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/5758Full metadata record
| DC Field | Value | Language |
|---|---|---|
| dc.contributor.advisor | Протасов, Сергій Юрійович | - |
| dc.contributor.author | Сидяка, Максим Валерійович | - |
| dc.date.accessioned | 2025-06-25T12:01:56Z | - |
| dc.date.available | 2025-06-25T12:01:56Z | - |
| dc.date.issued | 2024-06 | - |
| dc.identifier.uri | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5758 | - |
| dc.description.abstract | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства з виробництва морозива. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. У розділі «Індивідуальне завдання» розглянуто можливість компенсації похибки в електронних лічильниках електроенергії. У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств» зроблено економічний вибір трансформаторів цеху з виробництва пломбіру та ескімо. У розділі «Охорона праці» розглянуто вимоги з безпеки праці для працівників підприємств з переробки молока, а також під час експлуатації загальнозаводського обладнання та транспортних засобів. | uk_UA |
| dc.language.iso | uk | uk_UA |
| dc.subject | електропостачання | uk_UA |
| dc.subject | розрахунок електричних навантажень | uk_UA |
| dc.subject | компенсація реактивної потужності | uk_UA |
| dc.subject | релейний захист та автоматика | uk_UA |
| dc.title | Електропостачання підприємства з виробництва морозива | uk_UA |
| dc.type | Bachelor Thesis | uk_UA |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) | |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Сидяка.pdf Restricted Access | 4.46 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)
«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2024 р.
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
ЧДТУ А1 20017 49/04
на тему:
«Електропостачання підприємства з виробництва морозива»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 202
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)
Сидяка Максим Валерійович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ _ Сергій ПРОТАСОВ _
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ _____________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2024 року
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(повна назва)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва)
Спеціальність: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2024 р.
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Сидяці Максиму Валерійовичу___________
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання підприємства з виробництва морозива»
Керівник кваліфікаційної роботи Протасов Сергій Юрійович, к.т.н., доцент
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 20 » лютого 2024 року № 49/04
2. Строк подання кваліфікаційної роботи здобувачем вищої освіти ____________________
3. Вихідні дані до кваліфікаційної роботи: 1. Тип системи електропостачання –
централізована; 2. Клас напруги ГПП – 110/10 кВ; 3. Встановлена потужність підприємства –
6088,8 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 1600 МВА; 5. Розміри цеху –
54х60х6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 41 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 724 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Компенсація похибки в
електронних лічильниках електроенергії; 9. Техніко-економічні розрахунки – Економічний
вибір трансформаторів цеху з виробництва пломбіру та ескімо; 10. Охорона праці – Вимоги з
безпеки праці для працівників підприємств з переробки молока.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Компенсація похибки в електронних лічильниках
електроенергії
10 Техніко-економічні розрахунки – Економічний вибір трансформаторів цеху з
виробництва пломбіру та ескімо
11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генплан підприємства
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
Розділ
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 21 лютого 2024 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
Строк виконання
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи
етапів кваліфікаційної Примітка
з/п
роботи
1 Умови проектування 24.02.24 – 01.03.24
2 Розрахунок електричних навантажень 02.03.24 –06.03.24
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 07.03.24 – 10.03.24
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 11.03.24 – 18.03.24
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 19.03.24 – 22.03.24
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 23.03.24 – 30.03.24
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.04.24 – 12.04.24
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 13.04.24 – 05.05.24
9 Індивідуальне завдання 06.05.24 – 10.05.24
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 11.05.24 – 16.05.24
промислового підприємства
11 Охорона праці 17.05.24 – 20.05.24
12 Виконання креслень графічної частини роботи 21.05.24 – 07.06.24
Підготовка доповіді та супровідних документів, 08.06.24 – 10.06.24
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Максим СИДЯКА
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Сергій ПРОТАСОВ .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Системою електропостачання називають сукупність взаємопов'язаних
електроустановок, призначених для забезпечення споживачів електричною
енергією.
Раціонально виконана сучасна система електропостачання
промислового підприємства повинна задовольняти технічним і економічним
вимогам [1, 2, 3], а саме:
• надійність електропостачання;
• якість електроенергії, що задовольняє вимогам діючім державним
стандартам;
• економічність;
• можливість частих перебудов технології виробництва і розвитку
підприємства;
• забезпечення безпеки робіт як для електротехнічного персоналу, так і
не електротехнічного;
• відсутність шкідливого впливу на навколишнє середовище.
Ці вимоги повинні забезпечуються при проектуванні і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства СЕП ПП.
СЕП ПП – частина енергосистеми і в енергетичному плані більш
проста (більш низькі напруги, менша потужність і протяжність ліній,
відсутність замкнутих контурів тощо) і більш складна в плані використання
та перетворення електроенергії в технологічних цілях промислового
виробництва. Електроприймачі, як електрична частина технологічних
агрегатів, входять невід'ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому
визначають роботу цієї системи і її параметри.
Системою електропостачання називають сукупність взаємопов'язаних
електроустановок, призначених для забезпечення споживачів електричною
енергією. Споживачі згідно ДСТУ 3440-96, де викладені терміни та
визначення енергетики і електрифікації, – підприємства, організації,
територіально відокремлені цехи, будівельні майданчики, квартири, у яких
приймачі електроенергії приєднані і використовують електроенергію. За
правилами улаштування електроустановок споживачем електроенергії
називається електроприймач або їх група, об'єднані технологічним процесом
і розміщуються на певній території.
Приймачем електроенергії називають пристрій (апарат, агрегат,
механізм), в якому відбувається перетворення електричної енергії в інший
вид енергії для її використання. За технологічним призначенням приймачі
електроенергії класифікуються по виду енергії, в який даний електроприймач
перетворює електроенергію, а саме: електродвигуни приводів машин і
механізмів, електротермічні, електрохімічні і електросилові установки,
установки електроосвітлення, установки електростатичного та
електромагнітного поля і ін.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
Електроустановками називають сукупність машин, апаратів, ліній і
допоміжного обладнання, призначених для виробництва, перетворення,
передачі, накопичення, розподілу електроенергії та перетворення її в інші
види енергії. Електроустановка – комплекс взаємопов'язаного обладнання та
споруд. Приклади електроустановок: електрична підстанція, лінія
електропередачі, розподільна підстанція, конденсаторна батарея і ін.
1.1 Характеристика об’єкта проектування
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 [3], 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 [1, 4, 9] 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.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4, 9]:
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
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.
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 (вживати) , 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.
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
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
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 і т. п. 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 з виробництва морозива має споживачів І, ІІ та ІІІ
категорії.
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).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом.
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним або
органічним середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу
містяться агресивні пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль,
що руйнують ізоляцію і струмові дні частини електроустаткування.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху з
виробництва пломбіру та ескімо
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним струмом
промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В. Однофазне
обладнання складається з 6 установок, що включені на фазну (220 В) або
лінійну напругу (380 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. Встановлена
на Найменування електроприймачів Кількість, cosϕ
шт. потужність,
плані кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Подрібнювач творогу 2 10 0,88
2 Насичувач сиропом 2 12,5 0,87
3 Наповнювач 2 21,3 0,77
4 Рухома платформа 2 17,5 0,8
5 Установка формування брекетів 2 6,8 0,92
6 Установка швидкого охолодження 2 78 0,84
7 Вибраковочний конвеєр 2 8,5 0,8
8 Формувач основи 2 8,8 0,78
9 Верстат покриття шоколадом 2 48,4 0,91
10 Охолоджуючий тунель 2 21 0,8
11 Пакувальна лінія 4 5,8 0,9
12 Лінія твердої упаковки 4 4,2 0,77
13 Обертовий стіл 2 4 0,87
14 Витяжний вентилятор 4 5,3 0,88
15 Вентилятор приточний 2 27 0,88
16 Насоси водяні 2 7,5 0,82
17 Тельфер 1 12,2 0,78
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
Продовж. табл. 1.1
1 2 3 4 5
18 Морозильна камера 2 54 0,85
Σ = 54
Однофазні електроприймачі
19 Морозівниця 3 6,5 0,77
20 Блендер 3 8,2 0,65
Σ = 6
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 з виробництва пломбіру та ескімо, електропостачання
якого розглядається окремо, складають A×B×H = 54×60×6 .
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).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом.
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним або
органічним середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу
містяться агресивні пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль,
що руйнують ізоляцію і струмові дні частини електроустаткування.
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
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 = 70 км .
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
Qек = 201,9 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 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
2. РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній
спроможності і економічної густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації
реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» витікає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
І = const = Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має 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)
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження PΘ по активної потужності за час Θ
1 t+Θ
PΘ = ∫ P(t)dt .
Θ t
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
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно
проводити згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства,
адаптована до сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх
методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують 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).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства
( Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому. Величина Ppоз відноситься до сукупності вихідних даних на
проектування системи електропостачання.
У розрахунках використовуються слідуючи позначення та
співвідношення:
– 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:
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
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).
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
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)
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 [5] 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.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
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
nе =
∑ ном . (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 .
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 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 20017 49/04 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
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
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює
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
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
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 .
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 Ф 636–92 [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 ;
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
– 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.
Визначаємо номінальну групову потужність першої групи
єлектроприймачів (подрібнювач творогу) 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=10 ⋅2 = 20 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= 0,7 ⋅20 =14кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.3 та заносимо її
у відповідну графу таблиці 2.3.
Кв ⋅Рном,1 ⋅ tgφ = 14 ⋅0,88 = 7,6 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 ⋅724
е = = 26,8 .
54
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту
використання по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
К 724
в, цеху = = 0,8 .
582,4
По графіку (рисунок 2.2) для визначених величин nе = 26,8 та
Кв, цеху = 0,8 знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр, цеху
який дорівнює
Кр, цеху = 1,06 .
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху
Рроз цеху =1,06 ⋅582,4 = 617,3 кВт.
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 = 361,1квар.
Повну розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругою до 1 кВ по цеху визначається формулою (2.10)
S 2
роз = 617,3 + 361,12 = 715,2 кВ∙А.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені
по фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної
потужності трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують
як трифазні ЕП тієї ж сумарної потужності [6, 17]. Якщо нерівномірність
перевищує 15 %, умовна трифазна номінальна потужність приймається рівної
потроєної величині навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за 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
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням
таблиці.
Наприклад, для фази а маємо
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)
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:
- Морозівниця – 3 шт;
- Блендер – 3 шт.
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність Pу для групи
однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ=100 %, що
підключені наступним чином:
- Морозівниця: напруга фазна Uф = 220В; рф,0 = 6,5 кВт ; cosϕ = 0,77 ;
К′в,a0 = 0,45;
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
- Блендер: напруга лінійна UЛ = 380В ; рЛ = 8,2 кВт ; cosϕ = 0,65;
Кв = 0,5 .
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
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 ⋅8,2 ⋅0,84 + 0,5 ⋅8,2 ⋅0,84 + 0,65 ⋅6,5 =11,1кВт .
Середнє реактивне навантаження, віднесене до фаз А,В,С дорівнює
відповідно:
QΣ(a) = QΣ(b) = QΣ(c) = 0,5 ⋅8,2 ⋅0,3+ 0,5 ⋅8,2 ⋅0,3+ 0,45 ⋅6,5 ⋅1,16 = 5,85 квар
Для кожної фази
Q
tgϕ = Σ(ф)
ф .
PΣ(ф)
tg 5,85 (квар)
ϕ(a) = tgϕ(b) = tgϕ(c) = = 0,53
11,1(кВт)
Нерівномірність навантаження по фазах:
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
p − p
∆p = ном.max.ф ном.min .ф .
pном.min .ф
∆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 ,
ab + Рbc + Р
2 b,0
К 11,1
⟨ в(b)⟩ = 8,2 + 8,2 = 0,755 .
+ 6,5
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 ⋅11,1= 33,3 кВт .
Qу = Pу ⋅ tgϕ(b) ; Qу = 33,3 ⋅0,53 =17,6 квар .
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню:
2 ⋅ ΣP
n (o)
e(o) = .
3 ⋅pmax.(o)
ΣP(ф) = 3 ⋅11,1= 33,3 кВт ,
n 2 ⋅33,3
e(o) = = 2 .
3 ⋅11,1
За таблиці 2.1 при ne(o) = 2 та ⟨Кв(ф)⟩ = 0,755 отримаємо Кр =1,14 .
Рроз у = Кр ⋅ Кв(ф) ⋅Ру
Рроз у =1,14 ⋅0,755 ⋅33,3 = 28,6 кВт .
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
Розрахункова реактивна потужність 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 .
Qроз у =1,1⋅Кр ⋅∑⟨Кв(b)⟩ ⋅Ру,і ⋅ tgϕі
і
Qроз у =1,1⋅∑0,755 ⋅33,3 ⋅0,53 =14,6 квар .
і
Повна умовна розрахункова потужність S роз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою
S 2 2
роз у = Pроз у +Qроз у ,
S 3 2 2
роз у = (28,6 ⋅10 ) + (14,6 ⋅103 ) = 32,1кВ ⋅А .
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Електричне освітлення виробничих приміщень є, як правило,
загальним рівномірним освітленням.
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується
метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок
Е
Р ф кз.ф
п.о.ф =Рп.о.табл ⋅ ⋅ ⋅кр,
100 кз.табл
використовуються слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу кз ,
освітленість Еф , значення розрахункової висоти H, площа освітлювального
приміщення S. По обраному типу світильника, площі освітлювального
приміщення та висоті підвісу світильників згідно [6, 7] визначаємо питому
потужність загального рівномірного освітлення необхідну для забезпечення
необхідного значення норми освітленості.
На етапі визначення величини загальної розрахункової потужності
цеху активну потужність освітлювальних установок Pmax оc . з достатньою
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
точністю визначається співвідношенням:
Pmax оc = ω⋅Рп.о.ф ⋅S , (2.14)
де S, – площа приміщення, м2 ;
ω – питома потужність освітлювальних установок, Вт / м2 .
Максимальна реактивна потужність для газорозрядних ламп
визначається співвідношенням:
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
Р 3,8 200 1,4
п.о.ф = ⋅ ⋅ ⋅1,15 = 8,2 Вт/м2,
100 1,5
P (0,95 ⋅8,2 ⋅3240)
max оc = = 25100Вт,
1000
Qроз, ос =25,1⋅0,33 = 8,3 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
Р0,4 цеху = Рроз, цеху + Рроз, ос, цеху
Р0,4 цеху = 617,3+ 25,1= 642,4 кВт ,
Q0,4 цеху = Qроз, цеху + Qроз, ос, цеху ,
Q0,4 цеху = 361,1+ 8,3 = 369,4 квар.
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
2 2
S ТП = (Р0,4 цеху ) + (Q0,4 цеху ) , (2.16)
S 2 2
ТП = 642,4 + 369,4 = 741,1 кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТП за формулою
(2.16) по усім цехам заносимо у таблицю 2.5.
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
S роз у = 32,1 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].
Приблизну потужність Sпр підприємству (для нашого випадку вона
дорівнює потужності на шина низької напруги SНН ГПП ) визначаємо за
формулою
N 2 N 2
SНН ГПП = Ко ⋅ ∑P0,4 цеху і + ∑Q0,4 цеху і , (2.17)
i i
S 2
НН ГПП = 0,9 ⋅ 6088,8 + 3714,92 = 6419,3 кВ ⋅А .
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна розрахункова
потужність має значення SНН ГПП = 6419,3 кВ ⋅А (таблиця 2.5).
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій
Одна з умов раціонального розташування підстанцій вимагає, щоб вони
знаходилися поблизу центру їх центру електричних навантажень, що
скорочує протяжність, а отже, вартість і витрати в живильних та
розподільчих мережах.
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Центр електричних навантажень підприємства.
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як
точку з координатами
n
∑ Р0,4 цеху ⋅ xi
Х i = 1
ЦЕН підпр = n , (2.18)
∑ Р0,4 цеху
i = 1
n
∑ Р0,4 цеху ⋅ yi
Y = i = 1
ЦЕН підпр 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 по формулам (2.18 – 2.19):
Х 1379281
ЦЕН підпр = = 226,5 м ,
6088,8
Y 1323299
ЦЕН підпр = = 217 м .
6088,8
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
Центр електричних навантажень цеху.
Цехові ТП з метою економії метала і електроенергії рекомендується
встановлювати в умовному центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених
річних витрат.
У багато прогінних цехах великої ширини ТП розміщуються
переважно біля колон, між колонами або у внутрішньоцехових приміщеннях
з таким розрахунком, щоб не займати площу цеху, яка обслуговується
кранами. Якщо відстань між колонами недостатня для того, щоб розмістити
між ними підстанцію, то допускається її розташування на площі цеху так,
щоб одна з колон знаходилась у межах периметра розміщення ПС.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
У цехах з вибухонебезпечним середовищем цехові підстанції
виносяться за їх межі.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декілька факторів на вибір
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод
(похибка 5–10 %), суть якого полягає в наступному. Координати обчислюють
ЦЕН по формулах:
– для активної потужності:
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:
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
п п
∑Qроз i ⋅ хi ∑Qроз i ⋅ уi
Х i=1 i=1
ЦЕН цеху(Q) = п , УЦЕН цеху(Q) = п ,
∑Qроз i ∑Qроз i
i=1 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.
Для кожного споживача заносимо його встановлену потужність та
координати ( у міліметрах згідно рисунку 3.1.) 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
№ на Н а й м енування Pi, Xi, P ∙X Yi, P ∙Y Хцен , Yцен ,
плані кВт м i i м i i м м
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1.1 Подрібнювач творогу 10 12 120 38 380
1.2 Подрібнювач творогу 10 25 250 46 460
2.1 Насичувач сиропом 12,5 10 125 38 475
2.2 Насичувач сиропом 12,5 23 287,5 46 575
3.1 Наповнювач 21,3 18 383,4 38 809,4
3.2 Наповнювач 21,3 6 127,8 46 979,8
4.1 Рухомий платформа 17,5 6 105 30 525
4.2 Рухомий платформа 17,5 18 315 36 630
5.1 Установка форм. брекетів 6,8 6 40,8 24 163,2
5.2 Установка форм. брекетів 6,8 18 122,4 30 204
6.1 Установка швидк охолодж. 78 6 468 18 1404
6.2 Установка швидк охолодж. 78 18 1404 24 1872
7.1 Вибраковочний конвеєр 8,5 12 102 11 93,5
7.2 Вибраковочний конвеєр 8,5 18 153 18 153
8.1 Формувач основи 8,8 26 228,8 22 193,6
8.2 Формувач основи 8,8 22 193,6 6 52,8
9.1 Верстат покриття шоколадом 48,4 29 1403,6 22 1064,8
9.2 Верстат покриття шоколадом 48,4 25 1210 6 290,4
10.1 Охолоджуючий тунель 21 32 672 22 462
10.2 Охолоджуючий тунель 21 26 546 6 126
11.1 Пакувальна лінія 5,8 49 284,2 18 104,4
11.2 Пакувальна лінія 5,8 46 266,8 16 92,8
11.3 Пакувальна лінія 5,8 48 278,4 11 63,8
11.4 Пакувальна лінія 5,8 48 278,4 8 46,4
12.1 Лінія твердої упаковки 4,2 51 214,2 19 79,8
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
12.2 Лінія твердої упаковки 4,2 51 214,2 16 67,2
12.3 Лінія твердої упаковки 4,2 50 210 12 50,4
12.4 Лінія твердої упаковки 4,2 50 210 8 33,6
13.1 Обертовий стіл 4 60 240 18 72
13.2 Обертовий стіл 4 60 240 10 40
14.1 Витяжний вентилятор 5,3 46 243,8 34 180,2
14.2 Витяжний вентилятор 5,3 46 243,8 33 174,9
14.3 Витяжний вентилятор 5,3 46 243,8 32 169,6
14.4 Витяжний вентилятор 5,3 46 243,8 31 164,3
15.1 Вентилятор приточний 27 46 1242 28 756
15.2 Вентилятор приточний 27 46 1242 26 702
16.1 Насоси водяні 7,5 46 345 24 180
16.2 Насоси водяні 7,5 46 345 23 172,5
17 Тельфер 12,2 42 512,4 48 585,6
18.1 Морозильна камера 54 39 2106 42 2268
18.2 Морозильна камера 54 39 2106 31 1674
РАЗОМ 724 19567,7 18591 27 25,7
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні
двигуни, які є джерелами реактивної потужності.
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні
двигуни, які є джерелами реактивної потужності.
Так як компенсацію реактивної потужності здійснювати будемо
безпосередньо на шинах ТП, координати ЦЕН реактивного навантаження
цеху не розраховуємо.
Розрахункові координати ЦЕН (на рис.1.1)складають:
Х ЦЕН =27,0 м ; YЦЕН = 25,7 м.
З урахуванням розрахованих координат обираємо місця
розташування цехової трансформаторної підстанції, враховуючи наступні
міркування. 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.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
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, функціонування 3 тельферів, а також
необхідність зміщення ТП в бік найбільш потужних електроприймачів
(широкоуніверсальний фрезерний верстат), обираємо місця встановлення
КТП у куту поблизу до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних
споживачів (рисунок 1.1).
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні знижувальні підстанції також з метою економії електроенергії і
металу рекомендується розміщувати Для встановлення ГПП поблизу центру
електричних навантажень (ЦЕН) підприємства часто існують обмеження, що
накладаються технологічними особливостями, умовами генплану тощо.
Перше уявлення про характер розподілу навантажень по території об'єкта
отримують за допомогою картограми навантажень. Картограму
навантажень будують як на плані розташування приймачів електроенергії в
цехах, так і на генеральному плані всього промислового підприємства. В
останньому випадку в якості приймачів електроенергії розглядаються самі
цехи.
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:
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
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
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
αс.н =
роз цеху ; (2.22)
Р0,4 цеху
360 ⋅P
α = роз ос. цеху
оc.н . (2.23)
Р0,4 цеху
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
Таблиця 2.8 – Дані для побудови картограми ЕН
Найменування Pроз цеху , Pроз ос. цеху Ppоз 0,4 цеху m ,
кВт/мм2 α
с.н α r ,
кВт кВт кВт оc.н мм
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех пастеризації молока.
Холодильно- 1315,2 29,4 1344,6 0,16 352 8 35,5
компресорна станція
Цех виробництва
пломбіру та ескімо 617,3 25,1 642,4 0,16 346 14 35,7
Цех сухого молока.
Насосна; Парокотельний 712,8 31,6 744,4 0,16 345 15 26,4
цех
Цех виробництва
плодово-ягідного 622,3 211,4 833,7 0,16 269 91 27,9
морозива. Ангари
Цех упаковки і тари. Цех
етикеток. Склад 418,8 16,3 435,1 0,16 347 13 20,2
Цех виробництва крем-
брюле. Склад етикеток 914,7 41,7 956,4 0,16 344 16 29,9
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
Продовж. табл. 2.8
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех виробництва
наповнювачів. Вагова.
Ремонтний та слюсарний 733,3 20,6 753,9 0,16 350 10 26,6
цехи
Об’єднані склади.
Будівля управління. 312,2 66,1 378,3 0,16 297 63 18,8
Санітарна лабораторія
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].
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій
і трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку.
Одна з умов раціонального розташування підстанцій вимагає, щоб вони
знаходилися поблизу центру їх центру електричних навантажень, що
скорочує протяжність, а отже, вартість і витрати в живильних та
розподільчих мережах.
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.
При розташуванні цехової трансформаторної підстанції враховують,
зокрема, наступні вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до можливого мінімуму зворотних потоків енергії до
джерела живлення;
в) бажано, щоб трансформатори розташовувалися на відкритому
повітрі.
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ТП не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
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;
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
- 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 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв'язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
прийомними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ) [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.
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.
Схеми електричних з’єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним вимогам:
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
– 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.
Для використання в ГПП обираємо схему РУ ВН (рис.3.1) “ місток з
вимикачами в колах ліній ” як таку, що найбільш відповідає характеристикам
нашого підприємства.
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
10 (6) кВ, а також резервних КРУ для відгалужень. Електричні схеми типової
розподільчої установки наведена на рисунку 3.3.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
Рисунок 3.1 – Схема РУ ВН
“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 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ:
а) – з однією секціонованою системою шин;
б) – з двома секціонованованими система шин
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при
забрудненої атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними
документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірено за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірено,
при необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
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 ГПП6
N 2 2
N
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.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
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;
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.
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 ⋅6419,3 =128,4 кВт ;
∆QT = 0,1⋅6419,3 = 641,93 квар .
Загальне навантаження об’єкта становить
SВН ГПП = 0,9 ⋅ (6088,8+128,4)2 + (3714,9 + 641,93)2 = 6832,6 кВ ⋅А .
У нашому випадку
І = 6832,6
роз ПЛ = 35,9 А .
1,732 ⋅110
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
Переріз лінії живлення (мм2) визначається виразом
І
F роз ПЛ
ек = ,
jек
де jек – нормоване значення економічної густини струму j 2
ек = 1,4 А/мм .
F = 35,9
ек = 25,6 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);
25,6 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 ⋅25,6 А = 51,2 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].
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу
напруги. Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X > R , причому для ЛЕП
напругою 220 кВ і вище справедливе співвідношення: X R .
Тому при значних довжинах таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
кутів зрушення δ стають великими, як правило, близько 15− 25 , зі
збільшенням δ до 35− 55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі
потужностей, близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих
випадках врахування поперечної складової δU// вносить уточнення в
розрахунки напруги, що істотно перевищують похибки інформації про
параметри мережі, а тому аналіз електричних режимів повинен виконуватися
з урахуванням поперечної складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менш X ≤ R , кут δ невеликий (менше
2 − 3 ).
Зв'язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4):
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
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 [19]:
∆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′ = ,
= U jδ
ф2 + (IaR + IpX) + j(IaX − IpR) = Uф1 ⋅e
де модуль U1ф цієї напруги :
U = (U + ∆U′ )2
ф1 ф2 ф + (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)
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
Модуль падіння напруги ∆Uф визначається співвідношенням
∆Uф = (∆U′ )2
ф + (δU′ф′ )2 . (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
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП
визначаються за загальним виразом
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/ +Х/ /
0 0 ,
rдр
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
D 3
cp = D12 ⋅D13 ⋅D23 , м.
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 %, тобто
rпр = (1,15÷1,20) ⋅ F+ Fcт .
π
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R ρ
0 = ,
F
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
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 .
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення:
Ia =
Pі ; Ip =
Qі (3.8)
3 ⋅Uі 3 ⋅Uі
Проектна потужність підприємства:
Pi = 6088,8 кВт; Qі = 3714,9 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 ⋅70=23,8 Ом,
X = X0 ⋅L , X = 0,318 ⋅70=22,3 Ом.
Активну і реактивну складові струму обчислимо за формулами (3.8):
I 6088,8 ⋅103
a = = 31,9 A ;
3 ⋅110 ⋅103
I 3714,9 ⋅103
p = =19,5 A .
3 ⋅110 ⋅103
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо подовжню і поперечну
складові падіння напруги:
∆U′ф = 31,9 ⋅23,8+19,5 ⋅22,3 =1194,1 В;
δU′′ = 31,9 ⋅23,8−19,5 ⋅22,3 = 324,4 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5):
U = (110 +1,1941)2 ⋅106 + (0,3244)2 ⋅106
ф1 =111,2 кВ .
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
Модуль падіння напруги ∆Uф визначається співвідношенням (3.7)
∆Uф = (1,1941)2 ⋅106 + (0,3244)2 ⋅106 =1237,4 В.
Втрата напруга розраховується за співвідношенням (3.6)
∆Uф =111,2 ⋅103 −110,0 ⋅103 =1,2 ⋅103 В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проектної потужності Pi = 6088,8 кВт; Qі = 3714,9 квар складає
∆U
∆U(%) = ф
%.
∆Uном
U(%) 1,2 ⋅103
∆ = 3 ⋅100 =1,1% .
110 ⋅10
Таким чином, вибрані параметри повітряних ліній здатні практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання
в нормальному, аварійному і післяаварійному режимі [4, 9].
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, 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
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна
потужність трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТ пр і
Sном Т незначна (±10 %) , то для розгляду приймається один варіант, в
іншому випадку розглядається варіант з більшою і меншою стандартною
потужністю трансформатора відносноSТ пр .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження, в якому максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.)
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
Рисунок 4.1 – Типовий упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора рахується за
формулою
n
∑(S2
i ⋅ ∆ti )
К 1
= i=1
1 n ,
Sном Т ∑∆ti
i=1
де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора;
∆ti – проміжки часу, у які 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 /
2 та K / /
2 .
Величина K /
2 обчислюється за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
m
∑(S2
i ⋅ ∆ti )
К / 1
= 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.
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 .
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.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції. Цю умову можна записати так:
S
S ≥ np(6 ст.)
номТ .
2
По-друге, повинна також виконуватися умова
S
S ≥ np(6 ст.).а
номТ ,
К2.а
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
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 6419,3
Т пр = = 4585,2 кВ ⋅А .
2 ⋅0,7
Попередньо обираємо 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 .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження [10], в якому максимальне навантаження буде відповідати Sроз
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, в основному,
вимогами надійності живлення споживачів [3, 4, 6,].
Кількість трансформаторів цехової підстанції вибирають з урахуванням
вимог щодо забезпечення необхідного ступеня надійності електропостачання
споживачів.
Визначальними факторами при виборі одиничної потужності
трансформатора є витрати на живлючу мережу 0,4 кВ, витрати потужності в
живлячій мережі і в трансформаторах, витрати на будівельну частину ТП.
Допускається при визначенні одиничної потужності цехового
трансформатора користуватися наступними критеріями [9]:
– при питомій густині навантаження до 0,2 кВА/м2 – 1000, 1600 кВА;
– при питомій густині навантаження 0,2–0,5 кВА/м2 – 1600 кВА;
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
– при питомій густині навантаження більше 0,5 кВА/м2 – 2500,
1600 кВА, (питома густина навантаження визначається за формулою
S
σ = max
S , кВА/м2 ,
F
де Smax – максимальне навантаження цеху, кВА;
F – площа цеху, м2).
Попередньо обираються можливі варіанти потужності трансформаторів
ТП з урахуванням допустимого перевантаження в робочому і після
аварійному режимах.
Згідно [4, 9] рекомендується застосовувати наступні коефіцієнти
завантаження трансформаторів:
– якщо навантаження переважно ІІ категорії, для двотрансформаторної
ТП коефіцієнти завантаження кзаван =0,65–0,7;
– якщо навантаження переважно ІІ категорії і має місця взаємне
резервування на вторинної напрузі, кзаван =0,7–0,8;
– якщо навантаження переважно ІІ категорії і наявності складського
резерву трансформаторів, а також при навантаженнях ІІІ категорії,
кзаван = 0,9 − 0,95.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1.
Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою
10 (6) кВ.
Обираємо попередньо потужність трансформатору нашої цехової ТП,
користуючись співвідношенням
S SТП 741,1
приб T = = = 529,4 кВ∙А.
2 ⋅0,7 1,4
Таким чином, номінальна потужність обраного трансформатору
складає
Sном T =630 кВ∙А.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
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 Pmax
min = + ∆N,
кзаван ⋅Sном T
де Pmax – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт (для нашого випадку Pmax = Ppоз 0,4 цеху ) ;
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 642,4
min = + 0,5 ≈ 2 .
0,7 ⋅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 ,
За рахунок ∆N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax T ,
яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається
вона за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
2
Qmax T = (Nе ⋅к
2
заван.ф ⋅Sном T ) − Рmax .
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к SТП
заван.ф = .
Ne ⋅Sном T
к 741,1
заван.ф = = 0,6 .
2 ⋅630
У такому разі
Q 2 2
max.T = (2 ⋅0,6 ⋅630) - 642,4 = 314,3 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 = 369,7 − 314,3 = 55,1квар .
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 К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними [6].
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
QHK2 = 339,4 − 55,1− 0,44 ⋅2 ⋅630 = 87,5 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 = 87,5 +55,1=142,6 квар.
Таким чином, за результатами розрахунків вибираємо дві комплектні
конденсаторні установки марки УК3-0,415-60 Т3 потужністю 60 квар кожна і
напругою живлення 0,4 кВ.
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
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.
Більшість промислових споживачів електроенергії являють собою
електричні машини (трансформатори, асинхронні двигуни, обладнання для
дугового зварювання), в яких змінний магнітний потік пов'язаний з
обмотками. Внаслідок цього в обмотках при протіканні змінного струму
індукується реактивна електрорушійна сила (е.р.с.), що зумовлює зсув по
фазі ϕ між напругою і струмом. Таке навантаження, крім споживання
активної потужності, споживає (використовує) і реактивну потужність,
збільшуючи в середньому на 20 − 25 % повну потужність по відношенню до
активної. Параметр, що визначає споживання реактивної потужності,
називається cosϕ .
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.
При виборі компенсуючих пристроїв необхідно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних
електродвигунів в мережах до і вище 1000 В;
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
– враховувати реактивну потужність, що генерується повітряними
лініями, струмопроводами і кабельними лініями напругою вище 20 кВ, а
також кабельними лініями напругою 6 і 10 кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних схем компенсації з
використанням: конденсаторів, синхронних (спеціальних) компенсаторів,
несиметричних систем управління сітками перетворювачів.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіка навантаження
повинно передбачатися автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частини конденсаторних батарей в залежності від режиму
роботи системи електропостачання.
Число і потужність нерегульованих конденсаторних батарей
приймається за найменшою реактивної навантаженні мережі підприємства.
Число і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
слід визначати відповідно до графіків навантажень і з урахуванням технічних
умов енергосистеми.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з підрозділом їх на секції однакової потужності. При
невеликій різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступенева регулювання.
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.
У необхідних випадках для збільшення числа ступенів регулювання
допускається застосовувати секції КУ різної потужності.
При наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступінчасте регулювання сумарної реактивної
потужності, що виробляється всіма конденсаторними установками
підприємства, шляхом різночасного включення або відключення окремих
батарей відповідно до графіка навантажень.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В повинні встановлюватися,
як правило, в цеху у розподільних пунктів, або приєднуватися до
магістральних шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на
трансформаторних підстанціях або на головної ділянці магістрального
шинопровода допускається лише в тих випадках, коли установка
конденсаторів в цеху неможлива умовами пожежної безпеки.
Установка конденсаторів напругою 6 – 10 кВ потрібно передбачати:
– на цехових підстанціях, що мають розподільний пристрій напругою 6
– 10 кВ;
– на розукрупнених ПГВ або ГПП, безпосередньо від яких
здійснюється розподіл електроенергії по цеховим підстанціям.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виняток у великих
електроприймачів з низьким коефіцієнтом потужності і з великим числом
годин роботи в році.
При підключенні конденсаторних батарей до мереж з джерелами
вищих гармонік необхідно перевіряти вірогідність перевантаження
конденсаторів по току в резонансних або близьких до них режимах і
застосовувати необхідні заходи щодо їх усунення.
Типове навантаження промислових підприємств – індуктивного
характеру, тому компенсація реактивної потужності (РП) здійснюється за
допомогою ємності (конденсаторних батарей).
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:
Q = ω⋅C ⋅U2
.
Потужність трифазного конденсатора, сполученого трикутником,
визначається по цій же формулі. У цьому випадку U – лінійна напруга, а С
– сума ємностей всіх трьох фаз конденсатора. Потужність трифазного
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
конденсатора, сполученого зіркою, за однакової кількості ємностей всіх
трьох фаз визначається за співвідношенням:
Q 1
= ω⋅C ⋅U2 ,
3
де С – сума ємностей усіх трьох фаз.
На рисунку 4.4. показана однолінійна схема мережі підприємства з
можливими місцями установки пристроїв компенсації реактивної
потужності.
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. 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
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
потрібно враховувати, що джерела реактивної потужності на підприємстві
знаходяться на різних рівнях напруги.
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.
Компенсація індуктивного опору кола ємністю призводить до
підвищення струмів КЗ у всіх елементах трансформаторної підстанції.
Причому це особливо небезпечно для самих конденсаторів КПК, оскільки
напруга на них при наскрізних струмах короткого замикання ∆U = IКЗ ⋅ xС
зростає пропорційно кратності струму КЗ (IКЗ / Іном ) .
Для захисту конденсаторів шляхом їх шунтування при наскрізних
струмах КЗ можуть застосовуватися, наприклад, іскрові розрядники [1], 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
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. Такі випадки мають місце при
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
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 за ДСТУ EN 50160.
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.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі
і трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності
в вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих
межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконують одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і 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.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму
роботи системи електропостачання;
Кількості і потужності нерегульованих конденсаторних батарей
приймають за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних
установок визначають в відповідності з графіком навантажень та з
урахуванням технічних умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У
разі невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної
потужності, яка генерується усіма конденсаторними установками
підприємства, шляхом різночасного увімкнення окремих батарей у
відповідності з графіком навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з
найбільшим споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило,
в цеху біля розподільчих пунктів або приєднувати до магістральних
шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП
або на головній дільниці магістрального шино проводу допускають лише в
тих випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами
пожежної безпеки.
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:
– 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.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
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.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
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.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк = кнс ⋅ Qmax + ∆Qт - Qек - ∑Qнк.ф ,
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 = 201,9квар.
Qвк = 0,92 ⋅3714,9 + 641,93− 201,9 −1770 = 2087 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 56-10,5-1000 У3. Сумарна ємність
блоків статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=2000 квар, при номінальній
напрузі живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі
Вибір способу позацехового електропостачання слід виконувати на
підставі техніко-економічних розрахунків порівнянних варіантів по мінімуму
приведених витрат з урахуванням трудовитрат при виробництві
електромонтажних робіт.
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.
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.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг
перед магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і
обслуговуванні, безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
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.
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.
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
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.
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
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької
напруги трансформатора
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
2 2
S Лi = (Рmax 10 і ) + (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.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Рроз 0,4 Q S , Р , Q , S ,
ТП роз 0,4 ном Т max 10 max 10 Л
кВт квар кВ·А кВт квар кВ·А
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 2 1344,6 781,8 1000 1364,6 881,8 1624,7
ТП-2 2 642,4 369,7 630 655 432,7 785,0
ТП-3 2 744,4 444,3 630 757 507,3 911,3
ТП-4 2 833,7 499 1600 865,7 659 1088,0
ТП-5 2 435,1 260,4 630 447,7 323,4 552,3
ТП-6 2 956,4 570,5 630 969 633,5 1157,7
ТП-7 2 753,9 541,5 630 766,5 604,5 976,2
ТП-8 2 378,3 247,7 400 386,3 287,7 481,7
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП–ТП) в
нормальному режимі визначається як
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
Кількість т-рів
шт
S
Iроз, Лі = Лі .
3 ⋅Uном
Для цеху, який обрано у якості прикладу
I 785,0
роз Л ( ГПП - ТП2 ) = = 45,3 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, по якому визначається тривалий допустимий
струм Ідоп , значення якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
I
F = роз, Лі 45,3
ек = = 32,4 мм2 .
j ек 1,4
Обираємо переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП2) 16 мм2.
За допомогою отриманих даних обираємо згідно каталогу [19]
трижильний алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ (3×35),
Іном каб = 115А .
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.
45,3≤115 ⋅1,05 ⋅0,9 =108,7 А
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
Для нашого випадку
2 ⋅45,3А = 90,6 А ≤115 ⋅1,05 ⋅0,9 ⋅1,25 =135,8 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 = 655 0,83, sinφ = 432,7
= = 0,55 .
785,0 785,0
Втрата напруги в кабельній лінії, що розглядається в якості прикладу,
буде
ΔU = 3 ⋅45,3 ⋅0,22 ⋅ (2,4 ⋅0,83+ 0,084 ⋅0,55) = 35,2 В
Таким чином, умова виконується, так як
ΔU =35,2 ≤ 0,05 ⋅Uном = 52 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 220 1624,7 93,9 19,6 205 95 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП2 220 785,0 45,3 32,4 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП3 160 911,3 52,7 26,7 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП4 120 1088,0 62,9 19,5 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП5 170 552,3 31,9 17,7 75 16 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП6 140 1157,7 66,9 38,8 140 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП7 240 976,2 56,4 41,1 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП8 180 481,7 27,8 16,8 75 16 АСБГ(3×16)
ГПП-БСК10 10 1000 57,8 41 140 50 АСБГ(3×50)
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проектування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань[1]:
• виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
• вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
• проектування і налагодження засобів релейного захисту та
системної автоматики, вибір запобіжних пристроїв автоматичних
комутаційних апаратів;
• зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з'єднань СЕП;
• координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
• оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
• проектування заземлювальних пристроїв;
• визначення впливу струмів КЗ на лінії зв'язку;
• вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
• аналіз аварій в електроустановках;
• проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого
– в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у
такій же послідовності.
Розрахунок ведеться згідно Держстандарту [11].
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах
електрообладнання внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій
обслуговуючого персоналу.
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
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку.
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.
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.
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.
Розрахунок ведемо згідно чинного держстандарту методом точного зведення
в іменованих одиницях.
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:
E = Ei ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ; (6.1)
U = Ui ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ; (6.2)
I = Ii ( 6.3)
n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
z = zi ⋅ (n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅n ).2m , (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:
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
2
z = z U
⋅ ном
* (ном) i ⋅ (n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅n )2m ; (6.8)
Sном
z = z U
⋅ ном
* ном і ⋅ (n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅n )2m . (6.9)
3 ⋅ I ном
У схемі заміщення, де значення показників елементів зведені за
вказаними співвідношеннями, обчислені значення параметрів режиму будуть
натуральними тільки для основного ступеня напруги. Для іншого ж ступеня
напруги СЕП натуральні значення струму та напруги визначають
перерахуванням за відповідними коефіцієнтами трансформації
трансформаторів між шуканим і основним ступенями.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання є
прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого
замикання на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми
заміщення.
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [11, 12]
припущення.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
Рисунок 6.1 – Розрахункова схема розрахунку КЗ
Схему складаємо однолінійною (рисунок 6.2).
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 = 70 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% ;
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
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.
Розрахуємо значення показників елементів схеми заміщення обраним
методом, використовуючи для цього формули (6.1) – (6.9), які для
індуктивних опорів мають вид:
– приведений до основного ступеня індуктивний опір системи
U2 (110 ⋅103 2
Х = C ( )2 )
С n = 6 ⋅ (1)2 = 7,562 Ом ;
SКЗ 1600 ⋅10
– приведений до основного ступеня індуктивний опір повітряної лінії
ХПЛ = l 2
ПЛ ⋅ хПЛ, пит ⋅ (n) = 75 ⋅0,4 ⋅ (1)2 = 30 Ом ;
– приведений до основного ступеня індуктивний опір силового
трансформатора
2 2
U Uном. Н 2 10,5 (11⋅103
Х = КЗ (n) ) 115 2
Т ⋅ = ⋅
6 = 220,4 Ом ;
100 Sном Т 100 6,3 ⋅10 11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л2
2
Х2 = хкаб. пит ⋅LКЛ 2 ⋅n
2 =0,099 ⋅0,22 ⋅ 115
= 2,4 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л5
2
Х 2 115
5 = хкаб. пит ⋅LКЛ 5 ⋅n =0,099 ⋅0,17 ⋅ =1,8 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної лінії
Л7
115 2
Х 2
7 = хкаб. пит ⋅LКЛ 7 ⋅n = 0,099 ⋅0,24 ⋅ = 2,6 Ом ;
11
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л2
2
R 2
2 = rкаб. пит ⋅LКЛ 2 ⋅n = 1,24 115
⋅0,22 ⋅
= 29,8 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л5
2
R5 = r 2
каб. пит ⋅LКЛ 5 ⋅n = 1,24 ⋅0,17 ⋅ 115
= 23 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л10
2
R7 = r 2 115
каб. пит ⋅LКЛ 7 ⋅n = 1,24 ⋅0,24 ⋅ = 32,5 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
На практиці здебільшого визначають не повний струм КЗ, а тільки його
складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час вибору
параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є початкове
значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники й
апарати, необхідно знати початкове значення періодичної складової струму
КЗ, ударний струм, значення періодичної та аперіодичної складових для
заданого моменту часу тощо.
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання К1–К5
розраховуємо початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм.
Струм короткого замикання визначаємо згідно закону Ома, який для
зведених величин I, U, z буде мате вид:
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:
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
3
U = Uc ⋅n1 ⋅n n 110 ⋅10
2 ⋅ ⋅ ⋅ m = = 63510 В .
3 3
Відмітимо, що обчислені значення струму КЗ будуть натуральними
тільки для основного ступеня напруги (І ступень). 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 .
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 + 30 = 37,56 Ом .
Точка короткого замикання К2:
Z∑ К2 ≡ Х∑ К2 = ХС +ХПЛ +ХТ = 7,562 + 30+ 220,4 ≈ 257,9 Ом .
Точка короткого замикання К3:
2 2 2 2
Z∑ К3= Х∑ К3+(R 2 ) = (ХС +ХПЛ +ХТ +Х2 ) +(R2 ) =
= (7,562 + 30+ 220,4 + 2,4)2 + (29,8)2 = 262,1Ом
Точка короткого замикання К4:
Z 2
∑ К4 = Х∑ К4 +( )2 ( 2
R5 = ХС +ХПЛ +ХТ +Х5 ) +( R5 )
2
=
.
= (7,562 + 30+ 220,4 +1,8)2 + (23)2 = 260,8 Ом
Точка короткого замикання К5:
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
2 2 2 2
Z∑ К5 = Х∑ К5 +(R7 ) = (ХС +ХПЛ +ХТ +Х7 ) +(R7 ) =
.
= ( 7,562 + 30+ 220,4 + 2,6)2 + (32,5)2 = 262,6 Ом
Знайдемо зведений струм короткого замикання для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:
I = U = 63510
КЗ (К1) = 1690,9 А .
z∑ К1 37,56
Точка короткого замикання К2:
I = U = 63510
КЗ (К2) = 246,3 А .
z∑ К2 257,9
Точка короткого замикання К3:
I КЗ (К3) = U = 63510
= 242,3 А .
z∑ К3 262,1
Точка короткого замикання К4:
I U 63510
КЗ (К4) = = = 243,5 А .
z∑ К4 260,8
Точка короткого замикання К5:
I U 63510
КЗ (К5) = = = 241,9 А .
z∑ К5 262,6
Натуральне значення струму КЗ у обраних точках буде:
– точка короткого замикання К1:
І КЗ (К1) = ІКЗ (К1) ⋅n1 =1690,9 ⋅1 = 1690,9 А ;
– точка короткого замикання К2:
І 115
КЗ (К2) = ІКЗ (К2) ⋅n2 = 246,3 ⋅ = 2574,9 А ;
11
– точка короткого замикання К3:
ІКЗ (К3) = ІКЗ (К3) ⋅n2 = 242,3 ⋅10,455 = 2533,2 А ;
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
– точка короткого замикання К4:
ІКЗ (К4) = ІКЗ (К4) ⋅n2 = 243,5 ⋅10,455 = 2545,8 А ;
– точка короткого замикання К5:
ІКЗ (К5) = І КЗ (К5) ⋅n2 = 241,9 ⋅10,455 = 2529,1 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 [15, 16]:
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
Та, ек
iу = 2 ⋅ Iп 0 ⋅ (1 + е ) ,
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
iу = Σ 2 ⋅ I ⋅ (1 + e Ta,i ) ,
i = 1 п 0 i
де Iп0i – початкове діюче значення періодичної складової струму КЗ в і-ої
вітки.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
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 ⋅1690,9 = 4304,3 А ,
– точка короткого замикання К2:
iу (К2) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К2) = 2 ⋅1,8 ⋅2574,9 = 6554,6 А ,
– точка короткого замикання К3:
iу (К3) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К3) = 2 ⋅1,8 ⋅2533,2 = 6448,5 А ,
– точка короткого замикання К4:
iу (К4) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К4) = 2 ⋅1,8 ⋅2545,8 = 6480,5 А ,
– точка короткого замикання К5:
iу (К5) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К5) = 2 ⋅1,8 ⋅2529,1 = 6328,0 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 1690,9 246,3 242,3 243,5 241,9
ІКЗ, А 1690,9 2574,9 2533,2 2545,8 2529,1
іy , А 4304,3 6554,6 6448,5 6480,5 6328,0
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].
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
Рисунок 6.3 – Розрахункова схема однофазного КЗ
У схема заміщення однофазного КЗ обґрунтовано нехтуємо активними
складовими повного опору.
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:
І(n) EА Σ
КЗ1 = (n) , (6.12)
j(X1Σ + ΔX )
де Е А Σ – сумарна ЕРС джерел енергії;
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
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* ⋅ Іб , (6.13)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
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) = Іб
КЗ1 . (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]:
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
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
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 = Х = Х = UКЗ
* 0 Т *1 Т * Т = 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* 2 С + Х б
* 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 С = КЗ = КЗ .
3 ⋅UС 3 ⋅UС
Отримаємо:
Х = 3 Іб ⋅ 3 ⋅U 3
* 0 С ⋅ С
k S(3) - 2Х* С = ⋅X* C - 2X ,
⋅ КЗ k * C
тобто
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
Х = Х 3 - 2* 0 С * 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 + Х + Х = * 0 С * 0 ПЛ ) ⋅Х* 0 Т
* 0 Σ * 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 Sб Sб
*1∑ = Х* 2∑ = Х* С + Х* ПЛ = + l ⋅ х
S ПЛ ПЛ, пит ⋅ 2 =
КЗ Uб
100 ⋅106 6 .
= 6 + 75 ⋅0,4 100 ⋅10
2 = 0,31.
1600 ⋅10 (110 ⋅103 )
Необхідні для визначення Х* 0∑ компоненти формули (1.50)
дорівнюють відповідно:
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
Х* 0 С = Х 3
* С − 2 = 0,0625 3
− 2 = 0,03125;
k 1,2
Х Sб 100 ⋅106
* 0 ПЛ = 3 ⋅Х* ПЛ = 3 ⋅ lПЛ ⋅ хПЛ, пит ⋅ 2 = 3 ⋅75 ⋅0,4 = 0,74
Uб ( 2
110 ⋅103 )
Х = Х = UКЗ, % 10,5
* 0 Т * Т = = 0,105
100 100
Отже
(Х* 0 С + Х* 0 ПЛ ) ⋅Х* 0 Т (0,03125+ 0,74) ⋅0,105
Х* 0∑ = = = 0,09 .
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т 0,03125+ 0,74 + 0,105
Таким чином, модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного короткого
замикання
І(1) = 3 І 3
КЗ ⋅
Х б = ⋅525 = 3118,8 А .
*1∑ + Х*2∑ + Х*0∑ 0,31+ 0,105+ 0,09
Нами знайдено шукане значення модуля повного струму однофазного
короткого замикання: І(1)
КЗ = 3118,8 А .
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ
ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
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.
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 по ДСТУ EN 60529:2018 і ДСТУ 8280:2015 і в атмосфері типу
II по ДСТУ EN 60529:2018 з ізоляцією високовольтних апаратів категорій II
по ДСТУ 3399-96 і в IV кліматичному районі по вітрі і ожеледі згідно з
«Правилами улаштування електроустановок».
Основні параметри і характеристики КТПБ відповідають значенням,
що наведені в таблиці.
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. 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, що також
вироблені ЗАТ «ЧЕАЗ».
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 :
- 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 безпортальний
прийом безпосередньо на блок прийому ПЛ.
Кабельні конструкції в КТПБ передбачені двох типів:
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
- наземні із залізобетонних елементів, для основних кабельних
потоків.
- підвісні, з металевими лотками, заводський поставки для
одиночних кабелів і кабельних зв'язків в межах ВРП.
Устаткування, що передбачене в схемах електричних з'єднань
головних кіл елементів КТПБ, узгоджується з Замовником поставка
наступного обладнання. Додатково вибираються:
- 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.
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 [19], 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.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
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 = 35,9А І ном = 2500 А Іроз ≤ Іном
іy = 4,3 кА I mах дин = 102 кА іу ≤ Imax дин
I n t = 1,69 кА І в і д к л = 40 кА I n t ≤ Iв і д к л
ВК = І2
П ⋅ tК = (2,695 ⋅103)2 ⋅0,035 = IT = 40 кА; t
T = 3 с;
В 2
К ≤ ІТ ⋅ tT
= 0,254 106 В2 с I2 ⋅ t = 4800 ⋅106 В2
⋅ ⋅ T T ⋅с
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 [19].
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.
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 = 35,9А І ном = 1000 А Іроз ≤ Іном
іy = 4,3 кА I mах дин = 80 кА іy ≤ Imах дин
В = І2
К П ⋅ tК = (2,695 ⋅103)2 ⋅0,035 = IT = 40 кА; tT = 3 с;
6 ВК ≤ І2
Т ⋅ tT
= 0,254 ⋅10 В2 ⋅с I2
T ⋅ tT = 4800 ⋅106 В2 ⋅с
Остаточно, по даним таблиці обираємо роз’єднувач серії РГН–110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [19].
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
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 NEO ВВ/N10 з вбудованим електромагнітним
приводом [19].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням
S 3
І = ВН ГПП 6419,3 ⋅10
роз = = 370,6 А .
3 ⋅U 1,732 ⋅10 ⋅103
ном
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 = 370,6 А І ном = 1000 А Іроз ≤ Іном
іy = 6,5 кА I mах дин = 52 кА іу ≤ Imах дин
I n t = 2,575 кА І в і д к л = 20 кА I n t ≤ Iв і д к л
В = І2 ⋅ t = (2,575 ⋅103)2
К П К ⋅0,055 = IT = 20 кА; t
T = 3 с;
2
6 2 В ≤ І
I2 ⋅ t =1200 ⋅106 В2 ⋅с К Т ⋅ tT
= 0,365 ⋅10 В ⋅с T T
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням
S
І ВН ГПП 6419,3 ⋅103
роз, с е к ц. = = 3 =185,3 А .
2 ⋅ 3 ⋅Uн 2 ⋅1,732 ⋅10 ⋅10
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу NEO ВВ/N10 з вбудованим електромагнітним приводом [19].
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 =185,3 А І ном = 630 А Іроз секц ≤ Іном
іy = 6,5 кА I mах дин = 80 кА іу ≤ Imах дин
I n t = 2,575 кА І в і д к л = 20 кА I n t ≤ Iв і д к л
В 2
К = ІП ⋅ tК = (2,575 ⋅103)2 ⋅0,055 = IT = 20 кА; tT = 3 с;
ВК ≤ І2
Т ⋅ tT
= 0,365 ⋅106 В2 ⋅с I2
T ⋅ tT =1200 ⋅106 В2 ⋅с
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [19]:
– 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 .
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
таблиця 1.12.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
Попередньо обираємо трансформатор струму [19] 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 = 370,6 А І ном к = 1000 А
і дин = kдин ⋅ 2 ⋅ І ном к =
іy = 6,4 кА = 30 ⋅1,4 ⋅1000 кА =
= 42 ⋅103 кА
В = І2 ⋅ t 3 2
К П К = (2,533 ⋅10 ) ⋅0,12 = IT = 31,5 кА; tT = 4 с;
0,77 106 В2 с I2
= ⋅ ⋅ T ⋅ 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.
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:
S2Н - I2
2Н (rприл + r )
r к
пров = 2 ;
I2Н
r = 15 - 25 ⋅ (0,28 + 0,1)
пров = 0,22 Ом.
25
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp = lпров = 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
l ⋅ρ
F = p.
пров. ;
rпров.
Fпров. = 25 ⋅0,02 = 2,27 мм2.
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.
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 [19]:
– 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 [19]. Розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
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.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Переріз кабелю на термічну стійкість до струмів трифазного короткого
замикання перевіряють за співвідношенням [19]:
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 = 2677,4 ⋅ 0,135
min = 11,6 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 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
Кількість
Котушок,
шт.
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до
1000 В, з якої найбільш поширена – напруга 380 кВ.
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори6
– 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.
По способам 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).
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 [4, 6, 13]. Кожний вид схем має свою найбільш доцільну область
застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми.
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.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної 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].
В світлотехнічної частині нами вирішуються наступні завдання:
обираються типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні
висоти встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
Вибір виду і системи освітлення
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване,
коли до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильності вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення, в тому числі й робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним
розміщенням світильників під стелею освітлюваного приміщення.
Освітлення з рівномірним розміщенням світильників застосовують, якщо в
виробничих приміщеннях технологічне устаткування розміщене рівномірно
по всій площі з однаковими умовами зорової роботи і необхідно забезпечити
рівномірне освітлення. Якщо в приміщеннях є робочі поверхні, що
вимагають різних умов освітлення, то для створення на них необхідної
освітленості світильники розміщують локалізовано, залежно від розміщення
робочих поверхонь або виробничого устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо), у
приміщеннях, де робочі місця розміщені групами, зосереджені на окремих
дільницях, а також у приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються
роботи різної точності, що вимагають неоднакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають
високого ступеня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють
світильники загального освітлення при комбінованій системі, має становити
10 % від нормованої для комбінованого освітлення. Використання в
приміщеннях тільки місцевого освітлення нормами заборонено.
3а функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне і спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні
робочого освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм,
тривале порушення технологічного процесу, а також порушення роботи
відповідних об'єктів (водопостачання, вузли зв'язку, пожежні пости,
електрощитові і т. ін.). Це освітлення називають аварійним освітленням для
продовження роботи, воно має створювати на робочих місцях 5 %
нормованого робочого освітлення при системі загального освітлення, але не
менш як 2 лк.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху проводимо методом світлового потоку [7]
(методом коефіцієнту використання).
Розраховуємо освітлення цеху, розміри якого A×B×H = 54×60×6 ,
освітлення виконано лампами типу ДРЛ у світильниках ГСП03-125. В
подальшому використаємо позначення, приведені на рисунки 8.2. В нашому
випадку hp = 0,1 м; hc = 1,1 м .
Ф к ⋅Е
= 3 min ⋅S ⋅ z , (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
N – прийнята кількість світильників, шт..;
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
Рисунок 8.2 – Розміщення світильників цеху
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 = 6 - 0,1 - 0,1 = 5,8 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⋅5,8 = 5,8 м .
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
Отримаємо кількість світильників в цеху
N = A ⋅B = 54 ⋅60
2 2 = 96,3 ≈ 96 шт.
Lв 5,8
Розрахуємо індекс приміщення за виразом (8.2):
і = 54 ⋅60
= 4,9 .
5,8 ⋅ (54 + 60)
Для приміщення з індексом і = 4,38 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 = 1,6 світловий потік Фсв відповідно до виразу (8.1)
складає
Фсв = 1,5 ⋅200 ⋅3240 ⋅1,15
=19406,3 лм.
96 ⋅0,6
Обираємо світильник типу ГСП03-125 з лампами типу ДРЛ 400 (400
Вт), світловий потік 23000 лм [20].
Визначимо відхилення обраного значення світлового потоку від
розрахованого:
Fр - F
Δ(%) = ном ⋅100 %
Fр
Δ(%) 23000 −19406,3
= ⋅100% =18,5% .
19406,3
Обрана лампа за світловим потоком відрізняється від розрахункового
на 18,5 % , що допустимо.
Активна потужність системи освітлення складає:
Рос Σ = PДРЛ 400 ⋅N
Рос Σ = 96 ⋅0,4 = 38,4 кВт.
Реактивна потужність системи освітлення дорівнює:
Qmax оc = Pmax оc ⋅ tgϕ0
Qmax оc = 38,4 ⋅0,9 = 34,6квар.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
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.
Відповідно до "Правил будови електроустановок" для живлення
світильників загального освітлення повинна застосовуватися напруга не
вище 380/220 В змінного струму при заземленій нейтралі і не вище 220 В
змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище
220 В, що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від
висоти їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних при
установці світильників загального освітлення з лампами розжарювання на
висоті менш 2,5 м при відсутності спеціальної конструкції світильника, що
виключає доступ до лампи без застосування інструмента, використовується
напруга не вище 42 В.
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В
допускається встановлювати на висоті менш 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих
ламп, розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з'єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому
числі фазна напруга системи 660/380 В з заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов:
– введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або
кабелем з мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не менше
ніж 660 В;
– заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних фаз
системи 660/380 В;
– нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги "380 В" при установці світильника в приміщеннях з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних;
– забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник; це стосується і багатолампових світильників системи
380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються у приміщеннях без
підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
220 В для світильників спеціальної конструкції: тих, що являються
складовою частиною аварійного освітлення, під'єднаного до незалежного
джерела живлення; тих, що встановлюються у приміщеннях з підвищеною
небезпекою (але не особливо небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127 – 220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких
і приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в
арматурі спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних має
застосовуватися напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах
– не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати [7]:
– необхідний рівень надійності живлення;
– регламентовані рівні напруги і постійність напруги джерела
живлення;
– простоту і зручність експлуатації;
– економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від
силових цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою
нейтраллю вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів
обмежується випадками, коли характер силового навантаження не дає
можливість забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується
для силових навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг 380/220
або 220/127 В неприпустима для освітлювальної установки за умовами
безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняють живильні і групові лінії.
Живильна лінія з'єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення.
Групові лінії служать для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту
на кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів
на групових лініях не повинний перевищувати 25 А за винятком ліній, що
живлять лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше і
газорозрядні лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм
захисного апарата не повинний перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової
мережі не повинна перевищувати:
– для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
– для люмінесцентних ламп – до 50;
– для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
У конструктивному виконанні живильні лінії виконуються
чотирипроводними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними
(1ф + N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N),
трифазними (3ф) і трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид
лінії використовується найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити рівномірне навантаження фаз,
знизити коефіцієнт пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В –
60 м, довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.3). Радіальні схеми використовуються
при високих навантаженнях групових щитків (порядку 100–200 А) і
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на
розподільних пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані
схеми одержали найбільше поширення через їхню гнучкість.
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. При аварійному
відключенні одного з трансформаторів автоматичне включення резерву
(АВР) по низькій стороні забезпечить живлення освітлювальних установок
від іншого трансформатора. Система аварійного освітлення живиться
перехресним способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до
трансформатора робочого освітлення.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
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.
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].
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
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 =1⋅1,12 ⋅96 ⋅0,4 = 43кВт.
Для цеха обираємо схему живлення освітлювальної установки, що
приведена на рисунку 8.5.
Далі здійснюємо вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за
припустимим струмом навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимогам у
відношенні гранично припустимого нагрівання при нормальних режимах
роботи. Нагрівання провідників викликається проходженням по них
електричного струму. Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при цьому
кожному перерізу проводу або кабелю в залежності від його конструкції і
роду прокладки відповідає допустимий нормований струм ( Ідоп , А). У такий
спосіб у практичних розрахунках користаються готовими таблицями
довгостроково допустимих навантажень, регламентованих ПУЕ і
нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно +25С та +15С , при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки:
1 – магістральні щитки робочого освітлення; 2 – групові щитки робочого освітлення
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
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:
– для однофазних двопроводних мереж (1ф + N)
Pроз ⋅103
Ipоз = ;
Uф ⋅cosϕ
– для двофазних двопроводних мереж (2ф + N)
P ⋅103
I роз
pоз = ;
2 ⋅Uф ⋅cosϕ
– для трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N)
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
Pроз ⋅103 Pроз ⋅103
Ipоз = = ,
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 .
Pроз ⋅103 Pроз ⋅103
Ipоз = = .
3 ⋅Uл ⋅cosϕ 3 ⋅Uф ⋅cosϕ
43 ⋅103
Ipоз = = 72,7 кВт
3 ⋅0,38 ⋅0,9
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити
висновки, що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального
призначення з лампами типу ДРЛ-400 в повній мірі задовольняє вимогам
ДБН В.2.5-28-2018, що до загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
Згідно отриманих вихідних даних, а також перерізу алюмінієвих
двожильних кабелів, що відповідає розрахунковому струму Ipоз = 72,7 А
обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АВВГ(3×25)+(1×16) з
допустимим струмом 115 А.
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги.
Метою розрахунків є забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла [7].
Зниження напруги щодо номінальної пов'язано зі зменшенням
світлового потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на
робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної зв'язано з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022 напруга в найбільш
віддалених лампах внутрішнього освітлення промислових підприємств і
суспільних будинків, а також прожекторних установок зовнішнього
освітлення повинна бути не нижча 97,5 % Uном
95 % Uном . У мережах 12–42 В
допускаються втрати напруги до 10 % Uном , якщо рахувати від відводів
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
джерел живлення. Найбільша напруга в ламп не повинна перевищувати
105 % Uном .
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % Uном , при інших лампах – не нижчою
88 % Uном .
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом
M
∆U = , (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 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
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 = ⋅P потужність групового щитка робочого освітлення,
4 роз ос
L1 = 18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення.
−M 1
1 = ⋅43 ⋅18 =193,5 кВт∙м.
4
Для ділянки 2 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до для найбільш
віддалених світильників:
L
−M2 = P2 ⋅L0 + P ⋅ (L0 + ) ,
2
P
де P = роз ос
2 ,
40
P 43
2 = =1,1 кВт.
40
L0 = 40 м – відстань від ТП до останньої восьмої освітлювальної магістралі,
L = 20 м – довжина магістралі,
Таким чином
−М2 =1,1⋅40 + 0,4(40 +10) = 64 кВт∙м.
Втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної мережі згідно (8.3)
складають:
Для першої ділянки:
U 193,5
∆ 1 = = 0,81% .
40 ⋅6
Для другої ділянки:
U 64
∆ 2 = = 0,26 % .
40 ⋅6
Таким чином, вимоги до напруги в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства – бути не нижче
97,5 % Uном – виконується.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
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.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі, номінальна напруга мережі Uном , результати розрахунку
навантаження цеху.
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників,
їх механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів
короткого замикання[1].
Деякі мережі та її елементи перевірці на економічну густину струму,
згідно ПУЕ [1] не підлягають, що треба окремо проаналізувати та
обов’язково вказати ( у вигляді переліку або таблиці).
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.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти по нагріву струмом післяаварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносимо у таблицю.
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.
Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Перевірці на економічну густину струму, згідно п.1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
– мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000 – 5000;
– відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
– збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і
закритих розподільчих установок всіх напруг ;
– мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3–5
років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
– вибір по умовам теплового нагріву;
– по їх пропускної спроможності і умовами захисту;
– термічну стійкість до струмів короткого замикання;
– втрати напруги;
– механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S ≥35 мм2 і стальних
S ≥25 мм2 .
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів
кабелів, проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової
мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз
провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від
ненормальних режимів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень
мережі і коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту,
– Uном мережі,
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Pmax ;
–пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми,
– номінальні потужності ЕП.
Вибір перерізу провідника пов'язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
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.
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:
– 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.
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.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи
електроприймачів в якості розрахункового струму для перевірки перерізу
провідників по нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від
відповідного режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й
окінцевань.
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання
їх електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному
режимах. Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно
від величини перевищення й тривалості часу, елемент може бути
пошкоджений, що спричинить порушення нормальної роботи системи, а в
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
гіршому випадку (загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для
всіх видів провідників та умов їх застосування головним у виборі перерізу є
нагрівання, яке визначається двома ефектами теплового впливу:максимально
допустимою температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й
класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різкіх
піках навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження
рівномірний, більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини
розрахункового струму ( Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища,
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно
вибрати марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім
виконувати розрахунок.
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.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням (2.1)
P
I роз
pоз = ,
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
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
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 каталожними даними [19] кабелі і
результати заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Найменування Рном , cosϕ І роз , Imax , Ітр. доп
електроприймачів Марка
кВт А А А
1 2 3 4 5 6 7
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
Подрібнювач творогу 10 0,88 17,3 21,6 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Насичувач сиропом 12,5 0,87 21,9 27,3 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Наповнювач 21,3 0,77 42,1 52,6 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Рухома платформа 17,5 0,8 33,3 41,6 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Установка формування
брекетів 6,8 0,92 11,2 14,1 19 АВВГ(4×2,5)
Установка швидкого
охолодження 78 0,84 141,2 176,6 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
Вибраковочний конвеєр 8,5 0,8 16,2 20,2 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Формувач основи 8,8 0,78 17,2 21,5 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Верстат покриття
шоколадом 48,4 0,91 80,9 101,1 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Охолоджуючий тунель 21 0,8 39,9 49,9 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Пакувальна лінія 5,8 0,9 9,8 12,3 19 АВВГ(4×2,5)
Лінія твердої упаковки 4,2 0,77 8,3 10,4 19 АВВГ(4×2,5)
Обертовий стіл 4 0,87 7,0 8,7 19 АВВГ(4×2,5)
Витяжний вентилятор 5,3 0,88 9,2 11,5 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор приточний 27 0,88 46,7 58,3 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Насоси водяні 7,5 0,82 13,9 17,4 19 АВВГ(4×2,5)
Тельфер 12,2 0,78 23,8 29,7 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Морозильна камера 54 0,85 96,6 120,8 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Освітлення 43 0,9 72,7 91 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Конденсаторна установка 60
(квар) - 91,2 114 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Однофазні електроприймачі
Морозівниця 6,5 0,77 38,4 48,0 58 АВВГ(2х10)
Блендер 8,2 0,65 33,2 41,5 58 АВВГ(2х10)
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
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 .
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
Найменування РП Ір.РП ,А Іmax ,А ІН.ДОП.Л ,А Марка
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-1 84,8 106 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-2 124,8 156 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-3 84,8 106 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-4 124,8 156 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-5 134,2 167,8 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-6 134,2 167,8 200 АВВГ(3×70)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-7 117 146,3 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12–1.3.15 і 1.3.22 ПУН, застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
В умовах післяаварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів,
що підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не
перебільшує І роз, РП .
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної
має становити не більше ±5 % Uном . Для освітлювальних мереж
промислових підприємств і громадських будівель допускається відхилення
напруги від +5 до −2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього
освітлення ±5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного
моменту асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної
напруги і його зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах
освітлення зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового
потоку
Перевіримо обрану цехову мережу на допустимі відхилення напруги у
найбільш віддалених потужних споживачів.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
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.
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) .
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
Визначимо втрату напруги ΔUЛ2 найбільш потужного
електроприймвча цеха (установка швидкого охолодження), для якого
Іроз = 141,2 А, переріз кабелю лінії Л6 F = 70 мм2 , питомий активний та
індуктивний опір, розрахований згідно [19] відповідно r0 = 0,28Ом/км,
х0 = 0,26 Ом/км, LКЛ = 40 м.
ΔUЛ2(В) = 3 ⋅141,2 ⋅0,04 ⋅ (0,28 ⋅0,95+ 0,26 ⋅0,31) = 3,4 В .
Тобто
ΔU (%) = 3,4
Л2 ⋅100% = 0,9%.
380
Знайдемо втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі згідно
формули [ 6]:
ΔUТ = SМ ⋅ (UА ⋅cosφ + UР ⋅sinφ) ,
SномТ
деSМ – максимальне навантаження одного трансформатора - SМ = 1 SТП ,
2
SномТ – номінальна потужність трансформатора,
U = ΔРКЗ
А ⋅100% – активна складова напруги КЗ,
SномТ
UР = U2
КЗ - U2
А – реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується, ∆РКЗ = 5400 Вт,
U 1
КЗ = 4,5 %, SН. Т = 630кВ∙А, SМ = S = 370,6 кВ∙А,
2 ТП
cosϕ = 0,9; sinϕ = 0,433 .
Розрахуємо активну і реактивну складові напруги КЗ:
U = 5400
А ⋅100% = 0,85%; U = (4,5)2 − (0,85)2 = 4,42% .
630000 Р
Втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі складуть:
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
ΔUТ = 741,1(0,85 ⋅0,9 + 4,42 ⋅0,433) = 3,15% .
630
З врахуванням отриманих даних співвідношення (8.8) прийме вид
100% + 5% – 3,15% – 0,64% = 101,2 % ≥ 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.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на
єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій
напрузі і струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу
точності, умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі
короткого замикання з урахуванням термічних і електродинамічних впливів,
комутаційної спроможності.
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.
Далі за довідковими даними [19] обирається конкретний тип НКУ,
вказуються його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
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.
Усередині шафи монтується рама шасі з певним набором автоматичних
вимикачів. На рамі шасі мається нульова шина з затискачами (зажимами) для
підключення нульових жив ліній передач. Додатково можлива установка
ізольованою нейтралі. 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.
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.
Рисунок 8.8 – Пункт розподільчий ПР11
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ДСТУ 28249–93 [14]. 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.
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
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.
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 ГОСТ 28249–93 [14]. Стандартом встановлено
методику розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при
симетричних і несиметричних КЗ, види яких визначені відповідно до ГОСТ
26522–85. 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
похибки їх розрахунку залежать від вказаних вище цілей.
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
5) начальне значення періодичної складової струму КЗ;
6) аперіодична складова струму КЗ;
7) ударний струм КЗ;
8) дійсне значення періодичної складової струму в довільний
момент часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюгу.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ
слід враховувати:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткозамкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з’єднань;
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
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:
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.
Відповідно до цільового призначення розрахунку встановлюємо
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в
яких може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких
замикань. До сукупності первинних характеристик розрахункових умов
входять розрахункові: схема, вид струму КЗ, а також точка (місце), вид і
тривалість КЗ.
Розрахункова схема електроустановки – це схема з'єднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, або
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід ураховувати
передбачені для даної електроустановки умови її усталеної роботи і не
зважати на короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації
(наприклад, під час перемикань).
Розрахункова схема містить реальні елементи (на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв'язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у
розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного
контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес
аналізується в одній фазі.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
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.
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.
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
I 1,05 ⋅U
= ном
КЗ ,
3 ⋅ZΣ
де ZΣ – сумарний повний опір до точки КЗ.
Сумарний повний опір до точки КЗ
ZΣ = r2
Σ + X2
Σ ,
де rΣ , XΣ – відповідно сумарне активний і реактивний опір прямої
послідовності короткозамкненого ланцюга. Ці опори, як правило,
вимірюються в мОм.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
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.
Рисунок 8.10 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ
в цехової мережі
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
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 ;
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 системи.
Еквівалентний індуктивний опір ХС для нашого випадку визначається
формулою [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.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
X (400)2
C = 3 3 = 0,5мОм.
3 ⋅20 ⋅10 ⋅10 ⋅10
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
x U2 100 ⋅Pк.ном U2
= − ⋅ НН.ном
T к ⋅104
SТ.ном SТ.ном
де ST .ном – номінальна потужність трансформатора, кВ∙А;
Рк ном – втрати короткого замикання, кВт;
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
6
T = ⋅10 = 3,1 мОм.
(630⋅)2
x (5,5)2 100 ⋅7,6 2
(0,4)2
= − 4
T 630 ⋅ ⋅10 =13,6 мОм.
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 [14] приймаємо наступні значення активних опорів контактних
з’єднань комутаційних апаратів і кабелів:
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
- 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 таблиці 21 в додатку 6
[14]:
- rQF1 = 0,25 мОм;
- rQF 2 = 0,65 мОм;
- rQF 3 = 2,15 мОм;
- ХQF1 = 0,1 мОм;
- ХQF 2 = 0,17 мОм;
- ХQF 3 = 1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму.
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 таблиці 20, що приведена в додатку 5 [14]:
- 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 додатку 2 [11].
rL1 = r0 ⋅L1 ,
X L1 = x0 ⋅ L1 ,
rL2 = r0 ⋅L2 ,
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
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(К 3) = rT + rК + rQF1 + rК + rTA + rК + rQF 2 + rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1+ rQF 3 + 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(К 3) = XC + ХT + ХQF1 + ХTA + ХQF 2 + X L1+ ХQF 3 + X L2 .
XΣ(К3) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 + 1,2 + 0,186 = 19,4 мОм.
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка К3 »:
ZΣ(К3) = (21,89)2 + (19,4)2 = 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) = = 7876 А.
3 ⋅29,25 ⋅10−3
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2 (РП1)»:
rΣ(К 2) = rT + rК + rQF1 + rК + rTA + rК + rQF 2 + 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(К 2) = XC + ХT + ХQF1 + ХTA + ХQF 2 + X L1 .
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
XΣ(К2) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 = 18 мОм.
Z 2 2
Σ(К2) = (15,02) + (18) = 23,4 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К3):
I 1,05 ⋅380
КЗ(К2) = = 9845 А
3 ⋅23,4 ⋅10−3
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.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу ia t розраховують за формулою
i − t /Ta
a t = ia0 ⋅e , (4.12)
де t – час, с;
Ta – стала часу затухання аперіодична складова струму КЗ, с, яка
дорівнює
T x
= Σ
a , (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)
де Kуд = (1+ sinϕ ⋅e− tуд /Ta
к ) – ударний коефіцієнт, що може бути визначений за
кривими рисунка1 [14], 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 уд = 0,01π / 2 + ϕк . (4.16)
π
Для визначення ударного коефіцієнту Kуд використаємо кривими
X
рисунку 1 [14]. Попередньо розрахуємо параметр Σ,i для кожної точці
rΣ,i
короткого замикання.
XΣ(K1) 16,9
= = 2,4;
rΣ(K1) 7,05
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
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.
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
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
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].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Місця встановлення та розташування апаратів захисту
регламентуються гл.3.1 ПУЕ.
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях приєднання
до живильної лінії таких кіл керування,сигналізації та вимірювання,
вимкнення яких може спричинити небезпечні наслідки.
Як апарати захисту мають застосовуватися автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільше поширені більш
досконалі автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі
автоматичних вимикачів слід орієнтуватися на апарати типу ВА, які
відповідають ДСТУ 3020-95, виконані стандарті DIN, мають одно-, дво-, три-
і чотириполюсне виконання.
Вибір автоматичних вимикачів проводимо з врахуванням електричних
характеристик електроустановок, умов експлуатації, експлуатаційних вимог:
селективності відключення, вимогам до дистанційного керування та індикації
тощо. У цілому при такому виборі слід, в першу чергу, користуватися
технічною документацією на конкретні апарати. При виборі уставок струму
автоматичних вимикачів необхідно враховувати різницю в характеристиках і
похибки у роботі розчеплювачів.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Перевантаження є менш небезпечне і в ряді випадків допускається
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно гл.3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження:
– мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
– освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і
електроприймачів переносних, а також у пожежонебезпечних зонах;
– силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перевантаження провідників;
– мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
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:
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)
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
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 ДСТУ 14254–96 зі ступенем захисту не
нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА [19], 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. .
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
І , 1,1⋅ I
Найменування обладнання роз роз Тип Ін, Ін.т.р, Ін.е.р,
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Подрібнювач творогу 17,3 19 ВА47-29 63 20 500
Насичувач сиропом 21,9 24 ВА47-29 63 25 500
Наповнювач 42,1 46,3 ВА47-29 63 50 500
Рухома платформа 33,3 36,6 ВА47-29 63 40 500
Установка формування брекетів 11,2 12,4 ВА47-29 63 13 500
Установка швидкого охолодження 141,2 155,4 ВА88-33 160 160 1600
Вибраковочний конвеєр 16,2 17,8 ВА47-29 63 20 500
Формувач основи 17,2 18,9 ВА88-35 250 20 2500
Верстат покриття шоколадом 80,9 89 ВА47-100 100 100 1000
Охолоджуючий тунель 39,9 43,9 ВА47-29 63 50 500
Пакувальна лінія 9,8 10,8 ВА47-29 63 13 500
Лінія твердої упаковки 8,3 9,1 ВА47-29 63 10 500
Обертовий стіл 7,0 7,7 ВА47-29 63 8 500
Витяжний вентилятор 9,2 10 ВА47-29 63 10 500
Вентилятор приточний 46,7 51,3 ВА47-29 63 63 500
Насоси водяні 13,9 15,3 ВА47-29 63 16 500
Тельфер 23,8 26,2 ВА47-29 63 32 500
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
Продовж. табл. 8.6
1 2 3 4 5 6 7
Морозильна камера 96,6 106,3 ВА88-32 125 125 1250
Освітлення 72,7 80 ВА47-100 100 80 1000
Однофазні електроприймачі
Морозівниця 38,4 42,3 ВА47–29 63 50 200
Блендер 33,2 36,5 ВА47–29 63 50 200
Розподільчі пункти
Розподільчий пункт РП-1 84,8 93,3 ВА47-100 100 100 1000
Розподільчий пункт РП-2 124,8 137,3 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-3 84,8 93,3 ВА47-100 100 100 1000
Розподільчий пункт РП-4 124,8 137,3 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-5 134,2 147,6 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-6 134,2 147,6 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-7 117 128,7 ВА88-33 160 160 1600
Конденсаторна установка 91,2 100 ВА88-32 125 125 1250
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема
головних з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати
вид, що приведений на графічної частині.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються на захищеність згідно умови:
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 розчеплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Іроз =17,3А , Ідоп =37 А, Ізах =
20 А.
1⋅37 А ≥ 1⋅20 А .
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережу перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
Хід розрахунків залежить від схемі електропостачання цеху, але в
цілому виконується в наступному порядку.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів
мінімальних та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95 ⋅Uном . В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто δ ⋅U1 ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
згідно ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022
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 [13].
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
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
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
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
Електропостачання сучасних промислових підприємств базується, в
основному, на використанні комплектного крупноблочного обладнання:
комплектних трансформаторних підстанцій, комплектних розподільчих
установок різних напруг та призначення, комплектних струмопроводів,
щитків, тощо.
При використанні комплектного обладнання підвищується якість
систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і безпека
обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність
електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
створюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
План і розріз обраної конкретної підстанції приводиться у графічної
частині кваліфікаційної роботи.
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.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.11 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування.
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію КТПЦ ТОВ «ЕЛІЗ» (Запоріжжя).
Обрана однотрансформаторна підстанція КТПЦ-630/10/0,4-04 У3
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформатора 630 кВ∙А, з захистом і автоматикою, що
виконана на мікропроцесорних блоках типу БМРЗ-0.4.
Рисунок 8.11 - Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141
Склад підстанції КТПЦ-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.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна
однорядна.
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 Рисунок 8.13 – Загальний вид шафи
шафи секційного вимикача: управління:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік 1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин;
збірних шин; 3 – клапан розвантаження; 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку;
4 – відсік клемного блоку; 5 - відсік 5 – відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок
секційного вимикача; 6 – відсік релейного управління
блоку;
7 – відсік шинок управління; 8 – відсік
шин
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії
ТМЗ 11 (трансформатор масляний), що виготовляється у герметичному
гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього терміну
експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМ приведено на рисунку
8.14.
Рисунок 8.15 – Загальний вид трансформатору серії ТМ
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції КТПЦ-
630/10/0,4-04 У3 приведено на листу 6 графічної частини кваліфікаційної
роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 143
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - Компенсація похибки в електронних
лічильниках електроенергії
Підвищення точності вимірювань системи обліку електроенергії можна
досягнути тільки пропорціональним підвищенням точності вимірювань на
всіх рівнях системи. Проведення заходів щодо підвищення точності
вимірювань в системі обліку повинне здійснюватися за спеціальною
програмою, що враховує існуючу точність на всіх рівнях системи обліку, за-
лежність між точністю вимірювань різних рівнів й інші чинники, у тому
числі й економічні.
Сумарна похибка сучасних вимірювальних систем на базі електронного
лічильника електроенергії залежить, в основному, від похибки
вимірювальних трансформаторів. Разом з тим, функціональні можливості
лічильника дозволяють створити модель похибки, обчислити очікуване
значення похибки й частково зкомпенсувати похибка, що істотно підвищить
точність їх вимірювання.
Поява нових інтелектуальних лічильників електроенергії, наявність в
них розрахункових й керуючих компонентів не дозволяють проводити оцінку
складових похибки результатів традиційними методами. Для їх
метрологічної атестації необхідно використовувати вірогіднісно-
статистичний підхід, який може забезпечити оцінку достовірності, тобто
верифікацію отриманих результатів по експериментальним даним.
Оскільки похибки вважаються величинами безперервними,
випадковими й незалежними, для їх розрахунку і аналізу найбільш підходять
методи теорії вірогідності. Розглянемо методику аналізу погрішностей
трансформатора струму [20, 24].
Струмова похибка трансформатора:
∆I% k
= í î ì ⋅ I2 − I1 ⋅100 I
≈ 0 ⋅ω1 ⋅sin (α + ψ) ⋅100 I
= − 0 ⋅sin (α + ψ) ⋅100;
I1 I1 ⋅ω1 I1
ω2 = ω2ном ,
де ω1 - кількість витків первинної обмотки;
ψ - кут повороту магнітопроводу.
Кутова похибка трансформатора струму:
I ⋅ω
δ′ = 3440 ⋅ 0 1 ⋅cos(α + ψ) = 3440 I
⋅ 0 ⋅cos(α + ψ) .
I1 ⋅ω1 I1
Середня умовна ентропія характеризує невизначеність дискретного
значення струму на виході трансформатора струму.
Безумовна ентропія первинного струму і середня умовна ентропія
вторинного, відповідно:
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 144
+∞
H(I1 ) = − ∫ P(I1 ) ln P(I1 )di1 ;
−∞
(I ) +∞ +∞
H 2
I = − ∫ ∫ P(I1 ) ⋅P(I2 I2
I )ln P( I )di1 di2 ,
1 −∞ −∞ 1 1
де P(I1) - щільність вірогідності значень струму I1;
P(I2/I1) - щільність вірогідності значень струму I2.
Загальна відносна ентропійна похибка:
I ∆I
δ = e
Σ + δK ,
I диф.е
2cp
де dIе - ентропійна абсолютна адитивна похибка.
Середня умовна ентропія похибки:
∆I I1max
H = − ∫ P(I1 ) ⋅H(∆I
I )dii .
Imax I 2
1min
Таким чином, для оцінки похибки трансформатора струму ТТИ-100
ИЭК 1000/5А 15ВА-0,5 [21], згідно [20] може використовуватися формула:
δ I = ±1,1⋅ δ2 I 2 2
I TA + δTV + δЛ + 0,0291⋅ (Q1 −Q2 ) ⋅ tgϕ ,
ном Iном
де δТA, δTV, δЛ, Q1, Q2 – нормовані стандартами значення; по даним [23]:
δТA = 0,11; δTV = 0,76; δЛ = 0,13; Q1 = 1,18; Q2 = 0,99;
φ - кут зрушення фаз між струмом і напругою електричної мережі;
φ = 36,87 град.
δ I
I = ±1,1⋅ 0,112 ⋅0,8+ 0,762 + 0,132 + 0,0291⋅ (1,18− 0,99) ⋅0,75 ;
ном
δ I
I = ±0,85 .
ном
Розглянемо структуру похибки трансформатора напруги.
Похибка по напрузі, обумовлена струмом навантаження:
∆Uн % = −(Ua %cosϕ2 + Up %sinϕ2 ) ;
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145
U I ⋅ r + I ⋅ r
a % = Ua1% + Ua 2 % = 1 1T 2 2T ⋅100% ;
U1ном
U I1 ⋅ x1T + I2 ⋅ x2T
p % = Up1% + Up2 % = ⋅100% .
U1í î ì
Кутова похибка:
3440
δ′ = ⋅{I0 ⋅ (r1T ⋅cosψ − x
U 1T ⋅sinψ) +
1
+ I2 ⋅ (r1T + r2T ) ⋅sinϕ2 − (x1T + x2T ) ⋅cosϕ2 } = δx + δн
У [23] пропонується для розрахунку погрішностей вимірювальних
трансформаторів струму використовувати наступні формули:
- струмова похибка:
I 33,8 ⋅ lм ⋅ z
0,6
2 ⋅ I1,2
δ = 2H
0,4 ⋅sin (ψ + α) ⋅100% ;
( I1 ) ⋅ f 0,6 ⋅F1,6 0,6
I 1H ⋅SM
1H
- кутова похибка:
I 119332 ⋅ l ⋅ z0,6 ⋅ I1,2
δ = м 2 2H
к 0,4 ⋅cos(ψ + α) ,
( I1 ) ⋅ f 0,6 ⋅F1,6 ⋅S0,6
I 1H M
1H
де lм - середня довжина магнітного потоку в магнітопроводі, lм = 0,62 м;
z2 - опір гілці вторинного струму (повний опір вторинному ланцюгу і
вторинної обмотки); z2 = 0,6 Ом;
SM - дійсний перетин магнітопроводу, SM = 0,028 м2.
I 33,8 ⋅0,62 ⋅0,60,6 ⋅2,21,2
δ =
0,80,4 ⋅500,6 ⋅0,851,6 ⋅0,0280,6 ⋅0,86 ⋅100% = 2,91%;
I 119332 ⋅0,62 ⋅0,020,6 ⋅2,21,2
δ к = 0,80,4 ⋅500,6 ⋅0,851,6 0,6 ⋅0,51=1,077 град.
⋅0,028
Проте запропоновані формули розрахунку похибки не враховують
випадковий характер причин, що роблять вплив на значення погрішностей
трансформаторів струму. Знаючи структуру похибки, можна компенсувати її
програмним шляхом і суттєво підвищити точність вимірювань.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 146
З цією метою розглянемо блок-схему (рисунок 9.1) електронного
лічильника електроенергії.
Рисунок 9.1 – Блок-схема електронного лічильника електроенергії
Вхідні ланцюги (дільники напруги і трансформатори струму)
реєструють напругу і струм по кожній фазі. На виході АЦП формуються
миттєві цифрові значення, які, пройшовши калібраційний модуль,
поступають в модуль обробки сигналів.
Модуль обробки сигналів з миттєвих цифрових значень струму і
напруги по кожній фазі виділяє зміряні значення: активна потужність по-
фазно, реактивна потужність по-фазно, напруга по-фазно, струми по-фазно,
час між моментами проходженням кривої через нуль, і формує їх усереднене
за секунду значення.
Для реєстрації значення сигналів в різних регістрах мікропроцесор
обробляє зміряні значення щосекундно і обчислює наступні величини:
активну потужність (сумарну і по-фазну, у відповідності з напрямом
перетікання); реактивну потужність (сумарну і по-фазну, з розбиттям по 4
квадрантам); повну потужність (сумарну і по-фазну, відповідно до направ-
лення перетікання); коефіцієнт потужності cos φ (по-фазно і середнє
значення); фазна напруга; фазні струми і струм в нейтралі; частоту мережі;
фазні кути і напрям обертання поля.
На рисунку 9.2 зображена блок-схема вимірювального елементу
лічильника.
Вимірювальна система лічильника перетворює аналогові вхідні
сигнали у відкалібровані миттєві цифрові значення напруги і струму по
кожній фазі. Відкалібровані цифрові миттєві значення напруги (u) і струму (i)
по кожній фазі використовуються як проміжні при подальшому формуванні
необхідних величин в мікроконтролері.
Мікроконтролер на підставі миттєвих значень струму і напруги по
кожній фазі обчислює виміряти значення, які поступають для подальшої
обробки в мікропроцесор.
На рисунку 9.3 зображена принципова електрична схема
вимірювального елементу лічильника.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 147
Рисунок 9.2 - Блок-схема вимірювального елементу
Рисунок 9.3 - Принципова електрична схема вимірювального елементу
В якості керуючого мікроконтролера використано швидкодіючий 8-
розрядний 10 МГц мікроконтролер PIC 16F84-04P, який забезпечує наступні
стандартні можливості: 1 Кб флеш-пам'яті, 64 байтів ОЗУ, 8 ліній
вводу/виводу, 36 регістрів загального призначення, два 16-розрядні таймери,
однорівнева система переривань, вбудований прецизійний аналоговий
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 148
компаратор, осцилятор та тактовий генератор, який корегується зовнішнім
генератором, побудованим на елементах С6-С7 та Z1.
Алфавітно-цифрові РКІ-модулі забезпечують відображення великого
об‘єму інформації при гарній роздільності та низькому енергоспоживанні.
Можливість оснащення РКІ-модулів задньою підсвіткою дозволяє
експлуатувати їх в умовах з пониженою та навіть нульовою освітленістю та в
важких експлуатаційних умовах.
Контролер модулю HG1 може керувати двома строками по 40 символів
в кожній при матриці символу 5×7 точок. Для під‘єднання РКІ-модулю до
керуючої системи використовується паралельна синхронна шина ліній даних
D0...D7, лінія вибору операції R/W, лінія вибору регістру RS та лінія
стробування/синхронізації Е. Крім ліній керуючої шини є дві лінії для подачі
напруги живлення +5 В – Voo та Vcc, та лінія для подачі напруги живлення
драйверу HG1 – V0.
Коректне висвітлення інформації та стабільна робота індикаторів
залежить від мікропрограм, що записані в флеш-пам‘яті мікроконтролеру
DD1. При цьому, крім двійкових даних з портів RB4-RB7 (для індикації
режиму роботи), для ручного керування режимами роботи пристрою,
перетворені дані з кнопкової клавіатури S1-S4 поступають на порти RB0-
RB3. Вхідні дані поступають на запаралелені входи прийому
високочастотного сигналу RA3-RA4.
Робота мікроконтролера та спрацювання відповідної мікропрограми
корегується уніфікованим сигналом, який поступає з генератора C6, C7, Z1
на осцилюючі входи OSC1-OSC2 мікроконтролера DD1.
Відсікач сполучено з діодом VD3. На початку плюсового напівперіоду
мережі діод VD3 закривається і напруга збільшується, далі – до середини
напівперіоду напруга стає рівною амплітудному значенню, а напруга через
VT1, досягнувши приблизно +7 В не збільшується, що забезпечується
зворотно включеним емітерним переходом транзистора VT2.
Конденсатор С3 починає заряджати від початку плюсового
напівперіоду. Напруга на ньому збільшується до моменту відкриття аналога
одноперехідного транзистора. У цей момент конденсатор розряджається
через аналог і перехід призводить до його відкриття. Час зарядки
конденсатора до моменту відкриття в межах напівперіоду регулюється
резистором R1, змінюючи тим самим потужність, що виділяється в
навантаженні. Керування резистором R10 здійснюється при надходженні на
нього сигналу RA4 з мікроконтролера DD1.
Під час запуску та налагодження схеми пристрою, корпус кожної
інтегральної схеми необхідно шунтувати по живленню конденсатором 0,1
мкФ. Довгі ділянки ліній живлення необхідно шунтувати на кінцях
конденсаторами 10-47 пФ.
Як видно з рисунка 9.1 і рисунка 9.2, функціональні можливості
сучасного електронного лічильника електроенергії дозволяють створити
модель очікуваної похибки вимірювання, частково компенсувати похибка
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 149
всього вимірювального комплексу і істотно підвищити точність
вимірювання.
Таким чином, використання лічильників за умови компенсації похибки
вимірювальних каналів дозволить підвищити точність, достовірність і
оперативність отримання даних про виробництво, передачу і споживання
електроенергії; забезпечить синхронність вимірювань в усіх точках обліку;
підвищити оперативність управління режимами виробництва, передачі і
споживання електроенергії: дозволить проводити визначення і відповідне
прогнозування складових балансу електроенергії, що, у свою чергу,
сприятиме удосконаленню розрахунків за відпущену і спожиту електро-
енергію.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 150
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання
виникає необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів.
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 живлячої 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.
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 витратами
потужності і енергії, що повинно враховуватися при техніко-економічних
розрахунках [21].
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.
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.
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих
систем електропостачання та обґрунтуванні доцільності впровадження
енергозберігаючих заходів та проектів.
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі:
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та підприємства у
цілому;
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 151
- 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:
- технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні варіанти при
оптимальних режимах роботи і оптимальних параметрах, що
характеризують кожен варіант, що розглядається;
- 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.
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 тощо.
Основними економічними показниками є капітальні вкладення та
щорічні експлуатаційні витрати.
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є вирішальними
при техніко-економічних розрахунків. Але, якщо розглянуті варіанти
рівнозначні, перевагу віддають кращому у технічному відношенню варіанту.
Тема: «Економічний вибір трансформаторів цеху з виробництва
пломбіру та ескімо».
Вихідні дані. Підприємство живиться напругою 110 кВ і має
споживачів напругою 10 кВ, завантаженість цеху – 741,1 кBА, cos ϕ = 0,87
максимальна річна завантаженість цеху Tmax = 2112 год/рік, вартість
електроенергії на стороні 10 кВ: с0 = 3,64 грн/(кВт.год). Вибрати
економічний варіант живлення цеху.
Розв'язок. До розрахунків приймають два варіанти. Згідно з першим
варіантом використовують два трансформатори ТМЗ-630/10/0,4 з напругою
вхідної обмотки 10 кВ, напруга вихідної обмотки – 380 В. В другому варіанті
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 152
можна використати один трансформатор ТМГ-1250/10/0,4 з вторинною
напругою 380 В.
При розрахунках враховують вартість високовольтних вимикачів і
роз'єднувачів на стороні 10 кВ, трансформаторів і витрат електричної енергії
в них. Вартість електричного обладнання на сторонах 380 В вважаємо
однаковою в обох варіантах, тому їх не враховуємо.
Річна кількість годин максимальних витрат дорівнює [21]:
T 2
τ = 0,124 + max
⋅ τ
10000 max год/рік,
де τmax = 8760 год – всього, кількість годин в одному календарному році;
Tmax = 2112 год/рік –максимальна річна завантаженість цеху.
2
τ = 0,124 2112
+
10000
⋅8760 = 984 год/рік.
Вартість елегазового високовольтного вимикача на 110 кВ (для всіх
трансформаторів однаковий вимикач) становить 13700 грн, вартість
високовольтного роз'єднувача – 27800 грн. Вартість трансформатора ТМН
становить 84350 грн, трансформатора ТМГ – 319000 грн.
Для трансформатора ТМН маємо: ∆Рхх = 1,25 кВт, ∆Ркз =8,5 кВт:
W .
тp1 = ΔРхх τ + ∆Р . К 2 .
max кз з τ, кВт.год/рік,
де Кз = 0,69 – коефіцієнт завантаження; τmax = 8760 год – всього, кількість
годин в одному календарному році; τ = 984 год – річна кількість годин
максимальних витрат.
Wтp1 = 1,25 . 8760 + 8,5 . 0,692 . 984 = 14932,1 кВт.год/рік.
Для трансформатора ТМГ маємо: ∆Рхх = 1,8 кВт, ∆Ркз =12,4 кВт:
Wтp2 = 1,8 . 8760 + 12,4 . 0,942 . 984 = 26549,33 кВт.год/рік.
де Кз = 0,94 – коефіцієнт завантаження.
Вартість витрат в трансформаторах з урахуванням їх кількості по
варіантах дорівнює [21]:
В . .
ве = с0 n Wтp, грн/рік,
де с0 = 0,9733 – вартість електроенергії на стороні 10 кВ; n – кількість
цехових трансформаторів; Wтp – споживана трансформатором електроенергія
за рік.
Вве1 = 3,64 . 2 . 14932,1 = 29066,82 грн/рік;
В = 3,64 . 1 .ве2 26549,33 = 25840,46 грн/рік.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 153
Вартість корисно відпущеної електричної енергії:
Bw = Рц . cos ϕ . T . max с0, грн/рік,
де Рц = 741,1 кВА – завантаженість цеху; cos ϕ = 0,87 – косинус кута зсуву;
с0 = 0,9733 – вартість електроенергії на стороні 10 кВ; Tmax = 2112 год/рік –
максимальна річна завантаженість цеху.
Bw = 741,1. 0,87 . 2112 . 0,9733 = 1295589,06 грн/рік.
Сумарні капітальні витрати за варіантами становлять:
К .
= n1 Кв + n . 2 Кр + n3 . Ктр,
де n1 – кількість елегазових вимикачів; Кв = 13700 грн – вартість елегазового
високовольтного вимикача на 110 кВ; n2 – кількість високовольтних
роз'єднувачів; Кр = 27800 грн – вартість високовольтного роз'єднувача;
n3 – кількість цехових трансформаторів; Ктр – вартість цехового
трансформатора.
К1 = 2 . 13700 + 2 . 27800 + 2 . 84350 = 251700 грн;
К2 = 1 . 13700 + 1 . 27800 + 1 . 319000 = 360500 грн.
Плата за кредит за варіантами [21]:
В = 0,1 . кр К,
В .
кр1 = 0,1 251700 = 25170 грн;
Вкр2 = 0,1 . 360500 = 36050 грн.
Експлуатаційні витрати за варіантами:
В = 0,012 . ек К,
Век1 = 0,012 . 251700 = 3020,4 грн;
В = 0,012 . ек2 360500 = 4326 грн.
Амортизаційні витрати за варіантами:
В = 0,04 . ам К,
Вам1 = 0,04 . 251700 = 10068 грн;
Вам2 = 0,04 . 360500 = 14420 грн.
Грошові витрати [21]:
Вгр = Вве + Вкр + Век,
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 154
Вгр1 = 29066,82 + 25170 + 3020,4 = 57257,22 грн;
Вгр2 = 25840,46 + 36050 + 4326 = 66216,46 грн.
Прибуток від передачі електричної енергії:
П = Bw – Вгр,
П1 = 1295589,06 – 57257,22 = 1238331,84 грн;
П2 = 1295589,06 – 66216,46 = 1229372,6 грн.
Прибуток значно збільшений на одну і ту ж величину для варіантів,
тому що не враховано витрат, пов'язаних з будівництвом і експлуатацією
повітряних ліній до підприємства та на його території.
Приведені витрати визначають за виразом:
Впр = Вкр + Век + Вам + Вен = Вгр + Вам,
Впр1 = 57257,22 + 10068 = 67325,22 грн;
Впр2 = 66216,46 + 14420 = 80636,46 грн.
Висновок. Перевага надається першому варіанту, що має в рік більший
на ΔП = 8959,24 грн прибуток та менші на ΔВпр = 13311,24 грн приведені
витрати.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 155
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового
та дипломного проектування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. –
Київ, 2013. – 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для
студентів електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П.
Павленко. – Харків : ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи
електропостачання. Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця:
ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за
спец.141– Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за
освітньою програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та
робототехніка" / Д. Г. Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т
"Харків. політехн. ін-т". – Харків: ПромАрт, 2021. – 96 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.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно
доцільних обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між
електричними мережами електропередавальної організації та
споживача.
11. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
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.
13. Довідник із проектування електропостачання / За ред. Ю.Г.Барибіна та
інших. – Вища школа, 1990. – 576 з.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 165
14. IEC 60909-3. Short-circuit currents in three-phase AC systems – Part 3:
Currents during two separate simultaneous line-to-earth short circuits and
partial short-circuit currents flowing through earth.
15. ДСТУ IEC 60909-0:2007 Струми короткого замикання у трифазних
системах змінного струму. Частина 0. Обчислення сили струму (IEC
60909-0:2001, ITD).
16. Навчально-методичні матеріали до виконання курсових та дипломних
проектів (робіт). – Черкаси: ЧДТУ, 2005. – 48с.
17. 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.
18. Сайт Дніпровського кабельного заводу (ДКЗ) «Енерго» [електронний
ресурс] https://dkzenergo.com/ua/about
19. Шкрабець Ф.П. Ш 64 Електропостачання: навч. посіб. / Ф.П.Шкрабець;
М-во освіти і науки України, Нац. гірн. ун-т. – Д.: НГУ, 2015. – 540 с.
20. Інтернет-магазин ламп «Світло» [електронний ресурс]
https://svitlomag.com/ .
21. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.
22. СОУ-Н МЕВ 45.2-37471933-44:2011 Укрупнені показники вартості
будівництва підстанцій напругою від 6 кВ до 150 кВ та ліній
електропередавання напругою від 0,38 кВ до 150 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 20017 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 166