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/8586| Title: | Електропостачання заводу з виробництва самохідних шахтних машин |
| Authors: | Ключка, Костянтин Миколайович Лозовий, Сергій Олександрович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2023 |
| Abstract: | У даній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проєктування електропостачання підприємства з виробництва самохідних шахтних машин. Проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. Кваліфікаційна робота бакалавра виконана у відповідності до вимог методичних рекомендацій з використанням сучасної довідкової літератури, всі розрахунки та креслення електричної частини відповідають вимогам ДСТУ та ЄСКД. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/8586 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_ЛОЗОВИЙ_ПОВНИЙ.pdf Restricted Access | 4.68 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»
Зав. кафедри ЕТС
__________ О.О. Ситник
(підпис) (ініціали, прізвище)
«___»___________2023р.
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
ЧДТУ А1 18004 45/04
на тему:
«Електропостачання заводу з виробництва
самохідних шахтних машин»
(назва теми згідно наказу)
Виконав: здобувач вищої освіти 5 курсу,
групи ЗЕСЕ – 81
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)
Лозовий Сергій Олександрович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _______________ Ключка К.М. .
( прізвище та ініціали)
Рецензент _______________ _______________
(прізвище та ініціали)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2023 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
____________ О.О.Ситник
(підпис)
“_____” __________2023 р.
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Лозовому Сергію Олександровичу___________
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання заводу з виробництва самохідних шахтних машин»
Керівник кваліфікаційної роботи Ключка Костянтин Миколайович, к.т.н., доцент .
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 28» лютого 2023 року № 45/04
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 –
11002,0 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 2901 МВА; 5. Розміри цеху –
87х50х8 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 65 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 840,8 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Розрахунок силового
трансформатора для живлення блоку керування електроперетворюючим пристроєм;
9. Техніко-економічні розрахунки – Техніко-економічні характеристики перетворювальних
підстанцій для електропередач та вставок постійного струму; 10. Охорона праці –
Модернізація системи водяного опалення лабораторії.
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 – Розрахунок силового трансформатора для живлення блоку
керування електроперетворюючим пристроєм
10 Техніко-економічні розрахунки – Організаційні і економічні показники робіт з
монтажу і експлуатації електрообладнання
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. Кожем´якін О.С.
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 1 березня 2023 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
Строк виконання
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи
етапів кваліфікаційної Примітка
з/п
роботи
1 Умови проектування 01.03.23 – 03.03.23
2 Розрахунок електричних навантажень 04.03.23 – 18.03.23
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 19.03.23 – 31.03.23
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 01.04.23 – 09.04.23
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 10.04.23 – 20.04.23
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 21.04.23 – 30.04.23
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.05.23 – 07.05.23
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 08.05.23 – 18.05.23
9 Індивідуальне завдання 19.05.23 – 22.05.23
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 23.05.23 – 24.05.23
промислового підприємства
11 Охорона праці 24.05.23 – 26.05.23
12 Виконання креслень графічної частини роботи 27.05.23 – 06.06.23
Підготовка доповіді та супровідних документів, 07.06.23 – 09.06.23
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ______________ Лозовий С.О.
(підпис) (прізвище та ініціали)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Ключка К.М. .
(підпис) (прізвище та ініціали)
ЗМІСТ
стор.
ВСТУП……………………………………………………………... 6
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ……………………………………… 7
1.1 Характеристика об’єкта проектування……………………. 9
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху по
виготовленню кабін…………………….………………….. 10
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх
електропостачання……………………………………..…... 13
1.4 Характеристика джерела живлення……………………….. 14
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ…………… 15
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових
електроприймачів………….……………………………….. 16
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів та
остаточний розрахунок по цеху…………………………… 18
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем…………………………………….. 25
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ
цехової ТП……….……………………………….................. 28
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання……………………………….. 28
2.6 Картограма та положення центру електричних
навантажень цеху та підприємства. Вибір місця
розташування трансформаторних підстанцій……………. 29
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і
цеху по виготовленню кабін……………………….. 29
2.6.2 Картограма електричних навантажень
підприємства…………………………………..…….. 31
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)……….. 35
ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ
3
ПІДПРИЄМСТВА. РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ……. 36
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення
підприємства……………………………………….............. 36
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі……………………. 41
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ………… 43
ЧДТУ А1 18004 45/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Лозовий С.О. Електропостачання заводу з Літ. Арк. Аркушів
Перевір. Ключка К.М. виробництва самохідних 3 157
Реценз. шахтних машин
Н. Контр . Ключка К.М. ФЕТАМ, гр. ЗЕСЕ – 81
Затверд. С итник О.О.
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ…………………………………... 47
4.1 Вибір трансформаторів ГПП …………………………… 47
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності…….. 50
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві…. 54
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ……………...…. 57
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі………………………...…. 57
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж……………… 60
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В……………………………………... 64
6.1 Вихідні дані для розрахунків…………………………… 64
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання
в характерних точках…………………………………….. 67
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання
в мережі 110 кВ………………………………………….. 72
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ
ГПП. ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ ПЕРЕВІРКА
КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ…………………………………………..….. 76
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП……. 76
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН……………..….. 77
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН………… 79
7.4 Вибір трансформаторів струму………………………… 80
7.5 Вибір трансформаторів напруги……………………….. 82
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість……………….. 84
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
ЦЕХУ……………………………………………………………… 85
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання
цеху………………………………………………………. 85
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних
систем…………………………………………………….. 88
8.2.1 Загальні відомості………………………………... 88
8.2.2 Розрахунок освітленості…………………………. 90
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок... 92
Арк.
ЧДТУ А1 18004 45/04 ПЗ 3
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам
нагріву…………………………………………………… 101
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних
мереж……………………………………………… 102
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до
1 кВ за умовами нагріву та захисту…………. 103
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами
напруги …………………………………………… 109
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок
НКУ……………………………………………….. 112
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до
1000 В……………………………………………………... 113
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної
складової струму трифазного КЗ………………... 118
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ……….……. 119
8.4.3 Розрахунок ударного струму КЗ………………… 120
8.4.4 Розрахунок струму однофазного КЗ……………. 121
8.5 Захист цехових електричних мереж……………………. 122
8.5.1 Вибір апаратів захисту………………………….. 122
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність……………… 124
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до
1 кВ за умовами термічної стійкості до струмів
короткого замикання……………………………. 125
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової ТП..………… 126
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки ТП…………… 127
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розрахунок силового
трансформатора для живлення блоку керування
електроперетворюючим пристроєм……….……….……………. 133
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА − Техніко-економічні
характеристики перетворювальних підстанцій для
електропередач та вставок постійного струму ………………… 140
11 ОХОРОНА ПРАЦІ………………………………………………… 145
11.1. Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають при
виконанні робіт в приміщенні науково-технічної лабораторії… 145
11.2. Модернізація системи водяного опалення лабораторії…. 148
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ……………………………….... 156
Арк.
ЧДТУ А1 18004 45/04 ПЗ 3
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
ВСТУП
В наш час, в складних умовах функціонування електроенергетичного
господарства країни, особливо необхідним є підвищення надійності
електропостачання об᾿єктів промислового призначення. Виходячи з цього
потрібно створювати все більш економічні та надійні системи
електропостачання важливих промислових підприємств, проектувати їх
освітлення, різного роду сучасні автоматизовані системи управління
електроприводами тощо.
Всі ці заходи повинні супроводжуватися всебічним використанням
Також, розвиток переважної кількості галузей господарства, в складних
умовах сьогодення, в значній мірі залежить від правильного та раціонального
використання енергоресурсів. Виходячи з цього вельми значна увага
приділяється технологіям енергозбереження з застосуванням засобів малої та
роподіленої генерації.
Забезпечення електроенергією промислових підприємств у зазначених
умовах, повинно здійснюватися з врахуванням безпеки їх обслуговування, а
також з необхідним рівнем забезпечувати якість електроенергії та
безперебійність її подачі споживачам. Енергосистеми які проектуються,
повинні бути максимально економічними за початковими затратами та
регулярними щорічними витратами, а також характеризуватися низькими
втратами електроенергії тощо.
З метою ефективного вирішення цього питання, необхідно
налагоджувати зв’язки між електричними мережами різних відомств, від яких
виконуються живлення промислових, комунальних та інших споживачів.
Такий підхід є актуальним в сільських та інших районах, які недостатньо
охоплені енергетичними системами, а це, у свою чергу, дає змогу створювати
в таких регіонах надійні системи електропостачання з мінімальними
витратами на резервування.
В представленій бакалаврській випускній роботі розглянуто
проектування електропостачання заводу з виробництва самохідних шахтних
машин.
Під час проектування, було проеведено електричні розрахунки по
електропостачанню вказаного заводу. Були розраховані електричні
навантаження окремих цехів та підприємства загалом. Також було
розраховано систему освітлення, здійснено вибір числа і потужності
трансформаторів як ГПП, так і цехових ТП, здійснено вибір та розрахунок
засобів компенсації реактивної потужності. Крім того, було детально
розраховано електропостачання окремого цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Відповідно до визначення, системою електропостачання, називають
комплекс пристроїв для виробництва, передачі і розподілу електричної енергії.
Як слідує з [2], електропостачання промислових підприємств можна
умовно поділити на три окремі типи: ізольовані, централізовані та
комбіновані. Згідно з завданням до нашої роботи, система електропостачання
промислового підприємства є централізованою.
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. Вона призначена для здійснення забезпечення вимог виробництва що
до постачання електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у
відповідній кількості та якості.
Роботу по проектуванню системи електропостачання промислових
підприємств слід проводити згідно з [1, 3] та інших нормативних документів
(ДСТУ, IEC (МЕК)), відпорідних настанов та рекомендацій).
Схеми електропостачання промислових підприємств розробляться з
урахуванням наступних основних принципів та підходів [6]:
а) джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії;
б) кількість ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим;
в) розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах, радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках;
г) схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
та провідників;
д) схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства, живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від
різних секцій шин підстанцій, взаємозв᾿язані технологічні агрегати повинні
живитися від однієї секції шин, живлення вторинних ланцюгів не повинно
порушуватися при будь-яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних
технологічних потоків;
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;
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
є) всі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під
навантаженням, наявність резервних непрацюючих елементів мережі повинно
бути обґрунтовано;
ж) потрібно практикувати, як правило, роздільну роботу ліній,
трансформаторів, в 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 [6].
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 [1]. При цьому не слід допускати необгрунтованого
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 III категорії; віднесення вказаних
електроприймачів до II категорії приводе до необгрунтованого завищення не
тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог до резервування
живлення споживачів. До II категорії слід відносити тільки таке технологічне
та інше обладнання, без якого неможливе продовження роботі основного
виробництва на час після аварійного режиму;
– електроприймачі, відключення яких приводе до масового
недовідпуску продукції, нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій,
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. д. Це поняття правомірне тільки по відношенню до
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, II та III.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Проектована нами система електропостачання промислового
підприємства складається з мереж напругою до 1 кВ та вище, головної
понижуючої підстанції (ГПП), розподільчих установок (РУ),
трансформаторних підстанцій (ТП) та силових пунктів (СП) у цехах нашого
підприємства[2].
Слід зазаначити, що основна мета роботи системи електропостачання
полягає у забезпеченні вимог виробництва відносно передачі електроенергії
від джерела живлення до місця споживаів у необхідній відповідній кількості
та якості, а також ще й відповідно до вимог діючих стандартів [2, 4].
Відповідно до вихідних даних та завдання на випускну роботу
бакалавра, об’єктом, електропостачання якого ми проектуємо, є завод з
виробництва самохідних шахтних машин.
Гірничо-шахтні машини – техніка, призначена для роботи у сфері
видобутку корисних копалин. Техніка, яка працює у особливих важких
умовах. Невипадково, що її експлуатації прописаний окремих державних
нормативних актах і федеральних законах. Вимоги до безпечної роботи
шахтного обладнання накладають особливий відбиток на технічні
характеристики агрегатів. Основними вимогами, які до нього пред'являються,
є безпека, підвищена надійність та стійкість до зношування.
Самохідні шахтні машини – призначені для безпечного та ефективного
завантаження та транспортування гірських порід у стиснених умовах
підземних шахт і проходок, можуть експлуатуватися поза
вибухонебезпечними зонами. Вони є надійними та простими в обслуговуванні,
характеризуються високою продуктивністю при мінімальних витратах на
експлуатацію, ремонт та обслуговування.
Переваги гірничо-шахтних самохідних машин такі:
1. Високе співвідношення вантажопідйомності до власної маси.
Виходячи з цього маємо високий ККД і прийнятну вартість
великомасштабних перевезень.
2. Непогана маневровість, та наявна задня передача (на відміну від
вантажного автомобіля з причіпом).
При проектуванні системи електропостачання (СЕП) нашого заводу, ми
в повному обсязі врахували основні вимоги «Настанови технологічного
проектування СЕП промислових підприємств» [2], а також рекомендації
відповідних розділів ПУЕ [1].
Склад та структура нашого заводу містить цехи основного виробництва,
а ще допоміжні приміщення та підрозділи різного функціонального
призначення.
Під час проектування системи електропостачання, нами було враховано
рельєф місцевості, характеристики приймачів електричної енергії окремих
цехів та споруд, особливості технологічних процесів на заводі, а також
характерні властивості навколишнього середовища. Так, наприклад,
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
місцезнаходження ГПП підприємства було вибрано з врахуванням положення
теоретичного центру електричного навантаження. Також було враховано
переважний напрямок вітру.
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії цеху по
виготовленню кабін
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1 кВ
(найбільш поширеною є напруга 380 В). На вибір схеми, конструктивне
виконання цехових мереж впливають такі чинники, як ступінь надійності
приймачів електроенергії, режими їх роботи і розміщенні по території цеху,
номінальні струми і напруги.
Цех, електропостачання якого ми проектуємо, є складовою частиною
типового виробництва гірничо-шахтних самохідних машин та механізмів.
Цех передбачає як виробничі, так і допоміжні та побутові приміщення.
Електропостачання здійснюється від власної КТП. Електроприймачі
живляться від трьохфазної мережі зміного струму напругою 380 В, та
частотою 50 Гц. Також серед електроприймачів присутня незначна кількість
(зварювальна установка – 3 шт., установка електрохімічної обробки металу − 3
шт.) однофазних споживачів. Вищих гармонік суттєвого рівня, при
функціонуванні обладнання, не виникає. Також у цеху є освітлювальна
мережа. Така мережа споживає достатньо невелику кількість електроенергії на
тлі загального електроспоживання. На території цеху присутнє нормальне
середовище, відсутня сильна запиленість та агресивні домішки у повітрі.
Всі цехові споживачі віднесено до 2 і 3 категорії надійності
електропостачання [6]. Для них властиві наступні визначення:
1) приймачі 2 категорії − перерва електропостачання, яких призводить
до масового не довипуску продукції, масового простою робочих, механізмів;
приймачі другої категорії рекомендується забезпечувати електропостачанням
від двох незалежних джерел живлення, для електроприймачів другої категорії
при порушенні електропостачання від одного з джерел живлення допустимі
перерви електропостачання на час, необхідний для включення резервного
живлення діями чергового персоналу або виїзної оперативної бригади [2];
2) приймачі 3 категорії – усі інші приймачі, які неп падають під
визначення споживачів 1 і 2 категорії; перерва електропостачання цих
приймачів не призводить до суттєвих наслідків, простоїв та інших негативних
наслідків суттєвого рівня; для таких електроприймачів перерва
електропостачання, необхідна для заміни пошкодженого елемента, не
перевищує 1 доби.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
Розміри для ділянки зайнятої цеховою будівлею: А × В = 87м × 50м.
Висота приміщення цеху − 8 м.
Електропостачання дільниці нашого цеху за ступенем вибухо- і
пожежної безпеки можна віднести до безпечного, оскільки він не має
приміщень, де б містилися небезпечні речовини.
За електробезпекою очевидно, що цех належить до класу підвищеної
небезпеки, оскільки в цеху велика кількість струмоведучих частин, часток
(пилу, струму, сажі і т.д.) металу, які можуть осідати на електричне
обладнання. Також можливе дотикання обслуговуючого персоналу одночасно
до корпусів електричного обладнання і струмоведучих конструкцій,
пов᾿язаними із ними.
Перекриття цеху складається з металевих арочних ригелів (поперечні
балки), на які укладені коробчасті плити перекриття. Стіни цеху
поштукатурені і пофарбовані сірою фарбою. Приміщення цеху закрите,
опалюване.
Проектом передбачено централізоване енергозабезпечення. Живлення
електроенергією споживачів цеху виконується від комплектної
трансформаторної підстанції (КТП) − 10/0,4 кВ внутрішньоцехового
розміщення. Ця підстанція розміщена в окремому блоці силових приміщень.
В цеху передбачено централізоване теплопостачання і опалення
приміщень, а також подачу технічної води.
Основним споживачем реактивної потужності індуктивного характеру
на промислових підприємствах є асинхронні двигуни, трансформатори (в т.ч.
зварювальні) та інші електроприймачі. Реактивною потужністю додатково
навантажуються живлячі розподільчі мережі підприємства, відповідно
збільшується загальне споживання електроенергії.
Цех передбачає виробничі, допоміжні, та побутові приміщення. Він
отримує електропостачання від власної КТП, що отримує живлення від ГПП
10 кВ. Електроприймачі живляться від трьохфазної мережі змінного струму
напругою 380 В, та частотою 50 Гц. Повна встановлена потужність цеху
становить 840,8 кВт. Освітлювальні установки живлять від мережі 220 В.
Групи технологічних установок та іншого обладнання, представляють
собою окремі дільниці, електропостачання яких доцільно виконувати від
власних розподільчих пунктів (РП).
При проектуванні даного цеху передбачається місце для встановлення
комплектної трансформаторної підстанції (КТП) вбудованого типу, що
розміщується максимально близько до найбільш потужних електроприймачів.
Групи технологічних установок та іншого обладнання окремі дільниці,
електропостачання яких доцільно виконувати від власних розподільчих
пунктів.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
В цеху наявні два підйомні маханізми, які задіяні у виробничому
процесі.
План цеху та розташування обладнання наводиться на листі №5
графічного матеріалу.
Обладнання цеху розміщене з урахуванням технологічного процесу
виробництва кабін.
Перелік встановленого в цеху обладнання (65 шт.) та його кількість і
електричні характеристики наведені у табл. 1.1.
Таблиця 1.1 ‒ Перелік використаного у цеху обладнання
№,
№, Назва споживача Потужність,
позиції Кв cosφ tgφ
п/п (верстата, установки) кВт
на плані
2, 3, 4, 5, 6,
1 7, 8, 9, 10, Пресовочна машина 15 0,7 0,85 0,62
11
12, 13, 14,
15, 16, 17,
2 Токарний верстат 11 0,7 0,85 0,62
18, 19, 20,
21
23, 24, 25,
3 26, 27, 28, Електроножиці 5,6 0,5 0,85 0,62
29, 30
4 33 Гибочний верстат 2,3 0,35 0,7 1,02
5 31, 32 Заточний верстат 7,4 0,5 0,85 0,62
6 62 Підйомний механізм 13,1 0,35 0,7 1,02
41, 42, 43,
7 Свердлильний верстат 12 0,7 0,85 0,62
44, 45, 46
8 47, 48 Прес штамповочний 22 0,7 0,85 0,62
49, 50, 51, Пристрій
9 32 0,8 0,95 0,33
52, 53 індукційного закалювання
35, 36, 37,
10 Фрезерний верстат 19 0,7 0,85 0,62
38, 39, 40
1, 22, 34,
11 58, 59, 60, Вентилятори 3,0 0,8 0,8 0,75
61, 63
* * *
12 55, 56, 57 Зварювальні автомати 87 ; 40 ; 80 0,5 0,5 1,73
**
13 80, 81, 82 Установка гальванізації 2,4 0,7 0,85 0,62
*
− повні паспортні потужності кожного однофазного зварювального автомата, що
**
ввімкнені на лінійні напруги, кВА; − повні паспортні потужності кожної установки
гальванізації, що ввімкнені на фазні напруги, кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
Згідно з даними в [7, 8], рівень нормованої освітленості для системи
загального освітлення складає Е=200 лк. Серед особливостей розташування
обладнання у приміщенні цеху є те, що вимагається достатньо рівномірне
освітлення приміщення.
Живлення цехів заводу виконується від власної ГПП, що розташована в
точці теоретичного навантаження підприємства. Проектована нами система
електропостачання відноситься до системи електропостачання
централізованого типу. Живлення цехових трансформаторних підстанцій
виконано за допомогою кабельних ліній, що прокладені в підземних
кабельних каналах. Серед основного високовольтного обладнанням
підприємства є шістнадцять цехових ТП 10/0,4 кВ.
Живлення ГПП, згідно ПУЕ глава 4.2 з [1], здійснено від двох не
залежних вводів від районних розподільчих пунктів, по повітряним лініям
(ПЛ). Така схема живлення є надійною, економічно вигідною, і має зручні
ремонтно-налагоджувальні характеристики.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Здійснення проектування електропостачання цехів неможливе без
урахування особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ [1] у цій
частини.
На території підприємства розміщено: виробничі цехи основного
виробництва, допоміжні цехи, складські приміщення та невиробничі цехи,
котельна, насосна станція, адмінбудівля тощо.
Живлення кожного з цехів, що належать до 1-ї групи з надійності
електропостачання, виконується двома кабельними лініями 10 кВ. Якщо при
проектуванні цех має двохтрансформаторну підстанцію, то окремий кабель
живить кожен трансформатор. Якщо ж цехова підстанція
одноторансформаторна, то другий кабель 10 кВ є резервним, а резервування
живлення виконано на стороні 0,4 кВ.
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 [1]. Електроустановки
підприємства, електропостачання якого ми проектуємо, розміщені всередині
будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
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 цех ковальського
виробництва заводу.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
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
Режими роботи окремих споживачів електричної енергії вказані для
кожного при розрахунках електричних навантажень.
1.4 Характеристика джерела живлення
Далі приведемо структуру схеми електропостачання та розподілу
електроенергії нашого підприємства: на території підприємства розташована
ГПП яка живиться від районної підстанцій (РП). Первинна напруга (110 кВ)
підводиться по повітряній лінії (ПЛ), а вторинна (10 кВ) розподіляється по
території підприємства кабельними лініями (КЛ).
Такий структурний склад вважається оптимальним та широко
використовується у повсякденній практиці. Кабельні лінії від ГПП проходять
по території підприємства радіальним способом.
Живлення даного підприємства може здійснюватися від районної
підстанції енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110кВ; потужність КЗ на шинах
районної підстанції SКЗ = 2901 МВА; довжина повітряної лінії Lпл = 7 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 431 квар в часи її максимуму
навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±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.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±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 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального вирішення усього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху [14].
Інформація про цехові електричні навантаження, є необхідною умовою
при виборі та перевірці провідників (шин, кабелів тощо) і трансформаторів по
пропускній спроможності і економічній густині струму, а також для
розрахунку втрат і відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів
компенсації реактивної потужності [14].
Поняття «розрахункове навантаження» витікає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання [9].
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
І=const=Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадковий характер,
використовується співвідношення
t+Θ
1
ІΘ t=
Θ I t ×dt ,
t
де ‒ тривалість інтервалу осереднення t T , що приймаються для
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ=3×T0 ( у решті
випадків ‒ Θ<3×T0 );
Т ‒ інтервал реалізації випадкового процесу;
Т0 ‒ постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3·Т0, провідник нагрівається 95% сталого рівня).
Умовно приймаємо Т0 = 10 хв., = 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного співвідношення вводять поняття «розрахунковий струм»
Іроз ‒ це такий струм, що приведе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що і початкове змінне
навантаження I t .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Pроз = 3×U×І .
роз×cosφроз
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження PΘ по активній потужності за час
t+Θ
1
PΘ = P t dt .
Θ
t
Активне розрахункове навантаження Pроз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Рmax або «максимального навантаження» Іmax = Іроз,
тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилинних інтервалах
усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень проводимо згідно
методики [14], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступінь (рівень) системи електропостачання,
розрахунки на кожну з них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівній нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Рроз, цеху) цеху. Розрахункова потужність Pроз ‒ це
така потужність, при якій термін служби елементів системи
електропостачання дорівнює розрахунковому. Величина Pроз відноситься до
сукупності вихідних даних на проектування системи електропостачання.
Розрахунок навантаження цеху від окремого електропостачання (ЕП) до
шин цехової трансформаторної підстанції виконуємо нормативною методикою
[14]. При цьому у розрахунках використовуємо наступні позначення та
співвідношення:
‒ номінальна потужність Pном ;
‒ паспортна потужність Pпасп ;
‒ установлена потужність Pу .
У розрахунках використовуємо загальноприйняті позначення: для ‒ Р,
для одного електроприймача ‒ р. При цьому для окремого електроприймача
установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу =pном =pпасп ;
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі
ру рном р ,
пасп ТВ
де ТВ тривалість включення в долях одиниці (задається у паспорті, як правило,
у відсотках).
Переважна частина електроприймачів працює в довготривалому режимі,
тому їх установлена потужність дорівнює паспортній
pу pном pпасп .
Установлену потужність зварювального інвертора та кран-балки
визначаємо за виразом
р р ТВ .
у, ТВ пасп
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
Групова номінальна (встановлена) активна потужність ‒ це алгебраїчна
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
п
Р р (2.1)
ном ном
1
де п ‒ кількість електроприймачів у групі.
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів та остаточний розрахунок
по цеху
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах [6].
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні
ЕП тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %,
умовна трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній
величині навантаження найбільш завантаженої фази [6].
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних
цілей точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт)
визначається наступним чином [6]:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулами
Рном, у=3×Рном.max ф
або Рном, у 3 Sпасп ТВ cosпасп , (2.2)
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами: при одному електроприймачеві
Рном, у 3Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
Рном, у 3Рном.max ф .
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і
cos , включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Рроз, у 3Кв Кр Рном max ф . (2.3)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 pном ф
nе , (2.4)
3 pном max ф
де pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт;
pном max ф – номінальна потужність найбільшого ЕП однофазного
струму, кВт.
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos
більше трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні
навантаження за найбільш завантажену зміну по кожній фазі [6].
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням даних
[6].
Наприклад, для фази а маємо
PS (a) Кв Рав r(ав)а К
в Рac r(аc)а Кв Рао ;
Q = К ×Р ×q + К ×Р ×q + КS(a) в ав (ав)а в аc (аc)а в×Qао ,
де Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами ав і ас;
Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
r(ав)а , r(ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені на
лінійну напругу до фази а;
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз в і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів [6]:
РS 3РS (с) ,
QS 3QS (c) . (2.5)
В цеху, електропостачання якого ми розраховуємо, встановлено шість
однофазних ЕП і які можна розподілити на дві групи.
До них відносяться: а) перша група − три однофазні зварювальні
автомати, б) друга група – три установки гальванізації.
Зварювальні установки підключені на лінійну напругу мережі − 0,38 кВ,
та мають наступні характеристики: cosφпасп 0,5 ; паспортні потужності яких
відповідно складають: Sпасп.л.1 87 кВА, Sпасп.л.2 40 кВА; Sпасп.л.3 80 кВА;
відносна тривалість вмикання кожного автомата − ТВ=50%, тобто ТВ=0,5.
Споживачі другої групи підключені на фазну напругу мережі – 0,38 кВ
(рівномірно, кожен споживач на іншу комбінацію фаз), та мають наступні
характеристики: cosφпасп 0,8 ; паспортні потужності яких складають:
Sпасп. ф 2,1кВА;
Проведемо необхідні розрахунки для обох груп однофазних споживачів.
Знаходимо номінальні потужності зварювальних трансформаторів приведених
до ТВ=100%:
Рном, у Sпасп.л ТВ cosпасп ,
Рном, у1 Рав 87 0,5 0,5 30,8кВт, Рном, у1 Рвс 40 0,5 0,5 14,1кВт,
Рном, у1 Рса 80 0,5 0,5 28,3 кВт.
Навантаження окремих фаз при вмиканні однофазних споживачів на
лінійну напругу визначаються як напівсуми двох плечей, що прилягають до
даної фази [6] і визначаються за виразами:
Рав Р
Р ас
а ,
2
Рав Р
Р вс
в ,
2
Р
Р са Рвс
с .
2
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
Отримаємо:
30,8 28,3 30,814,1
Ра 29,6 кВт, Рв 22,5 кВт,
2 2
14,1 28,3
Рс 21,2 кВт.
2
Таким чином найбільш завантажена фаза
Рном, макс.ф Ра 29,6 кВт.
Нервівномірність навантаження по фазам, по розрахунковому вузлу,
визначається як різниця між активними навантаженнями найбільш та найменш
навантажених фаз з віднесенням її до найменш навантаженої фази за виразом
Рном, макс Рном, мін
Рном, роз ,
Рном, мін
29,6 21,2
Рном, роз 100% 39,6% .
21,2
Отже, умовна (еквівалентна) трифазна номінальна потужність групи з
трьох однофазних зварювальних автоматів, з нерівномірністю навантаження
по фазам – 39,6 %, становитиме
Р(3)
ном, у 3 Рном.макс.ф ,
Р(3)
ном, у 3 29,6 88,8кВт.
Отримані результати заносимо у відповідні графи таблиці 2.1, виконаної
за формою Ф 636-92 [8].
Для другої групи однофазних споживачів, що являють собою установки
гальванізації і ці споживачі увімкнені на фазну напругу. У нашому випадку
отримаємо, що кількість однофазних ЕП до трьох. Враховуючи рівномірне
пофазне навантаження мережі 0,38 кВ, вирахуємомо умовну трифазну
номінальну потужність Рном у :
Рном, у1 Sпасп.ф cosпасп ,
Рном, у1 2,4 0,85 2 кВт,
Рном, у1 3Рном.max ф , Рном, у1=3×2=6 кВт.
Далі робимо остаточний розрахунок, для цього всі електроприймачі
розділяємо на кілька груп (5 груп).
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
Більшість трифазних електроприймачів працює в довготривалому
режимі, тому їх усталена потужність дорівнює паспортній, крім підйомного
механізму. Його установлена потужність, при тривалості включення ТВ = 60%
складе
Ру. підйомного мех Р ТВ 13,1 0,6 10,1 кВт.
У якості прикладу наведемо розрахунок групи зі споживачами з такими
параметрами: Кв = 0,7; cos = 0,85; tg = 0,62. Дані по інших групах
заносимо в таблицю 2.1 (форма Ф 636‒92).
Тоді номінальна потужність першої групи (враховуючи другу групу
однофазних споживачів) складатиме
Рном 1 10 1510 11 6 12 2 22 6 1916 496 кВт.
Подальші розрахунки проводимо по аналогічно, результати заносимо в
таблицю 2.1 (форма Ф 636‒92).
На основі отриманих даних знаходимо групову номінальну
(установлену) потужність цеху
Рном _ цеху 840,8 кВт.
Групова номінальна реактивна потужність − це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
п п
Q q р tg , (2.1 а)
ном ном ном
1 1
де tg − паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Для прикладу розрахуємо номінальну реактивну потужність IV групи
(відповідно до таблиці 2.1)
Qном _1 496 0,62 307,5 квар.
Подальші розрахунки проводимо по аналогічно, результати заносимо в
таблицю 2.1(форма Ф 636‒92).
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Kв Pном , що відповідає значенню K p , за
співвідношенням
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
Pроз K p Kв Pном , (2.2)
де K p f Kв ,ne ,Ta − коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить
від коефіцієнту використання Kв та ефективної кількості електроприймачів пе
та сталою часу нагріву мережі, для якої розраховуємо електричні
навантаження.
Згідно [14] приймаємо наступні сталі часу нагріву:
− Ta = 10 хв. - для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити;
− Ta = 2,05 хв − для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів;
− 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 K p = 1.
Добуток Kв Pном є проміжною допоміжною розрахунковою величиною,
але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів ne визначаємо за
співвідношенням
n
Pном
n 1
e . (2.3)
n
n p2
ном
1
Величину ne можна також знайти за спрощеним співвідношенням
2 pном
n . (2.4)
e
pном.тах
2 840,8
n 19,3 .
e
87
Значення коефіцієнта використання кв по кожному окремому
електроприймача визначаємо за довідковими даними [14].
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними кві
знаходимо за формулою
n
кв.і pном.і
K 1 . (2.5)
в n
pном.i
1
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
Оскільки, у вибраних нами групах присутні споживачі які мають
однаковий коефіцієнт використання, то Кв = кві.
Груповий коефіцієнт використання по цеху цілому, на основі даних
таблиці 2.1, (середньо виважений коефіцієнт) дорівнює
n
Kв.і Pном.і
K 1 . (2.6)
в.цеху n
Pном.i
1
Kв.цеху 0,7 .
Виходячи з розрахунків коефіцієнт розрахункової потужності для цеху
визначаємо за довідковими даними [14], K p = 0,86.
З урахуванням (2.6), співвідношення (2.2) для визначення розрахункової
активної потужності, на основі даних таблиці 2.1, приймає вид
п
P K K P K К P . (2.7)
роз.цеху p в.цеху ном p в.і ном.і
1
Pроз.цеху 0,88 566,6 498,6 кВт.
Реактивну потужність по цеху, на шинах ТП, на основі даних таблиці
2.1, розраховуємо за співвідношенням
Qроз.цеху K p Kв.i Pном.i tgi , (2.8)
i
Qроз.цеху 0,88 367,7 323,5 квар.
Повна розрахункова потужність S роз. силових електроприймачів
напругою до 1 кВ визначаємо за формулою
Sроз. P2 Q2 , (2.9)
роз роз
S 498,62 323,52 594,4 кВА.
роз.
Результати розрахунків та вихідні дані цеху заносимо у відповідні місця
таблиці 2.1, виконаної за формою Ф 636-92 [15].
В подальших розрахунках будемо додавати до розрахункової активної та
реактивної потужності силових електроприймачів напругою до 1 кВ також і
освітлювальне навантаження Pроз.oc , Qроз.oc .
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується
метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок Рп. оc. ф використовуються такі довідкові дані: тип світильника,
коефіцієнт запасу кз , освітленість Еф , значення розрахункової висоти H,
площа освітлювального приміщення S.
За типом обраного світильника, площі освітлювального приміщення та
висоті підвісу світильників згідно до [3, 9] визначаємо питому потужність
загального рівномірного освітлення необхідну для забезпечення необхідного
значення норми освітленості.
Цех має такі розміри: А=87м; В=50м; Н=8м. В цеху будемо
використовувати енергоефективні лампові світильники світлодіодного типу, з
типовим рівним ККД=80%.
Максимальну активну потужість освітлювальних установок Р
mах.ос
розраховуємо згідно виразу
Рmах.ос =кп×Рп.ос.ф×S
Р макс.ос1,12,54 4350 12,18 кВт,
де кп =1,1 − кофіцієнт попиту освітлення [9];
2
S = 87×50=4350 м – фактична площа цеху;
2
Рп. оc. ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м ,
визначається за виразом
Еф кз.ф
Рп.оc.ф Рп.оc.табл к ,
100 кз.табл
2
де Рп.оc.табл – питома потужність освітлювальної установки, 4,75 Вт/м [3];
Еф – фактична норма освітленості для нашого виду робіт, 100 лк [3];
кз ф – коефіцієнт запасу фактичний для виконуваного виду робіт, 1,5;
кз табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт, 1,4;
к – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення, 0,5 .
Дані приведені, враховуючи висоту підвісу світильників 7 м, оскільки
висота цеху становить 8 м. Величину Еф приймемо для розрахунку рівною
100 лк., тоді отримаємо
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
100 1,5
ПРОДОВЖЕННЯ Рп.оc.ф 4,75 0,5 2,54 Вт / м2. (2.12)
100 1,4
Характеристики освітлення різних видів освітлення приймаються згідно
довідкових даних та відповідних нормативних документів [1, 2, 4, 6, 7−9].
Для ламп вибраного типу, максимальна реактивна потужність
Qмакс.ос =Ртах.ос×tgφ0 (2.13)
Q макс.ос12,18 1,73 21,1 квар,
де tgφ = 1,73 – величина приймається згідно даних [3, 9] .
ТАБЛИЦЯ 2.1
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ
визначаємо за виразами:
P0,4цеху =Pроз.цеху +Pроз.ос.цеху = 498,6 + 12,18 =510,78 кВт, (2.14)
Q0,4цеху =Qроз.цеху +Qроз.ос.цеху = 323,5 + 21,1 = 344,6 квар. (2.15)
Потім визначаємо розрахункове навантаження SТП на шинах цехової
підстанції за виразом
2 2
S 2 2
ТП = P0,4 цеху +Q0,4 цеху 510,8 344,6 616,2 кВА.. (2.16)
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства
розрахункове (максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання
розрахункових навантажень окремих груп електроприймачів (цехів,
підрозділів) з урахуванням коефіцієнта одночасності збігання максимумів
навантаження Ko [4].
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [4].
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
2 2
N N
SНН ГПП Ко P0,4 цеху
i Q0,4 цеху . (2.17)
i
i i
Коефіцієнт одночасності Ко знаходимо з даних наведених у [7] в
залежності від середньовиваженого коефіцієнту використання та кількості
приєднань на шинах ГПП. У нашому випадку він дорівнює Ко=0,9.
Інформація про електричне навантаження інших цехів підприємства
приводяться у таблиці 2.2. Значення навантажень повинні відповідати
вихідним даним, характеру і специфіці виробництва, загальної потужності
підприємства тощо.
Далі підставимо у наведений вираз відповідні значення та отримаємо
величину сумарної приблизної потужності підприємства (кВА)
SНН ГПП Sпр 0,9 110022 66992 11592,9 кВА.
Отже, в результаті проведених розрахунків з використанням
нормативної методики, встановлено, що приблизна розрахункова потужність в
цілому по підприємству складає Sпр = 11592,9 кВА.
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії [4].
Картограму навантажень будують, як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього промислового
підприємства. Якщо картограму будують на генеральному плані промислового
підприємства, то як приймачі електроенергії розглядають самі цехи.
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Із-за наявності впливу сукупності факторів на вибір місця
розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні методи,
які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно 510 % ).
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
В цьому випадку у якості навантаження Рроз (Qроз ) має
i і
використовуватися розрахункове значення потужності (активної і реактивної
відповідно), що отримано у попередніх розділах (або міститься у вихідних
даних), а у випадку окремих електроприймачів − номінальна активна і
реактивна потужність окремого ЕП.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою
відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будують, як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього промислового
підприємства. Якщо картограму будують на генеральному плані промислового
підприємства, то як приймачі електроенергії розглядають самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [4]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола
вибирають центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії,
а радіус кола зв᾿язують із розрахунковою потужністю приймача
електроенергії; значення його знаходять із умови рівності розрахункової
середньої активної потужності групи електроспоживачів площі кругу.
Розрахунок параметрів кругів проведемо на прикладі цеху по
виготовленню кабін.
Радіус розрахункового кола r (мм) визначаємо за виразом
P
r м , (2.18)
m
де Рм − максимальне електричне навантаження цеху, кВт; = 3,14 ; m −
2 2
масштаб, кВт/мм , приймаємо 0,45 кВт/мм ).
Тоді отримаємо
510,78
r 19.
3,14 0,45
Для кожного з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому та освітлювальному навантаженням. Величини відповідних кутів
αс.м. та αо.м. (градус) визначаємо за такими виразами:
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
360× Рм.с. 360× Р
a = ; a = м.о. , (2.19)
с.м. о.м.
Рм Рм
де α − величина сектору, градуси.
Підставивши у формули (2.15) та (2.16) відповідні значення, отримаємо
величини відповідних кутів (в градусах):
360 498,6 360 12,18
с.м. 351,4; о.м. 8,58.
510,78 510,78
Далі проводимо аналогічні розрахунки та знаходимо величини
відповідних радіусів кіл, та кутів для інших цехів і підрозділів підприємства,
отримані дані заносимо до таблиці 2.3.
Теоретичний центр електричних навантажень заводу визначаємо як
точку з координатами Х, Y (м) згідно виразів:
n n
(Pм.і хі ) (Pм.і yі )
X il ; Y il ,
n n
Рм.і Рм.і
іl іl (2.17)
де хі ,yі − координати навантаження окремих об’єктів заводу, м;
Рм.і. − максимальне навантаження цеху, кВт.
Підставивши у формули (2.17) та (2.18) відповідні значення, отримаємо
координати центру електричних навантажень заводу (м)
2618476 1782324
Х 238 м; Y 161 м.
11002 11002
Отримані дані для точки ЦЕН ми будемо використовувати при виборі
місця розташування ГПП.
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій на території цеху
– одне з важливих питань при побудові раціональної системи
електропостачання [4].
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.3.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
При розташуванні цехової ТП враховують зокрема, наступні вимоги [6]:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до мінімуму зворотних потоків енергії до джерела живлення;
в) бажано щоб трансформатори розташовувались 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 ТП з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє [6]:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
Цехові ТП розташовують як можна ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) та у мертвій зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами тощо. ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках
неможливості встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують,
як правило, прибудовані та вбудовані підстанції.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декількох факторів на вибір
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод
(погрішність 5-10%), суть якого полягає в наступному. Координати ЦЕН
обчислюються по формулах наведених нижче.
Координати ЦЕН цеху по виготовленню кабін
n n
(Pроз. x )
і i (Pроз. y )
i i
Х = i=1 ; У = i=1
цеху n цеху , n
Pроз. P
і роз.i
i=1 i=1
де Рроз і, Qроз і – розрахункове навантаження окремого вузла живлення, ділянки,
а у випадку окремих електроприймачів – номінальна активна і реактивна
потужність окремого ЕП,
xі, yі – координати відповідного споживача.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку заносять у
таблицю 2.4.
Розрахунки проводимо з використанням електронних таблиць Exel.
Далі на основі раніше розрахованих даних з таблиці 2.1, розраховуємо
ЦЕН для нашого цеху
37079,3 10846,3
Хцеху = =44,1 м ; Yцеху = =13,1 м.
840,8 840,8
Щодо доцільності розрахунку точки центру реактивного навантаження,
то він має сенс тоді, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в
місцях компенсації споживачів реактивної енергії, або в цеху встановлено
високовольтні двигуни, які є джерелом реактивної потужності [4]. Якщо на
основі аналізу структури електроспоживання цеху прийнято рішення про
компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП, координати ЦЕН
реактивного навантаження цеху не розраховують [4].
Для нашого випадку, враховуючи, що розміщення ТП в точці
розрахованого ЦЕН буде заважати нормальному технологічному процесу,
допускається певне зміщення положення приміщення ТП в сторону джерела
живлення. Тому ТП буде розміщена в точці де є достатньо місця для неї.
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-будівельні обмеження.
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій і
трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і їх переважного напрямку.
Будемо використовувати, радіальну схему живлення цехів та
відповідних установок, від власної підстанції (ГПП) [10]. Живлення виконано
КЛ, що прокладені під землею, в спеціально створених кабельних каналах.
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного центру навантаження
підприємства [6, 10]. Енергопостачання ГПП виконано від двох незалежних
вводів районного розподільчого пункту, по повітряним лініям 110 кВ.
Для живлення ГПП використовується схема без прохідної п/ст від ГРП
відстань до якої 7,0 км.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ± 5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Для підприємств з електричним навантаженням від одиниць до десятків
мегават, приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції
(ГПП), а також підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП та ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися
не менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення
[6].
При виході з ладу однієї з ліній, ті лінії, що залишилися в роботі,
повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з ладу
одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в роботі,
повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії, які
необхідні для функціонування основних виробництв.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства і розподілу її по окремим групам споживачів [6]. ГПП
бувають двох видів: тупикові і прохідні [7].
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції) [10].
Прохідні підстанції являють собою підключення двох трансформаторів в
розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина підстанції і розподільчий пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
В якості прикладу на рисунках 3.1 і 3.2 нижче приведені схеми РУВН
«схема 35-9А» та «схема 110-3Н» [7].
Схеми РУ ПС при конкретному проектуванні розробляються з
врахуванням схем розвитку енергосистеми, схем електропостачання району чи
об’єкта та інших робіт з розвитку електричних мереж.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму і
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники.
Використання замість високовольтних вимикачів струмо-
відокремлювачів і короткозамикачів (система ВДКЗ) небажано в зв’язку з їх
нестійкою роботою в зимовий період.
Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
перемичка з двома роз’єднувачами.
Силові трансформатори підстанцій бувають двообмотковими і
триобмотковими з регулюванням напруги під навантаженням (РПН).
Двохобмоткові трансформатори виконуються з розщепленою вторинною
обмоткою [7].
Розподільча установка 10 кВ виконується закритого типу. В її основі
лежить, найчастіше, одинарна секційна система шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільчих
установок (пристроїв) – КРУ [9, 10].
До складу КРУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючої КРУ, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів.
В якості прикладу на рис. 3.3 наведена електрична схема типової РУ у
складі цехової ТП.
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом напруги: 35,
110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої обмежене. При
цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах міської та
промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для ПЛ
35110 кВ і 1,62 для ПЛ 220330 кВ.
Узагальнюючи вище наведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, попередньо обираємо схему ГПП, наведену на
рисунку 3.4
Розподільча установка 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільних
установок (КРУ) зі складом як було вказано вище.
Оскільки наше підприємство є окремо розташованим об’єктом і має у
своєму складі споживачі першої категорії надійності електрозабезпечення, то
згідно з ПУЕ (розділ 4.2), ми обираємо тупикову ГПП з напругою високої
сторони 110 кВ та напругою низької сторони 10 кВ, яка буде розташовуватися
на території підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
Рисунок 3.1 – Типова схема РУВН “35-9А” підстанції 35/6 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
Рисунок 3.2 – Типова схема РУВН “110-3Н” підстанції 110/10 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
Рисунок 3.4 − Електрична частина попередньо обраної ГПП 110/10 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі,
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах.
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) найчастіше
використовуються ПЛ. Використання кабельних ліній обмежується випадками
при забрудненій атмосфері та іншими, передбаченими нормативними
документами.
На цьому етапі проектування ми попередньо визначаємо переріз
живлячих ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і
приблизна потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
2 2
N N
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q
0,4 цеху і QT ) , (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності у силових
трансформаторах ГПП.
Активну ΔРТ (кВт) і реактивну ΔQТ (квар) складову втрат в
трансформаторі визначаємо за виразами:
РТ 0,02 Sпр;
QТ 0,1Sпр ,
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проектування, кВА (S пр= 11592,9
кВА дані з п. 2.5 та таблиці 2.2).
Виходячи з цього отримаємо
РТ 0,02 11592,9 231,9 кВт;
QТ 0,111592,9 1159,3 квар.
Таким чином остаточно отримаємо
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
SВН ГПП 0,9 (11002 231,9)2 (69991159,3)2 12338,6 кВА.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно до
виразу
SВН ГПП
ІрозПЛ = Кзав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання, Кзав.Л = 0,95
12338,6
ІрозПЛ = 0,85 27,55 А.
2 3 110
2
Переріз лінії живлення Fек (мм ) визначаємо за виразом
IрозПЛ
F , (3.3)
eк
Jек
2
де Jек − нормоване значення економічної густини струму, А/мм ;
визначається згідно ПУЕ [1] (таблиця 1.3.36). При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії
сталеалюмінієвими провідниками економічна густина струму складе Jек = 1,4
2
А/мм [7].
Далі підставимо у вираз (3.3) відповідні значення, отримаємо значення
перерізу провідника ПЛ
27,55
Feк 19,68 мм2.
1,4
Вибраний розрахунково-економічний вигідний переріз проводу
округлимо до найближчого стандартного перерізу Fст. Але ми будемо
2
вибирати мінімальний стандартний переріз лінії Fст = 70 мм (за умовою
корони, оскільки відповідно до вимог ПУЕ [1] мінімальний переріз для
2
повітряних ліній 110 кВ повинен становити 70 мм . Обираємо провід марки
АС70. Тривалий допустимий струм провідника такого перерізу визначаємо
згідно ПУЕ [1] (таблиця 1.3.29). При прокладанні провідника ззовні
приміщень тривало допустимий струм складе Іт.д(АС70) = 260 А.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
Далі вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
ІрозПЛ к Ідоп , (3.4)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища, к=1
27,551260;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 ІрозПЛ к кдоп Ідоп.Т , (3.5)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
55,1 = 2 27,55 1 1,25 260 = 325,
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ [1] у
залежності від напруги.
Обраний нами тип та марка провода повністю відповідає
вищенаведеним умовам та режимам роботи. Таким чином, користуючись
проведеними розрахунками, обираємо для ПЛ лінії провід АС-70.
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Наведемо характерні особливості ПЛ різного класу напруги.
Для ПЛ 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 протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , зі збільшенням
до 3555 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
U/ /
поперечної складової вносить уточнення в розрахунки напруги, що
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2 3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.5)
Рисунок 3.5 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.5 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф
U/
ф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.6)
де RПЛ r0l 0,337 2,31 Ом, ХПЛ х0l 0,2 7 1,4 Ом.
(r0, x0 − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
о
провідника марки АС−70 r0 = 0,33 Ом/км, х0= 0,2 Ом/км (при 20 С); lл −
довжина лінії, км, lл = 7,0 км ),
cosP / S (11002 231,9) /12338,6 0,9 0,82 ;
sinQ / S (69991159,3) /12338,6 0,9 0,59 ;
U/
ф 27,55 (2,310,821,4 0,59) 74,9В.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /
ф
U/ /
ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.7)
U/ /
ф 27,55 (1,4 0,82 2,310,59) 0В.
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Uф1 U //
ф2 Uф Uф2 Uф jUф
(3.8)
Uф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) Uф1 e
j,
де модуль U1ф цієї напруги
U (U U/ )2 (U/ / 2
ф1 ф2 ф ф ) , (3.9)
U 2 2
ф1 (110000 74,9) (0) 110074,9 В.
та його фаза
U/ /
ф
arctg , (3.10)
Uф2 U/
ф
0
arctg 0.
110000 74,9
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 . (3.11)
Uф 110074,9 110000 74,9В.
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має вид
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
Рисунок 3.6 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / 3 U/ /
ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.12)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
/
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U .
Тоді втрати напруги U приблизно визначається за формулою
/ PіR QіX P R Q X
U U 3 (Ia R Ip X) і і , (3.13)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Тоді отримаємо
U U/ 3 (27,55 0,82 2,31 27,55 0,59 1,4) 129,7В.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами
[6].
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проектній обрахованій проектній потужності (табл. 2.2), складає
114,8
U(%) 100% 0,1%,
110000
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
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 [10].
У п.3.2 було розраховано
Snp(6 ст.) SВН ГПП 12338,6 кВА.
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
Snp(6 ст.) 12338,6
SТ , S 8813,3 кВА. Т
2 0,7 1,4
По отриманому значенню потужності найбільш доцільно номінальну
потужність трансформатора Sн.тр = 10000 кВА.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в після-
аварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використаємо упорядкований типовий графік навантаження, в якому
максимальне навантаження буде відповідати розрахунковій потужності заводу
Sрозр. Графік навантаження зображено на рис. 4.1.
Рисунок 4.1 – Упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначається за
формулою
n
(S2
i ti )
1
К i1
1 , (4.3)
S n
ном Т ti
i1
де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора;
ti – проміжки часу, у які потужність навантаження не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
значенням із двох величин K / та K / /
2 2 .
Підставивши у вираз (4.3) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту початкового завантаження трансформатора
1 6,992 3
К1 0,25.
10 21
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням з двох величин: К2´ та К2´´.
Величину коефіцієнта перевантаження К2´ обчислюємо за виразом
m
(S 2
i t )
' 1 i
К2 і1 ,
m
Sн.тр ti
і1 (4.6)
де m − кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження більше номінальної потужності трансформатора, шт.
Далі підставимо у вираз (4.6) відповідні значення та отримаємо
величину коефіцієнту перевантаження трансформатора
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
' 1 6,992 3
К 0,7. 2
10 3
Величину коефіцієнта перевантаження К2´´ обчислюємо за виразом
0,9 S
'' розр
К2 ;
Sн.тр
0,9 12,3386
К ''
2 1,11.
10
Приймаємо коефіцієнт перевантаження рівним К2 = К2´=1,11.
Для трансформатора з масляним охолодженням та примусовою
циркуляцією масла при температурі охолоджувального середовища θохол
о
=30 С та коефіцієнті початкового завантаження К1 = 0,26 згідно даних [7]
значення коефіцієнту допустимого перевантаження при аварійних
несистематичних перевантаженнях по t = 6 годин на добу складе К2доп = 1,38.
Робота трансформатора в такому режимі допускається, оскільки
виконується умови
К2доп К2;
1,381,11.
Таким чином, на основі проведених розрахунків остаточно приймаємо
трансформатор з номінальною потужністю Sн.тр. = 10000 кВА марки ТДН-
10000/115 У1, що має напруги UВН = 115 кВ та UНН = 11 кВ.
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 [10].
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 [7, 9].
Цю умову можна записати так
Snp(6 ст.)
SномТ . (4.7)
2
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
По-друге, повинна також виконуватися умова
S
np(6 ст.).а
S , (4.8)
номТ
К2.а
де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі
для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого обмеження
навантаження у цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини
попереднього навантаження.
У загальному випадку використовують нормативну документацію,
експлуатаційну документацію на трансформатор. Для визначення
навантажувальної здатності проводять розрахунки за допомогою відповідних
програм на ЕОМ. Обидві умови виконуються з великим запасом.
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як
правило, освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками
систем розподілу електроенергії напругою до 1000 В [13].
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з᾿єднання, способу охолодження
трансформаторів, схемі розподільчого пристрою низької напруги [6].
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [6].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двотрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського
призначення рекомендується виконувати від двотрансформаторних
підстанцій.
Потужність трансформаторів двотрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів [6].
При значної кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
– при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
– при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
– при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600
кВА.
Питома густина навантаження визначається за виразом
S
max 2
S , кВА/м ,
F
2
де Smax − максимальне навантаження цеху, кВА; F − площа цеху, м
2
s 616,2 / 4386 0,142 кВА/м .
Попередньо обираються можливі варіанти потужності трансформаторів
ТП з урахуванням допустимого перевантаження в робочому і після аварійному
режимах.
Згідно з [6, 9] рекомендується застосовувати наступні коефіцієнти
завантаження трансформаторів:
− якщо навантаження переважно ІІ категорії, для двотрансформаторної
ТП коефіцієнти завантаження Кз = 0,65‒0,7;
− якщо навантаження переважно ІІ категорії і має місця взаємне
резервування на вторинній напрузі Кз = 0,7‒0,8;
− якщо навантаження переважно ІІ категорії і наявності складського
резерву трансформаторів, а також при навантаженнях ІІІ категорії, Кз =
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
NТ.Е. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1 .
Визначається додаткова потужність НБК QНК 2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Попередньо оберемо потужність силового трансформатора ТП, що буде
встановлена в нашому цеху
S
S ТП
приблТ ,
2 0,7
616,2
SприблТ 440,14 кВА.
2 0,7
За цим значенням потужності обираємо оптимальну номінальну
потужність цехового трансформатора Sном Т = 630 кВА, тип ТМЗ-630/10.
Для підвищення надійності роботи трансформаторів цехової КТП в
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
післяаварійному режимі (при живленні споживачів цеху від одного
трансформатора), частина невідповідальних споживачів III категорії на даний
період може відключатися від електропостачання, розвантажуючи
трансформатор який залишається в роботі.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK QHK1 QHK2. (4.9)
сум
Мінімальне число цехових трансформаторів Nмін однакової потужності
SномТ, що призначені для живлення технологічно зв`язаних навантажень
дорівнює
P
N max (4.10)
min N,
кзаван Sном Т
де Pмах – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
SномТ – номінальна потужність трансформатора, кВА;
∆N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
510,78
Nmin 0,92 2.
0,75 630
Економічна кількість трансформа т о рів Nе знаходиться за виразом
Nе Nmin m , (4.11)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у
функції Nmin і N , m=0
Nе 2.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax T , яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона
за формулою
2
Q 2
max T Nе кзаван.ф Sном T Рmax , (4.12)
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
S
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к ТП
заван.ф
Ne Sном T
616,2
kзаван.ф 0,49.
2 630
Далі отримаємо
Qmax.Т (2 0,49 630)2 510,782 357,86 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QHK1 складе
QHK1 Qmax Q , (4.13)
0,4 maxT
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,4 кВ за найбільш
0,4
завантажену зміну, квар.
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно
QHK1 (323,5 21,1) 357,86 13,26 квар.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK2 Qmax Q N S
0,4 HK1 е ном Т (4.14)
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників K1 ,
K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
сстеми України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з довідковими
даними.
Значення коефіцієнту К1 визначаємо згідно з [7]. Для енергосистеми
центру при числі робочих змін – 1 питомий коефіцієнт втрат складе К1 = 24.
Значення коефіцієнту К2 визначаємо згідно даних з [7]. При потужності
кожного цехового трансформатора Sт = 630 кВА та довжині живлячої лінії l ≤
0,5 км коефіцієнт К2 = 3.
Відповідно значення коефіцієнту γ при К1 = 24 та К2 = 3 складе γ = 0,18.
Підставивши у формулу (4.14) відповідні значення, отримаємо
додаткову потужність батарей статичних конденсаторів (квар)
QНК2 (323,5 21,1) (13,26)0,18 2 630 131,1.
Остаточно сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів
складе
QHK Q Q 13,26131,1117,8 квар.
сум HK1 HK2
Обираємо конденсаторну установку УКБН-0,38-100-50 У3, в кількості 2
шт. (з урахуванням можливого необхідного збільшення потужності КУ в
майбутньому при розширенні виробництва).
У результаті розрахунків за співвідношеннями (4.9) – (4.14) вибирається
кількість і потужність трансформаторів, а також сумарна реактивна
потужність батарей статичних конденсаторів.
Результати вибору приводиться у вигляді таблиці 4.1
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі
ТЕР, виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану розвитку
даного району з урахуванням балансу реактивної потужності, виходячи із
допустимих меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і
струму, встановлених ДСТУ EN 50160, а також в джерелі [1].
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором
усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і
післяаварійного режимів роботи [2, 4, 6, 7].
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [7].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на межі
балансової приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф , (4.15)
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними, кнс =0,92 );
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних конденсаторів,
квар.
Підставивши у формулу (4.15) відповідні значення (Qeк = 431 квар –
відповідно до даних завдання до даної роботи), отримаємо максимальну
реактивну потужність на шинах розподільного пункту 10 кВ (квар)
Qк =0,92×6699+1159,3-431-3850=3041,38 квар.
Виходячи з отриманого результату, приймаємо до встановлення два
комплектні високовольтні блоки статичних конденсаторів типу
УКЛ10,51800У3, з реактивною потужністю рівною QКУ = 1800 квар при
номінальній напрузі живлення Uн = 10,5 кВ.
Сумарна ємність конденсаторної установки складає ΣQКУ = 3600 квар,
при номінальній напрузі живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [2, 4, 8]. Вибір схеми
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи [7].
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх
за потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш ніж двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення [4].
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-
630 кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції
мають споживачі II категорії, їх живлення повинне здійснюватися
двокабельною лінією з роз᾿єднувачами на кожному кабелі [7].
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 [7].
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують споживачам
під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть поєднуватись до
РП підстанції, до силових РП, або безпосередньо до трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами. Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при
зникненні напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають
живлення [7].
Розподіл електроенергії у внутрішньозаводських електричних мережах
нашого заводу, виконуємо по одноступеневій радіальній схемі розподілу
електроенергії [4].
Для визначення найбільш відповідальних електроспоживачів звертаємо
увагу на обладнання, що використовується в виробничому процесі заводу. В
нашому випадку до найбільш відповідальних споживачів відносяться,
компресорна станція, котельня. Саме припинення електропостачання
обладнання цих структурних одиниць підприємства може привести до
масового браку продукції, псування обладнання та загрози життю працівників
заводу [4, 7].
Зважаючи на те, що всі інші цехи заводу в своєму складі не мають
відповідальних та високовольтних електроспоживачів, живлення їх виконуємо
також по радіальній схемі розподілу електроенергії, але з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Прокладання кабельних ліній виконано в спеціально створених
підземних кабельних каналах [4].
Споживачі першої та другої категорії, згідно ПУЕ (пункт 1.2.17), як
правило, живляться від двотрансформаторних підстанцій, з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Враховуючи це до кожної трансформаторної підстанції
підведено по дві окремі кабельні лінії, кожна з яких живить окремий цеховий
силовий трансформатор. При проектуванні враховуємо кількість та
потужність однотрансформаторних підстанції та розподіляємо їх потенціал
потужності так, щоб навантаження на обох вводах ГПП було приблизно
однаковим. Резервування споживачів, що живляться від одно
трансформаторних підстанцій, як правило виконується від більш потужного
джерела живлення 0,4 кВ.
На рисунку 5.1. для прикладу приведено одноступеневу радіальну схему
розподілення електроенергії на підприємстві [4].
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибираємо згідно ПУЕ (розділ
3.3.35 – 2.3.53, таблиці 1.3.19 − 1.3.21) за економічною густиною струму з
перевіркою:
− на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в
нормальному та післяаварійному режимах;
− на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема
розподілу електроенергії
Розрахунок проведемо на прикладі цеху по виготовленню металевих
бортових кузовів та напівпричепів. За розрахункову потужність кожного
трансформатора приймаємо максимальне повне навантаження, що складається
з активного Рм.10 (кВт) та реактивного Qм.10 (квар) навантаження з врахуванням
втрат потужності в трансформаторі. Дані для розрахунків беремо з таблиці
1.4. Втрати активної ∆Рт та реактивної ∆Qт потужності в трансформаторі з
достатньою для практики точністю приймаємо рівними відповідно 2% и 10%
повної максимальної потужності зі сторони низької напруги:
Рмакс10 Рроз0,4 РТ Рроз0,4 0,02 Sном.Т; (5.1)
Qмакс10 Qроз0,4 QТ Qроз0,4 0,1Sном.Т , (5.2)
де Рроз0,4, Qроз0,4 − активні та реактивні розрахункові навантаження на стороні
0,4 кВ, кВт та квар відповідно
Рмакс10 510,78 0,02 2 630 536,0 кВт;
Qмакс10 344,6 0,12 630 470,6 квар.
Аналогічно розраховуємо максимальні активні та реактивні
навантаження для інших цехів, результати вносимо до таблиці 5.1.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
Таблиця 5.1 − Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
№,
Позиція Рм.Σ 0,4 кВт Qм.Σ0,4 квар S
п/п н.тр кВА Рм.10, кВт Qм.10, квар
1 ТП-2 510,78 344,6 630 536,0 470,6
2 ТП-1 620,2 363,5 1000 645,4 489,5
5 ТП-3 867,1 504,1 630 892,3 630,1
4 ТП-7 179 99,9 250 204,2 225,9
7 ТП-6 478 310,2 630 503,2 436,2
8 ТП-4 723 479,8 630 748,2 605,8
9 ТП-5 425 249,8 400 450,2 375,8
10 ТП-8 405,8 269,2 400 431,0 395,2
6 ТП-9 271,2 150,8 250 296,4 276,8
3 ТП-11 832,1 481,1 630 857,3 607,1
11 ТП-12 661,9 440,2 1000 687,1 566,2
12 ТП-13 1443 843,1 1000 1468,2 969,1
13 ТП-10 1123 743,3 1600 1148,2 869,3
14 ТП-16 871 358,8 630 896,2 484,8
16 ТП-15 871 358,8 630 896,2 484,8
15 ТП-14 414 256,3 630 439,2 382,3
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Розрахункову потужність кожної радіальної лінії, що живить підстанцію
ТП-4 розраховуваного цеху Sл(ТП-2) (кВА) визначаємо згідно електричної схеми
живлення і розрахункових потужностей за виразом
S Р 2 Q 2 , (5.3)
л(ТП-2) макс10 макс10
де Рмакс10 і Qммакс10 − розрахункова активна і реактивна потужність лінії, що
живить підстанцію ТП-2, кВт та квар відповідно.
Підставивши у формулу (5.3) відповідні значення, отримаємо
розрахункову потужність лінії
Sл(ТП2) 536,02 470,62 713,27 кВА.
Розрахунковий струм лінії Іл(ТП-2) в нормальному режимі визначається за
виразом
S
I л , (5.4)
л
3 Uн
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
де Uн номінальна напруга лінії, кВ.
Підставивши у формулу (5.4) відповідні значення, отримаємо
розрахунковий струм лінії
Iл(ТП2) 713,27 / 3 10 41,23.
Для визначення перерізу живлячого кабелю визначаємо згідно ПУЕ
(таблиця 1.3.36) економічну густину струму. При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії кабелем
з алюмінієвими жилами та паперовою ізоляцією економічна густина струму
2
складе – Jек = 1,5 А/мм .
Визначаємо стандартний переріз кабельної лінії Fек(ТП-2), по якому
проходить струм Іл(ТП-2) за виразом
Iл(ТП1)
Fек(ТП2) ;
Jек
F 41,23 /1,5 28,2 мм2
ек(ТП2) .
Для живлення підстанції ТП-2 приймаємо кабель марки АСБГ(3×50) з
2
перерізом жил 50 мм та тривало допустимим струмом Іт.д = 140 А.
Аналогічно вибираємо кабелі, що живлять інші ТП. Результати
розрахунків зводимо в таблицю 5.2
Таблиця 5.2 − Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
№, F , Прийнятий
Ділянка кабелю Sл, кВА L м I , A ек
п/п л, л 2 I , А
мм т.д кабель
1 ГПП-ТП2 713,27 100 41,23 27,5 140 АСБГ(3×50)
2 ГПП-КУ10 1800 5,1 104 69,3 170 АСБГ(3×70)
3 ГПП-ТП1 810 34,9 46,8 31,2 140 АСБГ(3×50)
4 ГПП-ТП3 1092,3 70,1 63,1 42,1 140 АСБГ(3×50)
5 ГПП-ТП5 586,4 119,8 33,9 22,6 140 АСБГ(3×50)
6 ГПП-ТП8 584,8 91 33,8 22,5 140 АСБГ(3×50)
7 ГПП-ТП6 665,9 51 38,5 25,7 140 АСБГ(3×50)
8 ГПП-ТП4 962,5 149,8 55,6 37,1 140 АСБГ(3×50)
9 ГПП-ТП7 304,5 81 17,6 11,7 90 АСБГ(3×25)
10 ГПП-ТП16 1018,9 19,8 58,9 39,3 110 АСБГ(3×35)
11 ГПП-ТП13 1759,2 131 101,7 67,8 205 АСБГ(3×95)
12 ГПП-ТП14 582,3 61 33,7 22,5 90 АСБГ(3×25)
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
Продовження таблиці 5.2
13 ГПП-ТП15 1018,9 20,2 58,9 39,3 110 АСБГ(3×35)
14 ГПП-ТП11 1050,5 61 60,72 40,5 140 АСБГ(3×50)
15 ГПП-ТП12 890,3 201,2 51,5 34,3 110 АСБГ(3×35)
16 ГПП-ТП9 405,6 280,3 23,4 15,6 70 АСБГ(3×16)
17 ГПП-ТП10 1440,2 49,8 83,2 55,5 170 АСБГ(3×70)
де КУ10 – конденсаторна установка.
Виконаємо перевірку кабелю (на прикладі кабеля, що живить підстанцію
ТП-2) на допустимий струм в нормальному режимі роботи за виразом:
Іл Іт.д К1 К2, (5.5)
де К1 − поправочний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
в середовищі яких прокладено кабель; К1 = 1,05;
К2 − поправочний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів,
прокладених паралельно; К2 = 0,9
Іт.д − тривалий допустимий струм на 1 кабель в нормальних умовах, А.
Підставивши у співвідношення (5.5) відповідні значення отримаємо
41,23140 1,05 0,9;
41,23132,3.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом
2 Iл Iт.д К1 К2 К , (5.6)
3
де К3 − допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії; К3 = 1,25.
Підставивши у співвідношення (5.6) відповідні значення отримаємо
2 41,23140 1,05 0,9 1,25;
82,46165,4.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше 5% від Uн, і визначається за виразом [7]
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
U 3 І L (r cos x sin), (5.7)
л 0 0
де r0, x0 – відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км; для
кабеля АСБГ(3×50): r0 = 1,24 Ом/км, x0 = 0,1 Ом/км .
Значення величин cos, sin для відповідних кабельних ліній від
ГПП до цехових ТП знаходимо, наприклад для лінії ГПП−ТП2, за виразами
[10]
P 536,0
cos 0,75;
S 713,27
Q 470,6
sin 0,66.
S 713,27
Підставимо у вираз (5.7) відповідні значення, отримаємо величину
втрати напруги у лінії
U 3 41,230,1 (1,24 0,75 0,10,66) 7,104 В.
Втрата напруги в лінії не перевищує допустиму, оскільки виконується
умова
7,104 0,05×Uном =50.
Вибраний кабель повністю відповідає усім умова і режимам роботи.
Аналогічно виконуємо перевірку інших живлячих кабельних ліній.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
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 [2].
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.
Розрахунки режиму КЗ необхідні для вирішення таких завдань [7]:
– виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
– вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
– зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з’єднань СЕП;
– координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
– оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
– проектування заземлювальних пристроїв;
– визначення впливу струмів КЗ на лінії зв’язку;
– вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
– аналіз аварій в електроустановках;
– проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій
же послідовності.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Будемо проводити розрахунок відповідно до ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015.
Згідно з цією настановою параметри елементів схем заміщення можуть бути
визначені в іменованих одиницях, або у відносних одиницях з приведенням
значень параметрів розрахункових схем до вибраних базисних умов.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов. За базисні умови
приймаємо:
Рисунок 6.1 – Електрична схема та схема заміщення для розрахунку
струмів КЗ у високовольтній мережі
базисна потужність Sб = 100 МВА;
базисна напруга Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ;
базисний струм визначаємо за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
S
Iб
б .
3 Uб
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є [7]:
– номінальна напруга енергосистеми UC :
– довжина повітряної лінії lПЛ .
Відповідно отримаємо:
100
базисний струм І ступеня: I
б1 0,5 кА;
3 115
100
базисний струм ІІ ступеня: Iб2 5,5 кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях.
Реактивний опір системи хс (в.о.) визначаємо за формулою
S
x б , (6.1)
c
Sкз
де Sкз потужність, яку видає генератор в мережу при короткому замиканні,
МВА (Sкз = 2901 МВА – з вихідних даних до роботи).
Підставивши у формулу (6.1) відповідні значення, отримаємо опір
електричної системи (в.о.)
100
хc 0,034.
2901
Активний Rпл (в.о.) та реактивний хпл (в.о.) опір повітряної лінії 110 кВ
визначаємо за виразами:
S
Rпл r б
0пл lл ; (6.2)
U 2
б1
S
хпл х б
0пл lл , (6.3)
U 2
б1
де r0пл, x0пл − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0пл = 0,46 Ом/км, х0пл = 0,275 Ом/км [7];
lл − довжина лінії, км (довжина лінії lл = 7 км – з вихідних даних до
роботи).
Підставивши у формули (6.2) та (6.3) відповідні значення, отримаємо
активний та індуктивний опір повітряної лінії 110 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
100
Rпл 0,46 7,0 0,025;
1152
100
хпл 0,275 7,0 0,014.
1152
Реактивний опір трансформатора ГПП хтр визначаємо за формулою
U S
х к б , (6.4)
тp
100 Sн.mp
де Uк − напруга короткого замикання трансформатора, %; для трансформатора
ТДН−10000/115 У1 Uк = 10,5;
Sн.тр − номінальна потужність трансформатора – 10 МВА; фактичний
коефіцієнт трансформації
Uном В 115
n 10,5 .
Uном Н 11
Підставивши у формулу (6.4) відповідні значення, отримаємо
реактивний опір трансформатора ГПП, у відносних одиницях
10,5 100
хтp 1,55.
100 10
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть такого
переходу полягає в заміні окремих елементів схеми їх електричними
еквівалентами, що з’єднані у такій же послідовності.
Розрахунки проводять методом точного зведення у іменованих чи
відносних одиницях.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
Для найбільш характерних обраних точок КЗ Кі , ми розраховуємо
початкове значення Iп 0 періодичної складової струму КЗ та ударний струм iу
.
Розраховуючи ударний струм вважають (у наших розрахунках
використовуються позначення фізичних величин, прийнятих у цьому
нормативі) [7]:
1) ударний струм наступає через 0,01c після початку КЗ;
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t 0,01c
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
В практичних випадках найчастіше визначають не повний струм КЗ, а
тільки його складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час
вибору параметрів пристроїв РЗА та автоматики є початкове значення
періодичної складової струму КЗ. При виборі провідників та апаратів,
необхідно знати початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм, значення періодичної та аперіодичної складових для заданого моменту
часу і таке інше.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К1 ІкзК1 (кА) за
виразом
I
I б1 , (6.5)
кзК1
ZК1
де ZК1 повний опір лінії від джерела живлення до точки К1, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
2
ZК1 х 2
c хпл Rпл ;
2
ZК1 0,034 0,1 0,0252 0,05 Ом.
Підставивши у вираз (6.5) відповідні значення, ми отримаємо струм
короткого замикання в точці К1 (кА)
0,5
I
кзК1 10 кА.
0,05
Ударний струм в точці К1 іудК1 (кА) визначаємо за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
і 2 I (6.6)
удК1 кзК1 kудК1,
де kудК1 − ударний коефіцієнт в точці К1; визначається за формулою
R
3,14 пл
хcх
k пл
удК1 1 е ;
0,025
3,14
k 1 2,71 0,0340,1
удК1 1,3.
Підставивши у вираз (6.6) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К1
і
удК1 2 10 1,3 20 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К2 ІкзК2 (кА) за
виразом
I
I б2 , (6.7)
кзК2
ZК2
де ZК2 повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
2
ZК2 хс хпл хтр хш (Rпл Rшл)2 ;
2
ZК2 0,034 0,0141,55 0,21 (0,025 0,21)2 1,6 Ом.
Підставивши у формулу (6.7) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К2
5,5
IкзК2 3,4.
1,6
Ударний струм в точці К2 іудК2 визначаємо за виразом
і 2 I k (6.8)
удК2 кзК2 удК2;
де kудК2 − ударний коефіцієнт в точці К2; визначається за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
R R
3,14 пл шл
хсхплхтрх
k ш
удК2 1 е ;
0,0250,21
3,14
k 1 2,71 0,0340,0141,550,21
удК2 1,6.
Підставивши у формулу (6.8) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К2
іудК2 2 3,4 1,6 7,6 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К3 ІкзК3 за виразом
I
I б2 , (6.9)
кзК3
ZК3
де ZК3 повний опір лінії від джерела живлення до точки К3, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
Z (Х Х Х Х Х Х Х Х )2 (R R R R R R )2
К3 с пл тр ш авт ш авт1 л1 пл ш авт ш авт1 л1 ;
ZК3 (0,034 0,0141,55 0,21 0,13 0,21 0,17 0,082)2
(0,025 0,21 0,41 0,211,1 0,06)2 3,1.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К3
5,5
I
кзК3 1,8 кА.
3,1
Ударний струм в точці К3 іудК3 визначаємо за виразом
і 2 I k ; (6.10)
удК3 кзК3 удК3
де kудК3 − ударний коефіцієнт в точці К3; визначається за формулою
R
3,14 плRшRавтRшRавт1Rл1
Х
k 1 е сХплХтрХшХавтХшХавт1Хл1
удК3 ;
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
0,0250,210,410,211,10,061
3,14
k 1 2,71 0,0340,0141,550,210,130,210,170,082
удК3 1,12.
Далі підставимо у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К3
іудК3 2 1,8 1,12 2,84 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К4 ІкзК4 за виразом
I
I б2 , (6.11)
кзК4
ZК4
де ZК4 повний опір лінії від джерела живлення до точки К4, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
ZК4 (Х 2
с Хпл Хтр Хш Хавт Хш Хавт2 Хл2) (Rпл Rш Rавт Rш Rавт2 R 2
л2) ;
ZК4 (0,034 0,0141,55 0,21 0,13 0,21 0,17 0,07)2
(0,025 0,21 0,41 0,211,1 0,058)2 3,1.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К4
5,5
IкзК4 1,8 кА.
3,1
Ударний струм в точці К4 іудК4 визначаємо за виразом
і 2 I k ; (6.12)
удК4 кзК4 удК4
де kудК4 − ударний коефіцієнт в точці К4; визначається за виразом
RплRшRавтRшR R
3,14 авт 2 л 2
ХсХплХтрХшХавтХ Х Х
kудК4 1 е ш авт 2 л 2 ;
0,0240,210,410,211,10,058
3,14
k 1 2,71 0,0350,0141,550,210,130,210,170,07
удК4 1,14.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
Далі підставимо у вираз відповідні значення та розрахуємо величину
ударного струму в точці К4 х с
К1
іудК4 2 1,8 1,14 2,9 кАх. л
R л
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1. К1
х т р
Таблиця 6.1 − Струми короткого замиканняR в С ЕП
К2 тр
Точка к. з. К1 К2 K3 К4
х а в т
Z*к, в.о. 0,05 1,62 3,1 3,1
І R а в т
КЗ, кА 10,0 3,4 1,8 1,8
іуд, кА 20 7,6 х 2,84 2,9
ш
6.3 Розрахунок струму однофазного коротRкош г о замикання в мережі
К2
110 кВ
х а в т 1 х а в т 2
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у
відносних Ко3 д и ницях. ДКл4я р озрахунковRої а в т с 1 х е ми (риRсу ан в то 2 к 6.2), на якій
зображена точка А однофазного КЗ захми я 1к а н ня. Даліх яс 2 к л адаємо схему
заміщення (рис. 6.2) [7].
Для розрахунку струму однофазногоR зя а 1 м и кання наR з яе 2 м л ю приймаємо
електТр Пи ч1 н у схему тТр Па н2 с ф орматора 110/10 кВ і склаКд3 а є м о схему зКа4 м і щ ення
(рисунок 1.4) зі струмом КЗ в точці А. Т П 1 Т П 1
S А
к з
х с х л А х т р 1 х т р 2
Рисунок 6.2 − Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
х с 0 х л 0 А
х т р 1 0 х т р 2 0
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях. За базисні умови
приймаємо:
базисна потужність Sб = 100 МВАU; к 0
базисна напруга Uб1 = 115 кВ;
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Л 7и 2 с т Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Из м . Л и с т № д о к у м . По д п . Д а т а
Ко п и р о в а л Фо р м а т A4
Ин в . № п о д л . По д п . и д а т а Вз а м . и н в . № И н в . № д у б л . По д п . и д а т а
базисний струм визначаємо за формулою
S
I б . б
3 Uб
Відповідно:
100
базисний струм І ступеня: Iб1 0,5 кА;
3 115
На базі цих схем приводимо схему для визначення опору нульової
послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у відносних одиницях.
Рисунок 6.3 − Схема заміщення для розрахунку опору нульової
послідовності
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії х0 (в.о.)
визначаємо через опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n,
величина якого залежить від конструктивного виконання лінії за формулою
х0 n хпл; (6.13)
де n − коефіцієнт в залежності від типу монтажу лінії, для одноланцюгової
лінії зі сталевими тросами n = 3.
Підставивши у формулу (6.13) відповідні значення, отримаємо
індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії (в.о.)
х0 30,014 0,042.
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від
схеми з’єднання обмоток трансформатора − при схемі з’єднання зірка з
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
нульовим виводом − трикутник (рисунок 6.3) мають такі ж значення, як і для
прямої послідовності.
(1)
Потужність однофазного короткого замикання Sк (кВА) на шинах 110
кВ районної підстанції визначаємо через потужність трифазного КЗ за
формулою
S(1)
к k S(3)
к ; (6.14)
де k − коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 k 1,5, при КЗ у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ГПП), приймаємо k = 1,5.
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо
потужність однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ районної
підстанції
S(1)
к 1,5 2901 4351,5 кВА.
(1)
Струм однофазного КЗ Ік (кА) на шинах районної підстанції
визначаємо за виразом
(1) S(1)
I к , (6.14)
к
3 U1
де U1 − номінальна напруга на шинах заводської підстанції, кВ; U1 =110 кВ.
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ заводської підстанції
(1) 4351,5
Iк 22,86 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи хco (в.о.) визначаємо з виразу
І(1)
к 3 1
, (6.15)
Іб хс1 хс2 хсо
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
де хс1, хс2 − відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, в.о. Ці
опори визначаються з виразу хс1 хс2 хс , ( хс 0,034 – визначається раніше).
З виразу (6.15) знаходимо хсо (в.о.)
3 1 І 3 15,5
х б х 0,034 0,034 0,66.
с0 хс1 хс2; с0
І 22,51
к
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо сумарний опір схеми нульової
послідовності х0 (в.о.) для однофазного струму КЗ як паралельне з'єднання
двох віток
(хс0 хл0)(хтр10 хтр20)
х0 ;
(хс0 хл0) (хтр10 хтр20)
(0,66 0,22)(1,551,55)
х0 0,68.
(0,66 0,22) (1,551,55)
(1)
Струм однофазного КЗ ІкзА (кА) у віддаленій точці А визначаємо за
виразом
(1) 3 1 І
І б
кзА , (6.16)
хрез1 хрез2 х0
де хрез1 = хрез2 = хс1 + хл1 = 0,034 + 0,22 = 0,25.
Підставивши у формулу (6.16) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання у точці А
(1) 3 15,5
ІкзА 14,01 кА.
0,25 0,25 0,68
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ.
ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Вибір типу, потужності та інших параметрів головної понижуючої
підстанції (ГПП), а також її місцезнаходження повинні обумовлюватися
значеннями і характером навантаження та розміщенням їх на генплані
підприємства [4]. При цьому ми повинні враховувати в т.ч. архітектурно-
будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення технологічного обладнання,
умови навколишнього середовища, вимоги вибухо-пожежної та екологічної
безпеки [4]. Схеми електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним вимогам [4]:
– забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
– ураховувати перспективу розвитку;
– допускати можливість поетапного розширення;
– широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
– забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства та розмноження виводів для окремих груп споживачів.
ГПП бувають двох видів: тупикові та прохідні. Тупикові підстанції
передбачають дві незалежні лінії до кожного з трансформаторів від джерела
живлення (районної підстанції). Прохідні підстанції являють собою
підключення двох трансформаторів в розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина та розподільний пункт на 10 кВ [4, 7].
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
Також на підстанції є певний склад комутаційної апаратури високої
напруги. До такого складу відносяться роз’єднувачі з заземлюючими ножами,
високовольтні вимикачі, трансформатори струму та вимірювальні
трансформатори напруги, а також розрядники. Використання замість
високовольтних вимикачів струмовідокремлювачів та короткозамикачів, у
складі системи ВДКЗ є небажаним у зв’язку з їх нестійкою роботою в зимовий
період. Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами та високовольтним вимикачем.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими та
триобмотковими з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові
трансформатори потужністю 25, 40 і 63 МВА виконуються з розщепленою
вторинною обмоткою. Для трансформатора потужністю 25 МВА виводи
вторинних обмоток в більшості випадків перемикають. Для аналогічних
перемикань в трансформаторах 40 і 63 МВА необхідне економічне
обґрунтування.
Для підстанцій середніх та крупних підприємств основними
параметрами, що визначають конструктивне виконання елементів і побудову
високовольтної лінії напругою 35-220 кВ є: сполучення номінальних напруг,
кількості та потужності трансформаторів, схеми приєднання до мережі вищого
рівня та компенсація реактивної потужності.
Для обґрунтування вибору напруги зовнішньої мережі нашого
підприємства, ми скористаємося рекомендаціями, завдяки яким напруги
вибирають не на основі конкретного техніко-економічного розрахунку, а на
базі заздалегідь виконаного техніко-економічного аналізу приведених витрат
на зовнішнє електропостачання підприємств даного типу. У цьому випадку ми
не враховуємо деякі приватні чи місцеві фактори, однак виконання не
прив’язаних до конкретних умов рекомендацій забезпечує більш
перспективний розвиток електропостачання промислового району в цілому
[7].
Отже, проаналізувавши всі, вищевикладені умови, обираємо схему
живлення підприємства від РПС, без проміжної трансформації з урахуванням
наявності на ГПП вільної потужності на порівнюваних напругах.
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 [6].
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.
Вимикач вважається вибраним правильно, коли каталожні дані
перевищують чи дорівнюють розрахунковим. Аналогічно обираємо
роз’єднувач, за виключенням перевірки на допустимий струм відключення.
Реалізуємо вказаний алгоритм шляхом заповнення таблиць 7.1−7.3 і
порівнянням каталожних даних і розрахункових, тобто умови вибору апаратів
відповідно нашого розрахунку.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
Таблиця 7.1 – Вибір високовольтного вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах = 27,55 А Ін= 2000 А
іуд = 20 кА Iм.м.ск = 31,5 кА
Int = 10кА Iвідкл = 31,5 кА
В 2
к Іt tф 102 3 300 В І 2
к тер tтер 31,52 3 2977
де Iм.м.ск – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача на
проміжок часу tтер , с;
В – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
к
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ;
Iвідкл – струм спрацювання апаратів захисту, кА;
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
Приймаємо до установки вакуумний вимикач типу ВБП–110III–
31,5/2000 УХЛ.
Таблиця 7.2 – Вибір роз᾿єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах =27,55 А Ін= 1000 А
іуд = 20 кА Iм.м.ск = 80 кА
Int = 10 кА Iвідкл = 21,5 кА
Приймаємо до установки роз’єднувач типу РДЗ-2-110/1000 У1.
Таблиця 7.3 – Вибір трансформатора струму
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах =27,55 А Ін = 100 А
іуд = 20 кА Iм.м.ск = 42 кА
В І 2
к t tф 202 31200 Вк І 2 2
тер tтер 42 310584
Трансформатори струму перевіряємо додатково по вторинному
навантаженню. До трансформаторів струму на стороні 110 кВ підключаються
тільки амперметри у всіх трьох фазах. Вторинне навантаження амперметра
типу Э-350, Sприл= 0,5 ВА.
Номінальне навантаження для обраних трансформаторів струму
Sном 15 ВА r2ном 1,2 Ом .
Опір приладу r2прил
Sприб
r , (7.2)
2прил
І2
ном
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
0,5
r2прил 0,02 Ом.
52
Опір з’єднувальних проводів rпров
S2Н I2
2Н (rприл rк )
r . (7.3)
пров
I2
2Н
S I2 2
2Н 2Н rприл+ rк 15 5 (0,02 0,1)
rпров 1,8 Ом.
I2 52
2Н
де 0,1 – опір контактних з’єднань, Ом.
Переріз з’єднувальних проводів (алюмінієвих) при довжині 7 м і
з’єднанні вторинних обмоток трансформаторів струму в повну зірку
ρ l
Fпр , 7.4
rприл
0,02 7 2
Fпр 0,28 мм
0,5
Приймаємо відповідно до вимог ПУЕ, контрольний кабель з мідними и
жилами перерізом 2
1,5 мм , марки МКЕШ (екранований). Приймаємо до
установки трансформатор струму типу ТФЗМ-110Б-1У1. Для захисту від
грозових та комутаційних перенапруг приймаємо до установки розрядник типу
РВС-110.
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі напругою 10 кВ є ввідні та
секційні вимикачі. Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів
мережі живлення.
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу
ВН, ВНП та інші сучасні.
Результати вибору ввідного вимикача зводимо в таблицю 7.4, а
секційного вимикача – в таблицю 7.5.
Обираємо по каталогу високовольтної апаратури для установки на
вводах від силового трансформатора в ЗРУ-10 кВ вакумні вимикачі.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
Максимальний розрахунковий струм навантаження на стороні 10 кВ силового
трансформатора ТДН-10000/115 У1становить, А
Sроз
Ір10 = , 7.5
3 × Uн
11592,9
Imax(ввід) 609,2 А.
3 11
Таблиця 7.4 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =609,2А Ін = 630 А
іуд = 7,6 кА Iм.м.ск = 52 кА
Int= 3,4 кА Iвідкл = 20 кА
В І 2
к t tф 3,42 0,151,73 2 2
Вк І
тер tтер 52 0,15 405,6
Приймаємо до встановлення вакуумний вимикач типу ВВЭ-10-20/630.
Таблиця 7.5 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =304,8 А Ін= 630 А
іуд = 7,6 кА Iм.м.ск = 52 кА
Int=3,4кА Iвідкл = 20 кА
В І 2 t 3,42 3 34,7 В І 2 2
к t ф к тер tтер 52 38112
Sроз / 2
Ір10 = , 7.6
3 × Uн
11592,9 / 2
I
р10 304,6 А.
3 11
Приймаємо до установки вакуумний вимикач навантаження ВВЭ-10-
20/630У3 (рис. 7.5).
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (пункти 1.6.6 – 1.6.8), вибирають
за номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряють на термічну
стійкість при короткому замиканні. Попередньо обираємо трансформатор
струму напругою 10 кВ типу ТОЛ-10 (800/5).
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
Результати вибору трансформатора струму, що розташований у
ввідному колі приведено в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 − Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =609,6 А Ін =800 А
іуд = 3,4 кА Iм.м.ск = 70 кА
Вк І 2 2
t tф 3,4 2 23,12 B 2 2
к=І t tт.с 70 1 4900
Трансформатори струму перевіряємо по вторинному навантаженню.
Для обраних трансформаторів струму номінальне навантаження вторинної
обмотки при cos = 0,8 і класу точності 0,5 складає Sном 20 ВА , r2ном 0,8
Ом Номінальний струм вторинної обмотки I 5А. До трансформаторів
2H
струму встановлених на вводах 10 кВ від силових трансформаторів,
підключаються амперметр, ватметр, варметр, лічильники активної і реактивної
енергії. Відповідні дані наводяться у таблиці 7.7.
Таблиця 7.7 – Розрахунок вторинного навантаження трансформаторів
струму
Навантаження фази, ВА
Прилад тип
А С
Амперметр Э-365 0,5 -
Ватметр Д-335 0,5 0,5
Варметр Д-335 0,5 0,5
Лічильник активної енергії СА3-И680 2,5 2,5
Лічильник реактивної енергії СР4-И689 2,5 2,5
Всього: 6,5 6,0
Найбільш завантажений трансформатор фази А Sприл 6,5 ВА .
Загальний опір струмових котушок приладів
Sприл 6,5
rприл 0,26 Ом,
І 2 2
2 5
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильник активної та
реактивної енергії та ні.), Sприл 6,5 ВА ,
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
S2 Н I 2
2 Н ( rприл rк )
rпров . (7.7)
I 2
2 Н
6,5 52 (0,26 0,1)
rпров 0,06 Ом.
52
Переріз з’єднувальних провідників при з’єднанні вторинних обмоток
трансформаторів струму в неповну зірку і довжині провідників l=7м
ρ l
Fпр , 7.8
rприл
0,02 7 2
Fпр 2,33 мм .
0,06
Приймаємо згідно ПУЕ, контрольний кабель з алюмінієвими жилами
2
перерізом 2,5 мм
rпров.ф rприл rн 0,6;
0,06+0,26˂0,6.
Приймаємо до встановлення шинні трансформатори струму типу ТПЛ-
10, 300/5.
Оскільки умова виконується, то обраний трансформатор струму
забезпечить допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір трансформаторів напруги в мережі 10 кВ виконуємо згідно ПУЕ
(пункт 1.6.9) [1]. Для цього виконуємо розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора. Розрахунок виконаємо в таблиці 7.8.
Згідно з розрахунковим навантаженням трансформатора, що дорівнює
Sф = 472 ВА, вибираємо трансформатор напруги типу НТМИ-10-66 УЗ
потужністю Sн = 500 ВА. Оскільки номінальна потужність трансформатора
більша розрахункової потужності навантаження, то трансформатор буде
працювати в класі точності 0,5 з допустимою похибкою.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
Таблиця 7.8 − Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
споживається
Прилад Тип
Р,
Q, вар S, ВА
Вт
Вольтметр Э-335 2,0 1 1 0 1 2,0 − 2,0
Лічильник
активної СА-И670М 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
енергії (ввід)
Лічильник
реактивної СР-И676 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
енергії (ввід)
Лічильник
Активної
СА-И670М 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7
енергії
(лінії 10 кВ)
Лічильник
реактивної
СР-И676 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7
енергії
(лінії 10 кВ)
Всього 180 436,8 472,8
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10.
Розрахунок навантаження основної обмотки трансформатора
виконаємо в таблиці 7.9.
Таблиця 7.9 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
cosφ споживається
Прилад Тип Кількість
tgφ P, Q, S,
Вт вар ВА
Вольтметр
Э-377 1 0,36 0,016 0,024 0,028
Лічильник
СО-И466 2 0,55 0,032 0,037 0,048
Всього:
- - - 0,048 0,061 0,077
Оскільки, номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в
класі точності 0,5 S2H 120 ВА більше Sф 0,077 ВА, то він буде працювати
з допустимою похибкою.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
Споживана
потужність однієї
котушки, Вт
Кількість
котушок, шт
cosφ
sinφ
Число
приладів, шт
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ.
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання визначаємо за формулою
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо
за виразом
Іt tф
Fmin , 7.9
С
де tф – фіктивний термін дії струмів к.з., А;
Іt – струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А c2 /мм2 [7]; для
алюмінієвого кабелю 10 кВ С=83.
Для прикладу розрахуємо величину мінімального перерізу кабелю для
лінії, що живить ТП-4
2900 0,2
Fmin = 30,7мм2,
83
фіктивний термін дії КЗ можна визначити по виразу
tф tзах tвідкл , 7.10
де t – тривалість дії захисту, с;
зах
t – тривалість дії вимикача апаратури, с.
відкл
tф 0,08 0,12 0,02.
2
Лінія ГПП – ТП4 виконана кабелем перерізом F = 50 мм . Цей переріз
більший за допустимий, тому він повністю задовольняє умовам термічної
стійкості під час дії ударних струмів КЗ.
Аналогічно виконуємо перевірку інших високовольтних кабелів, що
використовується для розподілу електричної енергії по території заводу.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1кВ,
з якої найбільш поширена − напруга 380В.
Вибір вибір конкретної схеми та конструктивне виконання цехової
мережі залежить від таких чинників:
− факторів, як вимоги до надійності електропостачання і резервування
− режими роботи електроприймачів,
− розміщення їх по території цеху,
− номінальний струм та напруги.
Також суттєве значення має мікроклімат виробничих приміщень.
Класифікація приміщень приведена в гл. 1.1 ПУЕ [1].
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняють за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: виконані оголеними
проводами і шинами ( повітряні лінії і струмопроводи) і виконані кабелями і
ізольованими проводами (електропроводки).
Кабельні лінії – найбільш поширені елементи цехової електричної
мережі, оскільки застосування ПЛ обмежується для живлення окремих
споживачів невеликої потужності і в якості мереж зовнішнього освітлення
У цеховій мережі використовуються шино проводи різного призначення
та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами, кожен вид має свою доцільну область застосування.
Радіальна схема конструктивно виконується по чотирьохступінчатому
принципу (рис. 8.1) [6], а саме: енергія від розподільчого пристрою 0,4 кВ
через живлячі кабелі типу АВВГ і ААШв передається до розподільчих щитів
типу ПР11. Мережа від розподільчих щитів виконується проводом АПВ, який
прокладено в трубах, чи кабелем АВВГ, який прокладено на кабельних
конструкціях. В якості захисних апаратів застосовуються автоматичні
вимикачі з комбінованим розчіплювачем: тепловий розчіплював виконує
захист мережі від перевантажень електромагнітний – від струмів К.З. Умови
прокладання живлячих провідників регламентуються ПУЕ розд. 2 [1].
Що ж до радіальної схеми, то вона має має деякі переваги перед
магістральною, а саме:
− високу і простоту в експлуатації і обслуговуванні;
− безпеки і надійність роботи;
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
− при КЗ припиняють роботу один або декілька електроприймачів,
підключених до ушкодженої лінії, решта продовжують роботу.
Усі споживачі можуть позбутися живлення тільки при пошкодженні на
шинах ТП, що є мало ймовірним, із-за достатньої надійності конструкції шаф
комплектної трансформаторної підстанції.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
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.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії (рис. 8.2)
забезпечують споживачам під’єднання до любої точки магістралі. Магістралі
можуть поєднуватись до РЩ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
Рисунок 8.2 – Магістральна схема цехової електричної мережі
1 – магістральний шинопровід, 2 – розподільчий шинопровід,
3 − електроприймачі
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовується шинопроводи, кабелі і проводи.
Як правило, у чистому вигляді радіальні або магістральні схеми
застосовуються рідко, зазвичай, на практиці більше розповсюджені змішані
схеми.
До переваг магістральних схем можна віднести:
− спрощення РУ підстанцій;
− висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами.
Магістральна схема є не такою надійною, ніж радіальна, оскільки при
зникненні напруги на магістралі всі приєднані до неї споживачі втрачають
живлення. Застосування ж шинопроводів призведе до збільшення витрат
провідникового матеріалу. В залежності від характеру продукції
підприємства, територіального розміщення електроспоживачів і умов
навколишнього середовища, силові мережі можуть виконуватися по змішаній
схемі розподілу енергії.
У цехах з декількома ТП для підвищення надійності електропостачання
магістральні мережі живляться від декількох підстанцій та секціонуються
нормально відключеними автоматичними вимикачами, що показано на
рисунку 8.3.
Рисунок 8.3 – Магістральна схема цехової електричної мережі з
резервуванням магістралей
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способу її виконання
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ [1].
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження, та
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
його розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та
конструкції цехової електромережі.
Враховуючи ступінь надійності електрозабезпечення відповідальних
споживачів, а також характер роботи використовуваного допоміжного
обладнання та конструктивні особливості приміщення, тому в нашому проекті
приймаємо радіальну схему живлення споживачів цеху.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частин [8].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує
утомлюваність робітників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму.
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частини [3, 4, 6, 7].
В даній частині роботи вирішуються такі завдання: обираються типи
джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок [3].
Електрична частина включає в собі визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі
[7].
Першим етапом проектування системи освітлення є його аналіз,
необхідний для повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому етапі
обирається вид і система освітлення [3].
Норми освітлення побудовані на основі класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, що розрізняються в залежності від
розряду робіт, що виконуються, коректуються рівні освітленості, якісні
показники освітлювальних установок, до яких відноситься показник
засліпленості, пульсації освітлюваності, кольоропередача, нерівномірність
розподілу освітленості [3].
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників [3].
При проектуванні освітлювальної частини необхідно також врахувати
умови експлуатації освітлювальної установки [3].
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване,
коли до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильного вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлювального приміщення [8]. Освітлення з
рівномірним розміщенням світильників застосовують, якщо у виробничих
приміщеннях виробниче устаткування розміщене рівномірно по всій площі з
однаковими умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне
освітлення. Якщо у приміщенні є робочі поверхні, що вимагають різних умов
освітлення, то для створення на них необхідної освітленості необхідно
світильники розміщувати локалізовано в залежності від розміщення робочих
поверхонь або виробничого устаткування [3, 7].
Локалізоване освітлення необхідно передбачити в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням, у приміщеннях, де робочі місця
розміщені групами, зосереджені на окремих дільницях, а також у
приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються роботи різної точності,
що вимагають не однакових рівнів освітленості [3].
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають
високого рівня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють
світильники загального освітлення при комбінованій системі, має становити
10 % від нормативної для комбінованого освітлення. Використання в
приміщенні тільки місцевого освітлення нормами заборонено.
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне, спеціальне (чергове), охоронне, вказівне [3].
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість [3].
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні
робочого освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале
порушення виробничого процесу, а також порушення роботи відповідних
об’єктів (водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости) [3].
Це освітлення називають аварійним освітленням для продовження
роботи, воно має створювати на робочих місцях не менше 5 % нормованого
робочого освітлення при системі загального освітлення, але не менше як 2 Лк
[3].
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
8.2.2 Розрахунок освітленості
Спеціальних вимог до якості освітлення не ставиться. Розряд і під
розряд зорової роботи ІІв+1, показник засліпленості Р=20, коефіцієнт
пульсації – Кп=20% [3].
Приміщення закрите опалюване умови нормальні, відносна вологість
не вище 60%. Стіни пофарбовані світлою водно-дисперсною фарбою,
поштукатурені, перекриття білою фарбою. Виходячи з особливостей
будівельних конструкцій і умов середовища, визначаємо коефіцієнти відбиття
світла [3].
При розрахункові приймаємо наступні габаритні розміри цеху:
− висота Н=8 м,
− довжина А=87 м,
− ширина В=50 м,
Для даного приміщення приймаємо згідно [3]:
− коефіцієнт відбиття від стелі п 50%;
− коефіцієнт відбиття від стін с 10%;
− коефіцієнт відбиття від робочої поверхні р.п 10%;
− розряд зорової роботи − вищої точності.
Для роботи даного цеху з технологічними установками та верстатами
визначаємо мінімальну освітленість загального освітленя Ен = 200 лк [3].
Враховуючи висоту приміщення Н = 8 м обираємо для освітлення
світильники з лампами газорозрядного типу.
Для освітлення приміщення можливо використання світильників з
кривими сили світла різних типів. Для даного приміщення обираємо
світильники з типовою кривою сили світла типу Д.
Визначаємо висоту підвісу світильника над робочою поверхнею по
виразу
Hp H hp hc 810,5 6,5 м;
де Н − висота приміщення, Н = 8 м; hр − висота розташування робочої
поверхні від рівня підлоги, приймаємо hp = 1 м (рекомендовано hp = 0,8÷1,2 м);
hc − відстань від стелі до світильника, приймаємо hp = 0,5 м (рекомендовано
для світильників з лампами обраного типу, hс = 0,5).
Розраховуємо індекс приміщення за виразом
A B 87 50
i 4,88.
Hp A B 6,5 87 50
Розраховуємо світильник з КСС типу Д, для якого приймаємо [3]
L
значення відносної відстані 1,6.
Нр
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
Знаючи висоту підвісу світильника над робочою поверхнею Нр = 6,5 м і
величину відносної відстані 1,6 , розраховуємо відстань між світильниками
L
L Hp 1,6 6,510,4м.
Визначимо кількість рядів світильників при відстані між рядами
LB = L = 10,4 м і ширині приміщення В = 50м
.
В 50
пс.р. 4,8.
L 10,4
Приймаємо найближче більше ціле значення пр = 5.
Визначимо кількість світильників у ряді при відстані між світильниками
LА = L = 10,4 м і довжині приміщення А = 87 м
А 87
пр 8,4.
LА 10,4
приймаємо найближче більше ціле значення пс.р = 9.
Загальна кількість світильників
псв пр пс.р. 9 5 45
Для світильника з КСС типу Д, приміщення з індексом і = 4,93 та
коефіцієнтами відбиття ρп = 50%, ρс = 30%, ρр = 10% визначаємо коефіцієнт
використання світлового потоку ηв =76%.
Визначаємо потрібний світловий потік лампи по виразу
100 Е А В z k 100 200 87 50 1,11,3
ФП н з 36377,2 лм,
n в 45 76
де Ен − значення освітленості, що рекомендується, Ен = 200 лк; z − коефіцієнт
нерівномірності освітлення z = 1,1 [7]; kз − коефіцієнт запасу лампи, що
враховує забруднення і старіння лампи в процесі експлуатації kз = 1,3 − для
ламп газорозрядних [7]; ηв − коефіцієнт використання світлового потоку
лампи, що враховує тип світильника, коефіцієнти відбиття стелі ρп, стін ρс,
робочої поверхні ρр й індекс i приміщення, ηв = 76%; п − кількість
світильників, п = 45.
Виходячи з умови 0,9 ФП Ф 1,2 Ф , обираємо
св П
електролюмінісцентні лампи підвищеної ефективності зі світловим потоком
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
до Фл = 45000 лм і потужністю Рл = 270 Вт, та світильник з КСС типу Д та
ККД св 0,75 [7, 8]
.
32739,5 450000,75 43652,6;
32739,5 33750 43652,6.
Вказана умова виконується.
Далі визначаємо сумарну потрібну потужність освітлювальної
установки по виразу
Рос Рсв n 2704512,15 кВт.
Для освітлювальних установок подібного типу приймаємо tgφ=1,73.
Сумарна реактивна потужність освітлювальних установок буде дорівнювати
Qос Pa tg 12,15 1,73 21,02 квар.
Отримані результати добре узгоджуються з раніше отриманими
результатами попередніх розрахунків, що проводилися у п. 2.3.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до «Правил будови електроустановок», а також [3, 6] для
живлення світильників загального освітлення повинна застосовуватись
напруга не вище 0,4/0,23 кВ змінного струму при заземленій нейтралі і не
вище 230 В змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах постійного
струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 230В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти
їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних, при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті не менш 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника, що виключає доступ до ламп
без застосування інструмента, використовується напруга не вище 42 В.
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 133-230 В
допускається встановлювати на висоті менше 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 0,4 кВ, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 0,4 кВ, у тому
числі фазна напруга системи 0,69/0,4 кВ з заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов [7]:
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
− введення у світильник чи ПРА має виконуватись проводом або
кабелем з мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не менше
ніж 660В;
− заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних
проводів різних фаз системи 0,69/0,4 кВ;
− нанесення на світильник відміткового знаку з вказівкою
застосовуваної напруги «0,4 кВ» 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
0,4/0,23 кВ, крім світильників, які встановлюються у приміщеннях без
підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 230 В у приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до
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) [7].
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах –
не вище 12 В [6].
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
− необхідний рівень надійності живлення;
− регламентовані рівнів 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)/0,4 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 0,4/0,23 кВ
В або 230/133 В неприпустима для освітлювальної установки за умовами
безпеки [6, 8].
В освітлювальних мережах розрізняють живлячі і групові лінії. Живляча
лінія з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення. Групові
лінії служать для приєднання світильників до групових щитків [3, 7].
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту
на кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ [1], струм захисних
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
апаратів на групових лініях не повинен 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 повинен 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.
У конструктивному виконанні живлячі лінії виконуються
чотирипровідними 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 0,4/0,23 кВ складає 80 м, для системи напруг 230/133 В – 60
м, довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.2). 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
розподільчих пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані
схеми одержали найбільше поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.2 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.3).
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
Рисунок 8.3 – Схема живлення освітлювальної установки від
однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного освітлення
Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення варто
передбачити можливість його підключення до найбільш близько
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної перемички.
При двотрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до
трансформатора робочого освітлення (рис. 8.4).
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанції
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 [3, 6, 7].
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом
n
Рроз кп Рном ,
і
i1
де кп – коефіцієнт попиту;
n
Р – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
номі
i1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати
n
Рроз кп кдод Рном ,
і
i1
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.
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.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим
струмом навантаження. Провідники освітлювальної мережі повинні
задовольняти вимоги у відношенні гранично допустимого нагрівання при
нормальних режимах роботи. Нагрівання провідників викликається
проходженням по них електричного струму. Межі нагрівання суворо
нормується ПУЕ [1], при цьому кожному перерізу проводу або кабелю в
залежності від його конструкції і роду прокладання відповідає допустимий
нормований струм (Ідоп, А). У такий спосіб у практичних розрахунках
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
користуються готовими таблицями довгостроково допустимих навантажень,
регламентованих ПУЕ [1] і нормативами наприклад [7] .
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
0 0
повітря і землі, що складають відповідно +25 С та +15 С, при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ [1].
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп Іроз , (8.1)
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами [7]:
− для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Р 3
роз 10
Іроз ;
Uф cos
− для двофазних трипровідних мереж (2ф + N)
Р 3
роз 10
Іроз ;
2 Uф cos
− для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N)
Pроз 103 P 3
роз 10
I ,
pоз
3 Uл cos 3 Uф cos
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф , Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, cos 0,5.
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп газорозрядного типу 20
шт., приймаємо симетричне розподілення ламп.
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді
трифазних чотири провідних мереж (3ф+N).
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних
щитків робочого освітлення при обраній схемі визначається за
співвідношенням
Рроз 103
12,15 103
І 18,2А. роз
3 Uф cos 3 230 0,98
По отриманим даним вибираємо алюмінієвий чотирьохжильний кабель
типу АВВГ (4×16) з допустимим струмом на повітрі − 70 А [7].
Потужність аварійного освітлення згідно ПУЕ становить 10% від
загального, розрахунковий струм дорівнює Іроз. = 2 А, обираємо алюмінієвий
чотирижильний кабель типу АВВГ (4×2,5) з допустимим струмом 19 А [7].
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги. Даний
метод розрахунку передбачає забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла.
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 [3].
Відповідно до [7] напруга в найбільш віддалених лампах внутрішнього
освітлення промислових підприємств і суспільних будинків, а також
прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча
97,5 % Uном , а в найбільш віддалених лампах освітлення житлових будинків,
аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного світильниками, – не нижча
95 % Uном . У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10 % Uном ,
якщо рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга в ламп не
повинна перевищувати 105 % Uном .
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % Uном , при інших лампах – не нижчою 88 % Uном
[2].
Величина припустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення (трансформатора) до найбільш віддаленої лампи складає
Uм Uхх Uтр Umin ,
де Uм – припустима втрата напруги в мережі;
Uхх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5 % вища за номінальну);
Uтр – втрата напруги в трансформаторі;
Umin – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
Розрахунок припустимої величини втрати напруги в освітлювальній
мережі в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися й
в іменованих величинах (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається виразом
Uтр Ua cosUp sin ,
де Ua , Up – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора Uкз , % ;
cos – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
– коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги КЗ трансформатора (%)
визначаються виразами
100 P
Ua
кз ;
Sном.тр
Up U 2 2 ,
кз Ua
де Ркз – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
Sном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Для трансформаторів, що випускаються серійно, значення Sном.тр , Ркз , Uкз
вказуються в каталогах на трансформатори.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників [7].
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом
M
U ,
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм;
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника (дивись таблицю 1.4), С = 46;
2
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, (F = 16мм ).
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Напруга Коефіцієнт С для
мережі, Система мережі і роду струму провідників
В мідних алюмінієвих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або постійного
220 12,8 7,7
струму
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
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями (за аналогією з механікою). Наприклад, для схем 1 і 2
(рис. 8.5) моменти відповідно складають:
M M P L P
1 L P , 2 1 1 2 L1 L2 P3 L1 L2 L3
Рисунок 8.5 – Схеми підключення світильників
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
Для ділянки 1 (рисунок 4.8) − від шин РУНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху
М1 Р1 L1,
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
де Р1=1/4·Рроз. ос потужність групового щитка робочого освітлення, L1= 15 м –
відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення
1
М1 12,4 15 46,5 кВт×м.
4
Для ділянки 2 рисунок (4.8) – від шин РУНН підстанції до найбільш
віддалених світильників
М2 Р1 L1 Р2 (L1 L2) ,
1 12,4
де Р1 Pроз.ос , Р1 3,1 кВт, L0 = 60 м − відстань від ТП до останньої
4 4
освітлювальної магістралі, L = 30 м − довжина магістралі,
Рроз.ос 12,4
Р 0,31 кВт. Тоді М2 3,160 0,31 (6015) 209,3 кВт×м.
2
40 40
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної ділянки окремо.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом
M
U .
C F
46,5
Для першої ділянки − U1 0,06 ; а для другої −
46 16
209,3
U2 0,3%.
46 16
Таким чином, вимоги до напруги в най більш віддалених лампах
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства − має бути не
нижче 97,5 % Uном − виконується зі значним запасом.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цеху
електричної мережі, номінальна напруга мережі, результати розрахунку
навантажень.
Для мереж наругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицями наведеними у
ПУЕ [1]. Відповідно до цього повинна виконуватися умова
Іроз. ІДОП , ,
де ІДОП − допустимий тривалий струм лінії живлення для даного перерізу
згідно з ПУЕ [1].
Після розрахунку струмів КЗ та вибору автоматичних вимикачів, РП
перевіряють за номінальним струмом автоматичних вимикачів, струмів
теплових розчіплювачів, що захищають приєднані електроспоживачі.
Перевірці на економічну густину струму згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
− мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000-5000 год;
− відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
− збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і
закритих розподільчих установок всіх напруг;
− мережі тимчасових споруд а також пристрої з терміном служби 3-5
років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
− вибір по умовам теплового нагріву;
− по їх пропускній спроможності і умовам захисту;
− термічну стійкість до струмів короткого замикання;
− втрати напруги;
− механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
2
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S>35 мм і стальних
2
S>25 мм .
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової
мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз
провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних
реж имів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і
коротких замикань.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі [7].
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно та узгоджуються між собою.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок [7].
Необхідно враховувати [7], 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).
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 гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі [7]. 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 різких
піках навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
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 [7].
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості [7].
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа
провідників. У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений
нейтральний провідник не враховується. В цьому випадку допустиме
навантаження чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з
тим же перерізом фазних провідників. Чотири- і п’ятижильні кабелі можуть
мати більше допустиме струмове навантаження, якщо навантажені тільки три
фазні проводи.
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або
декількох фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників
вибирається по найбільш навантаженому проводу [7].
Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів
кола Необхідність введення поправочних коефіцієнтів для струмів може бути
наслідком наявності істотних струмів вищих гармонік в трифазному колі.
Якщо гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник
вибирається перерізом не нижче фазного [6].
Оскільки струм в нейтральному провіднику визначається струмами
фазних провідників, то струми вищих гармонік в ньому взаємно не
компенсується. Найбільш значущою з гармонік є третя гармоніка. Діюче
значення струму третьої гармоніки в нейтральному проводі може
перевищувати діюче значення струму промислової частоти в фазних
провідниках [6, 7].
У цьому випадку струм в нейтральному провіднику є визначальним при
розрахунках допустимого струмового навантаження кола. Вплив гармонік
враховується поправочними коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що
наведені в МЕК 60364-5-52:2009 «Електроустановки низьковольтні. Частина
5-52. Вибір і монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для
збалансованої трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується,
якщо в трифазній системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм
вищих гармонік в нейтральному провіднику буде визначатися струмом
дисбалансу. Така ситуація призведе до перевантаження нейтрального
провідника.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники [7].
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки. Якщо
очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони
становлять понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений.
Якщо дисбаланс між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то
поправочний коефіцієнт може бути зменшений. Розрахунковий поправочний
коефіцієнт для визначення допустимого струмового навантаження для кабелів
з трьома робочими провідниками приймається, як для кабелю з чотирма
робочими провідниками, у якого струм в четвертому проводі викликаний
гармоніками. Поправочні коефіцієнти також враховують фактор нагріву
фазних провідників струмами гармонік [7].
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище, ніж
фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику.
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то
необхідно зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих
провідників.
Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного
струму і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три
фазних провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення
тепловиділення фазними провідниками компенсує тепловиділення
нейтрального провідника в такій мірі, що немає необхідності застосовувати
інші поправочні коефіцієнти щодо трьох робочих провідників.
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у
наступних випадках [7]:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі
поперечного перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа
поперечного перерізу нейтрального провідника може бути нижче площі
поперечного перерізу лінійних провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо
виконуються одночасно такі умови [7]:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш
16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників
[1].
Спочатку проведемо розрахунок та вибір елементів схеми на стороні
10 кВ цехової мережі
Sн.т.р 630
Ip = = =36,4А,
3 U 1,73 10
н
де Uн = 10 кВ; Sн.т.р – номінальна потужність силового трансформатора.
Вибираємо високовольтний запобіжник з умови U≥Uр
Iп.в. ≥2÷3 Iр, Iп.в. ≥2∙36,4= 72,8 А;
Iп.в. ≥3 Iр, Iп.в.=3∙36,41=109,23 А.
Вибираємо ПКТ 103-10-100-20У3, для якого:
Uн=10 кВ; Uм=12 кВ; Iн=100 А; Iн відкл=12,5 кА; m=5 кг.
Вибираємо вимикач навантаження з умов:
Iн.в. ≥ Iр, Uн.в. . ≥ Uр.в.
Вибираємо камеру збірну односторонню КСО 306-04063 (Uн=10кВ,
Ін=630А), в яку вбудовано вимикач ВНПР 10/630-20Зп (Вимикач
навантаження автогазовий Iн.в.=630А, Uн.в.=10кВ) і запобіжник ПКТ 103-10-
100-20У3
Вибір перерізу живлячого провідника виконується з умови
Fмін= Iр/jе ,
2
де jе= 1,4 А/мм .
Переріз кабелю приймається найближчий до стандартного, в залежності
від способу прокладання [1, 13] з умов:
2
Iт.д. ≥Iз × Кз; Iз= Iп.в; Кз=1,2 для 10 кВ; Fмін=36,41/1,4=26,0 мм ;
Iт.д. ≥100∙1,2; Iт.д. ≥120 А.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
Вибираємо кабель з алюмінієвими жилами, прокладений в повітрі
ААШВ 3×70, для якого − Iт.д=161 А.
За розрахунковий струм споживачів 0,4 кВ приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Imax Ipоз , обчислене за
формулою
P
I ном
pоз = , (8.2)
3 Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,4 кВ – номінальна напруга споживача (напруга цехової мережі).
Умовами вибору ліній живлення [1] э виконання у мови
Іроз. КУ.П ІН.ДОП.Л ,
де ІН.ДОП.Л − допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
КУ.П – коефіцієнт, що враховує умови прокладання кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ 3[1].
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправочного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
ІН.ДОП.Л Ітах 1,25 Ір .
Переріз провідників живлення однофазних споживачів обираємо
відповідно розрахунковому струму за виразом
P
I ном
pоз(однофаз) = ,
Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,4 кВ або 0,23 кВ – номінальна напруга споживача, лінійна чи фазна
відповідно.
Керуючись вказаними вимогами проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.3.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Р , І , І , I ,
Споживач ном cosφ р max Н . ДОП .Л Марка
кВт А А А
Свердлильний верстат 12 0,85 20,4 23,6 27 АВВГ(4×4)
Фрезерний верстат 19 0,85 32,3 39,1 42 АВВГ(3×10)+(1×6)
Пресовочна машина 15 0,85 25,5 32,1 42 АВВГ(3×10)+(1×6)
1; 2
Зварювальні автомати 29,6 0,5 148 188,2 271 АВВГ(3×95)+(1×50)
Токарний верстат 11 0,85 18,7 23,4 27 АВВГ(4×4)
1
Установка гальванізації 2,4 0,85 12,3 16,4 32 АВВГ(3×6)+(1×4)
Заточний верстат 7,4 0,85 12,6 16,9 32 АВВГ(3×6)+(1×4)
Прес штамповочний 22 0,85 37,4 46,8 60 АВВГ(3×16)+(1×10)
Електроножиці 5,6 0,85 9,5 12,4 19 АВВГ(4×2,5)
Підйомний механізм 13,1 0,7 27,0 37,3 42 АВВГ(3×10)+(1×6)
Гибочний верстат 2,3 0,7 4,8 6,1 19 АВВГ(4×2,5)
Пристрій індукційного
32,2 0,95 48,9 64,3 145 АВВГ(3×50)+(1×25)
закалювання
Вентилятори 3 0,8 5,1 7,2 19 АВВГ(4×2,5)
1 2
Примітка: − однофазні споживачі; − переріз живлячого кабелю вибираємо по
величині струму найбільш завантаженої фази.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); сумарного струму Іроз.РП
споживачів, що приєднані до РП, який визначається за виразом
І роз.РП ІН КП ,
де КП − коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку КП обираємо з [7].
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
І роз.РП ІН . ДОП ,
Таблиця 8.4 − Вибір перерізу ввідних кабелів
Назва розподільчого пункту І р.РП , А IН . ДОП , А Марка кабеля
РП1 139,2 180 ВВГ(3х70)+(1х35)
РП2 145,8 220 ВВГ(3х95)+(1х70)
РП3 61,9 145 ВВГ(3х50)+(1х25)
РП4 178,1 220 ВВГ(3х95)+(1х70)
РП5 216,8 290 2хВВГ(3х50)+(1х25)
РП6 184,8 220 ВВГ(3х95)+(1х70)
КУ 151,9 220 ВВГ(3х95)+(1х70)
ЩО 37,6 70 АВВГ(4×16)
ЩАО 4 19 АВВГ(4×2,5)
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
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 1.312 - 1.2.15 і 1.3.22 ПУЕ [1], застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл. 1.3.3 ПУЕ [1].
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3 ПУЕ [1].
В умовах після аварійного 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 після аварійний струм не перевищує
Іроз. РП.
Далі розрахуємо струм, який буде проходити через секційний
автоматичний вимикач, визначаємо із умови
0,5Sм(ІІ) 0,5616,2
Iр.с.в= = =445,2А.
3 Uн 3 0,4
Обираємо для встановлення автоматичний вимикач ВА88-40 800/630,
для якого Uн=0,4 кВ, Ін=630А.
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 1.312 – 1.2.15 і 1.3.22 ПУЕ [1], застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл. 1.3.3 ПУЕ [1].
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3 ПУЕ.
В умовах після аварійного 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 після аварійний струм не
перевищує Іроз.РП.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Відповідно до ПУЕ [1], 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
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
освітлення зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового
потоку [6].
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги у найбільш віддалених потужних
споживачів. Розрахункова схема дя такого випадку зображена на (рис. 8.7).
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Нам необхідно визначити відхилення напруги цехової мережі від КТП
до споживача, тобто на ділянці Л2.
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги [6].
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U =
1 δ×U = Eм - ΔU
1 тр +Uм +ΔUсп 5 ,
де Ем – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆Uтр – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %
δU =Uцж (%)+Uт(%)-ΔU(%) ,
де ∆Uцж (%) – відхилення в центрі живлення;
∆Uт (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором;
∑∆U (%) – сума втрат напруги від джерела живлення до розрахункової
точки мережі
Uн-ΔUт-ΔUл295%,
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
де ∆Uт, ∆Uл2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми.
Втрату напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до віддаленого
споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить споживача
від РП, оскільки його переріз менший, ніж переріз кабелю від шин ТП до РП.
Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але якщо
вони не перевищуватимуть норму, то реальні відхилення тим більш
задовольнятимуть норму.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються за формулою
ΔU = 3×Ірл×Lкл×r ×cosφ+ x ×sinφ
0 . 0
Для прикладу визначимо втрати напруги одного з електроприймачів
цеху – токарний верстат для якого Ір=18,7А, переріз живлячої лінії Л2, для
2
нашого випадку, дорівнює 4 мм , питомий активний та індуктивний опір:
r0=7,9 Ом/км, х0=0,095 Ом/км, Lкл2=17м.
Тоді отримаємо
ΔU (В) = 3×18,7×0,017×7,9×0,85+0,095×0,62= 6,93В;
л2
6,93
ΔU (%) = 100% 1,73%.
л2 400
Знайдемо втрати напруги на цеховому трансформаторі
S
ΔU м
т = ×U
S а ×cosφ+ Uр ×sinφ ,
нт
де Sм – максимальне навантаження одного трансформатора;
Sнт – номінальна потужність трансформатора;
ΔР
U кз
а = ×100% − активна складова напруги КЗ;
Sнт
Uр = u2
кз -U2
а − реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується ∆Ркз=7600 Вт;
Uк.з.=5,5%; Sтр=630кВА
1 616,2
Sм = S
2 тп = 308,1 кВА,
2
Розраховуємо активні і реактивні складові КЗ
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
7600
Uа = ×100% =1,21% ;
630000
Uр = 5,52 -1,212 4,04% .
Втрати напруги ΔUT на цеховому трансформаторі складуть
308,1
ΔUТ = ×1,21×0,9 + 4,04×0,43 1,38%.
630
В результаті розрахованих даних отримаємо нерівність
100% − 1,38% − 1,73% = 96,89% >95%.
Таким чином відхилення напруги уздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» δUТ, яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» δUТ регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U 2
2 U1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
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 [7].
РП встановлюється так, щоб ширина проходів обслуговування була не
менше 0,8м. Відстань від розподільчих щитів до електроустаткування повинні
бути не менше 1м.
Щит робочого освітлення встановлюємо ближче до дверей, всі інші
щити встановлюються в максимально можливій близькості до
електроспоживачів, з урахуванням центру навантажень [7].
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
Виходячи з результатів проведених раніше розрахунків (див. таблицю
8.4) обираємо тип низьковольтних комплектних установок НКУ. В нашому
випадку таким НКУ буде РП, його тип − ПР11-3053-54У3.1.
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою ДСТУ IEC 60909-0:2007. Стандартом встановлено методику
розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при симетричних і не
симетричних КЗ, види яких визначені відповідно ДСТУ IEC 60909-0:2007.
Методика призначена для розрахунку струмів КЗ, для вибору комутаційних
апаратів, установок релейного захисту і заземлювальних пристроїв згідно
ПУЕ. Величини, що підлягають визначенню і допустимі погрішності їх
розрахунку залежать від вказаних вище цілей
Розрахунку для вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають [7]:
1) початкове значення періодичності складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент
часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюгу.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановкою напругою до 1 кВ
слід враховувати [7]:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткого замкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з᾿єднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається [7]:
1) максимально спрощувати і еквівалентувати всю зовнішню мережу по
відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні
джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо примикають до
місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних машин;
4) не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх
сумарний номінальний струм не перевищує 10% начального значення
періодичної складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування
електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги мережі,
на якій знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна [7]:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри
її елементів;
3) вибираємо метод розрахунку струмів КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5)оцінюємо одержані результати.
Відповідного до цільового призначення розрахунку встановлюємо
розрахункові умови КЗ для аналізованого елемента СЕП.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в
яких може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких
замикань. До сукупності первинних характеристик розрахункових умов
входять: схема, вид струму Кз, а також точка (місце), вид і тривалість КЗ.
Розрахункова схема електроустановки – це схема зєднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, бо
іншого завдання [7]. При виборі розрахункової схеми слід враховувати
передбачені для даної електроустановки умови її усталеної роботи і не
зважати на короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації (
наприклад, під час перемикань) [7].
Розрахункова схема містить реальні елементи (на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв’язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках
струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного контуру. При
цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес аналізується в
одній фазі.
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії електричних
кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у вигляді
електричного контуру. Для цього здійснюється перехід від розрахункової
схеми до схеми заміщення, суть якої – в заміні окремих елементів
електричними еквівалентами, з’єднаними у такій же послідовності.
Особливістю розрахунків струмів КЗ визначають на основі принципової
схеми. Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу
споживачів, обладнання та елементів мережі (шини РУ, РП тощо), в яких
встановлюють апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ [7].
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Установлена
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати
незмінною. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що електроустановки
напругою до 1кВ промислових підприємств увімкнені до джерела
необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС.
В електроустановках можуть виникати різноманітні види коротких
замикань, які зумовлені різними причинами.
На основі схеми електричної принципової складаємо розрахункову та
схему заміщення, в якій кожний елемент замінюється на відповідний опір. На
схемі заміщення позначаються точки, в яких ймовірне виникнення короткого
замикання: К1, К2, К3 (рис. 8.9, рис. 8.10).
Рисунок 8.9 − Розрахункова схема
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
Розрахунок опорів елементів мережі. На стороні 10 кВ розрахунок
струмів короткого замикання ведеться методом відносних одиниць: за базисну
напругу приймається Uб = Uн , де Uн =10,5кВ ; за базисну потужність
приймається Sб =100МВА , чи кратну 100, Sk = 32мВА .
Рисунок 8.10 − Схема заміщення до розрахункової схеми рис. 8.9
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів у міліомах,
приведений до ступеня низької напруги мережі розраховують за формулами:
2
2 100P U2
Р U 2 4
rт = к НН 106 ; x к НН
т = Uк - 10
;
S2
нт Sнт Sнт
де Sнт – номінальна потужність трансформатора, кВА;
Рк – втрати КЗ в трансформаторі, кВт;
U
НН – номінальна напруга обмотки нижчої напруги трансформатора, кВ;
uк – напруга КЗ трансформатора, %.
Для нашого трансформатора ∆Ркз= 7600 Вт; Uк.з.=5,5%; Sтр=630кВА.
Тоді отримаємо
2
7,60,42
1007,6 0,42
rт = 106 3,1 мОм ; x = 5,52 - 104 13,6 мОм .
6302 т
630 630
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального
трансформатора, обмотки якого з’єднані по схемі Δ/Y0, при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
Активний опір контактних з’єднань. Згідно [7] приймаємо наступні
значення активних опорів контактних з’єднань комутаційних апаратів і
кабелів:
rK = rKQ =1,0 мОм; rKL1 = rKL2 = 0,1 мОм.
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів КЗ 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 з [7]:
rQF1 = 0,25 мОм; rQF2 = 0,65 мОм; rQF3 = 2,15 мОм; ХQF1 = 0,1 мОм;
ХQF2 = 0,17 мОм; ХQF3 =1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму. При
розрахунках струму КЗ в електроустановках напругою до 1 к В 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 зневажати.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20, що приведена в [7]
rTA =1,7 мОм; ХTA = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю. Значення параметрів прямої
(зворотної) і нульової послідовностей кабелю, які використовуються в
електроустановках до 1 кВ, приймають, як вказано виробником, або в [7]:
rL1 r0 L1;
X L1 x0 L1;
rL2 r0 L2;
X L2 x0 L2.
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
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.
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Користуючись розрахунковою схемою (рис. 8.9), а також схемю
заміщення (рис. 8.10) проведемо вказаний розрахунок.
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової ТП – точка КЗ»
r = r + r + r + r + r + r + r + r + r + r + r
КЗ T K QF1 K TA K QF2 KQ KL1 L1 QF3+ rKL2+ rL2 .
r =10 +1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 +1,0 + 0,65 +1,0 + 0,1+ 5,12 +
КЗ
+ 0,1+ 2,15 + 0,1+ 4,62 = 28,8 мОм.
Х = Х
КЗ С+ ХT + ХQF1+ ХTA + ХQF2+ ХL1+ ХQF3+ ХL2 .
Х 0,513,6 0,1 2,7 0,17 0,9121,2 0,186 19,5 мОм.
КЗ
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка КЗ»
2 2
Z = 28,8 + 19,5 = 37,8 мОм.
К3
Струм короткого замикання (початкове дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(КЗ)) у точці КЗ
1,05× 400
ІКЗ(КЗ) = = 6422,6А.
3 ×37,8×10-3
Розраховуємо сумарний активний та реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2»
r rT rK rQF1 rK rTA rK rQF 2 r r r r
К 2 KQ KL1 L1 KL2.
r 3,11,0 0,251,01,7 0,651,0 0,1 5,12 0,115,01 мОм.
К 2
Х Х Х Х Х
К 2 С T QF1 TA ХQF 2 Х L1.
Х 0,513,6 0,1 2,7 0,17 0,912 17,98 мОм.
К 2
Повний опір буде рівний
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
2 2
Z = 15,01 + 17,98 = 23,5 мОм.
К 2
Струм короткого замикання в точці К2
1,05× 400
ІКЗ(К 2) = =10330,8А.
3 × 23,5×10-3
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1(шини 0,4 кВ КТП)»
r rT rK r
К1 QF1 rK rTA.
r 3,11,0 0,251,01,7 7,05 мОм.
К1
Х Х Х Х Х .
К1 С T QF1 TA
Х 0,513,6 0,1 2,7 16,9 мОм.
К1
Повний опір буде рівний
2 2
Z = 7,05 + 16,9 =18,2 мОм.
К1
Струм короткого замикання в точці К2
1,05× 400
ІКЗ(К1) = =13339,3А.
3 ×18,2×10-3
Отримані значення струму короткого замикання заносимо до таблиці 8.6.
8.4.2 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ іа0 в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму
в початковий момент КЗ.
На основі прийнятого припущення отримаємо:
іа0 2 ІКЗ ,
(8.1)
іа 0(К1) = 2 ×13250,7 =18808,4 А;
іа 0(К 2) = 2 ×10330,8 =14566,4 А;
іа 0(К3) = 2 × 6422,6 = 9055,9 А.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу іаt розраховують за формулою
t
T
іat ia0 e
a , (8.2)
де t – час, с;
Ta – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с, яка
дорівнює
x
T
a ,
r (8.3)
c
де x і r – результуючі індуктивний і активний опір кола КЗ, Ом;
c – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.
8.4.3 Розрахунок ударного струму КЗ
Ударний струм трифазного КЗ іуд визначається за таким виразом
і 2 І К , (8.4)
уд п0 уд
tуд
де Т
К 1 sin e а – ударний коефіцієнт, що може бути визначений за
уд K
x
,і
кривими [12], які визначають значення Куд в залежності від відношення ;
r
,і
к – кут зсуву фаз напруги або ЕРС джерела і періодичної складової
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням:
x
к arctg ; (8.5)
r
tуд – час від початку КЗ до появи ударного струму, с, що дорівнює
х с
К1
х л
R л
К1
х тр
К2 R т р
х ав т
R а в т
х ш
R ш
К2
х ав т 1 х ав т 2
К3 К4 R а в т 1 R а в т 2
х я 1 х я 2
R я 1 R я 2
Т П 1 Т П 2 К3 К4
Т П 1 Т П 1 (8.6)
S к А
з
х с х л А х тр 1 х тр 2
х с0 х л 0 А х тр 1 0 х тр 2 0
U к 0
Ли с т
Из м . Л и с т № д о к у м . По д п . Д а т а
Ко п и р о в а л Ф о р м а т A 4
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
Ин в . № п о д л . По д п . и д а т а Вз а м . и н в . № И н в . № д у б л . По д п . и д а т а
Для визначення ударного коефіцієнту Куд скористаємось кривими [7].
x
,і
Попередньо розрахувавши параметр для кожної точки короткого
r
,і
замикання:
x(K3) 16,9 x(K3) 17,98 x(K3) 19,5
2,4 кА; 1,2 кА; 0,68 кА
r
(K3) 7,05 r(K3) 15,01 r(K3) 28,8
Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складатиме:
Куд(К1) 1,22; Куд(К 2) 1,1; Куд(К3) 1,05.
Ударний струм в місцях коротких замикань буде рівним:
іа 0(К1) = 2 ×13250,7×1,22 = 22946А;
іа 0(К 2) = 2 ×10330,8×1,1=16023 А;
іа 0(К3) = 2 ×6422,6×1,05 = 9509 А.
Отримані дані заносимо до таблиці 8.6.
Таблиця 8.6 – Струми короткого замикання у розрахункових точках
Точка КЗ
Параметр
К1 К2 К3
ІКЗ , А 13250,7 10330,8 6422,6
іуд , А 22946 16023 9509
8.4.4 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього струму головним чином
залежить від опору (потужності) трансформатору. Оскільки нами обрано у
якості цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, все
обладнання якої – шафи високої і низької напруги зі встановленими у них
автоматичними вимикачами, шинами та іншими елементами – які розраховані
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 вимоги
стійкості до дії струмів КЗ, у тому числі однофазних. А це означає, що у
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
даному разі немає потреби 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.
Перевантаження є менш небезпечним і в ряді випадків допускається
відмовитись від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно глави ПУЕ 3.1 мають бути захищеними від перевантаження :
− мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
− освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і переносних
електроприймачів, а також у пожеже-небезпечних зонах;
− силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перенавантаження провідників;
− мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
Оскільки, мережа всередині приміщення виконана приховано (в
кабельних лотках підлоги цеху), та беручи до уваги те, що за технологічним
процесом у мережі не може виникати тривалих перенавантажень, то від
захисту від перенавантажень мережі цеху допускається відмовитись.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Місця встановлення та розташування апаратів захисту регламентуються
гл. 3.1 ПУЕ [1].
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях приєднання до
живильної лінії таких кіл керування, сигналізації та вимірювання, вимкнення
яких може спричинити небезпечні наслідки.
Як апарати захисту мають застосовуватись автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільш поширені досконалі
автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі
автоматичного вимикача необхідно орієнтуватись на тип ВА, які відповідають
ДСТУ 30-20-95.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, експлуатаційних
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
умов та вимог: селективності відключення, вимог до дистанційного керування,
індикації і т.д. При такому виборі необхідно користуватися технічною
документацією на конкретні апарати.
Вимоги до вибору автоматичних вимикачів [6]:
− номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
− відключаючи здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, який захищається;
− номінальний струм розчіплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, який
захищається
Іном.розч. Іроз
− автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок повільного
спрацювання розчіплювачів слід обирати по умові
Іном.розч (1,11,3)Іроз
.
Для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим
розчіплювачем достатньо виконання попередньої умови [1]: при допустимих
короткочасних перевантаженнях елементу, що захищається, автоматичний
вимикач не повинен спрацьовувати, це досягається вибором уставки
миттєвого спрацювання електромагнітного розчіплювача з умови
Іном.роз.е (1,251,35)іп ,
де іп – пікове навантаження.
Вибір автоматичного вимикача здійснюється (згідно величині струму
споживання під’єднаного до нього споживача, а також типу РП і марки
встановлених в ньому автоматів) з умов приведених в розрахункових
таблицях.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.7.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
Таблиця 8.7 – Вибір автоматичних вимикачів
№, І ,
р 1,1 І , ,
р 1,25 IП Тип І ,
н.АВ І ,
Споживач н.Т .Р.
п/п А А А апарату А А
1 2 3 4 5
1
1 Установка гальванізації 12,3 13,5 77 ВА47 – 29 63 16
2 Заточний верстат 12,6 13,9 89 ВА47 – 29 63 16
3 Прес штамповочний 37,4 41,1 247 ВА47 – 29 63 50
4 Пресовочна машина 25,5 28,1 183 ВА47 – 29 63 40
1; 2
5 Зварювальні автомати 148 162,8 361 ВА88 ‒ 35 250 200
6 Електроножиці 9,5 10,5 64 ВА47 – 29 63 16
7 Токарний верстат 18,7 20,6 120 ВА47 – 29 63 25
8 Пристрій індукційного
48,9 53,8 330 ВА47 – 29 63 63
закалювання
9 Підйомний механізм 27,0 29,7 165 ВА47 – 29 63 40
10 Гибочний верстат 4,8 5,3 28 ВА47 – 29 63 10
11 Свердлильний верстат 20,4 22,4 120 ВА47 – 29 63 25
12 Фрезерний верстат 32,3 35,5 205 ВА47 – 29 63 40
13 Вентилятор 5,1 5,6 40 ВА47 – 29 63 10
14 РП – 5 216,8 238,5 ВА88 – 35 250 250
15 РП – 6 184,8 203,3 ВА88 – 35 250 200
16 РП – 3 61,9 68,1 ВА88 – 32 125 80
17 РП – 1 139,2 153,1 ВА88 ‒ 33 160 160
18 РП – 2 145,8 160,4 ВА88 – 35 250 200
19 РП – 4 178,1 195,9 ВА88 – 35 250 200
20 ЩО 37,6 41,4 ВА47 – 29 63 63
21 ЩАО 4 4,4 ВА47 – 29 63 6
22 КУ 152,1 167,3 ВА88 ‒ 35 250 200
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Виконаємо дану перевірку згідно умови
Ксн×Ідоп Кзах×Ізах ,
де Ксн – поправочний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалодопустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчіплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Проводимо розрахунок для заточного верстату (поз. 2 в табл. 8.7), що
. .
має струм навантаження 12,6 А. Тоді отримаємо: 1 27 > 1 16 = 16 А.
В аналогіний спосіб проводимо перевірку КЛ, що подають живлення на
інші споживачі цеху по виготовленню кабін.
Також перевіряється правильність захисту від струмів к. з., для чого
порівнюється величина струму к. з. в точці де розміщений автоматичний
вимикач з величиною номінального струму електромагнітного розчіплювача
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
автоматичного вимикача, відношення вказаних величин повинно бути не
менше 1,5.
Розрахунок для інших споживачів проводиться аналогічно.
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t tзах tвим ,
де tзах – час дії захисту; tзах = 0,08 с;
tвим – час вимикання апарату; tвим = 0,12 с;
t 0,08 0,12 0,2 с
2) усталене значення струму КЗ, І=8276,0 А (точка К3);
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ
tпр tпр(п) tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності t f / / (рис. 8.4), де / / I/ /
прп / I
tпр 0,02 0,0001 0,02 с.
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності
від для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
t 0,005 / /
пр(а) .
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
tпр(а) 0,005 0,02 0,0001.
При дійсному часі t 1c величину tпра не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
I tпр
Smin ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику після
і до КЗ, С=88 (для алюмінієвих шин).
6422,6 0,02 2 10330,8 0,02
S 2
min 10,3 мм ; Smin 16,6 мм ;
88 88
13250,7 0,02
Smin 21,3 мм2.
88
Отже, вибраний раніше переріз кабелю задовольняє умови термічної
стійкості.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги біля споживачів.
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги [7].
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U =
1 δ×U = EТ - ΔU + U +ΔU 5 ,
1 Т м сп
де ЕТ – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆UТ – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
−5% – припустиме усталене відхилення напруги згідно [7].
Під час розрахункі у п. 8.3.3, було виявлено, що відхилення напруги
знаходяться в допустимих межах і застосування зміни відгалуження у
трансформатора непотрібне.
Якби було навпаки, то, при необхідності, може бути задіяна «добавка»
δUТ, яка створюються цеховим трансформатором. Значення «добавки» δUТ
регулюється зміною кількості числа витків трансформаторі, тобто зміною
коефіцієнта трансформації, що обчислюється за співвідношенням
W
U2 U 2
1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі, %:
−5,0; −2,5; 0; +2,5; +5.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі як правило
використовуються комплектні трансформаторні підстанції (КТП) різних
підтипів. Це зумовлено тим, що при використанні комплектного обладнання
підвищується якість систем електропостачання та надійність її роботи, а
також зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства [7].
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
установок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування комплектних
установок дає значне спрощення будівельні частини електроустановок, так як
не потрібні складні перегородки для камер електричних апаратів,
трансформаторів та іншого обладнання [2].
Приміщення створюються простими у будівельному відношенні.
Повністю закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо
у виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок [2].
Під час проектування нами було обрано двотрансформаторну КТП
однорядного типу − 2КТПЦ-630-10/0,4-У3. До її складу ходять: пристрій
вводу з боку високої напруги (УВН); силовий трансформатор; розподільний
пристрій з боку нижчої напруги (РУНН). УВН виготовляється в виконанні
ШВВ-2Р − шафа з вимикачем навантаження типу ВНПР і запобіжниками ПКТ.
По конструкції. Вимикач ВНПР має пружинно-важільний привід, надійніше
пружинного приводу ВНП.
Як основний силовий трансформатор в обраній КТП застосовуються
трифазні двохобмоточні силові трансформатори:в ТМЗ−630−10/0,4.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
Трансформатор являє собою масляний трансформатор ТМЗ−630−10/0,4:
герметичний із захистом масла, з природним охолодженням типу ТМЗ
призначений для перетворення електричної енергії змінного струму однієї
напруги в електричну енергію змінного струму іншої напруги в трифазних
мережах енергосистем, а так само для харчування різних споживачів в
мережах змінного струму частотою 50 Гц.
Захищені знижуючі трифазні трансформатори ТМЗ випускаються
потужністю від 250 до 2500 кВА і призначені для установки на великих
промислових об'єктах і в комплектних трансформаторних підстанціях (КТП)
внутрішньої і зовнішньої установки.
Трансформатори ТМЗ виконані в герметичному виконанні, в якості
конструктивної захисту масла використовується сухий азот, розташований
між дзеркалом масла і кришкою трансформатора.
У трансформаторах ТМЗ передбачена можливість регулювання напруги
по п'яти щаблях. Перемикання на інший діапазон напруги проводиться
високовольтним перемикачем в ручному режимі при відключеному від мережі
трансформаторі з боку ВН і НН з діапазоном регулювання ± 2х2,5% від
номінальної напруги.
Конструкція трансформатора ТМЗ-630/10. Масляний трансформатор
ТМЗ − це трифазний масляний трансформатор із захистом масла з природним
охолодженням. Бак трансформатора зварений, прямокутної форми.
Для збільшення поверхні охолодження застосовуються радіатори.
Підйом трансформатора ТМЗ здійснюється за крюки, розташовані під
верхньою кришкою бака. У нижній частині бака є пробка для зливу масла,
пробка для взяття проби, болт заземлення.
Активна частина складається з магнітопровода, виготовленого з
холоднокатаної електротехнічної сталі, обмоток і високовольтного
перемикача. Обмотки трансформаторів алюмінієві.
Введення ВН і НН розташовані на торцевих стінках бака, ізолятори
прохідні фарфорові. При струмі введення 1000 А і вище на струмоведучих
стрижнях кріпляться спеціальні контактні затискачі з лопаткою (контактні
затискачі, прапорці), що забезпечують під'єднання плоскою шини.
На стінці маслоазоторасшірітеля встановлюється маслоуказатель для
контролю рівня масла. На маслоуказателе нанесені три контрольні мітки,
відповідні рівню масла в непрацюючому трансформаторі при різних
температурах.
Азотна подушка, розташована між дзеркалом масла і кришкою
трансформатора, забезпечує захист масла від окислення і компенсує
температурні коливання обсягу масла.
Для вимірювання температури верхніх шарів масла в баку
встановлюються термометрический сигналізатор.
Для контролю внутрішнього тиску і сигналізації про гранично
допустимих величинах тиску встановлюються мановакуумметри.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
Для захисту трансформатора встановлюється запобіжна діафрагма або
реле тиску, які спрацьовують при досягненні в баку тиску 0,75 атм і гази
виходять назовні.
Опис РУНН. РУНН складається з набору шаф: шафи введення нижчої
напруги − ШНВ; шаф фідерних ліній − ШНЛ; шафи секційної – ШНС;
зовнішньої шафи сигналізації (за замовленням).
РУНН випускається транспортними блоками довжиною не більше 4 м.
Шкафи РУНН представляють собою металевий каркас, закритий з боків і
зверху металевими знімними листами. У КТП застосовуються два види
конструкції каркасів: збірна (каркас зібраний із спеціальних стійок) і зварена
(каркас зварений з металевих стійок, швелерів і куточків). Усередині каркаса
закріплені вимикачі, шини, апаратура, прилади та монтаж вторинної
комутації. Оперативне обслуговування шаф проводиться з фасаду, доступ до
ошиноки і кабельним прикріпленням здійснюється з заднього боку шафи. Для
зручності обслуговування і монтажу передбачені двері, що замикаються на
замки. Конструкція шаф РУНН зі стаціонарними вимикачами забезпечує
оперування приводами вимикачів при закритих дверях і неможливість
відкривання дверей без застосування інструменту. У шафах РУНН встановлені
автоматичні вимикачі: на вводі і секціонуванні − висувного виконання; на
відхідних лініях − стаціонарного або висувного виконання. Релейний
апаратура розміщена у верхніх відсіках шаф.
Шафи ШНВ забезпечують можливість підключення магістральних
шинопроводів (ШМА−16) без додаткових стикувальних вузлів. Для обліку
електричної енергії в КТП встановлені лічильники активної і реактивної (за
замовленням) енергії. Лічильники розміщені в шафі обліку (розміщеному на
стінці ШНВ).
У двотрансформаторних КТП передбачений автоматичний ввід резерву
(АВР), забезпечує відключення вимикача вводу НН і включення секційного
вимикача при: зникнення напруги на вводі або при зникненні напруги в одній
з фаз в залежності від виконання схеми. Крім того, АВР передбачається при
відключенні вимикача одного з вводів з якої-небудь причини (відключення
вбудованими в вимикач захистами, при помилковій роботі автоматики і т.д.).
Схема виконана із захистом від перевантаження.
У КТП передбачені наступні захисту:
− від багатофазних коротких замикань,
− від однофазних коротких замикань,
− від коротких замикань в колах керування і сигналізації,
− від коротких замикань в обмотках і висновках трансформаторів
потужністю до 1000 кВА включно високовольтними запобіжниками,
− відключення вступного вимикача РУНН з витримкою часу при
зникненні напруги,
− від перегріву обмоток сухих трансформаторів.
У КТП передбачена наступна сигналізація:
− АВР включений,
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
− положення ввідних і секційного вимикачів РУНН (для відхідних
автоматів на замовлення),
− аварійне відключення вступного та секційного вимикачів РУНН (для
відхідних автоматів на замовлення),
− перегріву обмоток сухого трансформатора,
− аварійного відключення одного з вводів в результаті перевищення
допустимої температури обмоток сухого трансформатора,
− аварійне відключення в результаті однофазного замикання на землю
на шинах РУНН,
− загальний сигнал відхилення нормального режиму роботи КТП.
Ввід високої напруги розміщений в спеціальному сталевому кожусі на
баку трансформатора. Прохідні ізолятори високої напруги входять всередину
кожуха з масляного бака. Усередині кожуха можуть бути розміщені дві кінцеві
закінцівки силових кабелів. Контактний пристрій допускає підключати дві
жили кабелів до кожної фази, що дозволяє з'єднувати кілька КТП ланцюжком
або в кільце.
На кришці бака трансформатора встановлені розширювальний бачок з
мастило-вказівником рівня і повітре-осушувачем і газовим реле, що діє на
сигнал чи відключення. Протилежна вузька сторона масляного бака
трансформатора з'єднана кожухом з блоком розподільного пристрою низької
напруги. Усередині кожуха розташовані виводи нижчої напруги
трансформатора, які з'єднані шинами з автоматичним повітряним вимикачем
(автоматом) введення нижчої напруги.
Комплектна трансформаторна двотрансформаторна підстанція,
призначена для прийому, перетворення і розподілу електричної енергії
трифазного змінного струму промислової частоти 50 і 60 Гц на об'єктах
енергетики, нафтової і газової промисловості та інших об'єктах з
глухозаземленою або ізольованою нейтраллю на боці низької напруги. КТП
виготовляються відповідно до технічних вимог ГОСТ 14695-80, ГОСТ Р
51321.1-2000. Можливе розміщення КТП в блок-боксах холодного чи
утепленого (металевий зварний каркас, обшитий сендвіч-панелями) виконання
одно-і багатомодульної конструкції виробництва ЗАТ «ЧЕАЗ».
Двотрансформаторна КТП має два ввідних пристрої з боку високої
напруги, два силових трансформатори із захисними кожухами та розподільчий
пристрій з боку низької напруги. Крім того, підстанція може мати до двох
вводів від дизельної електростанції. При роботі двотрансформаторних КТП
передбачено автоматичне включення резерву і повернення в нормальний
режим роботи. Якщо КТП обладнана додатковим введенням від дизельної
електростанції (ДЕС), при зникненні напруги на обох вводах включається
даний ввід. Відключення вводу від ДЕС відбувається при появі напруги на
одному з основних вводів.У КТП застосовуються трифазні двохобмотувальні
силові трансформатори ТМЗ, який зображений на рис. 6.1. Розподільний
пристрій низької напруги (РУНН) призначено для прийому і розподілу
електроенергії трифазного змінного струму частотою 50 Гц, напругою
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
660/380/220 В, в мережах з глухозаземленою нейтраллю, і так само для
управління електроустаткуванням і захисту його від коротких замикань і
перевантажень.
РУНН − пристрої комплектні низьковольтні для розподільних пристроїв
являють собою шафи різної комплектації і габаритів. РУНН виготовляється в
металевих корпусах із застосуванням стаціонарних або викотних
автоматичних вимикачів, стаціонарних роз'єднувачів із запобіжниками.
Можливе виготовлення РУНН з вступними і секційними вимикачами
навантаження і мікропроцесорними блоками захисту.У ввідних шафах РУНН
встановлюються вольтметр для вимірювання лінійної напруги і амперметри
для виміру струмів в кожній фазі. Також встановлюються трифазні електронні
лічильники обліку активної, реактивної енергії. У РУНН на лініях
встановлюються трансформатори струму для підключення амперметрів. На
боці низької напруги застосовується схема з однією системою збірних шин,
яка секціонована за допомогою секційного вимикача.
Конструкція РУНН. РУНН конструктивно складається з модульних
елементів і дозволяє монтувати шафи будь-якої конфігурації зі стаціонарними
або висувними блоками. Шафи мають одностороннє або двостороннє
обслуговування, при цьому доступ до органів оперативного управління
здійснюється з фронтальної сторони. Ошиновка введення і збірна шина РУНН
виконуються на струм, рівний номінальному струму силового трансформатора
з коефіцієнтом 1,3 згідно з ГОСТ 14695-80. Шафи РУНН різного призначення
поділяються на:
Шафа ввідна − призначений для підключення силових вводів і передачі
електроенергії на секції і відходячі лінії. Укомплектований пристроями
контролю та вимірювання. Типово РУНН комплектується аналоговими
приладами вольтметром і амперметрами, за запитом можливо комплектування
мікропроцесорним мультиметром (V, A, F, S, P, Q, cosф, гармоніки) з
можливістю передачі даних по цифровому каналу. У шафі може бути зібрана
схема АВР з самоповерненням або без самоповернення у вихідне положення.
Шафа секційна − забезпечує секціонування збірних шин. У шафі може
бути зібрана схема АВР − з самоповерненням або без самоповернення у
вихідне положення.
Шафа фідерних ліній − призначена для підключення і захисту ліній, що
відходять, використовується, як правило, з кабельними шафами. Також
призначений для живлення споживачів, обладнання автоматики, введення
електроенергії від незалежних джерел, розподілу електроенергії.
Допоміжні (різних потреб):
Кабельний шафа − розподільний пристрій низької напруги (РУНН) являє
собою набір шаф;
ШНВ − шафа низьковольтна ввідна;
ШНЛ − шафа низьковольтна фідерних ліній;
ШНС − шафа низьковольтна секційна.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
Будівельна частина підстанції складається з окремих об'ємних блоків,
виготовлених на заводі залізобетонних виробів. Всі необхідні отвори, а також
монтаж внутрішнього обладнання виконують на заводі. Для кріплення
електрообладнання в панелі закладають спеціальні металеві деталі. Окремі
елементи (панелі) з'єднуються між собою металевими зв'язками на зварюванні
або на болтах в об'ємні блоки. Заводи постачають приміщення для підстанції
цілком або складається з окремих об'ємних секцій, збираються на монтажі.
Об'ємні КТП забезпечені пристроями, що забезпечують їх вентиляцію,
опалення, освітлення і зв'язок. Крім того, в конструкції передбачені всі
приєднувальні елементи, необхідні для підведення зовнішніх комунікацій.
Для підстанцій, встановлюваних всередині виробничого корпусу,
виконують бетонну підготовку. Об'ємні елементи виготовляють із
залізобетону або металу. Залежно від числа і потужності трансформаторів,
кількості та типу шаф розподільних пристроїв високої та низької напруги
будівельна частина підстанцій може складатися з одного або декількох
об'ємних блоків, які є цілком закінченими елементами, що не вимагають будь-
якого доопрацювання на місці установки. Перевезення кожного блоку об'ємної
підстанції здійснюється окремо, їх габарити допускають транспортування по
залізних і автомобільних дорогах. Приймання під монтаж залізобетонних
об'ємних елементів, коли вони доставляються будівельниками для монтажу
електрообладнання безпосередньо на місце установки, полягає в перевірці
розташування закладних конструкцій, кабельного підпілля, маслозбірних ями,
якості обробки стель, стін, підлог і покрівлі. Необхідною умовою при
прийманні підстанцій, які з кількох елементів, є перевірка узгодженості блоків
і комплектності деталей для їх складання [7].
Крім показань приладів, про навантаження герметизованих
трансформаторів типів ТНЗ і ТМЗ судять по тиску всередині бака, яке при
нормальній навантаженні не повинно перевищувати 50 кПа за показання
мановакумметра. При тиску 60 кПа спрацьовує реле тиску, видавлюючи
скляну діафрагму, тиск при цьому знижується до нуля. Різке зниження
внутрішнього тиску відбувається і при втраті герметичності трансформатора.
Якщо тиск впав до нуля, перевіряють цілісність діафрагми. Якщо вона
розбита, трансформатор відключають, і з'ясовують причину, що призвела до
спрацьовування реле тиску, і за відсутності пошкодження (тобто реле
спрацювало від перевантаження) встановлюють нову діафрагму і включають
трансформатор під знижене навантаження. На герметизованих
трансформаторах для контролю температури у верхніх шарах масла
встановлені термометричні сигналізатори з дією на світловий або звуковий
сигнал при перегріві.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ −
Розрахунок силового трансформатора для живлення блоку керування
електроперетворюючим пристроєм
Силові трансформатори малопотужних блоків живлення електронних
пристроїв різного призначення в т.ч. блоків керування електроперетвоюючих
пристроїв, зазвичай представляють собою електромагнітні пристрої, що
складаються з феромагнітного магнітопровода чи осердя і кількох обмоток.
Осердя таких трансформаторів виготовляють з високолегованих
електротехнічних сталей. При частоті мережі 50 Гц для осердь
використовують сталі марок Э41, Э42, Э43, Э310, Э320, Э330, Э3100, Э3200
при товщині сталевих листів або стрічки 0,5 і 0,35 мм. При підвищених
частотах (400 Гц і вище) використовують сталі марок Э44, Э45, Э46, Э47, Э48,
Э340 і Э70 з товщиною пластин або стрічки 0,2; 0,15; 0,1; 0,08 і 0,05 мм.
За типом конструктивного виконанню осердя трансформаторів
поділяються на три основні типи: стержньові, броньові і тороїдальні.
Відповідно залежно від конструкції осердя і трансформатори поділяються на
три вказаних вище типи. Конструктивні особливості малопотужних силових
трансформаторів ілюструє рис. 9.1. Магнітопроводи малопотужних
стержньових і броньових трансформаторів виконуються відповідно з П −
подібних і Ш − подібних пластин трансформаторної сталі (рис. 9.1, а і б), а
також із стрічкових осердь (рис 9.1, в і г).
Рисунок 9.1 – Конструкція трансформатора:
а, б − пластинчасті стержньові і броньові; в, г − стрічкові стержньові і
броньові; д – тороїдальний
Основні переваги стержньового трансформатора: велика поверхня
охолодження обмотки; мала індуктивність розсіювання; мала витрата
обмотувального дроту; мала чутливість до зовнішніх магнітних полів
(оскільки знаки ЕРС перешкод, що наводяться в обох котушках
трансформатора протилежні і взаємно знищуються).
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
Стержньові осердя застосовуються для трансформаторів різної
потужності.
Броньові осердя розраховані на малі потужності. Їх переваги:
наявність
тільки однієї котушки з обмотками (замість двох у стержньового
осердя); вищий коефіцієнт заповнення вікна осердя обмотувальним дротом;
захист обмотки ярмом осердя від механічних ушкоджень.
Тороідальні осердя (рис.9.1, д) використовують для трансформаторів
малої потужності, що працюють на підвищених частотах − від 400 Гц і вище.
Перевагами таких трансформаторів є: відносно малий магнітний опір; майже
повна відсутність зовнішнього потоку розсіювання; нечутливість до зовнішніх
магнітних полів.
Обмотки та інші струмоведучі частини трансформаторів ізолюють за
допомогою спеціальних електроізоляційних матеріалів.
За способом розміщення на магнітопроводі обмотки трансформатора
можуть бути концентричними і дисковими (що чергуються). Концентричні
обмотки виконуються у вигляді циліндрів, які знаходяться на магнітопроводі.
Внутрішня обмотка, розташована ближче до осердя, розрахована на нижчу
напругу (НН). Зовні розташовується обмотка вищої напруги (рис. 9.1, а). Для
зменшення магнітного розсіювання застосовують подвійні або потрійні
концентричні обмотки (рис. 9.1, б). У дискових обмотках, що чергуються,
котушки нижчої і вищої напруги, виготовлені у вигляді окремих дисків,
поділяються на групи і розміщуються на магнітопроводі в порядку, що
чергується (рис.9.1, в). Найбільш широкого поширення в малопотужних
силових трансформаторах набули концентричні обмотки.
Обмотки малопотужних трансформаторів виготовляються з мідних
проводів з емалевою, волокнистою, і комбінованою ізоляцією.
При виборі осердя трансформатора необхідно керуватися рядом
критеріїв: при мінімальних масі, габаритах і вартості трансформатори повинні
бути простими по конструкції і технології виготовлення.
Рисунок 9.2 –Розташування обмоток на магнітопроводі:
а − проста концентрична обмотка; б − подвійна концентрична обмотка;
в − дискові обмотки, що чергуються
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
Для частоти 50 Гц за всіма техніко-економічними показниками (маса,
об'єм, вартість) найоптимальніші трансформатори стержньового типу,
виконані на магнітопроводах оптимальної форми. Проте найбільш простими
по конструкції і найбільш технологічними вважаються броньові осердя. Тому
для малих потужностей (до (100...200) В·А) і при напрузі на обмотках менше
1000 В доцільно використовувати броньові трансформатори з пластинчастим
або стрічковим магнітопроводом, а при потужностях до (100...200) В·А і
частоті 400 Гц і вище трансформатори з тороїдальними стрічковими осердями.
Початкові дані: напруга в мережі U1 = 230 В; частота мережі fм = 50 Гц;
напруга вторинної обмотки U2 = 40 В; потужнсть вторинної обмотки S2 =70В·А
Розрахунок:
1.Визначаємо сумарну потужність вторинних обмоток для
трансформатора
Sтр = S2 = 70 В·А,
де Sтр – сумарна потужність;
S2 − потужність вторинної обмотки.
2. У відповідності з початковими даними вибираю: марку сталі – Е - 42,
товщину пластин − 0,35 мм., та конфігурацію магніто проводу – броньовий
стрічковий магнітопровод.
3. Визначаємо основний розрахунковий параметр трансформатора –
добуток
1 S 102
тр
QcQв ,
4,44 fм Bm j kc kм
2
де Qc − площа поперечного перерізу стержня магнітопровода, см ;
2
Qв − площа вікна магнітопровода, см ;
− коефіцієнт корисної дії трансформатора;
Sтр − потужність трансформатора, В·А;
fм − частота струму живлячої мережі, Гц;
Bm − амплітуда магнітної індукції, Тл;
j 2
− густина струму в обмотках, А/мм ;
kм − коефіцієнти заповнення міддю вікна осердя;
kс − коефіцієнти заповнення сталлю вікна площі поперечного перерізу
стержня магнітопровода.
4. Із графіків залежності амплітуди магнітної індукції, коефіцієнта
корисної дії та густини струму в обмотках визначаю значення: Bm = 1,2 ; j =
4,4; = 0,96 .
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
5. Обираю коефіцієнт заповнення міддю вікна осердя, що залежить від
діаметра проводу обмоток та потужності трансфрматора: kм = 0,26;
6. Обираю коефіцієнт заповнення сталлюю площі поперечного перерізу
стержня магнітопровода, що залежитьвід товщини листа: kс = 0,94
(10,96) 70102 13720
QcQ 49,88.
b 0,964,441,24,4500,260,94 275,01
7. Використовуючи оптимальні співвідношення розмірів для
трансформатора, визначаю ширину стержня магнітопровода за формулою
a 4 QcQo/xyz
За критерієм по мінімальній масі та об`єму трансформатора, для
конструкції осердя оптимальні співвідношення розмірів x y z , будуть такі:
х=с/а = 0,7; у=b/а = 2,
а коефіцієнт а, такий
49,88
a 4 12,04.
4,14
Визначивши добуток Qc Qв та ширину стержня магнітопровода обираю
конфігурацію магнітопровода ОЛ25×40. Обираю з довідника такі параметри:
активна площа перерізу магнітопровода Qс.а = 1,30 см² ; добуток перерізу сталі
на переріз вікна Qc Qв = 49,88 см²×²; середня довжина магнітної силової лінії lст
=10,1 см; активний об`єм магнітопровода Vст = 13,26 см³; маса магнітопровода
Gст =102 г; повна потужність трансформатора Sтр = 70 В·А
8. Визначаю втрати в сталі за формулою
Pст σGст ,
де σ − питомі втрати (Вт/кг), які залежать від марки сталі, товщина пластин
або стрічки, магнітної індукції і частоти мережі. Gст − маса сталі
магнітопровода. Числове значення величини σ знаходиться із
експеременальних кривих залежності питомих втрат в сталі від магнітної
індукції, при σ = 2,7, отримаємо .
Рст =20·0,102=2,04 (Вт).
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
Знаходжу струм холостого ходу. Для цього необхідно спочатку
визначити такі величини:
а) активну складову холостого ходу, що використовує трансформатор на
покриття втрат в сталі (виражається в відсотках від номінального струму)
iа.хол Pст /Sтр 100;
б) реактивну складову струму холостого ходу, виражену в відсотках від
номінального струму
ip.хол (qстGст /Sтр)100,
де qст − питома потужність (вар/кг), що залежить від марки сталі, частоти,
конструкції магнітопровода і магнітної індукції. qст визначається із графіка
для визначення питомої намагнічуючої потужності, qст = 90 (вар/кг)
900,102
i = 100%13,1%;
р.хол.
70
в) струм холостого ходу, виражений в відсотках від номінального
струму
i 2 2
хол iа.хол iр.хол =10,44 %.
10) Визначаю значення струму в первинній обмотці
I Sтр / U η cos
1 1 1,
де cos1 − коефіцієнт потужності (при частоті 50 Гц cos1=0,9...0,95; при
частоті 400 Гц cos1= 0,85...0,95. Приймаю cos1=0,9
70
I 0,368A.
1 2200,960,9
Абсолютне значення струму холостого ходу дорівнює:
Iхол (iхол/100) I ,
1
10,440,368
Iхол 0,038А.
100
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
Струм холостого ходу Iхол в трансформаторах малої потужності
звичайно складає близько 25−40% від номінального значення при частоті 50
Гц та 10−30% при частоті 400Гц. Якщо знайдений струм холостого ходу
більше вказаних значень, то слід зменшити магнітну індукцію; якщо ж цей
струм менше вказаних значень, то магнітну індукцію слід збільшити.
11. Знаходжу струми в обмотках трансформатора
I S /U ,
i i i
де i − номер обмотки трансформатора;
S − потужність відповідної обмотки, В·A;
i
U − напруга обмотки, В.
i
Так, як струм первинної обмотки розрахований, знаходжу струм у
вторинній обмотці
І2 = S2 /U2 = 70/40 = 1,75 (А).
12. Визначаю поперечні перерізи проводів обмоток:
q ' I /j = 0,368/4,4 = 0,103 (мм²);
1 1
q ' I /j = 1,75/4,4 = 0,409 (мм²).
2 2
З довідника визначаю найближчі до розрахункових значень стандартні
перерізи проводів q1 =0.1134, q2 =0.4072, номінальний діаметр проводу по міді
d1=0,38, d2 =0,72, діаметр проводу ззовні d1=0,42, d2 =0,77, маса проводу g1 =1,01
г, g2 =3.6 г.
Для обмоток при напрузі до 500 В рекомендується провід ПЕЛ або ПЕВ-
1 при струмах в обмотках до 5 А провід ПЕЛБО або ПБД при струмах більших
5 А, при напрузі обмоток більше 500 В бажано використовувати ПЕВ-2.
Обираю провід ПЕЛ.
Дійсна густина струму в обмотках складає:
I I
j 1 0,368 1,75
3,68 (А/мм²); j 2 4,42 (А/мм²).
1 q 0,1134 2 q 0,4072
1 2
Середня густина струму для трансформатора, що вміщує дві обмотки
j j j 3,684,42 15,52 3,94 (А/мм²).
1 2
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
13. Знаходжу амплітуду магнітного потоку в магнітопроводі
трансформатора
Ф ВQ 4 4
c.a 10 BQckc 10
.
де Qc – активний переріз проводу, см²
Ф 1,211,30,94 104 1,47 104 (Вб).
14. Число витків кожної обмотки визначаю за формулою
E
W i ,
i 4.44 fм Φ
де і – номер обмотки;
Еі – ЕРС відповідної обмотки.
При роботі трансформатора під навантаженням на опорах його обмоток
відбувається спад напруг. Тому за рахунок ЕРС обмоток необхідно
використати вираз
ΔU
i Е U 1
і і 100
де Ui – напруга на відповідній обмотці, В;
U i − відсоткове падіння напруги на обмотці, %.
З графіка залежності відсоткового падіння напруги в обмотках від
потужності трансформатора − ∆U1 =1,5%, ∆U2 =2,5% [7], знаходжу:
U 1,5
E U 1 1 2301 226,6B;
1 1 100 100
U 2,5
E U 1 2 401 38,75В;
2 2 100
100
E
1 216,7
W 830,27;
1 4,44 fc Ф 0,261
E
2 38,75
W 148,46.
2 4,44 fc Ф 0,261
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП −
Техніко-економічні характеристики перетворювальних підстанцій для
електропередач та вставок постійного струму
Завдання даного розділу роботи полягає у проведенні порівняльного
аналізу техніко-економічних характеристик та сфер застосування
перетворювачів для передач постійного струму високої напруги за
матеріалами закордонних джерел інформації.
Вступ. Подальший розвиток технологій силової електропередачі
постійним струмом є одним з важливих глобальних напрямків розвитку
світової електроенергетики. Спосіб транспортування електричної потужності
за допомогою постійного струму високої напруги розвивається та реалізується
у промислових масштабах ще починаючи 50-х років минулого століття. В
теперішній час кількість реалізованих проектів ЛЕП та вставок постійного
струму в ЛЕП у світовій енергетиці значно зросла. За деякими приблизними
підрахунками за другу половину минулого століття у світі введено в
експлуатацію понад 100 об'єктів постійного струму на рівні напруг за 50000 В.
В той же час, за роки нинішнього століття вже більше ніж 80 проектів
здобули реалізацію. Також досить велика кількість таких об’єктів заплановані
до реалізації в найближчий період [10, 11, 12, 13, 15, 20].
У перетворювальній частині більшості функціонуючих та проектованих
систем передавання постійного струму використовуються два типи
перетворювачів: перетворювач струму (ПС) з тиристорними вентилями та
перетворювач напруги (ПН) з вентилями на основі повністю керованих
напівпровідникових приладів. Вони відрізняються елементною базою,
технічними та ціновими характеристиками, областями застосування тощо.
Найбільш перспективними вважаються саме системи на основі ПС [14], тому
далі будемо розглядати саме їх техніко-економічні характеристики.
Метою нашого дослідження є узагальнення сфер застосування,
схемотехніки та характеристик перетворювальних підстанцій для для вказаних
систем на основі аналізу матеріалів зарубіжних джерел.
Перетворювальні підстанції з використанням перетворювачів струму.
Перетворювачі струму для систем силової передачі електроенергії на
постійному струмі здобули промислове застосування ще, починаючи з 50-х
років минулого століття.
Перші перетворювачі постійного струму функціонували на основі
ртутних вентилів. Далі, починаючи з початку 70-х такі перетворювачі вже
створювалися на базі керованих тиристорів.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
Характеристики таких перетворювачів добре відомі та вивчені, а
особливостям їхнього функціонування присвячено велика кількість
публікацій, в т.ч. й за кордоном, наприклад [15, 17].
На рис. 10.1 наведена типова схема перетворювальної підстанції ПС для
біполярної передачі постійного струму з використанням перетворювачів
струму [20].
Рисунок 10.1 − Однолінійна схема перетворювальної підстанції із
застосуванням перетворювачів струму:
1 – високовольтний вентиль; 2 – вентильна четвірка; 3 − перетворювальний
трансформатор; 4 – згладжувальний реактор; 5 − фільтр гармонік на стороні
постійного струму; 6 − фільтри гармонік на стороні змінного струму;
7 – фільтр нижніх частот; 8, 9, 10, 11 − система вимикачів у РП ПС;
12 − датчик струму; 13 – датчик напруги;14 - вимикач полюса
Основою такої схеми може слугувати шеститактна мостова схема, що
складається із шести тиристорних вентилів. Вентиль перетворювача
складається з кількох послідовно з'єднаних модулів, сформованих з
ідентичних тиристорних комірок, а також анодних реакторів. Кожна
тиристорна комірка складається з безпосередньо напівпровідникового
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141
тиристора та модуля його керування, демпфірувальних та вирівнюючих
ланцюгів, приєднаних паралельно до вказаних комірок. Демпфірувальні
ланцюги забезпечують рівномірний розподіл напруги по компонентам
вентиля. Вони також слугують зниженню величин напруги та струму в
перехідних процесах при відмиканні вентиля та відновленні напруги на ньому.
Комірка керування тиристором забезпечує формування керуючого сигналу на
керуючому електроді тиристора в нормальному та аварійному режимах.
Послідовно з коміркою керування або з вентильною секцію, що
складається з декількох послідовно з'єднаних тиристорних комірок,
встановлюються насичувальні реактори, які призначені для обмеження
швидкості наростання струму в перші моменти часу після включення
тиристора, а також швидкості зміни напруги при відключеному стані
тиристора. Декілька вентилів формують багато вентильну структуру.
Найчастіше, в одному блоці містяться чотири вентилі (вентильна четвірка).
Майже всі сучасні тиристорні вентилі охолоджуються деоінізованою водою
або сумішшю деіонізованої води та етилену гліколю. Перетворювальні
трансформатори слугують для поєднання мостів у дванадцятипульсну схему, а
також для зв'язку з мережею змінного струму та узгодження напруги
перетворювача з напругою мережі. Згладжувальні реактори з досить
невисокою індуктивністю, порядку кількох сотень мілігенрі, призначені для
згладжування пульсацій постійного струму в лінії, запобігання перериванню
струму при малому навантаженні перетворювачів постійного струму і
обмеження струмів к. з. в лінії постійного струму. Фільтри вищих гармонік в
колі змінного струму служать для фільтрації струмів вищих гармонік,
генерованих перетворювачами, а також для компенсації частини реактивної
потужності, споживаної перетворювачами. Фільтри вищих гармонік за
постійного струму призначені для придушення залишків вищих гармонік в
спектрі постійного струму перетворювача. Джерела реактивної потужності
компенсують реактивну потужність, споживану перетворювачами, яка в
нормальних режимах наших перетворювачів може досягати величини
приблизно 50% активної потужності генерованої силовими перетворювачами.
Для мінімізації впливу високочастотних завад, що генеруються
перетворювальним обладнанням на обладнання мережі змінного струму у
складі перетворювальної підстанції, використовується фільтр НЧ 7. Слід
зазначити, що у зарубіжній термінології такий фільтр називається «PLC-filter».
Високовольтні вимикачі 8 і 11 призначені для перемикання зворотного струму
із землі в лінію полюса, що не використовується, у випадку коли
перетворювач тимчасово функціонує в уніполярному режимі. Високовольтний
вимикач 10 замикається при аварії на електроді або зворотному дроті,
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
забезпечуючи тимчасове повернення струму через землю. Високовольтний
вимикач 9 використовується для відведення постійного струму блокованого
полюса на землю.
До основного обладнання підстанції також має бути віднесена система
управління регулювання та захисту перетворювачів. Перетворювачі з
тиристорними вентилями застосовуються у складі повітряних та кабельних
лініях передачі електроенергії постійним струмом на різних класах напруги
від 250 до 800 кВ. Серед головних функцій таких перетворювальних систем,
можна виділити наступні [18]: передача електроенергії великої потужності
значні відстані; комерційна передача електроенергії; збільшення надійності
енергопостачання; оптимальне розподілення потужності електростанцій між
енергосистемами, компенсація добових і сезонних коливань генерованих
потужностей, вирівнювання піків навантаження та споживання, передача
електроенергії через протяжні водні та наземні перепони.
Для оцінки техніко-економічних показників зручно буде розглянути
графік представлений на рис. 10.2 з джерела [19]. На цьому рисунку показано
залежність питомої вартості перетворювальної підстанції постійного струму
(долл/кВт) від її потужності (МВт), яка зі збільшенням потужності
перетворювача знижується. Вартість варіюється в залежності від класу
напруги об'єкта, особливостей території, де споруджується ПП.
Рисунок 10.2 − Питома вартість двох перетворювальних підстанцій ПС
Виходячи з проведеного аналізу можна констатувати, що переваги
силової передачі електричної енергії за допомогою постійного струму такі:
− це добре відпрацьована технологія перетворення енергії, є значний
досвід її використання з початку 70-х років XX століття;
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 143
− низькі втрати потужності у перетворювачі струму, які становлять 0,8-
0,85%;
− досягнуті високі значення потужності, що передається більше 8ГВт
при високих класах напруги до 800 кВ − для повітряних ліній і до 500 кВ − для
кабельних ліній з в'язким просоченням.
Однак, в результаті аналізу було виявлено ряд недоліків, а саме те, що
неможливо використовувати кабелі зі зшитого поліетилену (які дешевше, ніж
кабелі з в'язким просоченням для рівних класів напруги та значень струму),
оскільки реверс потужності таких перетворювачів здійснюється зміною
полярності напруги. Крім того, для роботи на ПС характерне значне
споживання реактивної потужності (до 50% від пропускної спроможності
перетворювача). Для роботи системи передачі електроенергії на постійному
струмі потрібна значна склад КУ на стороні змінного струму для компенсації
реактивної потужності та фільтрації ВЧ гармонік. Це, в свою чергу сильно
збільшує площу необхідну для побудови підстанції та значно збільшує
вартість останньої. Також обмежує застосування постійного струму для
пасивних приймальних систем та систем постійного струму малої потужності
[17, 20].
Загальні висновки, які можна зробити з проведеного аналізу великої
кількості зарубіжних джерел такі:
1. Перетворювальні підстанції із застосуванням перетворювачів струму
відрізняються більш простою схемотехнікою, меншою вартістю вентильного
обладнання, меншими втратами (до 0,8%), але більшою площею, що ними
займається. такі підстанції широко використовуються у складі повітряних та
кабельних систем передавання електричної енергії на постійному струмі з
пропускною здатністю більше 8ГВт при високих класах напруги до 800 кВ –
для повітряних ліній та до 500 кВ – для кабельних ліній з в'язким
просоченням.
2. Серед основних переваг перетворювальних підстанцій з
перетворювачами напруги на основі двох та трирівневих схем порівняно з
перетворювальними підстанціями постійного струму можна відзначити
можливість роботи на автономне навантаження та можливість підтримки рівня
та якості напруги на шинах змінного струму, меншу займану площу,
відсутність обмежень по мінімальній потужності, що передається тощо.
Максимально досягнута пропускна здатність перетворювачів напруги на
основі дворівневої схеми – 500 МВт при напрузі постійного струму ±200 кВ.
Вони використовуються переважно у складі кабельних перетворювальних
підстанцій пропускною здатністю до 350 МВт при напрузі постійного струму
±150 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 144
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с.
2. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств.
3. 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.
4. Внутрішньзаводське електропостачання. Курсове проектування:
Навчальний посібник. / В.Г. Рудницький. – Суми: ВТД «університетська
книга», 2006. – 153 с.
5. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для
вузів. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
6. Внутрішньоцехове електропостачання. Курсове проектування:
Навчальний посібник. / В.Г. Рудницький. – Суми: ВТД «університетська
книга», 2007. – 280 с.
7. Системи електроспоживання та електропостачання промислових
підприємств. Підручник. / В.Є. Шестеренко. – Вінниця: Нова Книга, 2004. –
656 с.
8. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра
для здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм навчання
[Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Самойлик О.В., Курбака Г.В.];
М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ,
2018. – 100 с.
9. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств: навч.посіб./ [Соловей О.І., Ситник О.О.,
Розен В.П.та ін]; за заг.ред. О.І. Солов’я; М-во освіти і науки,молоді та спорту
України Черкаси,Черкас. держ. технол.ун-т Черкаси: ЧДТУ,2012.− 247с.
10. Barker C. and the others. HVDC for beginners and beyond. Alstom, 2011.
591 c.
11. Economic Assessment of HVDC Links. CIGRE Working Group 14.20.
June 2001.
12. Mattsson I, Railing B. D., Williams B., Moreau G., Clarke C. D., Ericsson
A., Miller J. J. Murraylink, the longest underground HVDC cable in the world. В4-
103. CIRGE Session, 2004.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145
13. VSC Transmission. CIGRE Working Group WG B4.37 № 269, 2005 г.
14. Mohamed S. A. Dahidah, Georgios Konstantinou, Vassilios G. Agelidis.
A Review of Multilevel Selective Harmonic Elimination PWM: Formulations,
Solving Algorithms, Implementation and Applications IEEE Transactions on Power
Electronics. Year: 2015, Volume: 30, Issue: 8.
15. It’s time to connect. Technical description of HVDC Light® technology.
ABB, Ludvika, Sweden, 2008.
16. Sellick R. L., Akerberg M. Comparison of HVDC Light (VSC) and
HVDC Classic (LCC) Site Aspects, for a 500MW 400kV HVDC Transmission
Scheme. ET ACDC 2012 conference in Birmingham, UK, December 4 - 5, 2012
17. Guangfu Tang, Member, IEEE, Zhiyuan He, Member, IEEE, Hui Pang,
Xiaoming Huang, and Xiao-Ping Zhang. Basic Topology and Key Devices of the
Five- Terminal DC Grid. CSEE Journal Of Power And Energy Systems, vol. 1, no.
2, June 2015.
18. Суслова О. В. Современное состояние технологии электропередач
постоянным током и расширение областей их применения в мировой
электроэнергетике (по материалам 45-й сессии СИГРЭ). Известия НТЦ
Единой энергетической системы, № 2(71), 2014, с. 154-162.
19. Xiaojun Guo, Mingfeng Deng, Kang Wang. Characteristics and
performance of Xiamen VSC-HVDC transmission demonstration project. 2016
IEEE International Conference on High Voltage Engineering and Application
(ICHVE), 2016.
20. Les Brand, Ranil de Silva, Errol Bebbington, Kalyan Chilukuri. Grid
West Project HVDC Technology Review. Отчет PSC, 2014.
21. Пістун І.П. Безпека життєдіяльності: Навчальний посібник.– Суми:
Видавництво «Університетська книга», 1999.– 301 с.
Арк.
ЧДТУ А1 18004 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 146