відносних одиницях, буде справедлива рівність:
Х*1= Х* 2
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ
визначається через опір прямої послідовності повітряної лінії Х*1, ПЛ з
врахуванням коефіцієнта n за співвідношенням
Х* 0, ПЛ = n ⋅Х*1, ПЛ .
Величина коефіцієнту n залежить від конструктивного виконання лінії
і для одноланцюгової лінії зі сталевими тросами має значення n=3. Таким
чином,
Х* 0, ПЛ = 3 ⋅Х*1, ПЛ (6.15)
Модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного КЗ[12]:
І(1)
КЗ = 3
⋅ Іб . (6.16)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
У цьому співвідношенні невідомою величиною є сумарний
індуктивний опір нульової послідовності Х*0Σ . Величина Х*0Σ складається з
опору нульової послідовності системи Х* 0, С , опору нульової послідовності
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
повітряної лінії Х* 0, ПЛ , а також опору нульової послідовності
двообмоткового трансформатора Х* 0, Т , обмотки якого з’єднані за схемою
Y0 /Δ .
Опір Х* 0, Т залежить від конкретної схеми з’єднання обмоток [12] і для
нашого випадку:
Х* 0 Т = Х*1 Т = Х* Т = UКЗ = 0,105.
100
Опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ визначено
формулою (6.15). Таким чином, невідомою залишається лише одна складова,
а саме опір нульової послідовності системи Х* 0, С . Для визначення цієї
величини використаємо відоме співвідношення (6.15), але записане не для
точки А, а для короткого замикання на шинах підстанції (системи):
І(1)
КЗ, С = 3
⋅ І .
Х*1 С + Х б
* 2 С + Х* 0 С
Зв’язок між потужністю трифазного та однофазного коротких
замикань[12]:
S(1)
КЗ = k ⋅S(3)
КЗ
де k – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 ≤ k ≤1,5 і при КЗ у точці А (поблизу трансформатора ГПП)
k ≈1,2 . Тоді
S(1) k ⋅S(3)
І(1) КЗ КЗ
КЗ С = = .
3 ⋅UС 3 ⋅UС
Отримаємо:
Х Іб ⋅ 3 ⋅UС 3
* 0 С = 3 ⋅ (3) - 2Х* С = ⋅X* C - 2X
k S k * C ,
⋅ КЗ
тобто
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
Х* 0 С = Х 3 - 2* С k .
Таким чином, ми маємо усі складові сумарного опору Х* 0 Σ нульової
послідовності у точці А. Для визначення Х* 0 Σ складемо схему заміщення
(рисунок 6.5) нульової послідовності при однофазному короткому замиканні
у точці А.
Рисунок 6.5 – Схема заміщення нульової послідовності
З цієї схеми сумарний опір Х* 0 Σ нульової послідовності станове
(Х + Х ) ⋅Х
Х* 0 Σ = Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т = * 0 С * 0 ПЛ * 0 Т .
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т
Таким чином, нами для заданої електричної розрахункової схеми та
конкретної схеми з’єднання обмоток силового трансформатора одержані
співвідношення, що дозволяють розрахувати модуль І(1)
КЗ повного струму
однофазного короткого замикання. Далі обчислюємо чисельні значення
складових отриманих виразів.
Сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ Х1Σ , а також індуктивний опір зворотної
послідовності Х*2Σ будуть:
Х*1∑ = Х = Х + Х = Sб + l х Sб
* 2∑ * С * ПЛ S ПЛ ⋅ ПЛ, пит ⋅ =
КЗ U2
б
100 ⋅106 6 .
= 6 + 40 ⋅0,4 100 ⋅10
= 0,0625+ 0,132 = 0,1945
1600 ⋅10 (110 ⋅103 )2
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
Необхідні для визначення Х* 0∑ компоненти формули (1.50)
дорівнюють відповідно:
Х 3 3
* 0 С = Х* С − 2 = 0,0625 − 2 = 0,03125 ;
k
1,2
6
Х* 0 ПЛ = 3 ⋅Х* ПЛ = 3 l х Sб 100 ⋅10
⋅ ПЛ ⋅ ПЛ, пит ⋅ 2 = 3 ⋅40 ⋅0,4 2 = 0,3967
Uб (110 ⋅103 )
Х* 0 Т = Х* Т = UКЗ, % 10,5
= = 0,105
100 100
Отже
(Х + Х ) ⋅Х
Х* 0∑ = * 0 С * 0 ПЛ * 0 Т
=
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т
(0,03125+ 0,3967) ⋅0,105 0,42795 ⋅0,105
= = = 0,0843
0,03125+ 0,3967 + 0,105 0,53295
Таким чином, модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного короткого
замикання
І(1)
КЗ = 3
⋅ І =
Х*1∑ + Х*2∑ + Х б
*0∑ .
3 525 1575
= ⋅ = = 3327,7 А
0,1945+ 0,1945+ 0,0843 0,4733
Нами знайдено шукане значення модуля повного струму однофазного
короткого замикання: І(1)
КЗ = 3327,7 А .
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ
ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Трансформаторні підстанції є основною ланкою системи
електропостачання [4].
Підстанції комплектні трансформаторні блокові на напругу 110 кВ
(КТПБ 110 кВ) призначені для прийому, перетворення, розподілу і транзиту
електричної енергії трифазного змінного струму промислової частоти 50 Гц
при номінальних напругах 110 кВ і використовуються для електропостачання
великих мережевих підстанцій, промислових і комунальних споживачів,
сільськогосподарських районів і великих будівництв [5]. КТПБ 110 кВ
призначені для зовнішньої установки на висоті не більше 1000 м над рівнем
моря і роботи в умовах, відповідних виконань УХЛ категорії розміщення I з
ізоляцією високовольтних апаратів категорій II і в IV кліматичному районі
по вітру і ожеледі згідно з «Правилами улаштування електроустановок» [1,
4]. КТПБ складається з відкритих розподільних пристроїв (ВРП) з
елементами ошиновки, кабельних конструкцій, загально станційного пункту
управління (ЗПУ), елементів гнучкої ошиновки 10 (6) кВ, комірок
трансформаторів власних потреб (ТВП) і розподільчих установок 6 (10), 35
кВ зовнішньої установки [5]. У районах півночі комірки КРУ розміщуються
тільки в закритих розподільних пристроїв (ЗРП). В якості КРУ 10 (6) кВ
можуть застосовуватися осередку серії КНВ-10, камери КСО-202. ОРУ
виконуються з блоків зі змонтованими апаратами високої напруги і елементів
ошиновки. Залежно від реалізованої схеми підстанції, до складу ВРУ 110 кВ
входять наступні блоки [5]:
- Блок ОПН;
- Блок ізоляторів БІ;
- Блок вимикача БВ;
- Блок роз'єднувача БР;
- Блок трансформаторів струму БТС;
- Блок трансформаторів напруги БТН;
- Блок прийому ПЛ БП.
Конструкція блоків прийому ПЛ 110 кВ забезпечує портальний прийом
із застосуванням гірлянд і натяжних пристроїв, а також беспортальний
прийом безпосередньо на блок прийому ПЛ.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
Кабельні конструкції в КТПБ передбачені двох типів:
- наземні із залізобетонних елементів, для основних кабельних
потоків.
- - підвісні, з металевими лотками, заводський поставки для
одиночних кабелів і кабельних зв'язків в межах ВРП.
Залежно від виконання КТПБ, призначення і від кліматичних умов,
схеми головних кіл виконуються окремо.
Схеми допоміжних кіл відповідають типовим рішенням і схемами,
спеціально розробленим для КТПБ з вимикачами на 110 кВ.
Електрична міцність ізоляції головних і допоміжних ланцюгів КТПБ
110 кВ відповідає вимогам ГОСТ 1516.3, відповідно з яким ізоляція повинна
витримувати випробувальну напругу.
Устаткування, що передбачене в схемах електричних з'єднань
головних кіл елементів КТПБ, узгоджується з Замовником поставка
наступного обладнання. Додатково вибираються [5]:
- силові трансформатори;
- силові і контрольні кабелі, а також кабелі зв'язку;
- спуски з ПЛ 35-110 кВ до блокам прийому;
- натяжні і підтримуючі гірлянди;
- труби для прокладки кабелів;
- затискачі типу АШМ;
- збірні залізобетонні елементи;
- рейки для установки силових трансформаторів.
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[1,3].
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.
Вимикач вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
Роз’єднувач вибирається аналогічно, тільки відсутня перевірка на
допустимий струм відключення.
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз’єднувачі.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і
графу 2 – відповідні каталожні дані [5], а графа 3 містить умови вибору
апаратів. Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ–110II*–
40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням температури
оточуючого повітря – 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с,
сейсмічності – до 9 балів та приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1.
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 110 кВ Uном к = 110 кВ Uном ≤ Uном к
Іроз = 20,9 А І ном = 2500 А Іроз ≤ Іном
іy = 6,793 кА I mах дин = 102 кА іу ≤ Imax дин
I n t = 2,695 кА І в і д к л = 40 кА I n t ≤ Iв і д к л
В = І2 3
К П ⋅ tК = (2,695 ⋅10 )2 ⋅0,035 = I = 40 кА; t = 3 с;
T T
2 6 2 В ≤ І2 ⋅ t
= 0,254 ⋅106 В2 ⋅с IT ⋅ tT = 4800 ⋅10 В ⋅с К Т T
В таблиці 7.1:
ВК – тепловий імпульс струму короткого замикання;
ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
tT – нормований час термічної стійкості апарата;
Imax дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної
стійкості вимикача.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [5].
Алгоритм вибору роз’єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.2.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз’єднувач серії РГН–
110/1000 УХЛ1.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 110 кВ Uном к = 110 кВ Uном ≤ Uном к
Іроз = 20,9 А І ном = 1000 А Іроз ≤ Іном
іy = 6,793 кА I mах дин = 80 кА іy ≤ Imах дин
ВК = І2
П ⋅ tК = (2,695 ⋅103)2 ⋅0,035 = IT = 40 кА; tT = 3 с;
2
2 6 2 ВК ≤ ІТ ⋅ tT
= 0,254 ⋅106 В2 ⋅с IT ⋅ tT = 4800 ⋅10 В ⋅с
Остаточно, по даним таблиці обираємо роз’єднувач серії РГН–110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [5].
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. Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач
навантаження вакуумний типу ВВЭ–10–20/1000 У3 з вбудованим
електромагнітним приводом [5].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням
S
І ВН ГПП 7885 ⋅103 В ⋅А
роз = = = 455 А .
3 ⋅Uном 1,732 ⋅10 ⋅103 В
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном ≤ Uном к
І роз = 455 А І ном = 1000 А Іроз ≤ Іном
іy = 6,927 кА I mах дин = 52 кА іу ≤ Imах дин
I n t = 2,721 кА І в і д к л = 20 кА I n t ≤ Iв і д к л
ВК = І2
П ⋅ tК = (2,721⋅103)2 ⋅0,055 = IT = 20 кА; tT = 3 с;
6 2 2 6 В ≤ І2 ⋅ t
= 0,428 ⋅10 В ⋅с IT ⋅ tT =1200 ⋅10 В2 ⋅с К Т T
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
S
І ВН ГПП 7885 ⋅103 В ⋅А
роз, с е к ц. = = = 227 А .
2 ⋅ 3 ⋅Uн 2 ⋅1,732 ⋅10 ⋅103 В
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу ВВЭ–10–20/630 У3 з вбудованим електромагнітним
приводом [5].
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном ≤ Uном к
І роз секц = 227 А І ном = 630 А Іроз секц ≤ Іном
іy = 6,927 кА I mах дин = 80 кА іу ≤ Imах дин
I n t = 2,721 кА І в і д к л = 20 кА I n t ≤ Iв і д к л
В = І2 ⋅ t = (2,721⋅103)2
К П К ⋅0,055 = IT = 20 кА; tT = 3 с;
6 2 2 В ≤ І2 ⋅ t
= 0,428 ⋅10 В ⋅с IT ⋅ tT =1200 ⋅106 В2 ⋅с К Т T
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [5, 13]:
– по номінальній напрузі
Uвст ≤ Uном ;
– за номінальним струмом
Іроб.max ≤ І1ном ,
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого
струму установки, так як недовантаження первинної обмотки призводить до
збільшення похибок;
– за конструкцією і класу точності;
– по електродинамічної стійкості.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталогу може
задаватися у двох формам: задано номінальний струм електродинамічної
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної
стійкості Кдин .
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від
параметра, яким стійкість задана у каталозі.
Термічна стійкість у каталогу також може задаватися у одній з двох
форм:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий час
tтер його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну
стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його
співвідношення з нормованим для даного класу точності.
Для зручності вихідні дані та результати розрахунків представляють у
вигляді таблиці, наприклад таблиця 7.3
Трансформатори струму вибирають за номінальною напругою,
первинному та вторинному струмам, за родом встановлення, конструкції,
класу точності та перевіряємо на термічну стійкість при короткому
замиканні.
Попередньо обираємо трансформатор струму [5] напругою 10 кВ типу
ТШЛП–10К
Таблиця 7.5 – Вибір трансформаторів струму напругою 10 кВ ТШЛП–10К
Розрахункові дані Каталожні дані
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ
І роз = 455 А І ном к = 1000 А
і дин = kдин ⋅ 2 ⋅ І ном к =
іy = 6,927 кА = 30 ⋅1,4 ⋅1000 кА =
= 42 ⋅103 кА
ВК = І2
П ⋅ tК = (2,721⋅103)2 ⋅0,12 = IT = 31,5 кА; t = 4 с;
T
= 0,888 ⋅106 В2 2
⋅с IT ⋅ tT = 3969 ⋅106 В2 ⋅с
Номінальний струм вторинної обмотки I2H = 5 A , допустима потужність
S2H вторинної обмотки при cosϕ = 0,8 клас точності 0,5 складає 15 ВА.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
Сумарний опір приладів
ΣS
r = прил.
прил. 2 ,
I2Н
де Sприл = 7 ВА – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники
активної та реактивної енергії та ін.).
rк − опір контактів rк = 0,1 Ом.
r 14
прил.= =0,28
52 Ом.
Опір з'єднувальних проводів:
S 2
r 2Н - I2Н (rприл + rк )
пров = 2 ;
I2Н
r пров = 15 - 25 ⋅ (0,28 + 0,1) = 0,22 Ом.
25
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp = lпров = 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів
l ⋅ρ
F p.
пров.= ;
rпров.
F 25 ⋅0,02 2
пров. = = 2,27 мм .
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом
F = 2,5 мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф + rприл. < rн = 0,6 Ом;
0,2 + 0,28 = 0,48 < 0,6 .
Обраний трансформатор струму забезпечить допустиму похибку в
межах класу точності 0,5.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір типу трансформаторів напруги визначається його призначенням.
У результаті аналізу потрібно обрати кількість необхідних однофазних або
трифазних трансформаторів.
Трансформатори напруги обираються [5]:
– по напругі встановлення
Uвст ≤ Uном ;
– по конструкції і схемі з'єднання;
– по класу точності;
– по вторинному навантаженню
S2Σ ≤ S2ном ,
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі
точності. При визначенні потужності враховується схема з'єднання.
Результати розрахунку навантаження основної обмотки
трансформатора для зручності подають у вигляді таблиці 7.6
В мережі 10 кВ приймаємо попередньо до встановлення трансформатор
напруги типу НТМИ–10–66УЗ [5]. Розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, Потужність, що
що cosφ споживається
Прилад Тип споживається
котушкою, tgφ P, Q, S,
Вт Вт вар ВА
Вольтметр Э–365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник А1800 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: 3 0,048 0,061 0,077
Якщо номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H =120 В⋅А більше Sф (В⋅А), тоді він буде працювати з
допустимою похибкою.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
Кількість
Котушок,
шт.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Переріз кабелю на термічну стійкість до струмів трифазного короткого
замикання перевіряють за співвідношенням [5]:
I ⋅ t
F = ∞ пр
min ,
С
де tпр – приведений час;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ).
Приведений час можна визначати по виразу
tпр = tзах + tвідкл ,
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії апаратури, що відключає лінію.
У нашому випадку:
tпр = tзах + tвідкл = 0,08 + 0,055 = 0,135 с .
У такому разі
I ⋅ t
F = ∞ пр = 2634,7 ⋅ 0,135 2
min = 11,38 мм .
С 85
Таким чином, для кабельна лінія що перевіряється, переріз якої 50 мм²,
задовольняє умовам термічної стійкості до струмів трифазного короткого
замикання.
Перевірку інших високовольтних кабельних лінії виконуємо
аналогічним чином, при необхідності змінюючи переріз до найближчого
більшого стандартного.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори[1,3]:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки) [1, 4].
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення
та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами [1, 4]. Кожний вид схем має свою найбільш доцільну область
застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми
живлення використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше
розповсюдженні змішані схеми.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ [1, 4].
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження та її
розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та
конструкції цехової мережі.
З врахування всіх факторів, що впливають на вибір схеми живлення,
обираємо радіальну схему. Живлення розподільчих пунктів здійснюємо
кабелями.
Наявність на КТП і поблизу від неї комутаційно-захисних апаратів,
окремих приєднаній дозволяє простіше вирішувати задачі автоматизації в
цеховій електричній мережі.
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодженні на
збірних шинах ТП що малоімовірне внаслідок достатньо надійної конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції (КТП).
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частин [7].
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху проводимо методом світлового потоку [7]
(методом коефіцієнту використання).
Розраховуємо освітлення цеху, розміри якого А×В×Н = 82×38×10 ,
освітлення виконано лампами типа ДРЛ с світильниках РСП05/ГОЗ. В
подальшому використаємо позначення, приведені на рисунки 8.2. В нашому
випадку hp = 0,8 м; hc = 1,2 м .
Ф к3 ⋅Е ⋅S ⋅ z
= min , (8.1)
N ⋅ η
де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [7];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2 ;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z = cp =1,1…1,15 ;
Emin
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
N – прийнята кількість світильників, т..;
η – коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по
довідковим таблицям [7] в залежності від типу прийнятого світильника,
коефіцієнтів відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення
“і”, останній визначається за виразом
i A ⋅B
= , (8.2)
(A + B) ⋅h
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника
не повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не
перевищувати більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному
разі змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо λе = Lв / h =1, тоді отримаємо відстань між світильниками
Lв = λе ⋅h.
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Рисунок 8.2 –– Розміщення світильників цеху
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
n
Фсв ⋅µ ⋅∑ei
Е = i=1 ,
1000 ⋅к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
µ – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
µ =1,11,2 ;
n
∑ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i=1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Намітимо розміщення в світильників цеху, в першу чергу висоту
підвісу h .
h = H - hр - hс = 10 - 0,8 - 1,2 = 8 м .
Для прийнятого світильника, що має глибоку криву сили світла (буква
Г в позначенні світильника), знаходимо значення λ – λ=1.
Відстань між світильниками
La = λ ⋅h = 1⋅8 = 8 м .
При La = 8 м в ряду можна розмістити 10 світильників, тоді між ними
буде 9 проміжків
2 ⋅ l = 82 −8 ⋅9 =10 м,
де l = 5 м.
Приймаємо число рядів світильників рівним 5, тоді Lb = 6 м , а
величина
La = 8 = 1,33 ≤ 1,5 .
Lb 6
Отримаємо кількість світильників в цеху N = 50.
Розрахуємо індекс приміщення за виразом (8.2):
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
і = 82 ⋅38
= 3,2 .
8 ⋅ (82 + 38)
Для приміщення з індексом і = 3,2 та коефіцієнтом відбиття
ρп = 0,7; ρс = 0,5; ρр = 0,1 коефіцієнт використання світлового потоку
світильників КВ = 0,69. Для мінімальної освітленості Emin = 200 лк та
коефіцієнту запасу КЗ = 1,5 світловий потік Фсв відповідно до виразу (8.1)
складає
Ф = 250 ⋅1,5 ⋅3116 ⋅1,15
св = 54848 лм.
50 ⋅0,49
Обираємо лампу ДРЛ 1000 з потужністю 1000 Вт, що має світловий
потік Fн о м = 59000 лм [7, 13].
Визначимо відхилення обраного значення світлового потоку від
розрахованого:
F
Δ(%) = р - Fном ⋅100 %
Fр
54848− 59000
Δ(%) = ⋅100 % = 7,6 %
54848
Обрана лампа за світловим потоком відрізняється від розрахункового
на 8,2 % , що допустимо.
Активна потужність системи освітлення складає:
Рос Σ = PДРЛ ⋅N
Рос Σ =1000 ⋅50 = 50000 Вт.
Реактивна потужність системи освітлення дорівнює:
Qmax оc = Pmax оc ⋅ tgϕ0
Qmax оc = 50 ⋅0,2 =10 квар.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Цехові мережі електричного освітлення повинні відповідати всім
вимогам ПУЕ до мереж напругою до 1 кВ та ще специфічним вимогам. Це
обумовлено їх значною довжиною та доступністю, необхідністю
забезпечення нормального ходу технологічного процесу, безпеки людей та
пожежної безпеки [7].
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
При двотрансформаторних підстанціях (рисунок 8.4) забезпечується
більш висока надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок
живиться від одного трансформатора, а друга – від іншого [7].
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанцій
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників [7].
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом
n
Рроз = кп ⋅∑Рномі ,
i=1
де кп – коефіцієнт попиту;
n
∑Рном – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
і
i=1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
n
Рроз = кп ⋅кдод ⋅∑Рномі ,
i=1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп
зі стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах
запалювання 1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення
в живильній мережі приведені в таблиці 8.1 [7].
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів кп
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих
приміщень 0,85
Проектні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Для обраної нами системи освітлення розрахункова потужність
дорівнює:
Рроз ос = 0,95 ⋅1,12 ⋅50 ⋅1000 = 53,2 кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
Для цеха обираємо схему живлення освітлювальної установки, що
приведена на рисунку 8.5.
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки:
1 – магістральні щитки робочого освітлення; 2 – групові щитки робочого освітлення
Загальна кількість світильників в цеху N = 40 розподілена на 4 групові
щитки робочого освітлення рівномірно по 10 штук. Світильники кожного
групового щитка рівномірно розподілені по фазах.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є [7]:
Ідоп > Іроз ,
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами [7]:
– для однофазних двопроводних мереж (1ф + N)
Pроз ⋅103
Ipоз = ;
Uф ⋅cosϕ
– для двофазних двопроводних мереж (2ф + N)
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
Pроз ⋅103
Ipоз = ;
2 ⋅Uф ⋅cosϕ
– для трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N)
Pроз ⋅103 P 3
I роз ⋅10
pоз = = ,
3 ⋅Uл ⋅cosϕ 3 ⋅Uф ⋅cosϕ
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cosϕ – коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cosϕ =1; для мереж з люмінесцентними лампами cosϕ = 0,95; для
газорозрядних ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cosϕ = 0,9; без
конденсаторів – cosϕ = 0,57 .
Враховуючі, що кількість світильників, що підключається на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук,
приймаємо симетричне розподілення ламп : ЩО1 – 20 штук, ЩО2 – 20 штук.
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді
трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N) [7].
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних
щитків робочого освітлення при обраної схемі визначається за
співвідношенням:
P
I 1
= ⋅ роз ос
pоз .
2 3 ⋅Uф ⋅cosϕ
I 1 53,2 ⋅103
pоз = ⋅ = 44,8А.
2 3 ⋅220 ⋅0,9
Обмеження на групові щитки, що використовуються за радіальною
схемою, складають 200 А. Таким чином, для обраної радіальної схеми та
прийнятого розподілу ламп між щитками для обраної схеми, вимоги щодо
даного обмеження, виконуються.
Згідно отриманих вихідних даних, а також перерізу алюмінієвих
двожильних кабелів, що відповідає розрахунковому струму Ipоз = 22,4А
обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АППВ (4х6) з
допустимим струмом 40 А.
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги.
Метою розрахунків є забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла [7].
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом
∆U M
= , (8.3)
C ⋅F
де М – момент освітлювального навантаження, кВт⋅м (рисунок 8.6);
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [7];
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Рисунок 8.6 – Схеми підключення світильників
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Напруга Коефіцієнт С для
мережі, Система мережі і роду струму провідників
В мідних алюмініє
вих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
220 Однофазна двопровідна змінного або постійного
струму 12,8 7,7
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності.
Розрахуємо моменти освітлювального навантаження М для найбільш
віддалених ділянок і світильників.
Для ділянки 1 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху:
−M1 = P1 ⋅L1 ,
де P 1
1 = ⋅Pроз ос потужність групового щитка робочого освітлення,
4
L1 = 18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення.
−M 1
1 = ⋅24,2 ⋅18 =109 кВт∙м.
4
Для ділянки 2 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до для найбільш
віддалених світильників:
M L
− 2 = P2 ⋅L0 + P ⋅ (L0 + ) ,
2
P
де P2 =
роз ос ,
4
P 24,2
2 = = 6,05 кВт.
4
L0 = 46м – відстань від ТП до останньої восьмої освітлювальної магістралі,
L = 25 м – довжина магістралі,
P
P = роз ос
2 ;
40
P 24,2
2 = = 0,605 кВт.
40
Таким чином
−М2 = 6,05 ⋅46 + 0,605(46 +12,5) = 63,2 кВт∙м.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
Втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної мережі згідно (8.3)
складають:
Для першої ділянки:
U 109
∆ 1 = = 0,4 %.
46 ⋅6
Для другої ділянки:
U 63,2
∆ 2 = = 0,23 % .
46 ⋅6
Таким чином, вимоги до напруги в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства – бути не нижче
97,5 % Uном – виконується.
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 1 кВ.
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [1]. При цьому
повинно виконуватися умова
Ipоз ≤ Iдоп ,
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині
для даного перерізу згідно ПУЕ.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів , сумарного струму
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за
виразом
І роз, РП = ∑ Ipозі ⋅КПі , (8.4)
де КПі – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Вихідними даними для проведення розрахунків є [1, 4]:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту,
– Uном мережі,
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Pmax ;
–пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми,
– номінальні потужності ЕП.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 В, а саме: акцентувати на те, які
вимоги та умови є визначальними – ономічні, нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ [1, 4].
Вказати, які силові мережі до 1 В згідно рекомендацій ПУЕ не
підлягають розрахунку по економічної густини струму.
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв'язку зі
спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає [4, 14]:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по-
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного
виконання (кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП,
освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного
випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних
документів [1, 4, 14].
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 [1, 4, 14].
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній
тривало допустимий Qтр доп , нагрівається струмом КЗ до гранично
допустимої температури за умовами термічної стійкості.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням (2.1) [1, 4, 14]:
P
Ipоз = роз ,
3 ⋅Uном ⋅cosφ
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uном = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення
І роз ≤ Ку. п ⋅ Ітр. доп Л , (8.5)
Де Ітр. доп Л – допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Ку.п – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
І ном доп. Л ≥ Іmах = 1,25 ⋅ Іроз , (8.6)
Переріз провідників однофазної цехової мережі обираємо згідно
величині розрахункового струму за співвідношенням
I Pном
pоз (однофаз) = , (8.7)
Uном ⋅cosφ
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт;
Uном = 0,38 (0,22) кВ – лінійна або фазна напруга відповідно.
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі
живлення споживачів цеху, обираємо за даними [5] кабелі і результати
заносимо в таблицю 8.3
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
І
Найменування Р тр. доп
ном cosϕ І роз , Imax ,
електроприймачів Марка
кВт А А
А
1 2 3 4 5 6 7
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
Вентилятор витяжний 2,8 0,87 4,9 6,1 19 АВВГ(4х2,5)
Верстат різьбонарізний 5,1 0,82 9,5 11,8 19 АВВГ(4х2,5)
Прес оболонки 12,6 0,88 21,8 27,2 34 АВВГ(4х6)
Тельфер 7,2 0,85 12,9 16,1 19 АВВГ(4х2,5)
Вертикально–
свердлильний верстат 2,2 0,81 4,1 5,2 19 АВВГ(4х2,5)
Прес корпусу 51,2 0,93 83,7 104,7 109 АВВГ(3х35)+(1х25)
Термопласти автомат 28,8 0,84 52,2 65,2 67 АВВГ(3х16)+(1х10)
Радіально–свердлильний
верстат 4,8 0,87 8,4 10,5 19 АВВГ(4х2,5)
Трубовідрізний верстат 6,2 0,81 11,6 14,6 19 АВВГ(4х2,5)
Токарно–револьверний
верстат 3,4 0,81 6,4 8,0 19 АВВГ(4х2,5)
Прес листогибочний 72,0 0,91 120,4 150,4 155 АВВГ(4х70)
Універсально–фрезерний
верстат 7,8 0,88 13,5 16,9 19 АВВГ(4х2,5)
Прес кромкогибочний 21,2 0,85 37,9 47,4 50 АВВГ(3х10)+(1х6)
Відрізний верстат 15,4 0,94 24,9 31,2 34 АВВГ(4х6)
Верстат трубогибочний 6,2 0,87 10,8 13,6 19 АВВГ(4х2,5)
Конвеєр 4,4 0,87 7,7 9,6 19 АВВГ(4х2,5)
Діркопробивний прес 17,8 0,92 29,4 36,8 37 АВВГ(3х6)+(1х4)
Прес кришки люка 28,6 0,90 48,3 60,4 62 АВВГ(4х16)
Токарно–гвинторізний
верстат 7,8 0,87 13,6 17,0 19 АВВГ(4х2,5)
Вентилятор приточний 21,4 0,88 37,0 46,2 50 АВВГ(3х10)+(1х6)
Однофазні електроприймачі
Машина зварювальна
точкова ТЗ 5,0 0,6 21,9 27,4 34 АВВГ(2х2,5)
Автомат зварювальний
АЗ-А-тн 4,0 0,7 26,0 32,5 34 АВВГ(2х2,5)
Вибір розподільчих пунктів проводимо згідно співвідношення (8.4).
Для нашого випадку КПі = 0,7
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами І роз, РП ≤ І ном доп .
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
І , І ,
Найменування РП роз, РП тр. доп Марка
А А
1 2 3 4
РП1 48,5 50 АВВГ(3х10+1х6)
РП2 165 190 АВВГ(4х90)
РП3 175 190 АВВГ(4х90)
РП4 175 190 АВВГ(4х90)
РП5 175 190 АВВГ(4х90)
РП6 57 62 АВВГ(4х16)
РП7 57 62 АВВГ(4х16)
РП8 124 126 АВВГ(4х50)
Конденсаторна установка 75 82 АВВГ(4х25)
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Перевіримо обрану цехову мережу на допустимі відхилення напруги у
найбільш віддалених потужних споживачів [1, 4, 14]..
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга
РУ НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення
напруги на двох ділянках – Л1 та Л2.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.7
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП
до споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення [2, 6]
δU = ΔUЦЖ (%) + ΔUТ (%) - ∑ΔU(%) , (8.7)
де ΔUЦЖ (%) – відхилення в центрі живлення,
ΔUТ (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
∑ΔU(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
Співвідношення (8.7) для нашого випадку з врахуванням того, що
напруга на затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна
бути нижче 0,95Uном , має вид
Uном - ΔUТ - ΔUЛ2 ≥ 95% , (8.8)
де ΔUТ, ΔUЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.7). Втрату напруги на ділянці Л2 віл шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить
споживача від РП, так як його переріз менш ніж переріз кабелю від шин ТН
до РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більш реальних,
але в тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні
відхилення тем більш будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою (3.4), яка для
нашого випадку має вигляд:
∆U = 3 ⋅ Iроз Л ⋅LКЛ ⋅ (rо ⋅cosϕ + xо ⋅sinϕ) .
Визначимо втрату напруги ΔUЛ2 найбільш потужного
електроприймвча цеха, для якого Іроз = 121 А, переріз кабелю лінії Л2
F = 70 мм2 , питомий активний та індуктивний опір, розрахований згідно
[19] відповідно r0 = 0,28Ом/км, х0 = 0,26 Ом/км, LКЛ 2 = 75 м.
ΔUЛ2(В) = 3 ⋅121⋅0,075 ⋅ (0,4 ⋅0,88+ 0,26 ⋅0,47) = 7,45 В .
Тобто
ΔUЛ2(%) = 7,45
⋅100% =1,96% .
380
Знайдемо втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі згідно
формули [ 6]:
ΔUТ = SМ ⋅ (UА ⋅cosφ + UР ⋅sinφ) ,
SномТ
деSМ – максимальне навантаження одного трансформатора - S 1
М = SТП ,
2
SномТ – номінальна потужність трансформатора,
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
UА = ΔРКЗ ⋅100% – активна складова напруги КЗ,
SномТ
U 2 2
Р = UКЗ - UА – реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується, ∆РКЗ = 7600 Вт,
UКЗ = 5,5%, SН. Т = 630кВ∙А, S 1
М = SТП = 305 кВ∙А,
2
cosϕ = 0,9; sinϕ = 0,433 .
Розрахуємо активну і реактивну складові напруги КЗ:
U = 7600
А ⋅100% = 0,76% ; UР = (5,5)2 − (0,76)2 = 5,45% .
1000000
Втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі складуть:
ΔU = 516
Т (0,76 ⋅0,897 + 5,45 ⋅0,442) =1,59%.
1000
З врахуванням отриманих даних співвідношення (8.8) прийме вид
100% + 5% – 0,104% – 1,59% – 1,96% = 101,346 % ≥ 95 %.
Таким чином, відхилення напруги уздовж ланцюга “РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач” не виходить за допустимі значення.
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.) [1, 4, 14].
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
У якості орієнтир при виборі струму І ном, РП розподільчого пункту РП
служить розраховане за формулою значення струму І роз, РП .
Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання автоматичних
вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом автоматичних
вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі [1, 4, 14].
Далі за довідковими даними [5] обирається конкретний тип НКУ,
вказуються його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
струм, апарати захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та
особливості застосування.
У якості РП цеху обираємо пункти розподільчі серії ПР11 (рисунок
8.8), що використовуються для прийому і розподілу електроенергії, захисту
різних установок напругою до 660 В змінного струму частотою 50 Гц від
перевантажень і струмів короткого замикання, а також нечастих (до шести
разів на годину) оперативних включень і виключень електричних ланцюгів.
Пункт розподільний ПР11 застосується для пусків асинхронних електричних
двигунів. ПР11 забезпечує захист людей від ураження електричним струмом,
так як він укомплектований пристроями захисту життя УЗО (устройство
защитного отключения). Пункт розподільний ПР11 створений на основі
безкаркасноі конструкції, на петлі встановлюються двері і замикається
замком [5].
Струмопровідні частини всередині шафи закриваються металевим
екраном, монтується за допомогою 4-х затискачів. При п'ятипровідних
схемах розподільної шафи ПР11 в шасі встановлюються дві шини РЕ і N.
Контроль над ввідним та фідерними автоматами можливий тільки при
відкритих дверях пункту розподільного ПР11 [5].
Конструкція пункту розподільного ПР11 передбачає вхід і вихід
живильних ліній, що відходять як зверху так і знизу. Для вимірювання
напруги на вході встановлюється шафа з вольтметром. При замовленні
необхідно уточнити: кінцеве значення діапазону вимірювань, частоту струму
і спосіб підключення. Пункти розподільчі ПР11 поставляються
укомплектованими і готовими до експлуатації. Монтаж шаф навісного
виконання здійснюється за допомогою анкерів [5].
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
Рисунок 8.8 – Пункт розподільчий ПР11
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ДСТУ IEC 60909-0:2007 [11]. Методика
призначена для розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і перевірки
електрообладнання по умовам КЗ, для вибору комутаційних апаратів, уставок
релейного захисту і заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ [12].
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають [12]:
1) начальне значення періодичної 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 кола.
Елементи СЕП, які попали в короткозамкнений ланцюг, зазнають
термічного й електродинамічного впливу струмів. Якщо величина цього
впливу перевищує допустиму, елемент ушкоджується і завдає СЕП збитків.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
Щоб запобігти цьому, треба:
а) визначити величину струмів КЗ;
б) перевірити допустимість цих струмів для вибраного обладнання і
струмопровідних частин і при необхідності, обрати інший елемент.
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ДСТУ IEC 60909-0:2007 [11]. Стандартом
встановлено методику розрахунків максимальних і мінімальних значень
струму при симетричних і несиметричних КЗ. Методика призначена для
розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і перевірки
електрообладнання по умовам КЗ, для вибору комутаційних апаратів, уставок
релейного захисту і заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ. Величини, що
підлягають визначенню і допустимі погрішності їх розрахунку залежать від
вказаних вище цілей.
При розрахунках струмів КЗ допускається [12]:
1) максимально спрощувати і еквивалентировати 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 1,0 % 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 якої знаходиться точка КЗ .
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна [12]:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри її
елементів;
3) вибрати метод розрахунку струму КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5) оцінюємо одержані результати.
Розрахункова схема містить реальні елементи (на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв'язками, опорами втрат і розсіювання [12].
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.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії
електричних кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у
вигляді електричного контуру. Для цього здійснюють перехід від
розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності.
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до
1 кВ, крім зазначених нижче, є находження, як правило, всіх елементів
короткозамкненого кола на одному ступені напруги, що позбавляє
необхідності приводити значення еквівалентів схеми заміщення до цього
ступеню [12].
Розрахункове місця КЗ визначають на основі принципіальної схеми.
Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів,
обладнання та елементи 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 [12, 14].
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ 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 1 кВ промислових підприємств увімкнені до
джерела необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС.
При розрахунках в іменованих одиницях напруга U приймається на
5 % вище номінальної напруги мережі, тобто при Uном =380 кВ
U =1,05 ⋅Uном =400 В. Шуканий струм короткого замикання визначається
співвідношенням [12]
I 1,05 ⋅U
= ном
КЗ ,
3 ⋅ZΣ
де ZΣ – сумарний повний опір до точки КЗ.
Сумарний повний опір до точки КЗ
Z = r2 + X2
Σ Σ Σ ,
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
де rΣ , XΣ – відповідно сумарне активний і реактивний опір прямої
послідовності короткозамкненого ланцюга. Ці опори, як правило,
вимірюються в мОм.
Ударний струм визначається за формулою
i = Ку ⋅ 2 ⋅ ІКЗ ,
де Ку – ударний коефіцієнт.
Розрахункова схема КЗ цехової мережі приведена на рисунку 8.9.
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Розрахункова схема КЗ цехової мережі представлена на рисунку 8.9.
Рисунок 8.9 – Розрахункова схема КЗ цехової мережі
Схема заміщення для складеної розрахункової схеми приведена на
рисунку 8.10.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
Рисунок 8.10 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ
в цехової мережі
На схемі заміщення введені позначення:
XC – індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої
напруги, через який підключено трансформатор КТП;
rT – активний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
ХT – індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
rК – активний опір контактних з’єднань вимикача QF1;
rQF1 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
ХQF1 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rTA – активний опір первинної обмотки трансформатору струму;
ХTA – індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму;
rQF2 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2;
ХQF2 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rКQ – активний опір контактних з’єднань вимикача QF2 зі стороні
кабелю L1 ;
rКL1 – активний опір контактних з’єднань кабелю L1 ;
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
rL1 – активний опір кабелю L1 ;
XL1 – реактивний опір кабелю L1 ;
rQF3 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
ХQF3 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF3;
rКL2 – активний опір контактних з’єднань кабелю L2
rL2 – активний опір кабелю L2 ;
XL2 – реактивний опір кабелю L2 .
Розрахуємо послідовно необхідні опори елементів короткозамкненого
ланцюга.
Індуктивний опір системию.
Еквівалентний індуктивний опір ХС для нашого випадку визначається
формулою [12, 14]:
U2
X ср НН
C = ,
3 ⋅ Iном відк ⋅Uср. ВН
де Iотк.ном - номінальний струм відключення вимикача, що встановлений на
стороні вищої напруги понижуючого трансформатора.
X (400)2
C =
3 ⋅20 ⋅103 = 0,5мОм.
⋅10 ⋅103
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів
Активний та індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі,
розраховують за формулами:
P ⋅U2
r = к. ном НН. ном ⋅106
Т 2
SТ.ном
2
2
x U2 100 ⋅P
= к.ном UНН.ном
T к − ⋅ ⋅104
SТ.ном SТ.ном
де ST.ном – номінальна потужність трансформатора, кВ∙А;
Рк ном – втрати короткого замикання, кВт;
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
UНН.ном – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора,
кВ;
Uк - напруга короткого замикання, %.
Параметри обраного трансформатора:
ST.ном = 630 кВ∙А;
Рк ном = 7,6 кВт;
Uк = 5,5%.
r 7,6 ⋅ (0,4)2
= ⋅106
T 2 = 3,1 мОм.
(630⋅)
2
x (5,5)2 100 ⋅7,6 (0,4)2
T = − ⋅ ⋅104 =13,6 мОм.
630
630
Активний та індуктивний опір нульової послідовності трансформатора
цехової КТП, обмотки якого з’єднані по схемі ∆ / Y0 , при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги приймаємо рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з’єднань.
Згідно [12, 14] приймаємо наступні значення активних опорів
контактних з’єднань комутаційних апаратів і кабелів:
- rК = rКQ = 1,0 мОм;
- rКL1= rКL2 = 0,1 мОм.
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів короткого замикання в електроустановках
напругою до 1 кВ слід вести з урахуванням індуктивних і активних опорів
котушок розчіплювачів максимального струму автоматичних вимикачів, при
цьому приймати значення активних та індуктивних опорів нульової
послідовності рівними відповідним опорам прямої послідовності. Значення
опору котушок розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в
залежності від номінального струму вимикача згідно [12]:
- rQF1 = 0,25 мОм;
- rQF2 = 0,65 мОм;
- rQF3 = 2,15 мОм;
- ХQF1 = 0,1 мОм;
- ХQF2 = 0,17 мОм;
- ХQF3 = 1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ 123
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ
слід враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в
ланцюгу КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової
послідовності приймають рівними значенням опорів прямої послідовності.
Активним та індуктивним опором одновиткових трансформаторів ( на
струми більш ніж 500 А) можна зневажити.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно [12]:
- rTA = 1,7 мОм;
- ХTA = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю.
Значення параметрів прямої (зворотної ) і нульової послідовностей
кабелю, який використовується в короткозамкненому ланцюгу, приймаємо
згідно [12].
rL1 = r0 ⋅L1
XL1 = x0 ⋅L1
rL2 = r0 ⋅L2
XL2 = x0 ⋅L2
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:
rL1 = 0,32 ⋅16 = 5,12 мОм;
XL1 = 0,057 ⋅16 = 0,912 мОм;
rL2 =1,54 ⋅3 = 4,62 мОм;
XL2 = 0,062 ⋅3 = 0,186 мОм.
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К3»:
rΣ(К3) = rT + rК + rQF1+ rК + rTA + rК + rQF2 + rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1+ rQF3 + rКL2 + rL2 .
rΣ(К3) =3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 1,0 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 + 2,15
+0,1 + 4,62 = 21,89 мОм.
XΣ(К3) = XC + ХT + ХQF1+ХTA + ХQF2 + XL1+ ХQF3 + XL2 .
XΣ(К3) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 + 1,2 + 0,186 = 19,4 мОм.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка К3 »:
Z 2 2
Σ(К3) = (21,89) + (19,4) = 29,25 мОм.
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Iп0 = IКЗ(К3) ) у точці (К3):
I 1,05 ⋅380
КЗ(К3) = −3 = 7876 А.
3 ⋅29,25 ⋅10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2 (РП1)»:
rΣ(К2) = rT + rК + rQF1+ rК + rTA + rК + rQF2 + rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1.
rΣ(К2) =3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 = 15,02 мОм.
XΣ(К2) = XC+ ХT + ХQF1+ХTA + ХQF2 + XL1.
XΣ(К2) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 = 18 мОм.
ZΣ(К2) = (15,02)2 + (18)2 = 23,4 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К3):
I 1,05 ⋅380
КЗ(К2) = −3 = 9845 А
3 ⋅23,4 ⋅10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1 (шини 0,4 кВ КТП)»:
rΣ(К1) = rT + rК + rQF1+ rК + rTA .
rΣ(К1) =3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 = 7,05 мОм.
XΣ(К1) = XC+ ХT + ХQF1+ХTA .
XΣ(К1) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 = 16,9 мОм.
ZΣ(К1) = (7,05)2 + (16,9)2 =17,94 мОм.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
Струм короткого замикання у точці (К3):
I 1,05 ⋅380
КЗ(К1) = =12841 А.
3 ⋅17,94 ⋅10−3
Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.5.
Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше начальне значення аперіодичної складової струму КЗ ia0 в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової
струму в начальний момент КЗ
ia0 = 2 ⋅ IКЗ (4.11)
ia0(К1) = 2 ⋅12841=18106 А;
ia0(К2) = 2 ⋅9845 =13881 А;
ia0(К3) = 2 ⋅7876 =11105 А;
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу iat розраховують за формулою
ia t = i ⋅e−t /Ta
a0 , (4.12)
де t – час, с;
Ta – стала часу затухання аперіодична складова струму КЗ, с, яка
дорівнює
T x
a =
Σ , (4.13)
ωc ⋅ rΣ
де xΣ и rΣ – результуючі індуктивний і активний опір ланцюга КЗ, Ом;
ωc – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.
Ударний струм трифазного КЗ iуд
iуд = 2 ⋅ Iп0 ⋅Kуд , (4.14)
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
де K = (1+ sin −t
ϕ уд /Ta
уд к ⋅e ) – ударний коефіцієнт, що може бути визначений
за кривими рисунка1 [12], які визначають значення Kуд в залежності від
X
відношення Σ,i ;
rΣ,i
ϕк – кут здвигу по фазі напруги або ЕРС джерела і періодичної складової
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням :
ϕк = arctg x1Σ ; (4.15)
r1Σ
tуд – час від начала КЗ до появи ударного струму,с, що дорівнює
t π / 2 + ϕк
уд = 0,01 . (4.16)
π
Для визначення ударного коефіцієнту Kуд використаємо кривими [12].
X
Попередньо розрахуємо параметр Σ,i для кожної точці короткого
rΣ,i
замикання.
XΣ(K1) 16,9
= = 2,4;
rΣ(K1) 7,05
XΣ(K2) 18
= =1,2 ;
rΣ(K2) 15,02
XΣ(K3) 19,4
= = 0,89 .
rΣ(K3) 21,9
Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складає:
Kуд(К1) =1,22 ;
Kуд(К2) =1,1;
Kуд(К3) =1,05.
Таким чином, ударний струм у місцях К1, К2, К3:
iуд(К1) = 2 ⋅12841⋅1,22 = 22155 А,
iуд(К2) = 2 ⋅9845 ⋅1,1=15162 А,
iуд(К3) = 2 ⋅7876 ⋅1,05 =11578 А.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
Таблиця 8.5 – Струми короткого замикання у розрахованих точках
Параметр Місце короткого замикання
К1 К2 К3
IКЗ , А 12841 9845 7876
iуд , А 22155 15162 11578
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього стуму головним чином
залежить від опору (потужності) трансформатору. Так як нами обрано у
якості цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, все
обладнання якої – шафи високої і низької напруги зі встановленими у них
автоматами, шинами і другими елементами – розраховано на довготривалий
нормальний режим і відповідає вимогам стійкості до струмів КЗ у мережі
низької напруги трансформатора даної потужності. Таким чином, такий вибір
комплектного обладнання дозволяє задовольняти автоматично вимогам
стійкості до дії струмів КЗ, у тому числі, однофазних. А це означає, що у
даному разі відпадає необхідність у розрахунку однофазного КЗ для
подальшої перевірки обладнання на стійкість.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
8.5.1 Вибір апаратів захисту
При вибору автоматичних вимикачів дотримуємося наступних вимог:
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги
мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчиплювача повинен бути не менше
найбільшого розрахункового струму навантаження, що тривало протикає по
елементу, що захищається:
Iном.розч ≥ Iроз ; (8.9)
– автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого
спрацювання розчиплювачив, що регулюються, слід обирати по умові:
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
Iном.розч ≥ (1,1−1,3) ⋅ Iроз (8.10)
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчиплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елементу, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це
досягається вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного
розчиплювача за умовою:
Iном.розч.е ≥ (1,25−1,35) ⋅ iп (8.11)
де іп – пусковий струм окремого ЕП.
Захист кабельних ліній як окремих електроприймачів, так і кабелів
розподільчих пунктів здійснюємо автоматичними вимикачами [1].
Вибір обраного типу автоматичного вимикача проводимо за умови [1, 3]
ІН В. А. ≥ Іроз ; (8.12)
ІН Т. Р. ≥ 1,1⋅ Іроз ; (8.13)
ІН Е.Р. ≥ 1,25 ⋅ ІП , (8.14)
де ІН А. В. – номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Іроз – номінальний струм розчиплювача вимикача (незалежно від його
виду);
ІН Т.Р. – номінальний струм теплового розчиплювача;
ІН Е.Р. – номінальний струм електромагнітного розчиплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП = (5− 7) ⋅ Іроз . Значення ІП
відповідає піковому струму групи електроприймачів.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати серії
ВА: автоматичні вимикачі, що призначені для групового захисту
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту – електротеплову і
електромагнітну, та виконані згідно нормативної документації зі ступенем
захисту не нижче ІР30 [5].
Для автоматичних вимикачів серії ВА [5], що виконані в стандарті DIN,
струм електромагнітного розчиплювача в залежності від характеристики (С,
В чи D) виконується співвідношення: ІН Е.Р. ≈ (3...5)· ІН Т.Р. ;
ІН Е.Р. ≈ (5...10)· ІН Т.Р. або ІН Е.Р. ≈ (10...14)· ІН Т.Р. .
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
Керуючись вказаними вище критеріями: формулі (8.9) – (8.14), , згідно
каталожним даних [20] обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо
в таблицю 8.6.
Таблиця 8.6 – Вибір автоматичних вимикачів
1,25 ⋅ іп
І
Найменування електроприймачів роз , 1,1⋅ Iроз , або Тип ІНА.В., ІНТ.Р. ,
А А 1,25 ⋅ Iп апарату А А
А
1 2 3 4 5 6 7
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
Вентилятор витяжний 4,9 5,4 34,3 ВА47–29 63 6
Верстат різьбонарізний 9,5 10,5 66,5 ВА47–29 63 13
Прес оболонки 21,8 24,0 152,6 ВА47–29 63 25
Тельфер 12,9 14,2 90,3 ВА47–29 63 16
Вертикально–свердлильний верстат 4,1 4,5 28,7 ВА47–29 63 6
Прес корпусу 83,7 92,1 585,9 ВА88–32 125 100
Термопласти автомат 52,2 57,4 365,4 ВА47–100 80 63
Радіально–свердлильний верстат 8,4 9,2 58,8 ВА47–29 63 10
Трубовідрізний верстат 11,6 12,8 81,2 ВА47–29 63 13
Токарно–револьверний верстат 6,4 7,0 44,8 ВА47–29 63 8
Прес листогибочний 120,4 132,4 842,8 ВА88–35 200 160
Універсально–фрезерний верстат 13,5 14,9 94,5 ВА47–29 63 16
Прес кромкогибочний 37,9 41,7 265,3 ВА47–29 63 50
Відрізний верстат 24,9 27,4 174,3 ВА47–29 63 32
Верстат трубогибочний 10,8 11,9 75,6 ВА47–29 63 13
Конвеєр 7,7 8,5 53,9 ВА47–29 63 10
Діркопробивний прес 29,4 32,3 205,8 ВА47–29 63 40
Прес кришки люка 48,3 53,1 338,1 ВА47–100 80 63
Токарно–гвинторізний верстат 13,6 15,0 95,2 ВА47–29 63 16
Вентилятор приточний 37,0 40,7 259,0 ВА47–29 63 50
Однофазні електроприймачі
Машина зварювальна точкова ТЗ 21,9 24,1 27,4 ВА47–29 63 32
Автомат зварювальний АЗ-А-тн 26,0 28,6 32,5 ВА47–29 63 32
Розподільчі пункти
Розподільчий пункт РП–1 48,5 53,3 ВА47–100 80 63
Розподільчий пункт РП–2 165 181,5 ВА88–35 250 200
Розподільчий пункт РП–3 175 192,5 ВА88–35 250 200
Розподільчий пункт РП–4 175 192,5 ВА88–35 250 200
Розподільчий пункт РП–5 175 192,5 ВА88–35 250 200
Розподільчий пункт РП–6 57 62,7 ВА47–100 80 63
Розподільчий пункт РП–7 57 62,7 ВА47–100 80 63
Розподільчий пункт РП–8 124 136,4 ВА88–33 160 160
Конденсаторна установка 75 82,5 ВА47–100 100 100
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема
головних з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати
вид, що приведений на графічної частині.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються на захищеність згідно умови [1, 14]:
Ксх ⋅ Ідоп ≥ Кзах ⋅ Ізах ,
де Ксх – поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалий допустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчиплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Іроз = 6,4 А , Ідоп =19 А,
Ізах = 10 А.
1⋅19 А ≥ 1⋅10 А
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
згідно [4, 2]
т
δ ⋅U1 = Ет − ∆UТ +∑Uм + ∆Uсп ≥ −5,
i=1
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆UТ – втрата напруги в трансформаторі, %;
n
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,
i=1
%;
n – кількість послідовних магістралей до споживача;
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
−5 % – припустиме усталене відхилення напруги згідно [2].
При необхідності, може бути задіяна «добавка» δUT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» δUT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
U2 = U W2
1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення δUT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.7
Таблиця 8.7
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5,0 10 10,8
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме
– п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги).
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у
зміні відгалужень трансформатора.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
Комплектна трансформаторна підстанція, що обрана намив в якості джерела
живлення у цехової мережі, складається з силових трансформаторів, ввідних
шаф зі сторони високої напруги, розподільчих установок низької напруги.
Для нашого випадку з врахуванням розмірів приміщення, у якому
розташовано КТП, обрано однорядне виконання підстанції [5].
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.
На рисунку 8.1 приведена типова комплектна трансфоматорна
підстанція внутрішньоцехового розташування.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
Рисунок 8.11 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТПЦ [5].
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПЦ-630/10/0,4-04 У3
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформаторів 630 кВ∙А, з захистом і автоматикою, що
виконана на мікропроцесорних блоках типу БМРЗ-0.4.
Склад підстанції 2КТПЦ-630/10/0,4-04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатору.
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН), що
складається з наступного обладнання:
- шафа вимикача робочого вводу;
- шафа секційного вимикача;
- шафа ліній, що відходять;
- шафа автоматизованої конденсаторної установки;
- шафа управління.
5. Шинна перемичка.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна може
бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням особливостей
цеху, обираємо компактне однорядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.12 приведено загальний вид шафи
секційного вимикача, на рисунку 8.13 – загальний вид шафи управління.
Рисунок 8.12 – Загальний вид шафи секційного вимикача:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік збірних шин;
3 – клапан розвантаження; 4 – відсік клемного блоку;
4 5 - відсік секційного вимикача; 6 – відсік релейного блоку;
7 – відсік шинок управління; 8 – відсік шин.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
Рисунок 8.13 – Загальний вид шафи управління:
1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розгрузки; відсік
клемного блоку; 5 – відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок управління.
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії
ТМГ11 (трансформатор масляний герметичний), що виготовляється у
герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього
терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМГ приведено на
рисунку 8.14.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
Рисунок 8.15 – Загальний вид трансформатору серії ТМГ
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПЦ-
630/10/0,4-04 У3 приведено на графічної частини дипломної роботи.
Для нашого конкретного випадку обрана однорядна компоновка
підстанції, що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого
проектується система
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - випробування захисних заземлень
Захисне заземлення являє собою електричне з'єднання металевих –
неструмоведучих частин електроустановок із землею. Воно призначено для
захисту від ураження людини електричним струмом при дотику до частин
електроустановок, які ізольовані від струмоведучих частин, але можуть
виявитися під напругою при ушкодженні ізоляції.
Захисна дія заземлення, проявляється по–різному залежно від режиму
нейтралі системи електропостачання споживачів електроенергії.
У випадку мережі з ізольованою нейталлю трансформатора безпека
досягається зниженням струму в тілі людини за рахунок шунтування опору
людини Rл (1000 Ом) опором заземленням Rз (рисунок 9.1,а) [1,13].
а) б)
Рисунок 9.1 – Шунтування опору людини – а);
схема заміщення – б)
Зі схеми заміщення вищеописаної ситуації (рисунок 7.1) б маємо
Iл=IвRз/(Rл+Rз)
де Iл– струм у тілі людини; Iв– струм витоку (визначається значенням опору
ізоляції електроустановки щодо землі). З наведеного вираження видно, щo
чим менше Rз, тим менше Iл.
При пробої ізоляції на корпус у системі із глухозаземленою нейтраллю
наступає однофазне коротке замикання (КЗ). Струм замикання викликає
спрацьовування максимального–струмового захисту (МСЗ), що відключає
ушкоджену ділянку (рисунок 9.2), З малюнка видно, що наявність невеликого
опору заземлення трохи знижує напругу дотику Uл у порівнянні з Uф за
рахунок перерозподілу падіння напруги між внутрішнім опором
трансформатора, опором фазного провідника лінії ZЛ і опором нульового
провідник Zо. Але, через велике значення струму в ланцюги, зниження
напруги дотику недостатньо для захисту людини від ураження електричним
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
струмом. Тут захист забезпечується за рахунок швидкого відключення
ушкодженої фази і залежить від правильності настроювання МСЗ. Як у
першому, так і в другому випадках ефективність захисного заземлення
визначається значенням опору заземлення, тому припустимі значення опорів
заземлюючих пристроїв для різних видів електроустановок установлені.
Правилами устрою електроустановок, а для підприємств гірничодобувної
промисловості – Єдиними правилами безпеки (для шахт допускається Rз≤2
Ом, для збагачувальних фабрик і кар'єрів Rз≤4 Ом). Зазначені правила
пропонують також і періодичний вимір опорів заземлюючих пристроїв.
Рисунок 9.2 – Пробої ізоляції на корпус у системі із глухозаземленою
нейтраллю
З метою зниження імовірності виникнення небезпечного іскріння
струмовідводи необхідно розташовувати таким чином, щоб між точкою
ураження і землею:
- струм розтікався декількома паралельними шляхами;
- довжина цих шляхів була обмежена до мінімуму.
Якщо блискавкоприймач складається зі стрижнів, встановлених на
окремих опорах (або одній опорі), на кожну опору повинен бути
передбачений мінімум один струмовідвід.
Якщо блискавкоприймач складається з окремих горизонтальних дротів
(тросів) або з одного дроту (троса), на кожний кінець троса потрібен мінімум
один струмовідвід.
Якщо блискавкоприймач є сітчастою конструкцією, підвішеною над
об'єктом, що захищається, на кожну її опору потрібно не менше одного
струмовідводу. Загальна кількість струмовідводів повинна бути не менше
двох.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
Струмовідводи слід розташовувати рівномірно по периметру об'єкта,
що захищається. По можливості їх прокладають поблизу кутів будівель.
Неізольовані від об'єкта струмовідводи слід прокладати таким чином
[1,13]:
– якщо стіна виконана з негорючого матеріалу, струмовідводи можуть
бути закріплені на поверхні стіни або проходити в стіні;
– якщо стіна виконана з горючого матеріалу, струмовідводи можуть
бути закріплені безпосередньо на поверхні стіни так, щоб підвищення
температури при протіканні струму блискавки не являло небезпеки для
матеріалу стіни;
− якщо стіна виконана з горючого матеріалу і підвищення
температури струмовідводів являє для неї небезпеку, струмовідводи повинні
розташовуватися так, щоб відстань між ними і об'єктом, що захищається,
завжди перевищувала 0,1 м.
− Металеві скоби для кріплення струмовідводів можуть бути у
контакті зі стіною.
Не слід прокладати струмовідводи у водостічних трубах.
Струмовідводи, які прокладаються по зовнішніх стінах будівель слід
розміщувати не ближче ніж 3 м від входів або в місцях недоступних для
дотику людей.
Струмовідводи прокладаються по прямих і вертикальних лініях так,
щоб шлях до землі був найкоротшим.
Природними струмовідводами слід вважати такі конструктивні
елементи будівель:
а) металеві конструкції за умови, що:
– електрична неперервність між різними елементами є довговічною;
– вони мають не менший переріз ніж потрібно для спеціально
передбачених струмовідводів (див. табл.7);
б) металевий каркас будівлі або споруди;
в) з’єднана між собою сталева арматура будівлі або споруди;
г) частини фасаду, профільовані елементи і опорні металеві конструкції
фасаду за умови, що їх переріз відповідає вимогам табл. 7, що відносяться до
струмовідводів, а їх товщина складає не менше 0,5 мм.
Вважається, що металева арматура залізобетонних будівель забезпечує
електричну неперервність, якщо вона задовольняє наступним умовам:
• приблизно 50% з'єднань вертикальних і горизонтальних стрижнів
виконано зварюванням або мають жорсткий зв'язок (болтове кріплення,
в'язання дротом);
• електрична неперервність забезпечена між сталевою арматурою
різних наперед заготовлених бетонних блоків і арматурою бетонних блоків,
підготовлених на місці.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
Якщо металеві каркаси будівлі або сталева арматура залізобетону
використовуються як струмовідводи, то прокладання горизонтальних поясів
не потрібне.
Заземлювачі. Для забезпечення необхідного рівня заземлення, як правило,
використовувати природні заземлювачі – металеві і залізобетонні конструкції
будівель, споруд, зовнішніх установок, опор блискавковідводів, що стоять
окремо, тощо, які перебувають у контакті з землею, у тому числі
залізобетонні фундаменти в неагресивних, слабоагресивних і
середньоагресивних середовищах за умови забезпечення неперервного
електричного зв’язку по їх арматурі і приєднання її до закладних деталей за
допомогою зварювання.
Бітумні і бітумно-латексні покриття не є перешкодою для такого
використання фундаментів. В сильноагресивних середовищах, де захист
залізобетону від корозії виконується полімерними матеріалами, а також у
разі вологості ґрунту менш ніж 3 % використовувати залізобетонні
фундаменти як заземлювачі не допускається. Не слід також використовувати
як заземлювачі залізобетонні конструкції з попередньо напруженою
арматурою.
В якості заземлювачів доцільно використовувати наступні конструкції
природних заземлювачів [1,13]:
• один (і більше) залізобетонний підніжник за розмірами не
меншими ніж 2,2 м – довжиною, 0,4 м х 0,4 м – у верхній (надземній) частині
і 1,8 м х 1,8 м у нижній (підземній) частині, заглиблений у землю не менше
ніж на 2 м (рисунок 9.3);
• одна (і більше) залізобетонна свая або опора діаметром не менше
ніж 0,25 м, заглиблена в землю не менше ніж на 5 м;
• залізобетонний фундамент довільної форми з площиною
контакту з землею не менше ніж 10 м2.
• У разі неможливості використання природних заземлювачів,
використовуються наступні штучні заземлювачі:
• заземлювач, який складається з трьох і більше вертикальних
електродів довжиною не менше ніж 3 м, об’єднаних горизонтальним
електродом і відстанню між ними не менше ніж 3 м (рисунок 7.3);
• заземлювач, який складається мінімум з двох вертикальних
електродів довжиною не менше ніж 3 м, об’єднаних горизонтальним
електродом і відстанню між ними не менше ніж 3 м;
• заземлювач, який складається з одного вертикального або
горизонтального електрода довжиною 2÷3 м, прокладеним на глибині не
менше ніж 0,5 м.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
Рисунок 9.3 – Заземлювач з вертикальних електродів
В грунтах з еквівалентним питомим опором ρ ≤500 Ом·м у разі площі
будівлі менше 250 м2 до цього контуру в місцях приєднання струмовідводів
для І і ІІ РБЗ приварюються по одному вертикальному або горизонтальному
променевому електроду довжиною 2÷3 м [1,13].
В грунтах з еквівалентним питомим опором 500 < ρ ≤ 1000 Ом·м у разі
до зовнішнього контуру з горизонтальних електродів в місцях приєднання
струмовідводів слід приварити не менше двох вертикальних або
горизонтальних променевих електродів довжиною 2÷3 м на відстані 3÷5 м
один від одного. Штучні заземлювачі слід розміщувати під асфальтовим
покриттям на відстані не менше 1 м від стін або в місцях, в яких звичайно не
перебувають люди (на газонах, на відстані до 5 м і більше від грунтових
проїжджих і пішохідних доріг).
З'єднання в системі заземлення слід виконувати зварюванням, паянням,
допускається також вставка в затискний наконечник або болтове кріплення.
В установках напругою до 1000 В опір заземлювального пристою, до
якого приєднано нейтраль джерела живлення або виводи джерела
однофазного струму, у будь-яку пору року не повинен перевищувати 2, 4 і 8
Ом відповідно до лінійних напруг 660, 380 і 220 В джерела трифазного
струму , або 380, 220 і 127 В джерела однофазного струму [1,13].
Вимір опору заземлення здійснюють за допомогою найпоширенішого на
підприємствах приладу M–4I6. Вимір опору заземлення Rx (рисунок 7.4)
здійснюється компенсаційним методом, заснованим на врівноважуванні
падінь напруг на заземлюючому пристрої Ux і каліброваному опорі реохорда
Uk.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141
При вимірі струм подається від генератора Г на вимірюваний опір
заземлення Rx і додатковий заземлювач (є на макеті) через трансформатор Т
, до вторинної обмотки якого підключений реохорд Rp . Падіння напруги на
Rx знімається за допомогою зонда і через прилад Р подається до пересувань і
одного із затискачів реохорда. Переміщаючи пересувач реохорда,
домагаються рівності Ux і Uk . При цьому прилад Р покаже нуль. Показання
на шкалі, пов'язаної із пересувачем реохорда, помножені на множник,
установлений перемикачем приладу, дають значення в омах [1,13].
При вимірі опору одиночних заземлювачів З1, З2 і З3 їх відключають від
заземлюючої мережі. У випадку виміру опору заземлюючої мережі в точках
З1, З2 і З3 заземлювачі підключаю перемичками до мережі. Виміри робляться
в наступному порядку:
1) установити прилад на рівній поверхні, відкрити кришку;
2) установити перемикач у положення "Контроль 5 Ом", нажати кнопку і
обертанням ручки "Реохорд" домогтися встановлення стрілки індикатора на
нульову оцінку. На шкалі реохорда при цьому повинне бути показання 5
+0,35 Ом. Приєднати прилад до випробовуваного заземлювача і до
заземлювача Дз і "Зонд" відповідно до схеми на рисунку 9.4:
3) перемикач установити в положення "XI”;
4) нажати кнопку й, обертаючи ручку "Реохорд", домогтися максимального
наближення стрілки індикатора до нуля;
5) результат виміру дорівнює добутку показання шкали реохорда на
множник. Якщо вимірюваний опір виявиться більше 10 Ом, перемикач
установити в положення “Х5","Х20" або "XI00" і виконати операції виміру
Рисунок 9.4
.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання
виникає необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів
[13].
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-економічних
розрахунків під час проектування і експлуатації систем електропостачання.
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його
вузлів в конкретних умовах можуть різнитися напругою живильної і
розподільної мережі, потужністю трансформаторів та їх кількістю,
конструктивним виконанням електричних мереж тощо. Тому прийняття
найбільш раціонального рішення здійснюється в результаті порівнянь
декількох рівноцінних за технічними показниками варіантів [3, 6].
За наявністю необхідних статистичних даних з аварійності
електрообладнання та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і
аварійних ремонтів в техніко-економічних розрахунках враховується
вартісна оцінка надійності.
Робота приймачів електричної енергії залежить від її якості. У разі
зміни якості електричної енергії змінюється режим роботи споживачів, в
результаті чого змінюється продуктивність виробничих механізмів, що може
викликати зниження рівня якості продукції аж до її браку. Зниження
показників якості електричної енергії пов’язано з додатковими втратами
потужності і енергії, що повинно враховуватися при техніко-економічних
розрахунках.
Трансформаційні процеси в економіці України і функціонування
вітчизняної енергетики в ринкових умовах господарювання спричиняють
необхідність застосування нових методів техніко-економічних розрахунків,
які б враховували інвестування в технічні рішення, річні витрати, прибуток
під час впровадження різних технічних рішень тощо.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 143
Техніко-економічні розрахунки необхідні на етапах проектування та
експлуатації систем електропостачання, складання перспективного плану
розвитку електричної мережі чи електроенергетичної системи, техніко-
економічного обґрунтування варіантів спорудження чи реконструкції
об’єктів, суттєвого покращення якостей окремих типів обладнання
електропередачі та устаткування підстанцій [3, 6].
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих
систем електропостачання та обґрунтуванні доцільності впровадження
енергозберігаючих заходів та проектів.
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі [13]:
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та
підприємства у цілому;
- економічно обґрунтованої кількості, потужності і режиму роботи
трансформаторів як цехової, так і головної понижуючої підстанцій
підприємства;
- раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього
електропостачання підприємства;
- економічно доцільних засобів компенсації реактивної потужності
і місця розташування компенсуючих установок;
- електричних апаратів, ізоляторів і струмоведучих частин;
- перерізу проводів, шин, кабелів у залежності від технічних та
економічних чинників;
- доцільної потужності власних електростанцій і генераторних
установок.
Основною метою техніко-економічних розрахунків є визначення
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів. Критерієм
оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених річних витрат.
При техніко-економічних розрахунках систем промислового
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності
варіантів [13]:
1) технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки
взаємозамінні варіанти при оптимальних режимах роботи і
оптимальних параметрах, що характеризують кожен варіант, що
розглядається;
2) економічних, за якими розрахунок варіантів, що
зрівнюються, ведеться стосовно до однакового рівня цін.
Кожен з отриманих варіантів повинен відповідати вимогам, що
пред’являються до систем електропостачання.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 144
При проектуванні електропостачання обирають найбільш доцільний
варіант виконання системи на основі всебічного аналізу технічних і
економічних показників.
До технічних показників відносяться надійність, зручність
експлуатації, тривалість спорудження, об’єм поточних і капітальних
ремонтів, рівень автоматизації та інше.
Основними економічними показниками є капітальні вкладення та
щорічні експлуатаційні витрати [13].
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є вирішальними
при техніко-економічних розрахунків. Але, якщо розглянуті варіанти
рівнозначні, перевагу віддають кращому у технічному відношенню варіанту.
Завдання на техніко-економічні розрахунки.
Тема: « Економічна доцільність встановлення конденсаторних батарей
в мережі 10 (6) кВ».
Вихідні дані. Об’єкт з розрахунковою активною потужністю
P = 5000 кВт має чотири кабельні вводи довжиною 1 км при напрузі 10 кВ.
Переріз мідної жили кабелю F =120 мм2. До компенсації споживана
реактивна потужність становила Q1 = 5100 квар (cosφ1 = 0,7), після
компенсації Q2 =1652 квар (cosφ2 = 0,95 ). Річна тривалість використання
максимального навантаження Tmax = 4500 год/рік, навантаження між
кабелями розподілено рівномірно. Визначити річний ефект від зниження
втрат електричної енергії в кабелях при встановленні конденсаторних
батарей.
Розв’язок.
При споживанні об’єктом реактивної потужності загальні втрати
активної потужності (∆P , кВт) в лінії живлення підвищуються і
визначаються за виразом [3]
P2 +Q2
∆P = ⋅R ⋅10−3
2 , (10.1)
U
де P, Q – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність, що
передається по лінії, кВт, квар;
U – номінальна напруга лінії, кВ;
R – активний опір фази лінії, Ом.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145
При компенсації реактивної потужності на об’єкті (підвищення
коефіцієнта потужності cosφ ) живильна лінія розвантажується від передачі
реактивної енергії, в результаті чого втрати потужності і енергії в ній
зменшуються.
Компенсація реактивної потужності в більшості випадків відбувається
за допомогою батарей статичних конденсаторів; при потужності
компенсувальних засобів близько 5000 квар і більше рекомендують
використання синхронних компенсаторів.
Для оцінних розрахунків річна ефективність використання
компенсувальних засобів визначається питомою економією електричної
енергії на кожний 1 квар встановлених засобів компенсації cosφ і в
середньому становить 70–300 кВт∙год/квар .
Розрахункове активне і реактивне навантаження на один кабель
відповідно до і після встановлення конденсаторних батарей
P P , P 5000
1 = 1 = =1250 кВт;
4 4
Q1 Q1 , Q1 5100
1 = 1 = =1275 квар;
4 4
Q1 Q2 , Q1 1652
2 = 2 = = 413 квар.
4 4
Активний опір жили кабелю
R = r0 ⋅L, R = 0,154 ⋅1= 0,154 Ом.
Втрати активної потужності в одному кабелі до і після встановлення
конденсаторних батарей
2
P2
1 + (Q1
1)
∆P1 = ⋅R ⋅10−3,
U2
12502 +12752
∆P1 = 2 ⋅0,154 ⋅10−3 = 4,93 кВт;
10
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 146
2 1 2
P1 + (Q2 )
∆P2 = 2 ⋅R ⋅10−3,
U
2 2
∆P 1250 + 413
2 = 2 ⋅0,154 ⋅10−3 = 2,67 кВт.
10
Зниження втрат потужності в чотирьох кабелях в результаті
встановлення конденсаторних батарей
∆P = 4 ⋅ (∆P1 − ∆P2 ),
∆P = 4 ⋅ (4,93− 2,67) = 9,04 кВт.
Річна економія електричної енергії в живлячих об’єктах становить
∆W = ∆P ⋅Tmax ,
∆W = 9,04 ⋅4500 = 40680 кВт∙год/рік.
Задача визначення економічно доцільного розміщення джерел
реактивної потужності на підстанціях розподільної мережі потребує
визначення мінімуму приведених витрат, пов’язаних з підключенням до
мережі цих джерел.
Стосовно радіальних мереж з навантаженням в кінці кожної лінії
мінімуму приведених витрат відповідає умова
dB1 dB2 dB
= = n
.
dQ1 dQ2 dQn
При цьому економічно доцільна величина джерел реактивної
потужності j-ї підстанції становить
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 147
n n
Qк сум +Q j⋅rj ⋅ τ
1
j ⋅ ∑ − ∑ Qi
Q = i=1, i≠ j ri ⋅ τi i=1, i≠ j
кj n , (10.2)
1+ rj ⋅ τ ⋅∑ 1
j
i=1 ri ⋅ τi
де ri – активний опір лінії, що живить підстанцію і;
Qi, τi – відповідно реактивна потужність і час найбільших втрат і–ї
підстанції;
rj, Q j, τ j – величини, аналогічні зазначеним вище, що відносяться до j–ї
підстанції.
. Сумарна потужність батарей конденсаторів на підстанціях
Qк сум = Qк1 +Qк2 =16 Мвар.
Час найбільших втрат ліній, що живлять п/ст. 1 і п/ст. 2 за виразом :
2
τ1 =
0,124 4900
+
⋅8760 = 3448 год;
10000
5300 2
τ
2 = 0,124 + ⋅8760 = 3747 год.
10000
Рисунок 10.1 – Розрахункова схема живлення підстанцій
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 148
Згідно з виразом (10.2) визначаємо потужність конденсаторів п/ст. 1 і
2
16 + 28 ⋅12 ⋅3448 − 24
Q 15 ⋅3747 16 + 28 ⋅0,736 − 24
к1 = 12 3448 = = 7,26 Мвар;
1+ ⋅ 1+ 0,736
15 ⋅3747
16 + 24 ⋅15 ⋅3747 − 28
Q 12 ⋅3448 16 + 24 ⋅1,36 − 28
к2 =
1+ 15 ⋅3747 = = 8,74 Мвар.
1+1,36
12 ⋅3448
Розрахунки, пов’язані з обчисленнями Qк1 і Qк2 , правильні, тому що
Qк сум = 7,26 + 8,74 =16 Мвар.
Після установки батарей конденсаторів потужність підстанції
становить:
S1б = 40 + j28− j7,26 = 40 + j20,74 МВА, cosφ1б = 0,888;
S2б = 35+ j24 − j8,74 = 35+ j15,26 МВА, cosφ2б = 0,917 .
Результати розрахунків показують, що більшу потужність
конденсаторів необхідно встановити на п/ст. 2, незважаючи на те, що її
навантаження менше першої. Пояснюється це тим, що час використання
максимального навантаження і активний опір лінії п/ст. А – п/ст. 2 більший,
ніж відповідні величини лінії п/ст. А – п/ст. 1.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 149
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. ПРАВИЛА УЛАШТУВАННЯ ЕЛЕКТРОУСТАНОВОК.
Міненерговугілля УКРАЇНИ. Видання офіційне. Київ 2017. 617 с. Режим
доступу до ресурсу: https://art-energetyka.com.ua.
2. ДСТУ EN 50160:2023 (ЕN 50160:2022, IDТ) Національний
стандарт України. Характеристики напруги електропостачання в
електричних мережах загальної призначеності.
3. Шестеренко В.С. Системи електроспоживання та
електропостачання промислових підприємств. Підручник. – Вінниця: Нова
Книга, 2004. – 656 с.
4. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015. Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств. Київ. Мінрегіон. 2016.
5. Електрообладнання енергетичних установок.[Електронний ресурс]:
навіч. Посібник/ М.І. Погожих, А.О. Пак, О.Г. Дьяков, М.А. Чеканов. –
Електрон. Дані. – ХДУХТ, 2019. Режим доступу:
https://elib.hduht.edu.ua/bitstream/123456789/4500/1/2019.1_%D0%BF%D0%BE
%D0%B7.85.pdf.
6. Бурбело, М. Й. Системи електропостачання. Елементи теорії та
приклади розрахунків : навчальний посібник / М. Й. Бурбело, О. О. Бірюков,
Л. М. Мельничук – Вінниця : ВНТУ, 2011. – 204 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. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні
розподільчих установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних
підстанцій. Настанова.
9. СОУ-Н ЕЕ 40.1-00100227-101:2014 Норми технологічного
проектування енергетичних систем і електричних мереж 35 кВ і вище.
10. Шкрабець Ф.П. Електропостачання: навч.посіб. М-во освіти і
науки України, Нац. Гірн. ун-т. Дніпропетровськ: НГУ, 2015. 540 с.
11. ДСТУ IEC 60909-0:2007 Струми короткого замикання у
трифазних системах змінного струму. Частина 0. Обчислення сили струму
(IEC 60909-0:2001, ITD).
12. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для
вузів. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 161
13. Маліновський А.А., Хохулін Б.К. Основи електроенергетики та
електропостачання: підручник. Львів: В-во національного університету
«Львівська політехніка», 2009. 436 с.
14. 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., Яценко І.В., Ключка К. М.,
Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с. – Назва з титульного екрана.
15. «Системи електропостачання промислового підприємства (елементи
дипломного проєктування);: навч.посіб. / [Ситник О.О., Самойлик О.В.,
Семко І.Б., Ткаченко В.Ф. ]. – Черкаси : ЧДТУ, 2023. – 180 с.
Арк.
ЧДТУ А1 23574 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 162